Herzlich willkommen zu unserem Webcall der Deutsche Rohstoff AG zum Halbjahresergebnis und zum Halbjahresbericht 2026. Der Herr Döring, unser CFO, und ich heißen Sie herzlich willkommen und freuen uns über die rege Teilnehmerzahl.

Ganz kurz vorab: Wir werden Sie durch das Ergebnis führen in der Präsentation, die verschiedenen Aspekte des Halbjahresberichts beleuchten und haben dann hoffentlich im Anschluss auch noch Zeit, einige Fragen über die Chat-Funktion zu beantworten. Ich möchte auch darauf hinweisen, dass dieser Webcall aufgezeichnet wird.

Und damit steige ich direkt ein. Hier noch der Disclaimer.

Die Deutsche Rohstoff AG im ersten Halbjahr 2026 hat sich extrem positiv entwickelt. Ich glaube, wir können definitiv behaupten, 2026 sollte ein Rekordjahr werden, sofern wir hier uns im Rahmen unserer Prognose bewegen.

Im ersten Halbjahr lag der Umsatz bei 110 Millionen €, ich glaube vor allem das EBITDA ist beachtenswert mit rund 200 Millionen €, das natürlich geprägt war auch von dem Sondereffekt der Teilveräußerung aus der Beteiligung an Almonty Industries. Und insgesamt sind wir hier in diesem Jahr wirklich mit dem großen Bohrprogramm, was wir in den USA losgetreten haben, auf dem Weg, ja, auch beim Umsatz ein Rekordjahr zu erwirtschaften.

In der aktuellen Guidance liegen wir hier bei rund 300 bis 320 Millionen € Umsatz und dann eben einem EBITDA von bis zu 400 Millionen € im Jahr 2026. Das hebt uns dann ergebnisseitig als Deutsche Rohstoff AG auch definitiv noch einmal auf eine neue Stufe.

Insbesondere auf die Ölproduktion ist da hinzuweisen. Wir sehen es hier: Die Barrel Öläquivalent pro Tag lagen im ersten Halbjahr bei 13.500 Barrel Öläquivalent.

Im zweiten Halbjahr erwarten wir rund 24 bis 26.000 Barrel Öläquivalent Produktion laut unserem Guidance-Update vor einigen Wochen. Und das bedeutet dann eben eine Gesamtjahresproduktion von bis zu 20.000 BOE am Tag, ein sehr, sehr deutlicher Sprung und eben auch dieses Ergebnis des massiv erhöhten CapEx-Programms in den USA.

Also wir haben im Rahmen unserer Prognoseerhöhung die Investitionen in den USA auf 320 Millionen € erhöht. Diese Investitionen finden nahezu ausschließlich in Wyoming statt, in unserer eigenen Bohrung.

Wir haben auf 32 eigene Bohrungen erhöht und sehen hier eben auch, und darauf werden wir auch gleich noch mal im Detail eingehen, sehr, sehr positive Ergebnisse aus den ersten Bohrungen, die schon online sind, was uns halt auch dazu bewegt hat zu sagen, wir sind hier auf dem richtigen Weg. Das Makroumfeld, also die Ölpreise insbesondere, sind auch für uns definitiv positiv, sodass wir eben in der Lage sind, hier dieses, ja, massiv beschleunigte Öl-Investmentprogramm auszubauen.

Und auch im Metallbereich, ich hatte es angesprochen, selbstverständlich sozusagen die Teilveräußerung der Beteiligung an Almonty mit einem Ertrag von bisher im Gesamtjahr 165 Millionen € und eben zum Halbjahr rund 128 Millionen €, ist natürlich ein ganz wesentlicher Erfolgsfaktor hier auch für das EBITDA im zweiten Halbjahr. Und darüber hinaus hat sich auch unser Metallportfolio positiv entwickelt.

Insgesamt ist auch der Buchwert hier gestiegen durch weitere Investitionen auf rund 35 Millionen € zum Halbjahr. Kurzer Blick auf die Highlights, bevor ich an den Herrn Döring übergebe, der uns etwas durch das Zahlenwerk führen wird.

Der Kurs ist rund 90% gestiegen in diesem Jahr bisher, also eine extrem positive Entwicklung. Dividende von 2,25 €, leicht erhöht gegenüber dem Vorjahr, haben wir ausgezahlt.

Der Aktienrückkauf ist abgeschlossen mit 7,5 Millionen €. Es wird sicherlich auch wieder die Frage kommen, ist hier ein weiterer Aktienrückkauf geplant und wenn ja, wann.

Dazu können wir jetzt aktuell noch nichts sagen. Das ist natürlich immer etwas, was wir überlegen, aber da ist noch nichts beschlossen oder entschlossen.

Also von daher ist es jetzt erst mal so, dass wir diesen Aktienrückkauf hier für rund 7,5 Millionen € abgeschlossen haben. EV/EBITDA, also der Enterprise Value im Verhältnis zum EBITDA, mit 1,4 definitiv auf einem sehr, sehr attraktiven Niveau, muss man sagen.

Wir gehen auch nachher noch mal auf unsere Peer Group ein, wie sich das da im Verhältnis verhält. Die Marktkapitalisierung bei 437 Millionen € auch natürlich deutlich höher als im Vorjahr.

Und ich glaube, worauf man auch noch mal ganz spezifisch verweisen kann, ist das Handelsvolumen der Aktie. Unsere Aktie hat doch schon enorm an Liquidität gewonnen, also es werden mehr Aktien gehandelt.

Und da die Aktien auch einen höheren Kurs haben, ist dann eben das Volumen der Aktie doch ganz beachtlich. Also im ersten Halbjahr diesen Jahres beziehungsweise wirklich konkret bis zum 31.07., also noch der Juli inklusive, wurden hier bisher 404 Millionen € ungefähr an Deutsche Rohstoff-Aktien gehandelt.

Damit kann man schon sagen, da ist sozusagen, ja, die gesamte Marktkapitalisierung fast einmal durchgehandelt worden. Das ist dann doch schon ein beachtlicher Anstieg und zeigt eben auch, glaube ich, auch für viele institutionelle Investoren, von denen immer mehr Interesse an der Deutsche Rohstoff AG haben, dass wir hier eine sehr, sehr attraktive Liquidität haben.

Genau, das vielleicht so als erster Blick auf die Highlights, bevor wir ins Detail eingehen. Übergebe ich erst mal an den Herrn Döring, der uns etwas durch die Zahlen führen wird.

