Epsilon Energy Ltd. (EPSN): SWOT-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie schauen sich Epsilon Energy Ltd. (EPSN) an und fragen sich, ob die starke Fokussierung auf den Marcellus-Schiefer eine Stärke oder eine Falle ist. Ehrlich gesagt ist es beides. Das Unternehmen verfügt über eine grundsolide Bilanz, wobei das Verhältnis Nettoverschuldung zu EBITDA nahezu hervorragend ist 0,5x im Jahr 2025 sowie niedrige Betriebskosten, die sie auch bei niedrigen Gaspreisen profitabel halten. Aber diese Finanzdisziplin birgt ein großes Konzentrationsrisiko: ungefähr 98% ihres Umsatzes im Jahr 2025 sind an den volatilen Erdgasmarkt und ihre geringe Marktkapitalisierung gebunden 150 Millionen Dollar, schränkt ihre strategischen Optionen ein. Wir müssen diese Gratwanderung zwischen Finanzkraft und Engagement in einzelnen Rohstoffen genau abbilden, um zu sehen, was Ihr nächster Schritt sein sollte.

Epsilon Energy Ltd. (EPSN) – SWOT-Analyse: Stärken

Sie suchen einen klaren Überblick über die Kernvorteile von Epsilon Energy Ltd. und die Daten deuten auf einen finanziell konservativen Erdgasbetreiber mit hohen Margen hin, der strategisch diversifiziert. Die größte Stärke des Unternehmens ist seine festungsähnliche Bilanz, gepaart mit seinen hochwertigen, zahlungsmittelgenerierenden Marcellus Shale-Vermögenswerten.

Starker Fokus auf hochwertige Trockengasflächen im Marcellus-Schiefer, einem erstklassigen US-Becken.

Die langfristige Stabilität von Epsilon Energy beruht auf seiner Erdgasposition in Pennsylvania. Dabei handelt es sich nicht um irgendeine Fläche; Es befindet sich im Kernfenster „Gas in Place“ (GIP) des Marcellus-Schiefers im Nordosten von Pennsylvania. Das Unternehmen ist an ca. beteiligt 11.600 Brutto-Hektar (5.100 Netto-Morgen) in diesem hochwertigen Becken.

Die Leistung dieses Vermögenswerts ist außergewöhnlich: Im ersten Quartal 2025 stiegen die Upstream-Cashflows von Marcellus um mehr als 1 % 200% sequentiell, um den Einfluss des Vermögenswerts auf eine günstige Preisgestaltung zu demonstrieren. Darüber hinaus besitzt das Unternehmen eine 35% Interesse am Auburn Gas Gathering System (GGS) im Susquehanna County, das eine robuste, rezessionsresistente Einnahmequelle aus Midstream-Gebühren bietet. Dieses Midstream-Geschäft ist eine stetige freie Cashflow-Quelle.

Niedrige Betriebskostenstruktur, die auch in Zeiten niedrigerer Erdgaspreise Rentabilität ermöglicht.

Das Unternehmensmodell basiert auf Effizienz, was in einem volatilen Rohstoffmarkt definitiv eine Stärke ist. Während die spezifischen Leasingbetriebskosten (LOE) pro Einheit nicht die einzige Messgröße sind, sorgt die hohe Marge ihrer Marcellus-Vermögenswerte in Kombination mit der Konzentration auf nicht betriebene, risikoärmere Joint Ventures dafür, dass die Gesamtkostenstruktur schlank bleibt. Das starke sequenzielle Wachstum der Marcellus-Cashflows, angetrieben durch a 58% Steigerung der Produktion und a 70% Der Anstieg der realisierten Preise im ersten Quartal 2025 zeigt, dass die zugrunde liegende Rentabilität robust genug ist, um Preisrückgänge zu überstehen. Ihr Midstream-Interesse am Auburn GGS bietet auch einen Puffer, da diese Verträge häufig Take-or-Pay-Klauseln enthalten, die bei Markteinbrüchen Abwärtsrisiken absichern.

