Freier Cashflow von Crescent Energy erreicht im 3. Quartal 367 Millionen US-Dollar

Crescent Energy (NYSE: CRGY) erwirtschaftete im dritten Quartal 2026 einen gehebelten freien Cashflow von 366,7 Mio. US-Dollar, da eine höhere Produktion und niedrigere Stückkosten einen kräftigen Anstieg des Non-GAAP-Ergebnisses gegenüber dem Vorjahr stützten. Der Öl- und Gasförderer hob zudem sein jährliches Synergieziel für das Permian-Becken auf mehr als 300 Mio. US-Dollar an und unterstrich damit die betrieblichen Verbesserungen, die das Unternehmen auch bei der anstehenden Übernahme der Eagle-Ford-Aktiva von Devon Energy erwartet.

Für den am 30. September beendeten Dreimonatszeitraum meldete Crescent eine durchschnittliche Produktion von 328.000 Barrels Öläquivalent pro Tag (boe/d), verglichen mit 253.000 boe/d im Vorjahreszeitraum und 335.000 boe/d im zweiten Quartal. Die Ölproduktion stieg von 103.000 Barrels pro Tag im Vorjahr auf 134.000 Barrels pro Tag. Flüssigkohlenwasserstoffe machten 63 % der Gesamtförderung aus, wovon 41 % auf Rohöl entfielen.

Das bereinigte EBITDAX stieg von 486,5 Mio. US-Dollar im Vorjahresquartal auf 785,8 Mio. US-Dollar. Der gehebelte freie Cashflow erhöhte sich nach Entwicklungsinvestitionen in Höhe von 326,1 Mio. US-Dollar von 204,5 Mio. US-Dollar auf 366,7 Mio. US-Dollar. Beide Kennzahlen sind Non-GAAP-Größen.

Auf GAAP-Basis verzeichnete Crescent einen Nettoverlust von 591.000 US-Dollar, verglichen mit einem Verlust von 10,3 Mio. US-Dollar im Vorjahr. Das jüngste Quartal enthielt einen nicht zahlungswirksamen Verlust aus Derivaten in Höhe von 245 Mio. US-Dollar, Transaktions- und einmalige Aufwendungen von 40,1 Mio. US-Dollar sowie 33,7 Mio. US-Dollar aus der Abwicklung erworbener Derivatekontrakte.

Niedrigere Kosten stützen Cash-Generierung

Der durchschnittlich erzielte Preis von Crescent vor Derivateabwicklungen lag bei 44,38 US-Dollar pro boe, verglichen mit 35,87 US-Dollar ein Jahr zuvor. Nach Derivateabwicklungen betrug der realisierte Preis 39,84 US-Dollar pro boe nach 36,81 US-Dollar im dritten Quartal 2025.

Die Betriebsausgaben sanken von 16,65 US-Dollar auf 14,41 US-Dollar pro boe, während die bereinigten Betriebsausgaben ohne Produktions- und sonstige Steuern von 12,83 US-Dollar auf 11,35 US-Dollar pro boe fielen. Die allgemeinen Verwaltungskosten (G&A) gingen von 74,3 Mio. US-Dollar auf 65,3 Mio. US-Dollar zurück, wenngleich die bereinigten wiederkehrenden barwirksamen G&A-Kosten von 30,8 Mio. US-Dollar auf 39,8 Mio. US-Dollar stiegen.

Das Unternehmen erklärte, dass strukturelle Kostensenkungen bei Bohrungen und Fertigstellungen (Drilling and Completion) die Break-Even-Schwellen für die Entwicklung senken und den wirtschaftlich nutzbaren Bestand erweitern. Die Bohrkosten im Eagle-Ford-Becken sind seit 2023 um mehr als 25 % gesunken, die Bohrkosten im Permian-Becken liegen 20 % bis 25 % unter denen des vorherigen Betreibers, und die Uinta-Bohrkosten gingen im Jahresvergleich um etwa 20 % zurück. Crescent schätzt, dass das Unternehmen nun über Bohrkapazitäten für rund sechs Jahre auf Erhaltungsniveau verfügt, bei denen der Öl-Break-Even-Preis unter 50 US-Dollar pro Barrel liegt, sowie für etwa 10 Jahre unter 60 US-Dollar pro Barrel.

Permian-Synergien übertreffen frühere Ziele

Crescent hob sein jährliches Synergieziel für die Permian-Region auf mehr als 300 Mio. US-Dollar an, verglichen mit einem ursprünglichen Ziel von 90 Mio. bis 100 Mio. US-Dollar. Das Unternehmen gab bekannt, dass bis zum dritten Quartal annualisierte Synergien von etwa 295 Mio. US-Dollar erzielt wurden, was einem geschätzten Fünfjahres-PV-10 von rund 1,14 Mrd. US-Dollar entspricht.

