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Kommentare 29
Andercover
Andercover, 23.03.2022 10:56 Uhr
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Neue Lizenzrunde UK Nordsee Nach zuletzt 2020 wird die UK wohl in diesem Jahr eine neue Runde zur Lizenzvergabe für Gebiete in der Nordsee vornehmen: Großbritannien wird voraussichtlich 2022 eine Lizenzvergaberunde für Öl und Gas in der Nordsee durchführen 22. März 2022 - OffshoreEngineer Großbritannien wird wahrscheinlich noch in diesem Jahr eine Offshore-Öl- und Gaslizenzierungsrunde für bestehende Funde in der Nordsee durchführen, sagte ein Sprecher der Oil and Gas Authority (OGA) am Montag. Die OGA, die ihren Namen in North Sea Transition Authority (NSTA) ändert, kann die Lizenzierungsrunde durchführen, sobald die Regierung ihre Arbeit an einem neuen Rahmen für die Klimaverträglichkeit der Öl- und Gasförderung abgeschlossen hat, so der Sprecher. Es wird erwartet, dass Großbritannien nächste Woche einen Plan veröffentlicht, wie die heimische Energieversorgung angekurbelt werden kann, um die Preisspirale in den Griff zu bekommen und die Menge an importiertem Öl und Gas aus Russland nach dessen Einmarsch in der Ukraine zu reduzieren. Als Gastgeber der COP26-Klimakonferenz im vergangenen Jahr ist Großbritannien auch unter Beschuss von Aktivisten geraten, weil es weitere Investitionen in seine Öl- und Gasfelder zuließ. Großbritannien hat zuletzt im Jahr 2020 Öl- und Gaslizenzen vergeben. Die neue Runde werde sich auf Gebiete konzentrieren, für die bereits Daten vorliegen, die zeigen, dass Kohlenwasserstoffe vorhanden sind, sagte der Sprecher und fügte hinzu, es sei noch zu früh, um weitere Einzelheiten zu den Blöcken zu nennen, die angeboten werden könnten. Im Jahresbericht 2021 sagte CEO Graham Swindells zum Ausblick: Mit Blick auf die Zukunft wird Deltic auf seinen bahnbrechenden Partnerschaften mit Shell und Cairn (jetzt Capricorn) aufbauen, sowohl auf bestehenden Lizenzen als auch auf dem Potenzial für eine Zusammenarbeit bei anderen künftigen Lizenzmöglichkeiten aufbauen. Dann wollen wir mal die Daumen drücken, dass Deltic erfolgversprechende Lizenzgebiete ersteigern kann. Das würde dann Wachstumspotenzial über das Jahr 2024 hinaus bedeuten.
Wanderfalke_
Wanderfalke_, 23.03.2022 14:33 Uhr
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Dann drücken wir mal die Daumen!
Andercover
Andercover, 24.03.2022 10:47 Uhr
2
Verrückt nach NORDSEE Gas + Öl Ich glaube, wir können HEUTE noch gar nicht so richtig einschätzen, wie WERTVOLL die Lizenzgebiete von Deltic wirklich sind. Viele europäische Länder sind dabei, sich strategisch neu auszurichten um die Energieversorgung für MORGEN zu sichern. Und die Öl- und Gasproduzenten bzw. Explorer werden davon MÄCHTIG profitieren. Wenn der Trend sich fortsetzen sollte, wird DELTIC schon bald völlig anders bewertet werden, als heute. Mit "anders" meine ich natürlich HÖHER. Vielleicht wird sich Capricorn eines Tages ärgern, ihre Anteile am Catcher-Feld verkauft zu haben? Nachfolgend ein übersetzter Artikel über den Anteil-Kauf des Nordsee Catcher-Feldes: Nordseeunternehmen verdoppelt seine Beteiligung am Catcher-Feld 24. März 2022 Das auf die Nordsee fokussierte unabhängige E&P-Unternehmen Waldorf Production kauft das gesamte britische Geschäft der ungarischen MOL und verdoppelt damit seine Beteiligung am Greater Catcher-Gebiet in der Nordsee. Wie am Mittwoch mitgeteilt wurde, hat Waldorf einen verbindlichen Kaufvertrag mit einer hundertprozentigen Tochtergesellschaft von MOL Hungarian Oil and