Minimale Verschuldung mit einem Verhältnis von Nettoverschuldung zu EBITDA von nahezu dem 0,5-fachen im Geschäftsjahr 2025, was finanzielle Flexibilität bietet.

Die Bilanz von Epsilon Energy ist wohl die überzeugendste Stärke und bietet erhebliche finanzielle Flexibilität. Zum 30. September 2025 wies das Unternehmen einen Netto-Cash-Bestand von ca 12,77 Millionen US-Dollar, mit Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten von $12,766,167 und im Wesentlichen keine Kreditaufnahmen im Rahmen seiner revolvierenden Kreditfazilität.

Hier ist die kurze Berechnung der aktuellen Liquidität und Hebelwirkung:

Während der bevorstehende Erwerb von Peak im Powder River Basin (PRB) die Annahme einer Schätzung beinhaltet 49 Millionen Dollar Aufgrund der Verschuldung wird erwartet, dass das zusammengeschlossene Unternehmen weiterhin eine konservativ kapitalisierte Bilanz mit einem Pro-forma-Verhältnis von Nettoverschuldung zu bereinigtem EBITDA von ungefähr beibehält 1x. Dies ist immer noch eine sehr geringe Hebelwirkung profile Für ein Energieunternehmen ist es wichtig, die Kapitalkosten niedrig zu halten und opportunistisches Wachstum zu ermöglichen.

Gleichbleibende Produktionseffizienz mit einer geschätzten Tagesproduktion von rund 35.000 Mcf (Tausend Kubikfuß) im Jahr 2025.

Das Unternehmen ist auf dem besten Weg, seine Produktion deutlich zu steigern profile bis zum Ende des Geschäftsjahres 2025. Für das dritte Quartal 2025 betrug die Netto-Umsatz-Zins-Produktion (NRI) des Unternehmens ungefähr 26.700 Mcfe/Tag (Tausend Kubikfuß Äquivalent pro Tag).

Der Erwerb der Powder River Basin-Vermögenswerte, der voraussichtlich im vierten Quartal 2025 abgeschlossen sein wird, ist ein entscheidender Faktor für Größe und Diversifizierung. Es fügt ungefähr hinzu 2.200 Netto-Barrel Öläquivalent pro Tag (MBoepd) der Produktion. Diese neue ölgewichtete Produktion ergibt, wenn man sie in ein Gasäquivalent umrechnet (im Verhältnis 6:1), ungefähr etwas 13.200 Mcfe/Tag.

Die Pro-Forma-Tagesproduktion wird nahe kommen 40.000 Mcfe/Tag, ein erheblicher Anstieg, der das Ziel von 35.000 Mcf übersteigt und für einen ausgewogeneren Rohstoffmix sorgt.

• Tägliche NRI-Produktion im 3. Quartal 2025: 26.700 Mcfe/Tag.
• Neue PRB-Tagesproduktion (2,2 MBoepd): ~13.200 Mcfe/Tag.
• Pro-Forma-Tagesproduktion: ~39.900 Mcfe/Tag.

Diese Erweiterung bietet sowohl Größe als auch entscheidende Optionen und ermöglicht es Epsilon Energy, Kapital für die Projekte mit der höchsten Rendite in seiner neuen, diversifizierten Vermögensbasis – Marcellus, Permian und Powder River Basin – bereitzustellen.

Epsilon Energy Ltd. (EPSN) – SWOT-Analyse: Schwächen

Sie suchen nach der harten Wahrheit über die strukturellen Grenzen von Epsilon Energy Ltd., und ehrlich gesagt ist die größte Schwäche der Mangel an Größe und Rohstoffvielfalt. Das Unternehmen ist in erster Linie ein reines Erdgasunternehmen und aufgrund seiner geringen Marktgröße ist es schwierig, das große institutionelle Kapital anzuziehen, das für eine erhebliche und schnelle Diversifizierung erforderlich ist.

Übermäßige Abhängigkeit von Erdgas

Epsilon Energy Ltd. bleibt grundsätzlich der Volatilität des Erdgasmarktes ausgesetzt. Trotz strategischer Bemühungen, Öl- und NGL-Vorkommen (NGL = Natural Gas Liquids) im Perm- und Anadarko-Becken zu erwerben, ist der wichtigste Cashflow-Motor immer noch trockenes Gas aus dem Marcellus-Schiefer. Diese Rohstoffkonzentration führt dazu, dass bei niedrigen Erdgaspreisen das gesamte Unternehmen leidet und schmerzhafte Entscheidungen wie Produktionskürzungen erforderlich sind.

Im Jahr 2024 beispielsweise führte das schwierige Erdgasumfeld dazu, dass schätzungsweise 20 bis 25 % der Produktion des Unternehmens gedrosselt wurden, da die Netto-Bohrlochkopfpreise von Marcellus in diesem Jahr unter 2,00 US-Dollar pro Mcf lagen. Allein die Vermögenswerte von Marcellus machten im Jahr 2024 etwa 95 % des gesamten Produktionsvolumens des Unternehmens aus.

Hier ist die kurze Berechnung des Rohstoffmixes für das Gesamtjahr 2024, die die Dominanz von Gas in Bezug auf das Volumen zeigt:

• Gasproduktion (NRI): 6.142 MMcf
• Ölproduktion (NRI): 187 Mbbl
• NGL-Produktion (NRI): 69 Mbbl

Die aktuelle Produktion im dritten Quartal 2025 weist immer noch eine erhebliche Abweichung auf: Die Gasproduktion liegt bei 7.628 MMcf gegenüber der Ölproduktion bei 129 Mbbl und der NGL-Produktion bei 38 Mbbl. Das Geschäft ist definitiv an den Preis eines Moleküls gebunden.

Geringe Marktkapitalisierung (unter 150 Millionen US-Dollar Ende 2025), was den Zugang zu großen Kapitalmärkten einschränkt

Seit November 2025 gehört Epsilon Energy Ltd. fest zur Micro-Cap-Kategorie. Diese geringe Marktkapitalisierung (oder „Marktkapitalisierung“) dient als Obergrenze für die Wachstumsambitionen und die finanzielle Flexibilität des Unternehmens. Die Marktkapitalisierung lag Mitte November 2025 bei etwa 103 bis 107,03 Millionen US-Dollar.

Was diese Schätzung verbirgt, ist die inhärente Schwierigkeit der Skalierung. Eine so geringe Marktkapitalisierung schränkt die Fähigkeit des Unternehmens ein, erhebliches Eigenkapital ohne massive Verwässerung der Aktionäre zu beschaffen, und bedeutet oft höhere Fremdkapitalkosten im Vergleich zu größeren, etablierteren Mitbewerbern. Institutionelle Anleger, insbesondere die großen Pensions- und Investmentfonds, verfügen oft über Mandate, die es ihnen verbieten, in Unternehmen unterhalb einer bestimmten Marktkapitalisierungsschwelle zu investieren, typischerweise in der Größenordnung von Hunderten Millionen oder Milliarden Dollar. Dies schränkt den Pool potenzieller langfristiger Investoren ein.

Begrenzte geografische Konzentration; Fast alle Vermögenswerte sind im Marcellus-Schiefer konzentriert, was das regulatorische und betriebliche Risiko erhöht

Obwohl sich das Unternehmen diversifiziert hat, konzentriert sich der Großteil seiner betrieblichen und umsatzgenerierenden Vermögenswerte weiterhin auf eine einzige Region: den Marcellus Shale im Susquehanna County, Pennsylvania. Diese Konzentration führt aus betrieblicher und regulatorischer Sicht zu einem Single Point of Failure.