Guten Morgen, herzlich willkommen auch von meiner Seite. Und genau, schauen wir uns die heute Morgen veröffentlichten Zahlen im Detail an.

Beginnen hier mit den operativen Zahlen. Die Umsätze sind im Vergleich zum Vorjahr 8% gestiegen auf 110 Millionen €.

Umsatz ist immer eine Nettogröße, also nach Abzug von Produktionssteuern, Hedging-Effekten. Darunter sehen Sie die Bruttoumsätze, die sich für Öl und Gas unterschiedlich entwickelt haben.

Der Bruttoumsatz für Öl stieg 23% auf 117,5 Millionen €, gegenläufig der Umsatz aus Gas, Natural Gas Liquids, kurz NGL, sank 26%. Dieser Umsatzanstieg war weniger volumengetrieben.

Sie sehen in der Mitte die produzierten Barrel Öläquivalent, das waren 2,44 Millionen im Vergleich zum Vorjahr, minimaler Rückgang 1%. Geteilt durch die Anzahl der Tage sehen Sie die Tagesproduktion von 13.500 BOE per day.

Aber was Sie auch erkennen: Der Ölanteil ist weiter gestiegen. Das ist ja ein Trend, den wir seit Jahren sehen mit der zunehmenden Aktivität in Wyoming.

Aktuell liegt die Volumenquote an unserer Förderung von Öl bei 66%. Das sind 2 Prozentpunkte mehr als im Vorjahreszeitraum, und deshalb ist die Ölmenge im Vergleich zum Vorjahr 3% gestiegen.

Und Öl ist natürlich weiterhin das wertvollere Produkt, insofern ein positiver Umsatzmix und Trend an dieser Stelle. Ganz links unten sehen Sie, dass der Umsatzanstieg im Wesentlichen preisgetrieben war.

Der Ölpreis nach Preissicherungsgeschäften stieg 18% auf $78,38, Gaspreise stärker rückläufig auf $2,20 je 1000 Kubikfuß. Die Ölpreissicherungsgeschäfte, also die Abrechnung dessen und die Erfassung davon in der Gewinn- und Verlustrechnung waren im ersten Halbjahr negativ, ein Verlust von rund 5 Millionen €.

Der Großteil dieser Sicherungsgeschäfte war noch vor dem Anstieg der Ölpreise ab Anfang März abgeschlossen worden. Die operativen Kosten stiegen auf $10,38.

Haben wir im Wesentlichen zwei Trends: Wir haben einerseits für ältere Bohrungen, insbesondere im Denver-Julesburg Basin in Colorado, einiges an Ausgaben gehabt für die Überarbeitung, sogenannte Workover. Und im Zuge der Flächenentwicklung im westlichen Powder River Basin haben wir im ersten Halbjahr auch etwas höhere Wassertransportkosten zu verzeichnen gehabt.

Die planmäßigen Abschreibungen pro Barrel Öläquivalent sind leicht gesunken 5% auf $16,21. Die unterjährige Volumenentwicklung im Schaubild rechts mal eingezeichnet: Im ersten Quartal lag unsere Fördermenge noch bei 12.322 Barrel Öläquivalent.

Das ist ja ein Anstieg 20% dann auf 14.800, begründet dadurch, dass Mitte, Ende Mai die ersten sechs Bohrungen in die Produktion gegangen sind und in den letzten Junitagen drei weitere Bohrungen, sodass sich jetzt eben die Produktion entsprechend nach oben aufskaliert. Wir haben wahrscheinlich das Q2 verlassen so mit rund 18.000 BOE pro Tag und liegen per Stand heute bei 24.000 BOE am Tag.

Viel zu den operativen Zahlen. Schauen wir auf der nächsten Folie uns jetzt mal die wesentlichen Konzernzahlen zum Halbjahr im Detail an.

Beginnen links mit der Gewinn- und Verlustrechnung. Die Umsatzerlöse wie gerade erläutert, die sonstigen betrieblichen Erträge natürlich mit hohen Einmalerträgen aus der Veräußerung von Almonty.

Konkret haben wir 11,6 Millionen Aktien von Almonty bis zum 30.06. verkauft mit einem Gesamtertrag von 128 Millionen €.

Das begründet diesen großen Anstieg der sonstigen betrieblichen Erträge. Der Materialaufwand etwas überproportional gestiegen aufgrund der eben genannten Gründe, Workover-Kosten und etwas höhere Wassertransportkosten auf den westlichen Flächen.

Der Personalaufwand leicht gestiegen im Zuge des Kapazitätsausbaus, dieses große Bohrprogramm, was wir gerade in der Umsetzung haben, dann auch personell natürlich zu unterstützen. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen leicht gesunken, geringere Devisenkursverluste.

Das EBITDA hat sich nahezu verdreifacht auf 205,2 Millionen €. Die Abschreibungen sind gestiegen 40% auf 58,6 Millionen €.

Darin enthalten sind außerplanmäßige Abschreibungen, also ein Impairment in Höhe von 19 Millionen € brutto. Was begründet dieses Impairment?

Ich sprach eben von diesen Workover-Kosten, die wir auf die Bohrungen in Colorado, ältere Bohrungen, durchgeführt haben. Und im Rahmen unserer Reservebewertung werden diese Kosten immer nach vorne weiter extrapoliert.

Also in dieser Methodik wird nicht unterschieden, sind das jetzt immer anfallende fixe oder variable Kosten, sondern diese eigentlich auf diskretionären Managemententscheidungen basierenden Workover wurden nach vorne extrapoliert, was natürlich dann damit den Barwert dieser Bohrung reduziert, teilweise auch die wirtschaftliche Restnutzungsdauer reduziert und damit diese außerplanmäßige Abschreibung begründet. Das Ergebnis vor Steuern über sechsmal so hoch wie im Vorjahr.

Sie sehen aber, dass die Steuern gesunken sind. Das hat im Wesentlichen zwei Effekte.

Eben der genannte Impairment wird natürlich auf Ebene der passiven latenten Steuern wieder rausgedreht. Also die außerplanmäßige Abschreibung hat das Ergebnis netto nach Steuern, Minderheiten 14,6 Millionen € belastet.

Und zum Zweiten sind ja Veräußerungsgewinne aus Aktien in Deutschland nach 8b Körperschaftsteuergesetz nur zu 5% steuerpflichtig. Also auf diese 128 Millionen Ertrag an Almonty haben wir nur rund 1 Million € an Steueraufwand verbuchen müssen.

Damit ergaben sich nach Minderheiten ein Gewinn von 134,7 Millionen €, was einem Gewinn pro Aktie von 28,42 € entspricht. Schauen wir rechts uns noch die Entwicklung von Bilanz- und Cashflow-Größen an.

Die Bilanzsumme ist deutlich gestiegen rund 210 Millionen €, im Wesentlichen natürlich durch das Investitionsprogramm, aber auch die stark gestiegene Profitabilität. Die Sachanlagen stiegen 25% Richtung 525 Millionen €.

Der in absoluten Größen größte Anstieg innerhalb einzelner Posten ist im Eigenkapital zu verzeichnen, das 132 Millionen €, 60% gestiegen ist auf 352 Millionen €. Und die Eigenkapitalquote lag am Stichtag bei 45%.

Die liquiden Mittel verzeichnen den absolut größten Anstieg auf 133 Millionen €. Die Nettoverschuldung ist gesunken im Vergleich zum Stichtag 31.12.

rund ein Viertel und der Verschuldungsgrad ist deutlich gesunken auf 0,4-mal EBITDA. Der operative Cashflow lag bei 70 Millionen €.

Warum ist der so weit weg vom EBITDA? Weil in der Regel der Umrechnung in der Kapitalflussrechnung eben diese Erträge aus den Aktienverkäufen umgegliedert werden in den Investing Cashflow.

Investiert haben wir 126 Millionen € in neue Bohrungen und in Infrastruktur, sowie gut 17 Millionen € in weitere Landflächen, insbesondere in Ohio. Aber auch dort sehen Sie, der Investing Cashflow mit einem Nettokapitalabfluss von 27,4 Millionen € ist auch dort eine Nettogröße.

Nichtsdestotrotz, der Free Cashflow im ersten Halbjahr deutlich positiv mit 42,5 Millionen €. Man könnte insofern sagen, trotz dieses in unserer Unternehmensgeschichte größten Bohrprogramms verfügen wir über eine sehr solide Bilanz, über eine sehr starke Liquidität, dieses Programm dann jetzt auch im zweiten Halbjahr natürlich weiterzufinanzieren und wo dann auch die großen Erträge dann jetzt ab Q3 dann natürlich reinkommen.

Schauen wir uns auf der nächsten Folie noch mal eine kleine Ergebnisspaltung an, weil diese Halbjahreszahlen natürlich stark geprägt sind durch außerordentliche Verkäufe von unserer Beteiligung an Almonty. Möchten wir Ihnen auch einfach mal den Ergebnisbeitrag unseres wiederkehrenden Geschäfts aus Öl und Gas darstellen.

Also wir rechnen diese positiven Erträge raus, wir erlauben uns auch, dass wir das Impairment rausrechnen, weil das ist ja auch nichts Wiederkehrendes, und damit sehen Sie, dass wir hier einen Anstieg im Vorjahresvergleich 47% im Ergebnis aus der Produktion von Öl und Gas sehen auf 23,2 Millionen €. Wenn man sich die Entwicklung in den Quartalen unten links anschaut, sieht man im ersten Quartal noch einen Gewinn von 7,1 Millionen, ungefähr so ein Viertel von dem, was wir im Vorjahr auch dann als Ergebnis erreicht hatten, und jetzt ein Anstieg 125% im zweiten Quartal bereits auf 16,1 Millionen €.

Viel zum Deep Dive in die Zahlen für jetzt. Ich gebe jetzt zurück an Jan-Philipp Weitz und wir sehen uns wieder dann in der Q&A Session am Ende.

Ja, herzlichen Dank. Ich möchte vielleicht noch einmal, wie vorhin kurz auch angesprochen, den Blick hier auf unsere Peer Group werfen, also auch mal den Vergleich, wie ist denn die Bewertung der Deutsche Rohstoff AG, insbesondere des Öl- und Gasbereichs hier im Verhältnis auch zu unserer US Peer Group zu sehen.

Die Peer Group, das wissen Sie, ist immer etwas schwer zu wählen, denn es gibt ja in den USA Hunderte von börsennotierten Öl- und Gasgesellschaften. Gleichzeitig gibt es sehr, sehr große, dann gibt es sehr kleine.

Im Bereich der Small-Cap Peer Group sind ja viele Unternehmen, die dann auch verschiedenste, ja, Teilgeschäfte sozusagen des Öl- und Gasbereichs hier bearbeiten, aber nichtsdestotrotz haben wir hier einfach beispielhaft wieder mal eine Peer Group aufgezeigt. Ich glaube, was ganz wichtig ist, was wir hier auch tun in diesem Peer Group-Vergleich, ist, dass wir den Enterprise Value der Deutsche Rohstoff AG nehmen, den wir bereinigen die Restwert der Beteiligung an Almonty Industries und den Ausleihungen von rund 150 Millionen, also wir nehmen den Enterprise Value von rund 400 Millionen € und eben das EBITDA in der Guidance für dieses Jahr von rund 225 Millionen €, hier die entsprechenden Faktoren auch zu betrachten.

Und man kann glaube ich ganz gut sehen, wenn man sich diese Peer Group anschaut, wir haben hier mal eine relativ große Range genommen, also Vitesse und Riley Permian, Unternehmen mit rund 700 Millionen US-Dollar Market Cap, wir vergleichen das hier in Euro, aber bei Northern Oil and Gas, Firma, die auch viele von Ihnen sicherlich kennen, 2,7 Milliarden bis hin zu den ganz großen, Occidental, aber man kann doch ganz gut sehen, auch wenn das natürlich ein relativ breiter Querschnitt ist hier, dass insbesondere bei der Kenngröße Enterprise Value, also unsere Marktkapitalisierung zuzüglich der Nettoverschuldung, wir hier auf einem deutlich geringeren Niveau bewertet werden. Also wir handeln da so bei rund 1,8-mal EBITDA, die Small-Cap Peer Group bei rund 3,8-mal, die ganz großen Unternehmen wie Oxy etc.

oder selbst wenn man auf BP oder Shell schauen würde, sind da dann doch noch mal auf einem höheren Niveau unterwegs. Das ist auch gerechtfertigt, die haben teilweise eben auch Produktion, die schon länger online ist.

Wenn die aufhören zu investieren, wird die Produktion weniger stark fallen. Aber nichtsdestotrotz, gerade bei den Small Caps oder auch bei Unternehmen wie Vitesse oder Riley Permian, die, wie man sieht, hier produktionsseitig nicht Lichtjahre von uns entfernt sind, ist es so, dass hier doch die Dimensionen etwas anders sind.

Das hier ist auch dieser Faktor Enterprise Value pro produzierendem Barrel Öl, also was quasi die Unternehmensbewertung pro jedem Barrel, den wir in unserer Tagesproduktion produzieren, da liegen wir hier so bei rund $23.500 pro BOE. Man kann auch hier sehen, unsere Peer Group wird da bei rund 50% höher gehandelt, Oxy eben, ja, mit mehr als dem Doppelten.

Auch das hat eben damit zu tun, wie gesagt, dass die Produktion hier stabiler ist und weniger Reinvestition erfordert. Aber ich glaube, es zeigt ja doch schon ein ganz klares Bild, dass wir hier einfach doch weiterhin einen nicht ganz unsignifikanten Abschlag gegenüber der Peer Group haben.

Aber wir arbeiten ja daran und auch eben mit wachsendem Produktionsprofil und damit auch wachsender Wahrnehmung insbesondere auch am Kapitalmarkt, kann man glaube ich erneut sagen, dass wir hier auf einem guten Weg sind, das auch klarzumachen, dass wir hier auf einem geringeren Multiple gehandelt werden. Wenn man noch mal kurz auf unser Portfolio schaut: Wyoming weiterhin ganz klar natürlich mit 17.000 Barrel Ölproduktion am Tag hier der wesentliche Umsatz- und Ergebnisbringer.

Colorado wird relativ immer weniger, da sind wir noch bei rund 2300 BOE so im Mittelpunkt der Guidance für das Gesamtjahr 2026. Und wir haben in Wyoming aber noch viel vor, wir investieren hier dieses Jahr eben über 320 Millionen €, im Wesentlichen in Wyoming.

Und darüber hinaus haben wir auch noch Flächen, die es uns erlauben, hier noch viele weitere Jahre zu investieren und eben auch unsere Produktion weiter ansteigen zu lassen. Aktuell gibt's 15 Bohrgeräte im Powder River Basin in Wyoming, davon haben wir zwei.

Wir hatten ja kurzfristig auch mal drei Bohrgeräte online oder in der Produktion sozusagen im ersten Halbjahr. Ein Bohrgerät haben wir jetzt wieder weggeschickt, denn wir haben schon relativ viele Bohrungen abgeteuft und sind bei einigen jetzt eben schon dabei, ja, diese fertigzustellen und dann in die Produktion zu nehmen.

Insgesamt haben wir rund 20 bis 25 Bohrungen im ersten Halbjahr abgeteuft. Wie wir auch geschrieben hatten im Halbjahresbericht, sind davon elf Bohrungen bereits in der Produktion und alle weiteren kommen jetzt eben im Laufe des Jahres in die Produktion.

Man kann das hier auf der Karte auch noch mal ganz gut sehen. Also aktuell zwei Bohrgeräte, das sind diese lilanen Bohrgeräte, die Sie hier sehen.

Denjenigen, die unserem Bohrprofil hier genau folgen, die werden auch sehen, dass wir mit dem einen Bohrgerät hier erstmalig auch auf den Flächen, die ganz weit im Westen gelegen sind von unserer Acreage, jetzt angefangen haben zu bohren. Also wir teufen hier zwei Bohrungen in die Niobrara-Formation ab.

Das ist natürlich noch mal sehr, sehr spannend, weil das eben ein Gebiet ist, in dem wir bisher weniger gebohrt haben, und die Ergebnisse können dann sicherlich auch noch mal richtungsweisend sein und uns eben auch zeigen, wie groß das Potenzial dieses Gebiets ist, das auch teilweise in unseren Reserven eben noch nicht besonders stark repräsentiert war. Einzelne Bohrungen helfen jetzt auch noch nicht sozusagen sofort Reserven für die gesamten Flächen in vollem möglichen Umfang abzubilden, aber auf jeden Fall ist das noch mal ein wichtiger, sogenannter Step-out hier, den wir hier machen mit dem Bohrgerät, auch das weitere Potenzial der Gesamtflächen hier in Wyoming besser beschreiben zu können.

Genau darüber hinaus kann man ganz gut sehen, wo die anderen Bohrungen abgeteuft sind. Drei-Meilen-Bohrungen haben wir jetzt ja eben zum ersten Mal auch in die Produktion genommen mit dem Mytal Pad.

Wir hatten auch im Halbjahresbericht geschrieben, dass wir zum ersten Mal eine sogenannte Horseshoe-Bohrung gemacht haben, also eine Bohrung, die zwei Meilen horizontal in eine Richtung bohrt und dann eine Kehrtwende macht. Das hat im Wesentlichen immer was mit der Gegebenheiten der Landsituation oder vielleicht auch mit alten bestehenden Bohrungen zu tun, dass man eben sagt, es gibt eine Meile, die wir gerne noch erschließen wollen, da kommen wir aber von dem Bohrplatz, den wir haben, nicht hin.

Also versucht man hier sozusagen noch mal die Kurve zu bohren. Ist schon sehr, sehr faszinierend, was dann da eben auch technisch möglich ist, muss man sagen, dass man quasi in, ja, 4,5 km Entfernung vom Bohrplatz unter der Erde beziehungsweise mit der Tiefe noch mit reingerechnet eher 8 km Bohrplatzentfernung sozusagen in der Lage ist, ja, eine Kurve zu schlagen, aber technisch ist das inzwischen möglich.

Also auch da, seitdem wir angefangen haben 2011, sind das doch schon gigantische Meilensteine, die da erreicht worden sind. Vielleicht kurzer Blick hier auf die CapEx und vor allem auch so ein bisschen die Kapitalallokation, den Breakdown dieser CapEx, wo investieren wir das Geld.

320 Millionen € investieren wir insgesamt dieses Jahr. Hier sieht man noch mal die CapEx-Zahlen der Vorjahre, 111 und 180 Millionen €, also ein klarer Sprung, mehr als sozusagen diese beiden Jahre zusammen.

Die Kapitalallokation innerhalb der CapEx kann man hier noch mal ganz gut nachvollziehen. Also im Wesentlichen sind das, wie wir auch schon veröffentlicht haben, unsere Operated-Bohrungen, rund 255 Millionen € CapEx für die 32 Bohrungen, die wir mit unserer Tochter 1876 abteufen, 30 Millionen € in Non-Operated-Bohrungen, das ist dann im Wesentlichen das Joint Venture von Salt Creek Oil & Gas.

Darüber hinaus gibt's auch immer mal wieder kleinere Non-Operated-Teile, die da noch dazu kommen. Und, ja, die Midstream-Infrastruktur ist etwas, wo wir auch 20 Millionen investieren.

Das ist eben immer mehr nötig geworden in den letzten Jahren und zeigt sich halt auch sozusagen als, ja, kleiner Prozentsatz der Gesamtinvestition, hier effizient die Flächen entwickeln zu können, muss man eben zusehen, dass man auch in der Lage ist, die Midstream-Infrastruktur vorzuhalten, Wasser von A nach B transportieren zu können und vor allem natürlich auch das Gas abtransportieren zu können. Das ist extrem wichtig, denn wir dürfen auch in Wyoming selbstverständlich kein Gas in signifikanten Mengen abfackeln und wollen das ja auch nicht, sondern wollen den Umsatz erwirtschaften.

Also müssen wir jeden Bohrplatz an unsere Gaspipelines anschließen. Und zu guter Letzt auch der Erwerb von Landflächen.

Da ist sicherlich ein signifikanter Teil Ohio dabei, aber auch ganz generell ist es natürlich so, dass wir in Wyoming hier gelegentlich hier und da versuchen, kleinere Positionen weiter auszubauen. Haben natürlich auch Interesse, auch unsere Position im größeren Stil noch auszubauen, wenn sich da Gelegenheiten ergeben, aber da schauen wir auch aktuell natürlich, was alles so möglich ist.

Gibt's aber keinerlei spruchreife Themen, denn im Moment ist der Markt im Öl- und Gasbereich noch nicht besonders aktiv, wenn man sich die, ja, M&A-Transaktionen so in unserem Bereich aktuell anschaut. Also da gibt's schon auch noch viele Verkäufer, die sicherlich vielleicht hoffen, dass die Preise noch höher gehen und auch Käufer, die noch nicht ganz bereit sind, vielleicht Preise, die jetzt die Terminkurve aktuell so abbildet, für Assets zu bezahlen.

Ich glaube, was wirklich mit am positivsten ist und wir zeigen das hier anhand dieses Beispiels unseres Dylan Billings-Bohrplatzes, ist, dass die Produktion der neuen Bohrungen, die wir dieses Jahr in die Produktion gebracht haben, einfach doch deutlich oberhalb der Erwartungen liegt. Also der Dylan Billings-Bohrplatz hier, ja, der hatte rund 80.000 Barrel schon nach 68 Tagen produziert.

Unser bester Bohrplatz, der CHOP-Bohrplatz aus dem Vorjahr, hatte das erst nach 90 Tagen geschafft. Unsere Type Curve hat das eigentlich erst nach 180 Tagen erwartet.

Die Type Curve ist die Type Curve, auf die wir auch immer referenzieren, die wir seit 2022 nutzen. Selbstverständlich ist es so, dass wir jetzt für die Planung diesen Jahres schon auch mit etwas höheren Volumina geplant hatten, aber auch da drüber liegt eben dieser Dylan Billings-Bohrplatz mit rund 40%.

Und auch die anderen Bohrplätze, die jetzt in die Produktion gegangen sind, also man sieht es hier so angedeutet, der Faran-Bohrplatz in rot, der Super Seven-Bohrplatz, alle liegen oberhalb dieser Planung und auch signifikant oberhalb der Ursprungs-Type Curve. Genauso wie unsere Drei-Meilen-Bohrungen, die ersten, ich hatte es angesprochen, von dem Mytal Pad liegen hier 64% über der Planung und da gibt's einige Bohrungen oder eigentlich alle von denen haben schon mal die Produktion von 2000 Barrel Öl am Tag erreicht.

Man sieht das ja auch immer ganz gut in den Veröffentlichungen auf der Wyoming Oil and Gas Commission-Webseite, aber im Endeffekt ist es so, dass wir hier wirklich auf einem sehr, sehr positiven Weg sind und diese ganzen Produktionsvolumina doch extrem erfreulich sind und dann einfach auch die Grundlage dafür gebildet haben, dass wir gesagt haben, okay, wir bauen unser Investitionsprogramm aus. Wir schicken jetzt nicht die Bohrgeräte weg, sondern wir behalten die beiden Bohrgeräte weiterhin zumindest tief ins dritte Quartal rein, und das führt natürlich dazu, dass wir dann jetzt im zweiten Halbjahr eben diese, ja, insgesamt 32 Operated-Bohrungen dann in die Produktion gebracht haben werden.

Auch das hatten wir schon angedeutet im Halbjahresbericht, dass da sicherlich ein gewisser Teil der Bohrungen erst relativ spät im Jahr in die Produktion geht. Das heißt, das bildet dann eine starke Basis für die Produktionsmengen nächstes Jahr.

Das bildet sich ja auch jetzt schon ab in der Guidance, die wir für nächstes Jahr rausgegeben haben, aber auch jetzt nach dem 30. Juni kommen natürlich weiterhin und laufend Bohrungen in die Produktion.

Also das wird dann auch sehr, sehr spannend, sodass wir dann, ja, in einem zweiten Halbjahr, wie gesagt, 24 bis 26.000 Barrel Öläquivalent, ja, erwarten zu produzieren, es sei denn es gibt natürlich Überraschungen, aber für den Moment sieht es eigentlich hier sehr, sehr erfreulich aus, muss man sagen. Was auch erfreulich ist, und das hängt natürlich auch mit den hohen Ölpreisen in den letzten Monaten zusammen und mit dieser extrem starken Bohrung des Dylan Billings-Bohrplatzes hier, da kann man schon sagen, das ist mal ein Bohrplatz, wo sozusagen idealtypisch sich das entwickelt hat.

Wir haben im Mai, im Juni und im Juli hier produziert, also Ende Mai kamen so die ersten Volumina in die Produktion, im Juni dann doch etwas mehr und im Juli ging die Produktion weiter hoch. Man kann gut sehen, wir liegen, wie gesagt, deutlich über der Planung.

Und wenn man dann jetzt die aktuellen Ölpreisniveaus sich anschaut, dann kann man sagen, haben wir hier nach drei Monaten, also bis Ende Juli, schon rund 50% der Anfangsinvestition von 38 Millionen $ wieder zurückverdient. Und wenn man jetzt diese Produktionsvolumina in die Zukunft extrapoliert und von einem Ölpreis ausgeht, der hier bei rund, ja, $75 liegen wird, dann schafft man es eben, welche CapEx von 38 Millionen schon in weniger als zwölf Monaten möglicherweise zurückzuverdienen.

Das macht es natürlich extrem attraktiv. Das ist, wie gesagt, idealtypisch, wenn man solche Investitionen tätigt und dann in weniger als zwölf Monaten die CapEx zurückverdienen kann, wenn dann der Ölpreis entsprechend hält.

Also von daher, wenn man das hat und dieses Produktionsprofil auch auf andere Bohrungen übertragen kann, dann kann das natürlich wirklich sehr, sehr attraktiv sein und man hat eben seine hohen Investitionen nach schon weniger als zwölf Monaten zurück. Ja, aber die Deutsche Rohstoff AG, wie Sie wissen, ist ja nicht nur Öl und Gas.

Unsere Beteiligung an Almonty hat sich hier natürlich extrem positiv entwickelt in diesem Jahr. Wir hatten es eingangs gesagt, wir haben hier schon einen sehr großen Ertrag realisiert.

Gleichzeitig halten wir noch rund 5,5 Millionen Aktien und Wandelschuldverschreibungen und sehen hier natürlich auch noch sehr, sehr viel Potenzial. Also die Aktie von Almonty hat sich ja auch zuletzt wieder sehr, sehr positiv entwickelt.

Von daher schauen wir da auch mit Spannung drauf und denken, dass sich das auch weiterhin hier positiv entwickeln kann und entsprechend natürlich auch der Wert unserer Beteiligung noch weiter steigen kann. Gleichzeitig haben wir das Metallportfolio, rund 35 Millionen € Buchwerte der Beteiligungen im Umlaufvermögen.

Das ist ja ein Portfolio, was wir schon seit vielen, vielen Jahren haben, in schwankenden Größen, insgesamt angepasst an die Dimensionen sozusagen unserer Liquidität und auch unserer Bilanz. Wir haben hier auch das Investitionsportfolio etwas ausgebaut, denn klar, Öl und Gas wird unser Brot-und-Butter-Geschäft bleiben und ist es auch, aber gleichzeitig erlauben wir uns da schon auch im Metallbereich weiterhin aktiv zu sein und eventuell, ja, potentielle, spannende, dann auch vielleicht mal größer werdende Beteiligungen der Zukunft hier zu identifizieren.

Und auch zu guter Letzt noch mal der Blick auf die Prognose 2026 und 2027. Also die harten Zahlen unten in der Tabelle können Sie es ganz klar sehen: Umsatz-Guidance bis zu 320 Millionen € im erhöhten Szenario, also mit einem Ölpreis von $85 dieses Jahr, das sind jetzt ja nicht mehr so viele Monate in diesem Jahr, dann kann es bis zu 340 Millionen werden, beim EBITDA 400 beziehungsweise wenn der Ölpreis ab jetzt $85 bliebe bis zum Jahresende, dann eher EBITDA in Richtung 420 Millionen €.

Und auch im kommenden Jahr, was natürlich ohne sonstige betriebliche Erträge aus Veräußerung von Almonty etc. vielleicht insofern sozusagen ein etwas, ja, idealtypischeres Jahr ist, kann man sehen, da wird der Umsatz bei 340 bis 390 Millionen liegen, je nachdem, ob wir 75 oder $85 Ölpreis haben oder ob wir diesen Ölpreis hätten, und das EBITDA dann eben bei bis zu 260 beziehungsweise bis zu 300 Millionen €.

Also da kann man auch anders formuliert sagen, sollte der Ölpreis bei $85 liegen, auf Basis der aktuellen Guidance können wir auch im kommenden Jahr hier fast 400 Millionen € an Umsatz erwirtschaften und ein EBITDA aus dem organischen Geschäft, nenn ich's mal, von rund 300 Millionen €. Und ich glaube, das ist eine Zahl, die schon sehr, sehr attraktiv ist und die eben auch zeigt, was hier möglich ist.

Man sieht es auch noch mal rechts aufgezeichnet in Bezug auf die Quartale: Wir haben hier im zweiten Quartal rund 14.000 Barrel Öl produziert. Da kam einiges jetzt Ende Juni dazu.

Das dritte und vierte Quartal zeichnet hier einen ganz klaren Weg fort. Im dritten Quartal steigt die Produktion weiter an und wird sicherlich im vierten Quartal dann auch noch mal über dem dritten Quartal liegen.

Und den gleichen Effekt sehen wir dann halt auch beim Umsatz und beim EBITDA, auch wenn das EBITDA im vierten Quartal dann etwas geringer sein wird, weil wir im dritten Quartal aus der Teilveräußerung Almonty hier auch noch zusätzliche Effekte haben werden. Aber insgesamt sind wir da auf einem sehr, sehr guten Weg.

Das Bohrprogramm läuft bisher gut. Selbstverständlich gibt's einzelne Bohrungen, die auch mal etwas teurer sind, andere sind etwas günstiger als gedacht, aber gerade die Produktionsmengen sind wirklich, wie ich schon auch vorhin bei der Folie zum Dylan Billings Pad gesagt hatte und wie wir auch schon mehrfach veröffentlicht haben, extrem erfreulich.

Und das lässt uns sehr, sehr zuversichtlich hier in die Zukunft schauen. Und damit komme ich jetzt auch erst mal zum Ende.

Wir sind schon etwas hinausgeschossen. Sie können, ja, wie gesagt, weiterhin auch Ihre Fragen über die Chat-Funktion stellen.

Wir haben auch schon einige Fragen bekommen, von daher möchte ich da einfach mal anfangen, die hier abzuarbeiten. Die erste Frage ist, wie hoch die aktuelle Produktion ist und ob diese Produktion auch die auf die Deutsche Rohstoff entfallende Produktion in dem neuen Salt Creek Joint Venture umfasst.

Also ganz grundsätzlich gesprochen ist es so, ja, wie gesagt, fürs zweite Halbjahr 24 bis 26.000 BOE erwarten wir. Wir hatten im Halbjahresbericht geschrieben, dass wir da schon bei aktuell 24.000 BOE sind.

Das umfasst immer alles, also alles was unsere Nettoproduktion ist, berichten wir entsprechend auch immer. Also das ist auch dann für diese Guidance im zweiten Halbjahr so, dass da sämtliche Produktionsvolumina entsprechend mit drin sind.

Und wie werden diese Joint Venture-Bohrungen bilanziell behandelt, war auch noch eine Frage, die gestellt worden ist. Die werden ganz normal behandelt so wie alle anderen Bohrungen auch.

Also die Investitionen aktivieren wir, ein klassisches Beispiel: eine Investition von 10 Millionen in eine Bohrung wird aktiviert, und wenn wir dann erwarten, dass diese Bohrung 1 Million BOE produziert, würden wir pro jedem BOE, den wir produzieren, rund $10 abschreiben. Also da wird sozusagen gar nicht anders vorgegangen als auch sonst bei den Abschreibungen.

Die Größe der Flächenposition in Ohio ist auch noch eine Frage, die gestellt worden ist. Da liegen wir so bei rund 5000 Acre.

Also diese 5000 Acre haben wir ja seit Anfang diesen Jahres hier akquiriert. Da kam auch noch die Frage, wie viele Bohrungen darauf möglich sind.

Das ist immer nicht ganz einfach zu sagen, das hängt dann auch davon ab am Ende des Tages, wie sich so die Bohreinheiten und diese Flächen, die man dann definiert jetzt zusammen mit anderen Partnern, was die für ein Layout haben werden. Wenn man das jetzt mal vereinfacht sagt und mal eine Analogie versucht herzustellen zu den Bohrungen in Wyoming, kann man sagen, auf 5000 Acre, das wären in der Wyoming-Logik ungefähr vier sogenannte Drilling and Spacing Units.

Und wenn man da jeweils zwei bis drei Bohrungen abteuft, ist man so im Bereich von zwölf Nettobohrungen vielleicht. Das hängt aber auch noch davon ab.

Es ist halt so, dass in Ohio die Welt sehr anders ist. Wir sehen, dass die meisten unserer Wettbewerber da, also EOG beispielsweise, im Wesentlichen inzwischen Vier-Meilen-Bohrungen abteufen.

Das hat dann wieder natürlich einen Effekt darauf, ja, wie sich diese Flächen verhalten werden und wie das Ganze entsprechend weitergehen wird. Dann haben wir die Frage, wie viele Almonty-Aktien die DRAG nach dem letzten Verkauf noch hat.

Also wir haben ja zum Halbjahr rund 11,6 Millionen Aktien verkauft und nach dem Stichtag haben wir noch 2,7 Millionen Aktien verkauft, sodass wir aktuell rund 5,5 Millionen Aktien halten. Und dann die nächsten Fragen.

Genau, wie entwickelt sich das CapEx-Programm im zweiten Halbjahr? Die Guidance liegt so im Mittelpunkt bei 320 Millionen €, davon haben wir rund 45% im ersten Halbjahr bereits gezahlt.

Also CapEx definieren wir immer als Investing Cashflow. Das ist am klarsten greifbar.

Und wie verteilt sich das in der Anlaufkurve jetzt auf die weiteren Bohrungen? Wie eben erläutert, wir hatten neun Bohrungen am 30.06.

in Produktion, die ersten sechs seit Mai, die letzten drei, diese Drei-Meilen-Bohrung, dann nur wenige Tage. Per Stand heute sind insgesamt elf Bohrungen in Produktion plus die Bohrungen in dem Joint Venture mit dem Non-Op-Partner.

Und für September planen wir jetzt die Inbetriebnahme von drei weiteren Bohrplätzen mit insgesamt 14 Bohrungen. Das ist ein unterschiedlicher Working Interest, also ein Anteil an den Bohrungen, der liegt bei zwei Bohrplätzen so im Bereich von gut 50% und bei einem Bohrplatz, der wiederum drei Drei-Meilen-Bohrungen hat, im Bereich der hohen 80%.

Genau. Dann haben wir noch die Frage zu dem Bohrprogramm ganz weit im Westen sozusagen, also welche Bohrungen wir dort abteufen.

Ich glaube, ich hatte es schon ein bisschen gesagt, also im Wesentlichen zwei Bohrungen in die Niobrara-Formation. Das ist sozusagen der westlichste Bohrplatz, den wir bisher entwickelt haben.

Ich kann das hier auch noch mal kurz zeigen. Wir haben ja bisher insgesamt auf diesen Flächen noch gar keine Bohrung abgeteuft.

Wir haben aber in letzter Zeit gesehen, dass auch andere Operator hier Bohrungen abteufen in der Nähe, die teilweise sehr gut waren. Es gab auch ein, zwei Bohrungen, die nicht besonders gut waren.

Da wissen wir aber unserer Meinung nach glaube ich auch, warum das so war von anderen Betriebsführern, also anderen Unternehmen so auf deren Flächen. Zuletzt konnte man sehen, dass Continental Resources sehr viele, ja, extrem gute Bohrungen abgeteuft hat und das auch teilweise in der Nähe unserer Flächen.

Also da sind wir eigentlich sehr, sehr zuversichtlich. Nichtsdestotrotz müssen wir das natürlich selber testen.

Die Geologie ist überall anders und kann auch mal sprunghaft sein, aber da sind wir auf einem guten Weg. Wir teufen jetzt diese Bohrungen ab und wie eingangs oder wie vorhin schon gesagt, kann das natürlich dann potenziell auch einen positiven Effekt haben, weil man einfach diese Flächen noch mal besser entwickelt.

Ob die Landkäufe in Ohio abgeschlossen sind, ist auch noch eine Frage. Nein, das sind sie nicht.

Also da sind wir schon dabei, auch immer wieder noch die Flächen weiter auszubauen. Das ist jetzt sicherlich nicht etwas, was absolut sprunghaft stattfinden wird, es sei denn es gibt sozusagen über Investmentbanken vermarktete Pakete, sondern es ist eher sozusagen etwas kleinteilig.

Da kommen einfach eben einzelne Acreage-Positionen dazu, die man laufend kauft. Man hat es glaube ich auch so im Laufe der letzten Veröffentlichungen gesehen, dass da eben die Position immer etwas größer geworden ist und da sind wir auch dabei, dass wir das eben entsprechend machen.

Da kam auch die Frage, wann wir die ersten Bohrungen planen in Ohio abzuteufen und was die bekanntlich gaslastigere Ohio-Öl- und -Gas-Produktion da für uns attraktiv macht. Also insgesamt ist es so, dass wir eigentlich davon ausgehen, wahrscheinlich im kommenden Jahr die erste Bohrung in Ohio abzuteufen, also nicht mehr dieses Jahr, sondern 2027.

