Suncor (SU) und Nexen (NXY)

 

 

 

 

Endlich! Wieder über 80

SU  Suncor Energy Inc (NYSE)    Delayed quote data					11/9/2006
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Last:   80.82	Change:     +1.22	Open:   80.29	High:   81.80	Low:   80.08	Volume:   2,884,700
	Percent Change:   +1.53%	Yield:   0.35%	P/E Ratio:   12.50	52 Week Range:   51.15 to 89.88

 

 

NXY  Nexen Inc (NYSE)    Delayed quote data					11/9/2006
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Last:   54.70	Change:     +0.33	Open:   54.90	High:   55.75	Low:   54.47	Volume:   884,300
	Percent Change:   +0.61%	Yield:   0.32%	P/E Ratio:   20.05	52 Week Range:   40.19 to 63.65

 

 

 

TLM  Talisman Energy Inc (NYSE)    Delayed quote data					11/9/2006
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Last:   16.42	Change:     -0.01	Open:   16.66	High:   16.78	Low:   16.34	Volume:   2,611,800
	Percent Change:   -0.06%	Yield:   0.81%	P/E Ratio:   11.70	52 Week Range:   14.21 to 21.616667

 

 

 

ECA  Encana Corp (NYSE)    Delayed quote data					11/9/2006
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Last:   50.79	Change:     +0.52	Open:   50.77	High:   51.72	Low:   50.61	Volume:   3,441,900
	Percent Change:   +1.03%	Yield:   0.79%	P/E Ratio:   6.94	52 Week Range:   39.54 to 55.93

 

 

ERGO:

ALLE!  Werte hier sind noch min. 10% unter Ihren ATH ! TLM sogar über 30% unter.

Wer vor einen Monat gekauft hat ( ENCANA Corp. - ECA - 798291 ) kann sich jetzt

schon über einen schönen Wertzuwachs freuen.

 

-Ich- glaube weiter an einen Boom in der Sparte.

 

MfG

     Waldy

 

 

MfG

      Waldy

 

 

Record production and strong commodity prices contribute to solid 2006 financial results for Suncor Energy