Gas (MOL) über den Erwerb bestimmter britischer Tochtergesellschaften von MOL abgeschlossen, die deren gesamtes UKCS-Geschäft umfassen. Zu den wichtigsten zu erwerbenden UKCS-Vermögenswerten gehören nicht-operative Beteiligungen von 20 Prozent an der Greater Catcher Area (GCA), 50 Prozent an den Feldern Scolty und Crathes sowie 21,83 Prozent an den Lizenzen Scott und 1,59 Prozent an Telford. Die Transaktion tritt am 1. Januar 2021 in Kraft und wird voraussichtlich in der zweiten Jahreshälfte 2022 abgeschlossen sein. Die erworbenen Tochtergesellschaften und Vermögenswerte werden nach Abschluss der Transaktion weiterhin von dem Unternehmen gehalten. Es gibt keine Auswirkungen auf die Nordische Anleihe, die von Waldorf Production UK Limited am 1. Oktober 2021 begeben wird. Erik Brodahl, Vorstandsvorsitzender von Waldorf, sagte: "Wir freuen uns, das britische Portfolio von MOL zu erwerben und damit unsere Beteiligung an GCA zu verdoppeln. Pro forma für die Transaktion steigt Waldorfs Produktion 2021 um ca. 55 Prozent auf ca. 34.000 boe pro Tag und die 2P-Reserven Ende 2021 um fast ein Drittel von 51,6 mmboe auf 66,5 mmboe. Waldorf sucht weiterhin nach weiteren Wachstumsmöglichkeiten, die auf seiner robusten nicht-operativen Produktionsbasis in der Nordsee in naher Zukunft aufbauen. In einer separaten Erklärung vom Mittwoch teilte MOL mit, dass Waldorf einen Basispreis von 305 Millionen US-Dollar in bar angeboten hat, der den üblichen Kaufpreisanpassungen unterliegt. Der Abschluss der Transaktion steht unter dem Vorbehalt, dass die erforderlichen Genehmigungen erteilt werden. Waldorf ist erst vor einigen Monaten in das Catcher-Projekt eingestiegen, nachdem eine Vereinbarung mit Cairn Energy abgeschlossen worden war. Im März 2021 erklärte sich Cairn (heute Capricorn) bereit, seine Anteile an den Feldern Catcher (20 %) und Kraken (29,5 %) an Waldorf Production zu verkaufen. Der Kaufpreis betrug 460 Mio. USD zuzüglich zusätzlicher bedingter Gegenleistungen, die im Wesentlichen von den Ölpreisen zwischen 2021 und Ende 2025 abhängen. Die Transaktion wurde Anfang November 2021 abgeschlossen, wodurch die durchschnittliche Produktion aus den Waldorf-Feldern auf ca. 22.000 boe pro Tag anstieg und die 2P-Reserven zum Jahresende 2020 auf 52 Millionen boe erhöht wurden. Das von Harbour Energy betriebene Catcher-Projekt liegt in Block 28/9a in der zentralen britischen Nordsee, etwa 174 Kilometer von Aberdeen entfernt in einer Wassertiefe von etwa 90 Metern. In diesem Gebiet wird aus 18 Unterwasserbohrungen auf Catcher, Varadero und Burgman gefördert.
Andercover
Andercover, 24.03.2022 10:48 Uhr
2
Dabei handelt es sich um eine Kombination aus Produktions- und Wasserinjektionsbohrungen, die an ein neu gebautes und geleastes FPSO, BW Catcher, angeschlossen sind, das BW Offshore gehört und von ihr betrieben wird. Das Öl wird mit Tankschiffen entladen und das Gas wird in die Lagerstätte reinjiziert. Das erste Öl wurde von Catcher im Dezember 2017, Varadero im Januar 2018 und Burgman im Mai 2018 geliefert. Original-Artikel in engl.: https://www.offshore-energy.biz/north-sea-player-doubles-its…
Ertan26
Ertan26, 24.03.2022 10:58 Uhr
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Andercover
Andercover, 10.03.2022 21:30 Uhr
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Capricon will die Exploration auch in der Nordsee beschleunigen. Die Enttäuschung der Shell-Bohrung "Jaws" führt dazu, dass die weiteren Explorationsziele "Diadem" (mit Shell) und in der südlichen Nordsee (mit Deltic) beschleunigt werden sollen. