LONDON (IT BOLTWISE) – Die Deutsche Rohstoff AG hat ihre Prognose für 2026 und 2027 per Ad-hoc-Mitteilung spürbar angehoben. Der Konzern verweist auf deutlich über Plan liegende Öl- und Förderleistungen an mehreren Bohrstandorten. Für 2026 nennt der Vorstand nun 18.500 bis 20.000 BOEPD und im Jahresverlauf eine weitere Steigerung. Gleichzeitig steigen Umsatz- und Ebitda-Erwartungen deutlich, während eine außerplanmäßige Abschreibung Ergebnis und Liquidität vorübergehend belastet.
Wer die Deutsche Rohstoff Aktie in den letzten Quartalen nur als „Story“ rund um Rohstoffpreise betrachtet hat, bekommt mit der aktualisierten Unternehmensprognose ein deutliches, operatives Fundament geliefert. Der Kern der Meldung ist dabei weniger eine reine Preiserwartung als vielmehr die Kombination aus schnellerem Ramp-up an mehreren Bohrpads und einer angepassten Planung für das Jahr 2026. Denn wenn ein Ölproduzent die eigenen Bohrungen regelmäßig über Plan stellt, verschiebt das nicht nur die Quartalszahlen, sondern wirkt sich meist auch auf die interne Budgetierung für spätere Stufen der Förderung aus.
Konkret zeigt die Gesellschaft, dass die ersten vier Bohrungen des Jahres auf dem Dillon/Billings-Pad in der Niobrara-Formation nach rund drei Monaten bereits auf mehr als 90.000 Barrel je Bohrung gekommen sind. Das liegt etwa 35 Prozent über der ursprünglichen Planung. Auf dem Malta-Pad verlief es ähnlich: Dort liefen erstmals drei Drei-Meilen-Bohrungen mit jeweils rund 4,8 Kilometern horizontaler Länge; nach einem Monat lag die kumulierte Förderung rund 50 Prozent über dem Erwartungswert. In diesen Zahlen steckt viel mehr als nur ein „besser als geplant“ – sie deuten auf ein funktionierendes Bohr- und Completion-Design hin, also auf die Abstimmung zwischen Geologie, Bohrfenster, hydraulischem Frac und Produktionsprofil.
Die Konsequenz für die Jahresplanung ist entsprechend. Statt der zuvor angepeilten 17.000 bis 18.000 BOEPD rechnet der Vorstand für 2026 nun mit 18.500 bis 20.000 BOEPD. Im zweiten Halbjahr soll die Fördermenge sogar auf 24.000 bis 26.000 BOEPD steigen, wobei 70 Prozent davon Öl sein sollen. Für Investoren ist das relevant, weil solche Produktionshorizonte typischerweise die Basis für Cashflow-Modelle bilden: Höhere Volumina lassen sich meist nicht vollständig „wegoptimieren“, selbst wenn später einzelne Effizienzparameter schwanken. Gleichzeitig signalisiert die zeitliche Verteilung eine Art Stufenlogik im Ramp-up, bei der zusätzliche Anlagenkapazität erst nach und nach voll in die Ergebnisrechnung durchschlägt.
Auch die Finanzkennzahlen werden nach oben angepasst. Für 2026 nennt das Unternehmen im Basisszenario einen Umsatz von 300 bis 320 Millionen Euro (vorher 260 bis 280 Millionen Euro) und ein Ebitda von 380 bis 400 Millionen Euro (zuvor 355 bis 375 Millionen Euro). 2027 soll der Umsatz zwischen 320 und 340 Millionen Euro liegen, während das Ebitda zwischen 240 und 260 Millionen Euro erwartet wird – ebenfalls spürbar über den früheren Zielen. In der Berechnung geht der Basisszenario-Ansatz von 75 US-Dollar je Barrel WTI aus. Damit wird ein klassischer Treiber sichtbar: Solide Produktionsmengen treffen auf einen angenommenen Preis, und genau dieses Zusammenspiel entscheidet, ob die operative Leistungsfähigkeit lediglich „durchschimmert“ oder in den Ergebniszahlen klar hervortritt.
Spannend ist dabei die interne Zusammensetzung des Ebitda-Ziels: Von den 380 bis 400 Millionen Euro für 2026 entfallen rund 240 Millionen Euro auf das operative Öl- und Gasgeschäft. Die restlichen rund 160 Millionen Euro stammen aus der Teilveräußerung der Beteiligung an Almonty Industries. Für den optimistischeren Preispfad mit 85 US-Dollar je Barrel WTI sieht der Vorstand sogar ein Ebitda von bis zu 420 Millionen Euro als möglich an. Wer die Aktie technisch bewertet, schaut daher nicht nur auf die „Topline“, sondern auf die Qualität der Ergebnisquellen: Ein Teil des Ebitda hängt von Kapitalmaßnahmen ab, während der operative Block stark an die Förderkurve und deren Stabilität gekoppelt ist. Das macht die Differenz zwischen Basisszenario und Preisszenario besonders relevant, weil sich hier zeigt, wie stark Preisbewegungen das operative Ergebnis überproportional oder nur moderat verstärken.
Parallel zur Prognoseanhebung läuft eine konkrete Ausweitung der Bohraktivitäten. Die US-Tochter 1876 Resources weitet ihr Bohrprogramm für 2026 um sechs auf insgesamt 32 Bruttobohrungen aus. Zudem steigt der durchschnittliche Beteiligungsanteil an den geplanten Bohrungen von 70 auf rund 73 Prozent. Das erhöht das Investitionsbudget des Konzerns auf rund 320 Millionen Euro. Als Begründung nennt der CEO Jan-Philipp Weitz ein weiterentwickeltes technisches Design der Bohrungen; die Mehrkosten von rund einer Million US-Dollar pro Bohrung hätten sich angesichts der erwarteten Fördermengen bereits ausgezahlt. In technischer Hinsicht bedeutet das typischerweise, dass die Planung nicht nur „mehr“, sondern „gezielter“ aufgestellt wurde – also mit Blick auf Produktivität, Laufzeit pro Anlage und erwartete Ausbeute pro Bohrung.
Allerdings gibt es auch einen Wermutstropfen, der die Ergebnisqualität im laufenden Jahr beeinflusst: Für Bohrungen im Denver-Julesburg-Basin in Colorado nimmt das Unternehmen eine außerplanmäßige Abschreibung von rund 18 Millionen Euro vor. Nach Steuern und Anteilen Dritter belastet das den Halbjahresüberschuss mit etwa 15 Millionen Euro. Die Ursache seien gestiegene Kosten für Workover-Maßnahmen an älteren Bohrungen aus der Zeit von 2016 bis 2021; wichtig für die Interpretation: Die Abschreibung ist nicht zahlungswirksam und berührt die Liquidität des Konzerns nicht. Solche Buchungseffekte sind für das operative Verständnis entscheidend, weil sie zwar den Gewinn drücken, aber nicht automatisch den verfügbaren Cashflow. Die sechs zusätzlichen Bohrungen sollen im vierten Quartal 2026 in Produktion gehen; den größten Beitrag zu Umsatz und Ebitda erwartet das Unternehmen erst im Geschäftsjahr 2027. Für die Bewertung heißt das: Der „Wirkzeitpunkt“ liegt zeitlich versetzt, während die Investitions- und Planungsseite bereits jetzt anzieht.
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