CALGARY, Jan. 25, 2007 (Canada NewsWire via COMTEX) -- All financial figuresare unaudited and in Canadian dollars unless notedotherwise. Certain prior period amounts have been restated to conform tothe current year's presentation. Certain financial measures referred toin this document, including return on capital employed and cash operatingcosts, are not prescribed by Canadian generally accepted accountingprinciples (GAAP). For a description of these measures, see "Non GAAPFinancial Measures" in this document. This document makes reference tobarrels of oil equivalent (boe). A boe conversion ratio of six thousandcubic feet of natural gas: one barrel of crude oil is based on an energyequivalency conversion method primarily applicable at the burner tip anddoes not represent a value equivalency at the wellhead. Accordingly, boemeasures may be misleading, particularly if used in isolation.CALGARY, Jan. 25 /CNW/ - Suncor Energy Inc. today reported 2006 net earnings of$2.971 billion ($6.47 per common share), an increase from $1.158 billion($2.54 per common share) in 2005. Excluding the effects of insurance proceeds,the reduction of federal and Alberta income tax rates and unrealized foreignexchange gains on the company's U.S. dollar denominated long-term debt, 2006 netearnings were $2.320 billion ($5.05 per common share) compared to $834 million($1.83 per common share) in 2005. Cash flow from operations in 2006 was $4.533billion compared to $2.476 billion in 2005.The increase in both net earnings and cash flow from operations primarilyreflects higher crude oil production and higher crude oil prices in 2006. In2005, Suncor's operational and financial performance was impacted by a fire thatcut production rates approximately in half for close to eight months, while in2006, Suncor also benefited from an expansion project that resulted in increasedproduction capacity."After a difficult year in 2005, we came back strong and went on to achieve arecord level of production in 2006," said Rick George, president and chiefexecutive officer. "The focus now is on the fundamentals - steady, safe andreliable operations as we continue to build the foundation for future growth."2006 Overview    <<    -   Combined oil sands and natural gas production in 2006 was 294,800        barrels of oil equivalent (boe) per day, compared to 206,100 boe per        day in 2005. Oil sands production averaged 260,000 barrels per day        (bpd) in 2006 (253,800 bpd of synthetic crude oil and 6,200 bpd of        bitumen sold directly to the market), compared to 171,300 bpd in        2005. Natural gas production averaged 191 million cubic feet (mmcf)        per day, compared to an average 190 mmcf per day in 2005.    -   Oil sands cash operating costs averaged $21.70 per barrel during 2006        compared to $24.55 per barrel in 2005. The decrease in 2006 was        primarily due to fixed operating costs being spread over higher        production volumes, as well as lower natural gas costs.    -   Suncor continued to make progress on the expansion of Upgrader 2.        Engineering work on the project, which is expected to increase        production capacity to 350,000 bpd in 2008, is substantially complete        and construction is 69% complete. The project remains on schedule and        within budget.    -   Average daily in-situ bitumen production from Suncor's Firebag        facilities increased to 33,700 bpd from 19,100 bpd in 2005.    -   Plans for Suncor's next major stage of oil sands growth were also        advanced in 2006 with receipt of regulatory approval for a planned        third upgrader and extension of the Steepbank Mine, two key        components in the company's plan to increase production to 500,000 to        550,000 bpd in 2010 to 2012.    -   In its U.S. downstream operations, Suncor completed modifications in        June to the company's Commerce City (Denver) refining operation that        enabled production of ultra low sulphur diesel fuel and the        integration of up to 10,000 to 15,000 bpd of oil sands sour crude        into the refinery's feedstock.    -   In Suncor's Canadian downstream operations, modifications were        completed in July to enable the company's Sarnia refinery to meet        ultra low sulphur diesel requirements. The second stage of this        project, slated for completion in the fourth quarter of 2007, is        planned to integrate up to 40,000 bpd of oil sands sour crude into        the facility's feedstock and to improve the economic performance of        the refinery.    -   While continuing to expand its integrated oil sands and downstream        refining and marketing businesses, Suncor also made advances in its        renewable energy strategy with the opening of Canada's largest        ethanol plant and the commissioning of its third wind farm. Further        investment in ethanol-based biofuels and a fourth wind farm are        planned for 2007.    -   Maintaining a strong balance sheet remained a priority in 2006.        Suncor's net debt (including cash and cash equivalents) at        December 31, 2006 was $1.9 billion (approximately 0.4 times cash flow        from operations). Year-end net debt in 2005 was $2.9 billion        (approximately 1.2 times cash flow from operations).    -   Suncor achieved a company-wide return on capital employed of 40.6% in        2006 (excluding capitalized costs for major projects in progress),        compared to 19.7% in 2005.    >>Fourth Quarter 2006Suncor's net earnings for the fourth quarter of 2006 were $358 million ($0.78per common share) compared to $693 million ($1.52 per common share) in thefourth quarter of 2005. Excluding the effects of insurance proceeds andunrealized foreign exchange gains on the company's U.S. dollar denominatedlong-term debt, fourth quarter net earnings were $374 million ($0.81 per commonshare) compared to $599 million ($1.31 per common share) during the fourthquarter of 2005. Cash flow from operations for the fourth quarter of 2006 was$746 million, compared to $1.226 billion in the fourth quarter of 2005.The decrease in net earnings primarily reflects higher oil sands operating costsas a result of increased levels of maintenance activity and higher labourexpenses during the fourth quarter. Company-wide fourth quarter net earningswere also negatively impacted by lower earnings in the Natural Gas business andthe impact of maintenance activities in Suncor's downstream operations. Thedecrease in cash flow from operations in the fourth quarter of 2006 compared tothe fourth quarter of 2005 was due to the same factors that impacted netearnings during this period.Suncor's combined oil sands and natural gas production for the fourth quarterwas 301,100 boe per day, compared to 302,700 boe per day in the same period of2005. Natural gas production averaged 192 mmcf per day in the fourth quarter of2006, relatively steady compared to the 193 mmcf per day recorded in the fourthquarter of 2005. Oil sands production in the fourth quarter of 2006 averaged266,400 bpd, consisting of 256,700 bpd of synthetic crude oil and 9,700 bpd ofbitumen sold directly to the market. Oil sands production in the fourth quarterof 2005 averaged 267,700 bpd, consisting of 260,500 bpd of synthetic crude oiland 7,200 bpd of bitumen sold directly to the market.Fourth quarter 2006 oil sands cash operating costs were $25.65 per barrel,compared to $20.90 per barrel in the same period of 2005. Cash operating costsper barrel were higher in 2006 primarily as a result of the same factorsimpacting total oil sands operating costs, as noted above.In Suncor's Canadian downstream operations, a shutdown of the Sarnia refinery totie-in modified facilities was completed on December 22. The work, which beganin early September, was undertaken in stages to allow the facility to continueproduction at reduced rates.As part of the company's long-range planning, Suncor elected in late 2006 totransition to the Government of Alberta's generic bitumen-based royalty in 2009.OutlookSuncor's outlook provides management's targets for 2007 in certain key areas ofthe company's business. Outlook forecasts, which are updated quarterly, aresubject to change.    <<                                           2007 Full Year Outlook    --------------------------------------------------    Oil Sands    Production (bpd)(1)                    260,000 to 270,000      Diesel                               10%      Sweet                                42%      Sour                                 43%      Bitumen                              5%    Realization on crude sales basket      WTI @ Cushing less                                           Cdn$7.50 to $8.50 per barrel    Cash operating costs(2)                $21.50 to $22.50 per barrel    --------------------------------------------------    Natural Gas    Natural gas production(3)     (mmcf equivalent per day)             215 to 220        1. The 2007 oil sands production target includes approximately 5%           non-upgraded bitumen sold directly to the market. In 2006, the           production target referred only to synthetic crude oil production.        