Eine größere regulatorische Änderung in Pennsylvania, wie eine neue Abfindungssteuer oder strengere Umweltvorschriften, könnte sich unverhältnismäßig stark auf die finanzielle Leistung von Epsilon Energy Ltd. auswirken. Ein regionales Betriebsproblem, wie etwa ein Pipeline-Engpass oder ein Unwetterereignis, kann auch einen erheblichen Teil der Produktion und der Midstream-Einnahmen des Unternehmens (aus dem Auburn Gas Gathering-System) gleichzeitig lahmlegen.

Die Aufschlüsselung der Vermögenswerte zeigt deutlich, wo sich die Kernfläche befindet, trotz der kürzlich erfolgten Übernahme von Powder River Basin (PRB):

Die Marcellus-Anbaufläche ist zwar netto kleiner als die Anadarko-Position, stellt aber den ausgereiftesten und volumenstärksten Vermögenswert dar, der den Großteil der aktuellen Produktions- und Midstream-Einnahmen des Unternehmens ausmacht.

Geringe Handelsliquidität, was den Ein- oder Ausstieg bei großen institutionellen Anlagepositionen erschweren kann

Die geringe Marktkapitalisierung trägt direkt zu einem bedeutenden Handelsproblem bei: geringer Liquidität. Unter Liquidität versteht man, wie leicht ein Vermögenswert in Bargeld umgewandelt werden kann, ohne dass sich dies auf seinen Marktpreis auswirkt. Für Epsilon Energy Ltd. bedeutet das geringe Handelsvolumen, dass es für große institutionelle Anleger schwierig ist, größere Aktienpakete zu kaufen oder zu verkaufen, ohne dass sich der Aktienkurs dramatisch gegen ihren Handel bewegt.

Das durchschnittliche Handelsvolumen ist äußerst gering, oft werden rund 38.805 Aktien pro Tag angegeben. Diese geringen Streubesitz- und Handelsaktivitäten stellen eine große Abschreckung für institutionelle Portfoliomanager dar, die in der Lage sein müssen, Positionen schnell und effizient einzugehen und zu verlassen. Dieses strukturelle Problem schränkt das Potenzial für einen nachhaltigen, langfristigen Anstieg des Aktienkurses aufgrund groß angelegter institutioneller Käufe ein.

Epsilon Energy Ltd. (EPSN) – SWOT-Analyse: Chancen

Sie suchen nach klaren Wachstumspfaden, und für Epsilon Energy liegen die wichtigsten Chancen heute weniger in organischen Bohrungen im Marcellus-Gebiet als vielmehr in der strategischen Neuausrichtung des Portfolios und der Nutzung des strukturellen Wandels in der US-amerikanischen Erdgasnachfrage.

Die jüngste Übernahme von Peak Companies hat das Unternehmen bereits verändert profile, Die nächsten Schritte umfassen jedoch die Optimierung der ursprünglichen Vermögenswerte und die Sicherung höherer Rohstoffpreise, die im Jahr 2026 erwartet werden. Hier geht es darum, ein trendbewusster Realist zu sein: Der Markt sagt uns, wohin sich der Wert bewegt, und Epsilon verfügt über die Bilanzflexibilität, um zu handeln.

Potenzial für strategische Veräußerungen oder Akquisitionen von Vermögenswerten zur Optimierung des Marcellus-Portfolios.

Epsilon Energy hat mit der Übernahme von Peak Companies, die am 14. November 2025 abgeschlossen wurde, bereits einen großen strategischen Wandel vollzogen und ölgewichtete Vermögenswerte im Powder River Basin (PRB) hinzugefügt. Durch diesen Schritt wurden die nachgewiesenen Reserven des Unternehmens zum Jahresende 2024 sofort um mehr als erhöht 150% und Flüssigkeitsproduktion um über 200%.

