Die Abnahme der Rohölvorräte ist real – aber was das für Ihre Energieaktien bedeutet, ist nicht klar.

Eine wöchentliche Inventarzahl macht keine Schlagzeile, solange sie nicht im Kontext einer größeren Geschichte steht. Die Lagerbestände an US-Öl fallen zurück.2,6 Millionen Barrel in der Woche bis zum 28. AugustAber die tatsächliche Zahl ist eher der Trend dahinter. Die Handelsbestände an Rohöl – abzüglich der Aktivitäten der Strategischen Ölreserve – sind in den letzten 20 Wochen um mehr als 48 Millionen Barrel gesunken. Im Gesamtvergleich handelt es sich dabei nicht um einen Anstieg, sondern um eine strukturelle Abnahme.

Aber die Bestandsrückgänge sind keine Investitionsstrategien. Sie sind vielmehr ein Indikator, der zeigt, wo die Angebot und Nachfrage in den letzten sieben Tagen zusammengekommen sind. Die Frage für Investoren ist: Was bedeuten diese Rückgänge für die Unternehmen, die tatsächlich Renditen in diesem Markt erzielen – und ob die Energieaktien, die dieses Jahr mehr als 40 Prozent an Wert gewonnen haben, weiterhin Dividenden generieren oder nur das Risiko verstärken.

Der Lieferungsschock, der den Rückzug auslöste

Der Hormuz-Straße – der wichtige Seeweg, der die Handelsschifffahrten ermöglicht.Etwa ein Viertel des weltweiten Seefrachtölshandelsist gewesenEffektiv geschlossen seit Ende Februar.Was anfangs als Angriffe der USA und Israels auf den Iran stattfand, eskalierte zu einer vollständigen Blockade – als die Islamische Revolutionswache die Schiffswege blockierte und Handelsschiffe angriff. Die IEA bezeichnete dies als…Die größte Versorgungsstörung in der Geschichte des globalen Ölmarktes.

Man kann sehen, was das mit der physischen Inventarsituation gemacht hat. Die arabischen Länder im Golfraum haben die Produktion um mehr als 10 Millionen Barrel pro Tag reduziert. Irak hat sein Rumaila- Feld geschlossen. Katar hat die Gasproduktion eingestellt und Ausnahmeregelungen für die Verträge angekündigt. Saudi-Arabien musste das Öl über seinen Ost-West-Pipeline in den Red-Sea-Hafen von Yanbu leiten – dieser Pipeline ist in voller Kapazität gehalten und kann 7 Millionen Barrel pro Tag transportieren. Auch die Vereinigten Arabischen Emiraten haben ihre Pipeline nach Fujairah auf 1,8 Millionen Barrel pro Tag erhöht. Insgesamt werden so etwa 9 Millionen Barrel pro Tag transportiert – gegenüber einer vorkriegszeitlichen Flussmenge von etwa 20 Millionen Barrel pro Tag. Der Unterschied bleibt also bestehen.

Der Brent-Kerzenpreis stieg im März über 100 Dollar. Er erreichte einen Höchstwert von 126 Dollar und hat sich seitdem wieder auf ein niedrigeres Niveau eingependelt.95 Dollar bis Ende AugustWTI liegt nahe an…$70Der anhaltende Unterschied zwischen den Preisen von Brent-WTI spiegelt wider, dass die Energiesicherheit hauptsächlich am Golfregionen liegt – nicht in Cushing, Oklahoma. Energy Transfer LP, ein US-amerikanischer Betreiber von Energieinfrastrukturen, profitiert von diesem Preisunterschied, da seine Inlandsinfrastruktur die Ölrohre zu Exportterminals am Golfregionen bringt, wo das Öl einen höheren internationalen Preis erhält.

Das Investitionsproblem: Die Energiebranche ist aktuell stark gefragt – und die Bereiche in dieser Branche sind riskant.

Das ist das, was der Markt bereits berücksichtigt hat. Der S&P 500 Energy Select Sector SPDR ETF ist im Jahresvergleich um fast 45% gestiegen. ExxonMobil ist um 37% gestiegen. Chevron ist um 38% gestiegen. Der Morningstar U.S. Energy Index hat ebenfalls gestiegen.43% im Vergleich zu einem Gesamtmarktergebnis von 14%Energie ist das beste Ergebnis des Jahres – die Anzahl der Bestände gibt wiederum einen Grund dafür, zu glauben, dass die hohen Preise weiterhin anhalten werden.

