Deutsche Rohstoff Ag · XETR:DR0
Deutsche Rohstoff — Investor Day (November 2025)
43 slides from Deutsche Rohstoff's investor day presentation, Nov 19, 2025
Slide 1: 5. Capital Markets Day
19. November 2025 5. Capital MarketsDay 1
Slide 2: Disclaimer
Disclaimer Dieses Dokument ist eine verkürzte Darstellungwichtiger Sachverhalteder Deutsche RohstoffAG, Mannheim(DRAG; Gesellschaft; Unternehmen; Konzern). Das Dokument wurde von der DRAG erstellt und in seiner Gesamtheit veröffentlicht. Diese Präsentationist nicht als Anlageberatung durch die Gesel
Slide 3: Deutsche Rohstoff AG 2025 – Strong set-up for the future
3 DEUTSCHE ROHSTOFF AG 2025 ~ 13.900 BOEPD1 tägliche Produktion ~ 500 Mio. USDReservenwerte2 YE24 526 Mio. EURBilanzsumme STARKES SET-UP FÜR DIE ZUKUNFT 70 Mio. EURCash Produktion und Flächen sichern Wachstumspotenzial y 100 Mio. EUR+Wert der Wolframbeteiligung Almont Als Ölproduzent etabliert in de
Slide 4: 15 years of experience in US oil and gas production
4 15 Jahre Erfahrung in der Öl- und Gasproduktion in den USA Strategische Landpositionen in 3 US-Staaten ▪ Gegründet 2006, seit 2010 in Frankfurt gelistet (FRA: DR0) ▪ Öl- und Gasproduktion in den USA seit 2011 Wyoming Ohio ▪ Produktion aus rund 220 Bohrungen in Wyoming und Colorado Colorado Wachstu
Slide 5: Financial highlights – 9M 2025
5 Finanzielle Highlights – 9M 2025 Starke und stabile Ölproduktion – Erfolgreiche Anleiheemission stärkt die Liquiditätsbasis für strategisches Wachstum Umsatz Produktion Trotz niedrigerer Ölpreise und schwachem US-Dollar 150Mio. EUR 13.680BOEPD Stabil trotz weniger Bohrungen: Chinook- Bohrungen & R
Slide 6: EUR 50M bond strengthens liquidity and creates flexibility
6 50 Mio. EUR Anleihe stärkt Liquidität und schafft Flexibilität Nettoverschuldung bleibt stabil Mittelverwendung Verschuldung Liquidität +22 +50 ▪ Reduktion der USD-Kreditlinie in den USA in Mio. EUR in Mio. EUR 223 ▪ Ein weiteres Joint Venture mit einem etablierten 201 50 US-Öl- und Gasunternehmen
Slide 7: Aktie
7 Aktie 7
Slide 8: Share facts & highlights
8 Aktien -Fakten & Highlights Aktionärsstruktur Aktienrückkauf 2025 Dividende 2025 70% Privatpersonen Aufsichtsrat & 4 Mio. EUR 2,00 EUR 15% >10.000 Aktien 10% Management Vorzeitig Top 10 Dividendentitel 60% abgeschlossen laut Focus Money 50% Kurs-Anstieg Kurs/Buchwert 20251 Verhältnis2 40% +44% 1,1
Slide 9: Share liquidity increases strongly
9 Liquidität der Aktie nimmt stark zu Tägliche Liquidität der Aktie in Stück +35% 17.359 YTD: ~0,5 Mio. Aktien mehr gehandelt als im Gesamtjahr 2024 12.868 ▪ YTD 3,7 Mio. Aktiengehandelt vs. 3,2 Mio. FY24 ▪ YTD 150 Mio. EURgehandelt vs. 118 Mio. EUR FY24 2024 2025 ▪ YTD ~65% der Marktkapitalisierung
Slide 10: Strong share price performance, especially since April
10 Starke Kursentwicklung, insbesondere seit Anfang April Aktienkursentwicklung inkl. Dividende seit Januar 2019 in % COVID-19 350% 300% 258% 250% 200% 150% 129%DAX 100% 71%Big Cap peers1 50% 53%Small Cap peers2 24% WTI Oil 0% -50% -100% 1Big Cap. Peer Group Median besteht aus: OXY; DVN; EOG; BP; SH
Slide 11: Ölmarkt
11 Ölmarkt 11
Slide 12: Inflation-adjusted oil price
12 Inflationsbereinigter Ölpreis 10-Jahres-Durchschnittspreis für WTI seit 1986 250 200 2006 – 2016 119 USD 150 1986– 1996 1996– 2006 2016- 100 49 USD 50 USD 74 USD ~60 USD 50 17.11.2025 0 1986 1991 1996 2001 2006 2011 2016 2021 WTI Preis WTI inflation adjusted Durchschnitt 10 Jahre(Inflation adjust
Slide 13: Primary energy, global consumption by source
13 Primärenergie, weltweiter Verbrauch nach Quelle 1950 - 2023 Öl ist der weltweit wichtigste Primärenergieträger mit einem Anteil von aktuell 33%, Erdgas-Anteil 24% 180.000 160.000 6% sonstige 2% Nuklear 7% Biomasse 140.000 120.000 24% Gas 100.000 In TWh 80.000 33% Öl 60.000 40.000 20.000 28% Kohle