Die Chance liegt nun in der weiteren Optimierung des Altportfolios. Die Fläche des Unternehmens im Anadarko-Becken, die seit mehreren Jahren kein Wachstum verzeichnet, ist ein Hauptkandidat für eine Veräußerung. Der Verkauf dieses nicht zum Kerngeschäft gehörenden Vermögenswerts würde Bargeld generieren, den Verwaltungsaufwand verringern und es dem Management ermöglichen, das Kapital vollständig auf die renditestärkeren, neu erworbenen Ölstandorte im PRB und im Perm zu konzentrieren, zu denen nun 111 Nettoprioritätsstandorte gehören.

Hier ist die kurze Rechnung zur Portfolioverschiebung:

Schätzung basierend auf einer Erhöhung der Reserven um 150 % und einer Erhöhung der Flüssigkeitsreserven um 200 % nach der Übernahme.

Ausbau der Midstream-Infrastrukturkapazität, um von höheren regionalen Gaspreisen zu profitieren.

Die Beteiligung des Unternehmens am Auburn Gas Gathering System (Auburn GGS) im Marcellus bietet aufgrund seiner Take-or-Pay-Verträge eine stabile, rezessionsresistente Einnahmequelle. Das Midstream-Segment ist eine großartige Quelle für freien Cashflow, die die Volatilität im Upstream-Bereich abmildert.

Die Chance besteht darin, den Durchsatz der vorhandenen Anlage zu maximieren. Im Jahr 2024 sammelte und lieferte die Auburn GGS 36,9 Bcf brutto (oder 101 MMcf/d netto an Epsilons Beteiligung). Dieses System verfügt über Überkapazitäten, was bedeutet, dass jedes zusätzliche Volumen aus einer regionalen Preiserholung oder einer Wiederaufnahme der Marcellus-Bohrungen im Jahr 2026 ohne große neue Kapitalausgaben direkt in die Bilanz einfließt. Das Midstream-Unternehmen verfügt bereits über die Infrastruktur; Es braucht lediglich das Upstream-Volumen, um es zu füllen.

Nutzung von Terminkontrakten und Absicherungsstrategien, um die oben genannten Erdgaspreise für 2026 zu sichern 3,50 $/MMBtu.

Die definitiv umsetzbarste Chance besteht darin, die Erdgasproduktion im Jahr 2026 jetzt aggressiv abzusichern. Die Forward-Kurve gibt ein klares Signal. Die US-Energieinformationsbehörde (EIA) prognostiziert, dass der Henry Hub-Spotpreis im Jahr 2026 durchschnittlich 4,00 USD/MMBtu betragen wird, was einem Anstieg von 16 % gegenüber den Durchschnittswerten von 2025 entspricht. Für die kommende Wintersaison (November 2025 – März 2026) wird der Preis voraussichtlich durchschnittlich 3,90 $/MMBtu betragen und im Januar einen Höchststand von 4,25 $/MMBtu erreichen.

Andere große Schiefergasproduzenten haben bereits 26 % ihrer erwarteten Produktion für 2026 zu einem impliziten Preis von 4,10 $/Mcf (oder MMBtu) abgesichert. Epsilon hat seine Ölmengen bereits gesichert und 60 % der Spitzenölmengen im Powder River Basin für 2026 zu einem gewichteten durchschnittlichen WTI-Ausübungspreis von 63,30 USD pro Barrel abgesichert. Der nächste logische Schritt besteht darin, den Gaspreisanstieg für die Marcellus-Produktion zu sichern, um einen Preis zu sichern, der deutlich über dem Ziel von 3,50 USD/MMBtu liegt und den zukünftigen Cashflow zu schützen.

Erhöhte Nachfrage nach US-amerikanischen LNG-Exporten (Flüssigerdgas), was die inländischen Gaspreise in die Höhe treibt.

Das strukturelle Wachstum der US-amerikanischen LNG-Exporte ist der wichtigste makroökonomische Rückenwind für die Erdgasanlagen von Epsilon. Dies ist der Gesamtfaktor, der die Prognose von 4,00 USD/MMBtu realistisch macht.