Aber das ist etwas, das wichtiger ist als die Bestandsmenge: Wenn ein Sektor so stark gestiegen ist, verändert sich die Frage von „Wird der Ölpreis weiterhin hoch bleiben?“ zu „Zur welcher Preis ist das Aktivum immer noch eine gute Investition?“ Die Bestandsmenge unterstützt die These, dass die Lieferung weiterhin knapp bleibt. Sie sagen jedoch nicht, ob der Preis, den man für diese zukünftigen Cashflows zahlt, gerechtfertigt ist.

Schauen wir uns die tatsächlichen Unternehmen aus der Perspektive der Langlebigkeit der Dividenden an – denn wenn man in Energieinvestitionen investiert, um Einkommen zu erzielen, dann sind die Dividenden ein Anspruch auf das Unternehmen. Der Bilanz ist es, der diese Aussagen garantiert.

Die Berechnung der Dividenden: Wer kann die Zahlungen durch den Betrieb finanzieren?

ExxonMobil hat einen Dividendenachfrag von 2,5% und ein Auszahlungsverhältnis von 68%. Das bedeutet, dass das Unternehmen mehr als ein Drittel seiner Einnahmen für Investitionen, Schuldenabwicklung und Wiedereinvestitionen behält. Der freie Cashflow über die letzten zwölf Monate beträgt 30,6 Milliarden Dollar. Die Nettokreditlast im Verhältnis zu den Aktienreserven liegt bei nur 16%. Exxon hat seine Dividenden seit 23 Jahren kontinuierlich erhöht. Bei diesen hohen Ölpreisen ist die Dividende gut abgedeckt, und das Bilanzvermögen bietet Raum für weitere Steigerungen während einer Wirtschaftskrise.

Chevron sieht anders aus. Die Rendite beträgt 3,4 %, doch der Dividendenauszahlungsgrad liegt bei 117,5 %. Das bedeutet, dass das Unternehmen mehr Dividenden auszahlt als es verdient. Selbst mit einem freien Cashflow von 27 Milliarden Dollar und einem solideren Bilanzverhältnis (Nettokredit zu Eigenkapital: 19 %) zeigt dieser Dividendenauszahlungsgrad, dass die Dividenden von Chevron durch den Cashflow aus hohen Preisen unterstützt werden. Wenn die Preise jedoch abfallen, wird der Auszahlungsgrad zum Problem. Die 24-jährige Serie des stabilen Dividendenzuwachses ist tatsächlich vorhanden – aber ein Dividendenauszahlungsgrad über 100 % in einer Preisumgebung ist eine Zahl, die Dividendeninvestoren nachts wachhalten muss, wenn sich die Marktlage ändert.

Devon Energy entspricht dem Profil eines unabhängigen Produzenten. Die Erträge betragen 1,5 %, der Dividendenanteil 27 % und der Freigeldfluss liegt bei 1,5 Milliarden Dollar. Der Dividendenanteil ist zwar ausreichend, doch die Erträge sind eher gering. Devons Strategie – den Schwerpunkt auf die kostengünstige Verarbeitung von Schiefergestein im Delaware Basin zu legen und 70 % des Freigeldflusses an die Aktionäre durch Dividenden und Buybacks zu verteilen – funktioniert gut, wenn der Ölpreis über 70 Dollar liegt. Doch bei einem PEG-Verhältnis von 5,3 und einem Kurswert von 16-mal den jährlichen Erträgen bedeutet das, dass man für ein Unternehmen bezahlt, dessen Erträge weiterhin stark von den Wirtschaftszyklen abhängig sind. Der niedrige Dividendenanteil bietet Raum für eine Wachstumsperspektive, doch der Preisbildung bleibt kaum Spielraum, falls der Wirtschaftszyklus umkehrt.

Energy Transfer LP gehört völlig zu einer anderen Kategorie. Als Middlestream-Operator übernimmt es keine Risiken bezüglich der Rohstoffpreise, wie es die Produzenten tun. Das von Gebühren abhängige Infrastrukturbusiness bringt eine Rendite von 6,3%, eine Auszahlungsquote von fast 85% sowie 5,2 Milliarden US-Dollar an freiem Cashflow. Die Dividende ist zwar stabiler als die von reinen Produzenten, aber bei einem Zinseszins von 14,6x sind auch die Kosten nicht niedrig. Die Rendite ist zwar hoch, aber das liegt daran, dass der Aktienkurs gestiegen ist – nicht daran, dass das Geschäft schlechter geworden ist.