Slide 14: Fragile supply despite rising demand – the CAPEX gap grows
14 Fragiles Angebot trotz steigender Nachfrage – die CAPEX-Lücke wächst In 23 der letzten 25 Jahre ist die Nachfrage nach Erdöl gestiegen1; 2 BOE-Produktion nach Startjahr 3 100 Ab 2020 Finanz-Krise 125 COVID 19 75 2010s 104 2000s mmBOPD 100 50 1990er 1980er 1970er 25 Vor 1970 75 0 2000 2005 2010 20
Slide 15: Operations & Outlook 2025
15 Operations& Outlook 2025 15
Slide 16: Competitive multi-basin portfolio
16 Hohe Wettbewerbsfähigkeit in einem differenzierten Multi-Basin-Portfolio Produktion in Wyoming und Colorado sowie strategische Landposition in Ohio Powder River Basin Appalachian ~0,2 Mio. BOEPD ~ 11.500 BOEPD Basin Powder River Basin Fläche ~52.000 km2 ~70k acres/ 280 km2 12 Bohrgeräte aktiv DOU
Slide 17: Portfolio expansion Ohio – land acquisition in Utica Shale
17 Portfolioerweiterung Ohio – Flächenerwerb im Utica Shale Bright Rock erwirbt Flächen in Ohio für rund 11 Mio. USD Appalachian Basin ▪ Fokus auf Öl & Gas– Anteil ca. 50/50 480.000 km2 ▪ Zielformation: Utica-Point Pleasant ▪ Erfolgsrezept aus Utah & Wyoming – Fokus auf technischesKnow-How Appalachi
Slide 18: Utica Shale – extremely attractive economics
18 Utica Shale– extrem attraktive Wirtschaftlichkeit Markteintritt nach vorsichtiger Sondierung seit Anfang 2025 EOG Resources akquiriert Encino für 5,6 Mrd. USD1 ▪ Die Ohio-Utica-Region entwickelt sich zu einem der attraktivsten „Tier-1“-Gebiete mit sehr guten Renditeaussichten EOG-Annahmen1 ▪ Brig
Slide 19: Powder River Basin – core area of our activities
19 Das Powder River Basin – Kerngebiet unserer Aktivitäten Wachstumsregion mit starkem Produktionspotenzial Horizontalbohrungen seit 01.01.2010 Das Powder River Basin: − Ca. 11.000 produzierende Bohrungen − 75 Operatorsmit >10 aktiven Bohrungen − Produktion~220.000 BOEPD − Gesamtfläche~52.000 km² (>
Slide 20: Extensive acreage in the Powder River Basin
20 Umfassende Flächen im Powder RiverBasin 3 Flächenpakete machen die DRAG zu einem der aktivsten Player im PRB produzierende mögliche Über 100 mögliche Bohrungen sichern langfristiges Entwicklungspotenzial über viele Jahre Bohrungen Bohrungen Western PRB Eastern PRB 2025 2025 Viele Jahre Potential
Slide 21: 2025 drilling program very successful – Chinook Pad
21 2025er Bohrprogramm bisher sehr erfolgreich Einzelne Bohrung Chinook Pad ▪ Es ist eines der bisher erfolgreichsten Bohrprojekte 200 ▪ Capex Rekord: 4 NiobraraBohrungen für 9 Mio. USD ▪ Produktionsrekord: ~100k Barrel Öl nach 6 Monaten 150 1.000 Barrel Öl RB 2 02 nP 5C 100 er hin st oo Ea k 50 - 1
Slide 22: 2025 drilling program very successful – Tuffy Pad
22 2025er Bohrprogramm bisher sehr erfolgreich TAGE PRO BOHRUNG Tuffy Pad Wir verbessern die Effizienz und Konsistenz unserer Bohrprozesse ▪ Erstmalig 3MowryBohrungen von einem Bohrplatz NIOBRARA ▪ Erfolgreiche Entwicklung könnte viele Locations eröffnen ▪ Kosten Mowryhöher, aber auch hohe Produktio
Slide 23: Evolution of our well performance
23 Evolution unserer „Well Performance“ Produktion in den ersten 12 Monaten über TypeCurve Kumulierte durchschnittlicheNiobraraProduktion 250 200 2025Niobrara(4 Bohrungen Chinook) 2024 Niobrara(10 Bohrungen) 1.000 Barrel Öl 2023Niobrara(8 Bohrungen) 150 2023Mowry(1 Bohrung) SCOG Non-OP PartnershipNi
Slide 24: Doing more with less
24 „Doing more with less“ Weniger Capex und mehr Öl je Bohrung treiben ads Renditepotential Sinkende CAPEX pro Bohrung WTI PREIS >20% Base / High 60 75 CAPEX Szenario USD1 USD2 ~12 Mio. USD ~10 ~9 2-Meilen-Niobrara-Bohrung in Mio. USD Mio. USD Mio. USD (östliche Flächen) CAPEX pro ~9 ~9 Bohrung Mio.