Die USA festigen ihre Rolle als weltweit führender LNG-Lieferant und schaffen damit eine Untergrenze für die Inlandspreise. Es wird erwartet, dass die LNG-Exporte im Jahr 2025 um 25 % auf 14,9 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d) steigen werden, wobei im Jahr 2026 ein weiterer Anstieg um 10 % erwartet wird. Dies stellt eine enorme Belastung für die US-Gasversorgung dar.

Wichtige Kapazitätserweiterungen treiben diese Nachfrage voran:

• Plaquemines LNG in Louisiana stieg schneller als erwartet an, was zu einer Aufwärtskorrektur der Exportprognose für das vierte Quartal 2025 um 3 % führte.
• Es wird erwartet, dass neue Anlagen wie Golden Pass LNG und Corpus Christi Stage 3 bis Ende 2026 eine zusätzliche Exportkapazität von 2,1 Mrd. Kubikfuß pro Tag schaffen werden.

Diese exportgetriebene Nachfrage strafft die inländische Erdgasbilanz, unterstützt direkt die höhere Preisprognose von Henry Hub und verbessert dadurch die realisierten Preise für die Marcellus-Produktion von Epsilon.

Epsilon Energy Ltd. (EPSN) – SWOT-Analyse: Bedrohungen

Die Hauptbedrohungen für Epsilon Energy Ltd. ergeben sich aus der Volatilität seines Primärrohstoffs, dem regulatorischen Umfeld in seinen wichtigsten Betriebsregionen und der schieren Größe seiner größeren Wettbewerber. Sie müssen sich auf jeden Fall darüber im Klaren sein, dass dieser externe Druck aufgrund der relativ geringen Kapitalbasis von Epsilon Energy Ltd. unverhältnismäßig stark ist.

Anhaltende Volatilität und niedrige Preise auf dem Erdgasmarkt, was sich direkt auf einen erheblichen Großteil der Produktion im Jahr 2025 auswirkt.

Während Epsilon Energy Ltd. mit der Übernahme von Powder River Basin sein Portfolio und seine Produktion strategisch diversifiziert profile Der Schwerpunkt liegt weiterhin stark auf Erdgas. Die Pro-forma-Produktion im zweiten Quartal 2025 liegt immer noch bei ungefähr 77 % Erdgas, was das Unternehmen sehr anfällig für Preisschwankungen macht. Der sequenzielle Rückgang des Umsatzes im zweiten Quartal 2025 war auf einen erheblichen Rückgang der realisierten Rohstoffpreise zurückzuführen, wobei der Gaspreis sank 35% gegenüber dem Vorquartal, ein klares Zeichen dieser Verwundbarkeit.

Die kurzfristigen Aussichten für die Erdgaspreise bleiben vorsichtig. Die im ersten Quartal 2025 befragten Analysten gehen davon aus, dass der Erdgaspreis im Henry Hub im Durchschnitt etwa bei etwa liegen wird \$3,78 pro MMBtu bis Jahresende 2025, was eine knappe Marge für die Rentabilität darstellt, insbesondere für Marcellus-Trockengasproduzenten. Diese Volatilität drückt direkt auf den Cashflow, der zur Finanzierung der geplanten Investitionsausgaben des Unternehmens erforderlich ist.

Neue staatliche oder bundesstaatliche Umweltvorschriften, die auf hydraulisches Brechen (Fracking) oder Methanemissionen abzielen.

Die regulatorische Unsicherheit, insbesondere im Hinblick auf klimabedingte Emissionen, stellt eine ständige betriebliche und finanzielle Bedrohung dar. Während die bundesstaatliche Waste Emissions Charge (WEC) – die Methangebühr – vom Kongress abgelehnt wurde März 2025Andere wichtige Vorschriften bleiben jedoch in Bewegung, was zu Compliance-Problemen führt.