2. Cash operating cost estimates are based on the following           assumptions: i) production of 260,000 to 270,000 bpd; ii) a           production sales mix as described in the chart above; and iii) a           natural gas price of US$7.60 per thousand cubic feet (mcf) at           Henry Hub. Cash operating costs per barrel are not prescribed by           Generally Accepted Accounting Principles (GAAP). This non-GAAP           financial measure does not have any standardized meaning and           therefore is unlikely to be comparable to similar measures           presented by other companies. Suncor includes this non-GAAP           financial measure because investors may use this information to           analyze operating performance. This information should not be           considered in isolation or as a substitute for measures of           performance prepared in accordance with GAAP. See "Non-GAAP           Financial Measures".        3. The 2007 production target includes natural gas liquids (NGL) and           crude oil converted into mmcf equivalent at a ratio of one barrel           of NGL/crude oil: six thousand cubic feet of natural gas. This           mmcf equivalent may be misleading, particularly if used in           isolation. A conversion ratio of one barrel of NGL/crude oil: six           thousand cubic feet of natural gas is based on an energy           equivalency conversion method primarily applicable at the burner           tip and does not represent a value equivalency at the wellhead.    Factors that could potentially impact Suncor's financial performanceinclude:    -   Crude oil hedges. Suncor has hedging agreements for 60,000 bpd in        2007. These costless collar hedges have an average floor of        approximately US$51.64 per barrel while allowing participation in        higher crude oil prices with an average ceiling of approximately        US$93.26 per barrel. The company will consider future costless        collars up to 30% of annual planned crude oil production if strategic        opportunities are available.    -   Scheduled tie-ins of modified facilities at Suncor's oil sands        operation are planned during 2007. Upgrader 2 is expected to be shut        down for approximately 50 days in the second quarter while this work        is under way. During the outage, Upgrader 1 is expected to continue        normal production. Although this shutdown is reflected in operational        targets for the year, production estimates could be impacted if the        work takes longer than planned or is impacted by labour or material        supply issues. The tie-in work is required to enable production        capacity to be increased to a planned 350,000 bpd in 2008.    -   Scheduled tie-ins of modified facilities at Suncor's refineries.        Suncor plans to begin a shutdown of the Sarnia refinery in the third        quarter of 2007 (with completion scheduled in the fourth quarter of        2007) to tie-in modified facilities that are expected to enable the        facility to process up to 40,000 bpd of oil sands sour crude.    >>Further discussion of the risks, uncertainties and other factors that couldaffect these plans, and any actual results, is included in Suncor's annualreport to shareholders and other documents filed with regulatory authorities.Net Earnings ComponentsThis table sets forth some of the factors impacting Suncor's net earnings. Forcomparability purposes, readers should rely on the reported net earnings thatare presented in the company's consolidated financial statements and notes inaccordance with Canadian GAAP. The company's fourth quarter financial statements(unaudited) can be obtained at www.suncor.com or by calling 1-800-558-9071     <<                                                                 Years ended    ($ millions after tax)              Fourth Quarter           December 31    (unaudited)                        2006       2005       2006       2005    --------------------------------------------------    Net earnings before the     following items                    374        603      2 333        838    Firebag Stage 2 start-up costs        -         (4)       (13)        (4)    Oil Sands fire accrued     insurance proceeds(1)               27         98        232        293    Impact of income tax rate     reductions on opening future     income tax liabilities(2)            -          -        419          -    Unrealized foreign exchange     gain (loss) on U.S. dollar     denominated long-term debt         (43)        (4)         -         31    --------------------------------------------------    Net earnings as reported            358        693      2 971      1 158    --------------------------------------------------    Net earnings per share     attributable to common     shareholders as reported         $0.78      $1.52      $6.47      $2.54    --------------------------------------------------    (1) Net accrued property loss and business interruption proceeds net of        income taxes and Alberta Crown Royalties.    (2) Impacts of the Federal and Alberta income tax rate changes enacted in        the second quarter of 2006.    >>Non GAAP Financial MeasuresSuncor includes cash and total operating cost per barrel data, return on capitalemployed (ROCE) and cash flow from operations because investors may use thisinformation to analyze operating performance, leverage and liquidity. Theadditional information may not be comparable to similar measures presented byother companies and should not be considered in isolation or as a substitute formeasures of performance prepared in accordance with generally acceptedaccounting principles. Cash flow from operations is expressed before changes innon-cash working capital. A reconciliation of net earnings to cash flow fromoperations is provided in the schedules of segmented data, which are an integralpart of the company's fourth quarter financial statements.The following table outlines the reconciliation of oil sands cash and totaloperating costs to expenses included in the schedules of segmented data in thecompany's fourth quarter 2006 financial statements.    <<    Oil Sands Operating Costs -     Total Operations                            Fourth Quarter                                           2006                  2005                                  $ millions  $/barrel  $ millions  $/barrel    Operating, selling and     general expenses                   675                   466      Less: natural gas costs       and inventory changes           (113)                  (80)      Less: non-monetary       transactions                     (22)                    -    Accretion of asset     retirement obligations               7                     6    Taxes other than income     taxes                                8                     7    --------------------------------------------------    Cash costs                          555      22.65        399      16.20    Natural gas                          74       3.00        115       4.65    Imported bitumen (net of     other reported product     purchases)                           -          -          1       0.05    --------------------------------------------------    Total cash operating costs     A    629      25.65        515      20.90    --------------------------------------------------    In-situ (Firebag) start-up     costs                         B      -          -          7       0.30    --------------------------------------------------    Total cash operating costs     after start-up costs        A+B    629      25.65        522      21.20    Depreciation, depletion     and amortization                   104       4.25         89       3.60    --------------------------------------------------    Total operating costs               733      29.90        611      24.80    --------------------------------------------------    Production (thousands of     barrels per day)                       266.4                 267.7    --------------------------------------------------    --------------------------------------------------    Oil Sands Operating Costs -     Total Operations                        Years ended December 31                                           2006                  2005                                  $ millions  $/barrel  $ millions  $/barrel    Operating, selling and     general expenses                 2 149                 1 432      Less: natural gas costs       and inventory changes           (312)                 (258)      Less: non-monetary       transactions                    (126)                    -    Accretion of asset     retirement obligations              28                    24    Taxes other than income     taxes                               36                    29    --------------------------------------------------    Cash costs                        1 776      18.70      1 227      19.60    Natural gas                         276       2.90        307       4.90    Imported bitumen (net of     other reported product     purchases)                           6       0.10          2       0.05    --------------------------------------------------    Total cash operating costs     A  2 057      21.70      1 536      24.55    --------------------------------------------------    In-situ (Firebag) start-up     costs                         B     21       0.20          7       0.10    --------------------------------------------------    Total cash operating costs     after start-up costs        A+B  2 078      21.90      1 543      24.65    Depreciation, depletion     and amortization                   385       4.05        330       5.30    --------------------------------------------------    Total operating costs             2 463      25.95      1 873      29.95    --------------------------------------------------    Production (thousands of     barrels per day)                       260.0                 171.3    --------------------------------------------------    --------------------------------------------------    Oil Sands Operating Costs - In-situ     Bitumen Production Only                     Fourth Quarter                                           2006                 2005(1)                                  $ millions  $/barrel  $ millions  $/barrel    Operating, selling and     general expenses                    57                    49      Less: natural gas costs       and inventory changes            (32)                  (33)    Taxes other than income     taxes                                1                     -    --------------------------------------------------    Cash costs                           26       8.05         16       6.70    Natural gas                          32       9.90         33      13.80    --------------------------------------------------    Cash operating costs           A     58      17.95         49      20.50    --------------------------------------------------    In-situ (Firebag) start-up     costs                         B      -          -          7       2.90    --------------------------------------------------    Total cash operating costs     after start-up costs        A+B     58      17.95         56      23.40    Depreciation, depletion     and amortization                    20       6.20         11       4.60    --------------------------------------------------    Total operating costs                78      24.15         67      28.00    --------------------------------------------------    Production (thousands of     barrels per day)                        35.1                  26.0    --------------------------------------------------    --------------------------------------------------    Oil Sands Operating Costs - In-situ     Bitumen Production Only                 Years ended December 31                                           2006                 2005(1)                                  $ millions  $/barrel  $ millions  $/barrel    Operating, selling and     general expenses                   209                   155      Less: natural gas costs       and inventory changes           (103)                  (91)    Taxes other than income     taxes                                4                     -    --------------------------------------------------    Cash costs                          110       8.95         64       9.15    Natural gas                         103       8.35         91      13.05    --------------------------------------------------    Cash operating costs           A    213      17.30        155      22.20    --------------------------------------------------    In-situ (Firebag) start-up     costs                         B     21       1.70          7       1.00    --------------------------------------------------    Total cash operating costs     after start-up costs        A+B    234      19.00        162      23.20    Depreciation, depletion     and amortization                    68       5.55         34       4.90    --------------------------------------------------    Total operating costs               302      24.55        196      28.10    --------------------------------------------------    Production (thousands of     barrels per day)                        33.7                  19.1    --------------------------------------------------    --------------------------------------------------    (1) Firebag start-up costs have not been seperately identified in past        quarterly Reports to Shareholders. We have segregated these costs        for comparable information purposes to provide additional detail to        the individual components of cash costs.    >>Return on Capital EmployedNet earnings adjusted for after-tax financing expenses (2006 - $26 million;2005 - income of $16 million) for the twelve month period ended (2006 - $2.997billion; 2005 - $1.142 billion); divided by average capital employed (2006 -$7.379 billion; 2005 - $5.786 billion). Average capital employed is the sum ofshareholders' equity and short-term debt plus long-term debt less cash and cashequivalents, at the beginning and end of the year, divided by two, less averageannual capitalized costs related to major projects in progress (as applicable).For more detail on how ROCE is calculated, see page 56 of Suncor's 2005 AnnualReport.    <<    Reconciliation of cash flow from operations on a per share basis    (unaudited)                                       Fourth Quarter          Years ended                                                               December 31                                       2006       2005       2006       2005    --------------------------------------------------    Cash flow from operations     ($ millions)                  A    746      1 226      4 533      2 476    Weighted average number of     common shares outstanding     - basic (millions of shares)  B    460        457        459        456    Cash flow from operations     - basic (per share)         A/B   1.62       2.68       9.87       5.43    --------------------------------------------------    >>Suncor Energy Inc. is an integrated energy company headquartered in Calgary,Alberta. Suncor's oil sands business, located near Fort McMurray, Alberta,extracts and upgrades oil sands and markets refinery feedstock and diesel fuel,while operations throughout Western Canada produce natural gas. Suncor operatesa refining and marketing business in Ontario with retail distribution under theSunoco brand. U.S.A. downstream assets include refining operations in Coloradoand retail sales in the Denver area under the Phillips 66 brand. Suncor's commonshares (symbol: SU) are listed on the Toronto and New York stock exchanges.Suncor Energy (U.S.A.) Inc. is an authorized licensee of the Phillips 66 brandand marks in the state of Colorado. Sunoco in Canada is separate and unrelatedto Sunoco in the United States, which is owned by Sunoco, Inc. of Philadelphia.This document contains forward-looking statements that address goals,expectations or projections about the future. These statements are based onSuncor's current goals, expectations, estimates, projections and assumptions, aswell as its current budgets and plans for capital expenditures. Some of theforward-looking statements may be identified by words like "planned", outlook","target", "expect", "intends", "will consider", "could", "may", "slated","scheduled" and similar expressions. These statements are not guarantees offuture performance. Actual results could differ materially, as a result offactors, risks and uncertainties, known and unknown, to which Suncor's businessis subject. These could include: changes in general economic, market andbusiness conditions; potential labour and material supply issues; fluctuationsin supply and demand for Suncor's products; fluctuations in commodity prices andcurrency exchange rates; the impact of stakeholder consultation; the regulatoryprocess; technical issues; environmental issues; technological capabilities; newlegislation; the occurrence of unexpected events; Suncor's capability to executeand implement its future plans; and changes in current plans. Further discussionof the risks, uncertainties and other factors that could affect these plans, andany actual results, is included in Suncor's annual report to shareholders,Annual Information Form/Form 40-F and other documents filed with regulatoryauthorities. Suncor disclaims any intentions or obligations to update or reuseany forward-looking statements whether as a result of new information, futureevents or otherwise.SOURCE: Suncor Energy Inc.CONTACT:          Investor inquiries: John Rogers, tel: (403) 269-8670; Media inquiries: Brad Bellows,                  tel: (403) 269-8717Copyright (C) 2007 CNW Group. All rights reserved.