Was das Lagerbestandsprofil tatsächlich signalisiert – und was es nicht tut

Die 20-Wochen-Durchschnittsrate von 48 Millionen Barrel zeigt, dass die US- Raffinerien das Rohöl schneller abbauen, als es eintrifft – was auf…Seit Mitte April gibt es mehr Hochleistungsraffinerien – die Exporte sind gestiegen und die Importe sind gesunken.Die EIA-Prognosen besagen, dass die Handelsbestände an Rohöl bis Ende 2026 unter dem fünfjährigen Durchschnitt bleiben werden – etwa bei 396 Millionen Barrel. Das ist ein „Supply-Lock“-Szenario, und es unterstützt die Annahme, dass die Ölpreise eine Grenze haben.

Aber das, was die Inventardaten nicht sagen, ist: Ob sich die Situation im Hormuz-Kanal klären wird. Die Krise war eine Achterbahnfahrt – eine kurze Waffenruhe im April, ein Übereinkommen im Juni, eine Krise im Juli – und im August wurde die Entschichtung der Minen bestätigt. Wenn der Kanal wieder geöffnet wird und die Produktion im Golfraum wieder zunimmt, so prognostiziert die EIA, könnte der Preis von Brent im Jahr 2027 auf durchschnittlich 69 Dollar fallen. Die Lagerbestände verschwinden. Die Margen schrumpfen. Und alle Energieaktien, deren Preise heute angegeben werden, sinken ebenfalls.

Das bedeutet nicht, dass man verkaufen sollte. Es bedeutet vielmehr, dass man verstehen muss, was man besitzt und warum.

Die eigentliche Frage ist die Zeithorizont.

Ich glaube nicht, dass Investoren dafür bezahlt werden, nach einem 45-prozentigen Anstieg des Energiehandels weiterhin aktiv zu sein. Die beste Lösung hängt davon ab, was man eigentlich erreichen möchte.

Wenn Sie Einkommen im Alter benötigen und eine Wachstumsrate der Dividenden wollen, die sich während eines gesamten Rohstoffzyklus vergrößert, dann ist die Kombination aus einem Zinsgehalt von 2,5%, einem Zahlungsgrad von 68%, 30 Milliarden US-Dollar an freiem Cashflow sowie einem solideren Bilanzbild bei Exxon die richtige Wahl. Sie kaufen nicht für den aktuellen Zinssatz – Sie kaufen für das Wachstum in den nächsten zehn Jahren.

Wenn man Einkommen haben möchte, das weniger von den Rohstoffpreisen abhängt, dann ist das Modell der Infrastruktur von Energy Transfer die beste Lösung – denn dort werden Gebühren erhalten, unabhängig davon, ob der Preis von Brent 70 oder 120 ist. Der Ertrag von 6,3 Prozent ist zwar stabil, aber man sollte wissen, dass die Renditen im Mittelabschnitt nicht genauso stark mit dem Anstieg der Ölpreise korrelieren wie die Renditen der Produzenten.

Chevrons 117,5-prozentige Dividendenauszahlungsrate zu den aktuellen Preisen ist eine Zahl, die Aufmerksamkeit verdient. Die Dividenden werden durch den freien Cashflow derzeit gedeckt. Doch eine Dividendenauszahlungsrate über dem Gewinn bedeutet, dass das Unternehmen keine inneren Reserven hat, falls der Wirtschaftszyklus abklingt. Das ist eine Diskussion, die man vor dem Hinzufügen oder Halten von Aktien während einer Rezession mit sich selbst führen sollte.

Die this Woche erfassten Einnahmen von 2,6 Millionen Barrel sind real. Die gesamten Einnahmen von 48 Millionen Barrel sind ebenfalls real. Die Knappheit der Versorgung ist real. Doch die Investitionsmöglichkeiten in Energieaktien hängen jetzt weniger von der Funktionsfähigkeit des Systems ab, sondern eher davon, ob der Preis, den man für diese Barrel an zukünftigen Cashflow bezahlt, auch weiterhin bestehen bleibt, wenn das Schotterdeich geöffnet wird.