Die größte Bedrohung sind die Kosten für die Einhaltung der Methanregel (NSPS OOOOb/EG OOOOc) der Environmental Protection Agency (EPA), die darauf abzielt, die Emissionen von Methan und flüchtigen organischen Verbindungen (VOC) aus Öl- und Gasanlagen zu reduzieren. Trotz Verzögerungen und erneuter Überlegungen deutet der langfristige Trend auf eine verstärkte behördliche Kontrolle hin, was Epsilon Energy Ltd. dazu zwingt, Budgets für neue Überwachungsgeräte und betriebliche Änderungen einzuführen.

• Es wird erwartet, dass die Compliance-Kosten für einen erheblichen Teil der E&P-Führungskräfte im Jahr 2025 steigen werden.
• Der Bund stellt weiterhin bereit \$1,36 Milliarden in finanzieller und technischer Hilfe zur Reduzierung von Methan, was die Ernsthaftigkeit des Regulierungsschwerpunkts unterstreicht.

Steigende Servicekosten (Bohren, Fertigstellung) aufgrund der Inflation und erhöhter Aktivität in konkurrierenden Becken.

Der Inflationsdruck auf den Ölfelddienstleistungssektor schmälert weiterhin die Bohrrentabilität. Epsilon Energy Ltd. spürte dies direkt im zweiten Quartal 2025 und verzeichnete a \$2,7 Millionen Wertminderungsaufwand aufgrund von Kostenüberschreitungen und einer geringer als erwarteten frühen Bohrleistung auf sein Joint Venture in Alberta.

Mit Blick auf die breiteren Lower 48 der USA werden die Bohr- und Fertigstellungskosten (D&C) voraussichtlich um einen geschätzten Anstieg steigen 4.5% im Vergleich zum Vorjahr im vierten Quartal 2025, hauptsächlich bedingt durch Zölle auf importierte Materialien. Dies ist eine einfache, unvermeidbare Kostensteigerung.

Hier ist die schnelle Berechnung der wichtigsten Inputs: Die OCTG-Preise (Oil Country Tubular Goods) werden im vierten Quartal 2025 im Vergleich zum Vorjahr voraussichtlich um 40 % steigen, was einem Anstieg von ca 4% Allein die Gesamtkosten betragen. Für E&P-Unternehmen stieg der Findungs- und Entwicklungskostenindex im ersten Quartal 2025 von 11,5 auf 17.1, und der Leasing-Betriebskostenindex stieg von 25,6 auf 38.7Dies bestätigt, dass alle Segmente der Kostenstruktur unter Druck stehen.

Konkurrenz durch größere, stärker diversifizierte E&P-Unternehmen (Exploration und Produktion) mit überlegenen Kapitalressourcen.

Epsilon Energy Ltd. ist in denselben Einzugsgebieten tätig wie Supermajors und große unabhängige Unternehmen, sein Kapitalbudget ist jedoch um Größenordnungen kleiner. Diese Ungleichheit schränkt die Fähigkeit des Unternehmens ein, sich erstklassige Dienstleistungen zu sichern, großflächige Flächen zu erwerben oder anhaltende Rohstoffpreisrückgänge zu überstehen.

Zum Vergleich: Die gesamten geschätzten Investitionsausgaben von Epsilon Energy Ltd. für 2025 liegen im Bereich von 13 bis 16 Millionen US-Dollar (Investitionen für Q1, Q2 und Q3 plus verbleibende Prognose). Vergleichen Sie das mit der Kaufkraft seiner Konkurrenten im Perm- und Powder-River-Becken:

Dieser enorme Unterschied bedeutet, dass Epsilon Energy Ltd. um Dienstleistungen und Flächen mit Unternehmen konkurriert, die Geld ausgeben können 300 bis 1.000 Mal sein Budget. Im Powder River Basin, wo Epsilon Energy Ltd. gerade Vermögenswerte erworben hat, bohren Betreiber wie Anschutz Exploration etwa 65 Bohrlöcher pro Jahr, was ihnen eine überragende Skaleneffizienz verschafft, mit der Epsilon Energy Ltd. nicht mithalten kann. Dieser Mangel an Größe ist ein erheblicher, langfristiger Wettbewerbsnachteil.