Slide 25: Single well economics – quick returns, attractive yield
25 Wirtschaftlichkeit einer Einzelbohrung - schnelle Erträge, attraktive Rendite Wirtschaftliches Beispiel einer Ölbohrung im PRB Cash-Flow pro Jahr Base Case kumulierter Cash -Flow Best Case kumulativer Cash -Flow 1.000 Produktion BOPD 750 500 250 High case2 - IRR 85 % @WTI– 75$ 0 CAPEX - 9 Mio. US
Slide 26: Almonty is among the key tungsten producers in the West
26 Almonty zählt zu den wichtigsten Wolframproduzenten in der westlichen Welt Weltweit führender Wolframproduzent mit Sitz in den USA ▪ Sangdong: Größte Wolframmine (ex. China) → Produktionsstart 2025 ▪ Betrieb Mine in Portugal ~85% ~40% → Potenzial 2x der Produktionskapazität Der globalen Wolfram d
Slide 27: Almonty Industries – DRAG stake worth over EUR 140M
27 Almonty Industries - über 140 Mio. EUR Marktwert der DRAG-Anteile DRAG-Beteiligung & Darlehen an Almonty Wert Aktien Kreditinstrument in Mio. EUR 1 in Mio. Darlehen + Zinsen 9 - Wert der Aktien und 130-160 20-24 Wandelanleihen2 Summe ~140-170 20-24 ▪ Buchwertzum 30.09.2025von rund 31Mio. EUR 2000
Slide 28: Finanzielle Entwicklung
28 Finanzielle Entwicklung 28
Slide 29: Produced volumes and realized prices
29 Produzierte Mengen und realisierte Preise Volumen Realisierter Preis Wechselkurs in 1.000 nach Hedges in USD (EUR/USD) -7,3% -10,8% +3,3% +13,0% 4.028 3.735 +1,3% 74,01 1,174 1,082 1,118 1,039 2.367 2.399 65,99 +58,3% 2,06 3,26 BOE BO Öl Gas Durchschnitt Schlusskurs 9M 24 9M 25 9M 24 9M 25 FY 24
Slide 30: Positive revenue mix from higher oil share
30 Positiver Umsatz-Mix durch höheren Öl-Anteil Öl-Anteil an der Produktion steigt seit 2021 Realisierter Preis* 2021 2022 2023 2024 9M25 100% nach Hedges in USD Gas & NGL 36% 3,3x 80% 45% 40% 47% ~66 55% USD 60% Öl-Anteil Preis pro 40% ~20 Barrel Öl 64% USD 55% 60% 53% Preis pro 20% 45% BOE Gas* 0%
Slide 31: Key group figures as of 30 September 2025
31 Wesentliche Konzernzahlen zum 30. September 2025 GuV-Positionen Bilanz- & Cash Flow-Positionen Mio. EUR 9M25 9M24 ↑ in % Mio. EUR 9M25 FY 2024 ↑ in % Umsatz 150,1 171,6 -12,5% Bilanzsumme 526,1 552,5 -4,8% Sonstige betr. Erträge 3,9 2,6 48,5% Sachanlagen 399,3 426,4 -6,3% Materialaufwand 31,1 33,
Slide 32: Development of equity, cash flow and debt
32 Entwicklung Eigenkapital, Cash Flow und Verschuldung Eigenkapital Liquide Mittel -10% ▪ Währungsumrechnungs +112% ▪ Starker Free Cashflow 237,5 -rücklage sinkt um 34,0 41,9 24,1 213,3 von 26,5 Mio. EUR Mio. EUR 22,2 19,7 ▪ Aufstockung Anleihe zu 40,6% ▪ Rekord-Dividende und >60% für Tilgungen in
Slide 33: Quarterly development 2025