Auch wenn ich nicht mehr in diesen Werten bin

so habe ich dank dieser Werte exrem viel über ÖLSANDE & ÖL dazu gewonnen

       ......und nicht nur in Form von richtig viel$.

 

So waren die letzten vier Jahre :

 

 

 

 

Und dann noch knapp 2 Jahre : ENCANA Corp. - ECA - 7.

 

  

 

 

ERGO:

     ÖL auf long..........

 

Daniela Knauer in zum Thema Aktien
vom 24. Juli 2012, 17:00 Uhr



CNOOC will die kanadische Nexen für 15,1 Mrd. USD in bar übernehmen.

Satte 61% liegt der gebotene Preis von 27,50 USD über dem Schlusskurs vom vergangenen Freitag.

Damit wäre die Übernahme von Nexen der bisher größte Deal der Chinesen weltweit - natürlich nur, falls er so über die Bühne geht.

www.investor-verlag.de/...will-die-kanadier-fressen/109137801/
               

                         & Es ging über die Bühne !
                       


Epoch Times, Mittwoch, 27. Februar 2013 12:00


---Chinesischer Staatskonzern übernimmt kanadischen Ölkonzern Nexen---

---Der chinesische Staatskonzern CNOOC (China National Offshore Oil Corporation) erklärte am 26. Februar, dass er den kanadischen Öl- und Gaskonzern Nexen für 15,1 Milliarden US-Dollar übernommen habe. Nach Berichten der amtlichen Nachrichtenagentur Xinhua handele sich dabei um die größte Auslandsübernahme eines Unternehmens aus China.