Das hängt damit zusammen, dass man jetzt auch erst mal in die genehmigungsrechtliche Seite einsteigen muss, gleichzeitig sich da auch mit anderen Operatorn formieren muss sozusagen, wer welchen Bohrplatz entwickelt. Das sind immer relativ komplexe Dinge, die da in der Vorbereitung gemacht werden, muss dann natürlich geologische Arbeiten.

Wir haben Seismik akquiriert zuletzt, auch sozusagen, ja, da den entsprechenden so gut wie möglichen Blick in den Untergrund zu bekommen, bevor wir diese Bohrungen abteufen. Und, ja, 2027, wann das genau sein wird, kann man noch nicht sagen, aber das ist sicherlich so der grobe Plan, alles andere müsste man dann weiter machen.

Ansonsten kam auch die Frage, warum wir mit einem relativ hohen Betrag von Verbindlichkeiten bei Kreditinstituten angesichts einer Liquidität im, ja, hohen Millionenbetrag agieren. Also grundsätzlich ist es schon so, dass wir, ja, neben den Anleihen, weil die Frage hier nach den Kreditinstituten, immer wieder auch eine Kreditlinie haben in unseren US-Tochterfirmen, die wir dann auch mal nutzen.

Natürlich könnte man sozusagen aus der Konzernsicht auch sagen, man versucht diese Kreditlinien bei nahezu null zu halten und das gesamte Kapital im Konzern entsprechend in die Tochterfirmen zu überführen. Zu weiten Teilen tun wir das ja auch.

Also ich glaube, zum Halbjahr lag die gezogene Kreditlinie hier so bei rund 50 Millionen € und wir investieren insgesamt 320 Millionen € dieses Jahres, da sieht man schon, die sind natürlich noch nicht ganz investiert zum Halbjahr, aber man sieht schon, ein signifikanter Teil der CapEx wird hier aus dem bestehenden Cash gestemmt, natürlich auch aus dem Cashflow. Nichtsdestotrotz ist es schon so, dass wir da auch die Tochterfirmen in den USA die Kreditlinien immer mal wieder nutzen lassen, damit halten wir uns auch auf Ebene der Holding hier eine hohe Liquidität vor und können das entsprechend machen.

Da kam auch mal die Frage sozusagen, was ist mit den Anleihen der Deutsche Rohstoff AG, gedenken wir diese Anleihen zu kündigen? Darüber haben wir aktuell keinerlei Entscheidungen getroffen.

Im Moment haben wir die Anleihen ausstehen. Natürlich haben wir darauf einen nicht unsignifikanten Zins, den wir zahlen.

Gleichzeitig sehen wir auch viele Opportunitäten. Also man hat ja gesehen, wir haben eben das Bohrprogramm rund 100 Millionen € zusätzliche CapEx ausgebaut.

Es ist schon so, dass wir da auch viele, ja, Opportunitäten sehen, eine sinnvolle Mittelverwendung anzustreben, die unserer Meinung nach auch deutlich höhere Renditen erwirtschaften kann als das, was wir an Kupon zahlen. Also da besteht jetzt aktuell keine Absicht.

Nichtsdestotrotz kann man auch nicht in die Zukunft schauen und müssen eben gucken, wie werden sich die Zinsen insgesamt verhalten in den kommenden Monaten und Jahren und wie geht man dann damit. Das ist natürlich auch noch eine relativ neue Situation für uns jetzt, der hohe Ölpreis, hohe Liquidität und entsprechend auch dieses große Bohrprogramm, sodass wir da sicherlich versuchen werden, in den kommenden Monaten entsprechend zu schauen, was sozusagen der beste Mix aus all diesen Themen ist.

Es kam jetzt auch noch eine Frage zu den Absicherungsgeschäften: Wie ist da der Stand der Absicherungsgeschäfte? Wir haben dazu auch noch eine Folie, die auch Teil des Halbjahresberichts ist.

Da kann man glaube ich noch mal ganz kurz draufschauen vielleicht hier zum Abschluss mit Blick auf die Uhr. Insgesamt ist es so, dass wir insgesamt Ölvolumen von 1,9 Millionen Barrel Öl abgesichert haben aktuell zum 30.06., und es ist so, dass wir von diesen 1,9 Millionen 1,1 Millionen Barrel mit sogenannten Swaps abgesichert haben, also entlang der Terminkurve verkauft haben zu im Durchschnitt $72,30.

Weitere 440.000 Barrel Öl haben wir mit Collars abgesichert. Bedeutet, wir haben gesagt, unsere Absicherung greift erst unter $62, aber dafür bis hoch nach $78 haben wir sozusagen auch den positiven Effekt.

Das ist immer kein ganz unattraktives Instrument, aber man gibt natürlich dann auch potentielle Upside auf. Und Puts sind auch Teil unserer Hedging-Strategie hier in manchen Tochterfirmen, sodass wir hier mit 384.000 Barrel, die wir über Puts abgesichert haben bei rund $59 auch noch mal sozusagen eine andere Komponente haben.

Ich glaube, wenn man das Ganze sehr vereinfacht betrachtet, kann man sagen, dass wir so rund 1,9 Millionen Barrel Öl hier abgesichert haben in der Range von, ja, $65 bis $75. Und dann haben wir im Gasbereich auch einiges abgesichert.

Da machen wir das aber im Wesentlichen mit Swaps, 1,4 Millionen Kubikfuß oder MMBtu Gas, die wir abgesichert haben bei rund $3,80. Der Gaspreis war ja auch wieder mal sehr volatil dieses Jahr, zeigt eben, dass es auch nicht ganz einfach ist.

Die Gaspreise sind natürlich auch insgesamt dann immer etwas volatil, je nachdem, wo man ist. Also der Gaspreis in der Nähe der Küste in Texas ist teilweise sicherlich höher als der Gaspreis in Wyoming, wohingegen dann in großen Ölfeldern wie im Permian Basin in Texas der Gaspreis teilweise negativ ist.

Und da sind wir eigentlich froh, dass wir doch einen, ja, positiven Umsatzbeitrag und auch Cashflow-Beitrag hier aus unserer Gasproduktion weiterhin erhalten. Ich glaube, damit sind wir jetzt etwas hier am zeitlichen Limit angetroffen und hoffe, dass wir die wesentlichen Fragen beantworten konnten.

Und damit, ja, würde ich mich ganz herzlich bei Ihnen bedanken für Ihre Aufmerksamkeit, natürlich auch für die Treue und das Interesse an der Deutsche Rohstoff AG und wünsche Ihnen weiterhin einen, ja, schönen restlichen Sommer.

Vielen Dank, auf Wiedersehen.