33 Quartalsentwicklung 2025 TEUR 1Q25 2Q25 3Q25 9M25 9M24 Temporäre Effekte − Materialaufwand in Q3erhöht durch Umsatzerlöse 59.054 43.241 47.824 150.118 171.602 WorkoverColorado (~1,5 Mio. EUR) Sonstige betriebliche Erträge 1.301 314 2.260 3.876 2.610 − Personalaufwand über VJ durch Bar- Materialau
Slide 34: Kostentrends
34 Kostentrends 34
Slide 35: Cost development Niobrara East
35 Kostenentwicklung Niobrara East Tage pro Bohrung Kontinuierliche Effizienzgewinne in allen Bereichen CAPEX-Struktur 12Mio. USD im Öl- und Gasgeschäft n g Comp 10Mio. USD 20 i ll i le t i 15 12 Dr Drilling 9 Mio. USD on 40% 50% 2023 2024 2025 10% Tage pro Fertigstellung qu ipme E nt PRB Karte Comp
Slide 36: Efficiency gains through planning, experience and new approaches
36 Effizienzgewinne durch Planung, Erfahrung und neue Ansätze (Beispiele) DWOP-Workshops Optimierung des Completion-Designs „Out of the Box“-Thinking Bild mit Teamsitzung suchen ▪ Übung zur Identifikation von Risiken, ▪ Wachsende Zahl an eigenen Bohrungen ▪ Die Öl-Industrienutzt ein Ablaufproblemen
Slide 37: Completion – first use of an E-Fleet
37 Completion – Erstmaliger Einsatz einer „E-Fleet“ Strom aus Erdgas (CNG) zum Betrieb von Elektropumpen 2024 Completion auf dem Tuffy/Buster-Bohrplatz ▪ Erstmaliger Betrieb eines Bohrgerätes mit Erdgas (sog. „dualfuel Ansatz“) 2025 ▪ Erster Testbetrieb derCompletion-Flotte mit Erdgas ▪ Verwendung v
Slide 38: Ausblick
38 Ausblick 38
Slide 39: High stability of 2025 guidance
39 Hohe Stabilität der Guidance 2025 Prognoseerfüllung stark abgesichert Stabiler Ausblick auch bei WTI @60 USD 79% 250 14,7 13,5- 14,5 15 Umsatz 200 12,8 170-190 13 150 168 Mio. EUR 158 Mio. EUR 150 115-135 11 9 9M 25 2025e 100 7 75% 50 5 EBITDA 0 3 115-135 2023 2024 2025e 20261 + Mögliche 102 Wach
Slide 40: Outlook Q4 2025 – forecast expected at upper end of range
40 Ausblick Q4 2025 - Prognose am oberen Rand der Bandbreite erwartet 59 Umsatz Mio. EUR 48 43 Mio. EUR Mio. EUR Sensitivität 4Q25 Ölpreis +0,3/-0,3 USD +/- 1 Mio. EUR Q1 25 Q2 25 Q3 25 Q4 25e Gaspreis +0,3/-0,2 USD +/- 0,5 Mio. EUR 4Q24 Umsatz in Abhängigkeit von WTI & EUR/USD in Mio. EUR Wechselku
Slide 41: Contact
41 Q7, 24 68161 Mannheim +49 621 490 817 0 info@rohstoff.de 41
Slide 42: Glossar
Glossar BBL (BBL/d) Barrel (pro Tag) BO (BOPD) Barrel Öl (pro Tag) BOE (BOEPD) Barrel Ölequivalent (pro Tag)– Erdgas wird mit dem Faktor 6.000 Kubikfuß pro BOE umgerechnet CAPEX Capital Expenditure (aus Vereinfachungsgründen definiert als Investing Cash Flow) CO Colorado EBIT Ergebnis vor Zinsen und
Slide 43: Glossar
Glossar Nettoverschuldung bzw. Net Debt Nettoverschuldung = Finanzverbindlichkeiten − liquideMittel NGL Natural Gas Liquids Non-Op Finanzbeteiligung, ohne operative Kontrolle OPEX Operative Aufwendungen PRB Powder River Basin RBL Reservebasierte Kreditlinie Die Reserven umfassen 1876 Resources, Elst