Laut Erklärung von CNOOC habe das Unternehmen durch die Übernahme eine Plattform für internationalen Erfolg erhalten. Nach Berichten der Webseite wallstreetjournal.de besitze Nexen beträchtliche Vermögensanteile im Golf von Mexiko und in der Nordsee. CNOOC habe offensichtlich ein Interesse daran, in den nordamerikanischen Energiemarkt einzusteigen. Nachdem der Staatskonzern mit der Übernahme der amerikanischen Unocal Corporation gescheitert sei, habe er im Jahr 2011 die bankrotte  OPTI Canada übernommen. Nexen sei viel größer als OPTI Canada und verfüge unter anderem über Anlagen im strategisch wichtigen Golf von Mexiko. (yh)

www.epochtimes.de/...anadischen-OElkonzern-Nexen-a1063211.html

Ein außergewöhnlich großes Volumen (im Vergleich zu historischen Durchschnittswerten) ist ein Grund, warum die Aktivität des Optionsmarktes als ungewöhnlich angesehen werden kann. Das Volumen der Optionsaktivität bezieht sich auf die Anzahl der über einen bestimmten Zeitraum gehandelten Kontrakte. Open Interest ist die Anzahl der nicht abgewickelten Kontrakte, die von einer der Gegenparteien gehandelt, aber noch nicht geschlossen wurden. Mit anderen Worten, Open Interest repräsentiert die Anzahl der Verträge, die einzelne Parteien geschrieben haben, für die sie jedoch noch keine Gegenpartei gefunden haben (dh einen Käufer, der einen Verkäufer findet, oder einen Verkäufer, der einen Käufer findet).

Der Handel mit einem Kontrakt mit einem Ablaufdatum in ferner Zukunft ist ein weiteres Zeichen für ungewöhnliche Aktivitäten. Im Allgemeinen erhöht eine zusätzliche Zeit bis zum Ablauf eines Vertrags das Potenzial für ihn, seinen Ausübungspreis zu erreichen und seinen Zeitwert zu erhöhen. Der Zeitwert ist in diesem Zusammenhang wichtig, da er die Differenz zwischen dem Ausübungspreis und dem Wert des Basiswerts darstellt.

Verträge mit einem Ausübungspreis, der weit vom zugrunde liegenden Preis entfernt ist, gelten ebenfalls als ungewöhnlich, da sie als "aus dem Geld" definiert werden. Dies tritt auf, wenn der zugrunde liegende Preis bei einer Call-Option unter dem Ausübungspreis oder bei einer Put-Option über dem Ausübungspreis liegt. Diese Geschäfte werden getätigt, weil sich der zugrunde liegende Vermögenswert in Zukunft voraussichtlich dramatisch ändern wird und der Käufer oder Verkäufer von einer höheren Gewinnspanne profitieren kann.

finance.yahoo.com/news/...rgys-unusual-options-153539794.html


                                                             Global Light Crude Oil Market

finance.yahoo.com/news/...rgys-unusual-options-153539794.html

                                                                                          ANALYST RATINGS
www.marketwatch.com/investing/stock/su/...od=mw_quote_analyst


                                                                         -----------------------------------

Wie meine ENCANA die jetzt OVINTIV sind so habe ich auch die SUNCOR nie aus den Augen gelassen

                                                                  www.suncor.com/
                                       sustainability.suncor.com/en/performance-index        
                                       finance.yahoo.com/quote/SU?p=SU&.tsrc=fin-srch

................................     Auf gehts !

                                                                      Schuldverschreibungen mit Baa1

                                                    www.finanzen.net/anleihen/rating/moodys

Rating-Aktion: Moody's bewertet Suncors Schuldverschreibungen mit Baa1Global Credit Research - 02. März 2021Toronto, 02. März 2021 - Moody's Investors Service (Moody's) bewertet die vorrangigen unbesicherten Schuldverschreibungen von Suncor Energy Inc. (Suncor) mit Baa1. Der Erlös aus dem Angebot von vorrangigen unbesicherten Schuldverschreibungen in Höhe von 750 Mio. USD und 350 Mio. CAD wird zur Rückzahlung kurzfristiger Schulden und für allgemeine Unternehmenszwecke verwendet. Das vorrangige unbesicherte Baa1-Rating von Suncor, das Prime-2-Commercial-Paper-Rating und der stabile Ausblick bleiben unverändert. Zuweisungen: .. Emittent: Suncor Energy Inc ..... Vorrangige unbesicherte reguläre Anleihe / Schuldverschreibung, zugewiesenes Baa1RATINGS-RATIONALESuncor Baa1-Rating wird unterstützt von: 1) seine beträchtliche Produktionsbasis (ungefähr 750.000 boe / Tag); 2) langlebige nachgewiesene entwickelte Reserven (ca. 11 Jahre); 3) ein nachgelagertes integriertes Geschäftsmodell, das die Volatilität durch leichtgewichtige Differenzen verringert; und 4) gute Liquidität. Suncor wird herausgefordert durch 1) seine Konzentration in kanadischen Ölsanden (85% der Produktion) und die Abhängigkeit von zwei nebeneinander gelegenen Modernisierern für mehr als die Hälfte der gesamten Ölsandproduktion; 2) schwacher einbehaltener Cashflow aus Schulden im Jahr 2020, wird sich jedoch im Jahr 2021 auf rund 30% entwickeln; 3) betriebliche Herausforderungen bei der Syncrude JV-Mine und beim Aufrüsten; und (4) Risiken für das langfristige Wachstum der Ölsandindustrie, die mit einer eingeschränkten Kapazität zum Mitnehmen von Pipelines verbunden sind. Die Liquidität von Suncor ist gut. Auf Pro-forma-Basis für die neuen Schuldverschreibungen, die vorzeitige Beendigung des Revolvers und zum 31. Dezember 2020 verfügte Suncor bis 2021 über Liquiditätsquellen in Höhe von 11,4 Mrd. CAD und Verwendungszwecke in Höhe von 3,6 Mrd. CAD. Suncor verfügte über Bargeld in Höhe von 1,9 Mrd. CAD, unter voller Verfügbarkeit Es ist 6 C $. 7 Mrd. (äquiv.) Engagierte revolvierende Kreditfazilitäten (einschließlich einer Tranche in Höhe von 2,5 Mrd. USD, die im April 2022 fällig ist, und einer Tranche in Höhe von 3,5 Mrd. CAD, die im April 2023 fällig ist). Moody's erwartet bis 2021 einen positiven Free Cashflow von rund 1,5 Mrd. CAD. Suncor verfügt über ein CP-Programm für den kanadischen Markt (ohne Rating) und ein CP-Programm für den US-Markt (P-2). Der kombinierte ausstehende Betrag im Rahmen der CP-Programme darf 5,0 Mrd. CAD nicht überschreiten. Zum 31. Dezember 2020 hatte Suncor einen CP in Höhe von 3,6 Mrd. CAD ausstehend. Suncor wird seinen einzigen Financial Covenant (Verschuldung gegenüber Kapitalisierung weniger als 65%) gut einhalten. Der stabile Ausblick spiegelt unsere Erwartung wider, dass die Kreditkennzahlen von Suncor im Jahr 2021 im Einklang mit dem Rating bleiben werden.