Die realisierten Einsparungen umfassen jährlich etwa 95 Mio. US-Dollar durch Verbesserungen bei Bohrung und Fertigstellung, 60 Mio. US-Dollar durch niedrigere Pachtbetriebskosten, 40 Mio. US-Dollar aus Vermarktungsinitiativen und 100 Mio. US-Dollar durch Unternehmenseffizienzen. Crescent führte die Fortschritte auf längere Horizontalbohrungen (Laterals), eine verbesserte Feldeffizienz, Neuausschreibungen von Dienstleistungen, die Optimierung künstlicher Förderverfahren (Artificial Lift), Vertragsneuverhandlungen und geringere Gemeinkosten zurück.

Die Produktion im Permian-Becken lag im Quartal im Durchschnitt bei 117.000 boe/d, wobei Rohöl 42 % ausmachte. Die Investitionsausgaben beliefen sich auf 73 Mio. US-Dollar. Crescent teilte mit, dass geringere Bohrkosten und effizientere Feldabläufe die Entwicklungswirtschaftlichkeit in der gesamten Region verbessert haben.

Die Eagle-Ford-Region blieb mit einer Produktion von 166.000 boe/d (ohne Lizenzgebühren/Royalties) und Investitionsausgaben von 222 Mio. US-Dollar das größte Betriebsgebiet von Crescent. Das Unternehmen hob Überarbeitungen (Workovers) und die Optimierung künstlicher Förderverfahren als Treiber der Basisproduktionsleistung hervor. Die Förderleistung im Uinta-Becken betrug 29.000 boe/d, davon 56 % Öl, bei Investitionsausgaben von 35 Mio. US-Dollar.

Devon-Transaktion baut Eagle-Ford-Position aus

Die anstehende Übernahme der Eagle-Ford-Vermögenswerte von Devon Energy durch Crescent wird voraussichtlich eine zusätzliche Produktion von etwa 68.000 boe/d einbringen, wobei Öl 55 % bis 60 % ausmacht, sowie mehr als 600 Netto-Bohrstandorte (äquivalent zu 10.000 Fuß Länge). Das Unternehmen hat ein potenzielles jährliches Synergiepotenzial von rund 140 Mio. US-Dollar aus der Transaktion identifiziert.

Pro forma erwartet Crescent, dass das erweiterte Eagle-Ford-Geschäft etwa 234.000 boe/d produziert und über mehr als 1.800 Brutto-Bohrstandorte verfügt. Die Gesamtförderung des Unternehmens würde bei etwa 400.000 boe/d liegen, während das Lizenzgeschäft laut der Präsentation ein annualisiertes Run-Rate-EBITDA von rund 250 Mio. US-Dollar erwirtschaften würde.

Crescent rechnet beim Abschluss der Devon-Transaktion mit einer Liquidität von etwa 1 Mrd. US-Dollar. Das Management strebt gestützt auf den freien Cashflow und eine erweiterte Absicherung (Hedging) bis Ende 2027 einen Pro-Forma-Nettoverschuldungsgrad (Net Leverage) von etwa 1,5x und bis Ende 2028 von etwa 1,0x an. Zum 30. September wies Crescent eine Nettoverschuldung von 4,71 Mrd. US-Dollar, eine Liquidität von rund 2 Mrd. US-Dollar und einen konsolidierten Gesamt-Nettoverschuldungsgrad von 1,5x auf.

Das Unternehmen behielt eine feste Quartalsdividende von 0,12 US-Dollar pro Aktie bei, vorbehaltlich der Zustimmung des Verwaltungsrats.

Crescent gab bekannt, dass das Unternehmen seine geplanten zusätzlichen Öl-Absicherungen für 2027 abgeschlossen und mit dem Aufbau von Absicherungen für 2028 begonnen hat. Das Absicherungsprogramm soll die Visibilität des Cashflows verbessern und den Schuldenabbau unterstützen, obwohl die tatsächlichen Ergebnisse weiterhin von den Rohstoffpreisen, der operativen Leistung und der Umsetzung von Transaktionen abhängig bleiben.

Zu den vom Unternehmen genannten wesentlichen Unsicherheiten gehören die Fähigkeit, die Devon-Transaktion abzuschließen und zu integrieren, die erwarteten Synergien zu erzielen, den Verschuldungsgrad zu senken sowie regulatorische, Zins- und geopolitische Risiken zu steuern. Crescent warnte zudem, dass Übernahmen möglicherweise nicht die erwarteten finanziellen Vorteile bringen und sich als verwässernd erweisen könnten.