finance.yahoo.com/news/...rgy-inc-moodys-rates-203107074.html

Die vierteljährlichen Betriebserträge von 5,06 Milliarden US-Dollar blieben hinter der Zacks Consensus-Schätzung von 5,68 Milliarden US-Dollar zurück. Darüber hinaus sank der Umsatz um 30,4% gegenüber 7,27 Mrd. USD im Vorjahresquartal.

Upstream
Die gesamte vorgelagerte Produktion belief sich im Berichtsquartal auf 769.200 Barrel Öläquivalent pro Tag (Boe / Tag), was einem Rückgang von 1,15% gegenüber dem Vorjahresniveau von 778.200 Boe / Tag entspricht. Dieser Produktionsrückgang war auf einen Rückgang der Produktion in Fort Hills und Oil Sands sowie auf geplante Wartungsarbeiten bei Oil Sands zurückzuführen. Infolgedessen verzeichnete diese vorgelagerte Einheit einen Betriebsverlust von 379 Mio. CAD, der über dem Verlust von 162 Mio. CAD im Vorjahresquartal lag.

Bemerkenswerterweise lag die Produktion in Fort Hills im Quartal bei 62.400 Barrel pro Tag (BPD), was weniger als 87.900 BPD im Vorjahreszeitraum entspricht.

Die Produktion von Syncrude-Vorgängen stieg von 156.300 Bbl / Tag im Vorjahr auf 207.400 Bbl / Tag.

Das Betriebsvolumen von Oil Sands betrug 413.900 Bbl / d gegenüber 419.900 Bbl / d im Vorjahresquartal. Die Betriebskosten pro Barrel gingen im Berichtsquartal von 28,55 CAD im entsprechenden Zeitraum 2019 auf 26,50 CAD zurück. In der Zwischenzeit stieg die Auslastung der Upgrades von 83% im Vergleichsquartal des Vorjahres auf 95%.

Das Explorations- und Produktionssegment von Suncor Energy (bestehend aus den Segmenten International, Offshore und Erdgas) produzierte jedoch 97.700 Boe / d gegenüber 115.900 Boe / d im Vorjahresquartal. Die Ergebnisse wurden durch den Erhalt des Terra Nova-Kais und natürliche Rückgänge im Vereinigten Königreich beeinflusst.

Downstream
Das Betriebsergebnis der nachgelagerten Einheit sank gegenüber dem Vorjahreswert von 558 Mio. CAD auf 268 Mio. CAD, was auf die gesunkenen Margen, den geringeren Rohöldurchsatz und den schwachen Umsatz mit raffinierten Produkten zurückzuführen war. Suncor Energy verzeichnete im betrachteten Quartal einen Umsatz mit weichen raffinierten Produkten, der aufgrund des geringen Bedarfs an Transportkraftstoff aufgrund des neuartigen Coronavirus-Ausbruchs von 534.600 Bbl / d im Vorjahr auf 508.800 Bbl / d zurückging.

Der Rohdurchsatz lag im vierten Quartal bei 438.000 Bbl / d gegenüber 447.500 Bbl / d im Vorjahreszeitraum. Auch die Raffinerieauslastung betrug 95%.

Kosten
Die Gesamtkosten im Berichtsquartal gingen von 12,7 Mrd. CAD im Vorjahreszeitraum auf 7,03 Mrd. CAD zurück. Diese Verbesserung ist hauptsächlich auf niedrigere Kosten im Zusammenhang mit dem Kauf von Rohöl und Produkten sowie auf einen Rückgang der Betriebs-, Verkaufs- und allgemeinen Kosten zurückzuführen.

Finanzen
Wichtig ist, dass sich der Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit im vierten Quartal auf 814 Mio. CAD belief, verglichen mit 2,3 Mrd. CAD im Vorjahr. Das Unternehmen hat im Berichtsquartal Investitionen in Höhe von 941 Mio. CAD getätigt.

Zum 31. Dezember 2020 verfügte Suncor Energy über liquide Mittel im Wert von 1,89 Mrd. CAD und eine langfristige Gesamtverschuldung von 13,8 Mrd. CAD. Die Gesamtverschuldung gegenüber dem Gesamtkapital betrug 27,9%.

Im Berichtsquartal hat das Unternehmen 320 Millionen US-Dollar als Dividende ausgeschüttet.

Orientierungshilfe
Für das gesamte Jahr wird sich dieser in Alberta ansässige integrierte Player weiterhin auf die Stärkung seiner Finanzlage konzentrieren. Das Unternehmen plant, einen disziplinierten Kapitalansatz beizubehalten, und schätzt, dass es bis 2021 Schulden in Höhe von 1 bis 1,5 Mrd. CAD zurückzahlen wird, was auf seine Fähigkeit hinweist, Cashflow zu generieren.


Wie haben sich die Schätzungen seitdem bewegt?

Die Revision der Schätzungen folgte in den letzten zwei Monaten einem Aufwärtstrend. Die Konsensschätzung hat sich aufgrund dieser Änderungen um 109,52% verschoben.

VGM Scores

Derzeit hat Suncor Energy einen schlechten Wachstumswert von F, eine Note mit dem gleichen Wert an der Momentum-Front. Der Aktie wurde jedoch auf der Wertseite eine Note von C zugewiesen, was sie für diese Anlagestrategie auf die mittleren 20% bringt.

Insgesamt hat die Aktie einen aggregierten VGM-Wert von F. Wenn Sie sich nicht auf eine Strategie konzentrieren, ist dieser Wert derjenige, an dem Sie interessiert sein sollten.

                                                                           Ausblick

Suncor Energy hat einen Zacks-Rang 3 (Halten). Wir erwarten in den nächsten Monaten eine Inline-Rendite der Aktie.

finance.yahoo.com/news/why-suncor-energy-su-23-163004626.html

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           Ich sehe es anders . Darum habe ich heute Suncor Energy  ( mal wieder ) gekauft .

Dies ließ die Energie als eine der am stärksten betroffenen Branchen zurück, und es dauerte bis vor kurzem, bis sie endlich den Schwung für eine deutliche Erholung erhielt.

Suncor gehört heute zu den Top-Energiewerten
Suncor Aktie fiel um rund 65% am schlechtesten Punkt des coronaMarktCrash , obwohl es sich als eine der stabilsten Energieaktien.

Das Unternehmen ist mit Abstand einer der größten Energieerzeuger in Kanada. Es verfügt jedoch auch über Midstream-Assets sowie Tankstellen in ganz Kanada. Diese vertikale Integration ist für die Geschäftstätigkeit von Suncor von entscheidender Bedeutung, damit Verluste bei fallenden Ölpreisen ausgeglichen werden können.

Die Ausfallsicherheit seiner Geschäftstätigkeit macht Suncor zu einer der Top-Aktien in der Energiewirtschaft, insbesondere auf lange Sicht.

Bei diesen heutigen Werten ist es weiterhin eine der besten langfristigen Investitionen in Kanada und eine der wenigen kanadischen Aktien, die Warren Buffett jemals besessen hat.

Mit seiner schnellen Dynamik möchten Sie diese Aktie jedoch bald kaufen oder riskieren, diesen ganzen Wert zu verpassen. Außerdem zahlt es eine Dividende, die derzeit 2,9% ergibt.

Endeffekt
Suncor hat noch eine Tonne Raum zum Wachsen, wenn es zu seinem Preis vor der Pandemie von über 40 USD pro Aktie zurückkehren soll. Das könnte jedoch bald kommen, wenn man bedenkt, dass die Aktie derzeit eine Tonne Dynamik hat.

Und während Sie niemals eine Aktie kaufen sollten, nur weil Sie glauben, dass sie kurzfristig steigen wird, ist Suncor tatsächlich eine langfristige Top-Investition.

Wenn Sie es jetzt kaufen, können Sie nicht nur kurzfristig etwas Geld verdienen, sondern auch keine Prämie dafür zahlen, wenn Sie sich entscheiden, es später zu kaufen.

www.fool.ca/2021/03/12/...his-discount-wont-last-much-longer/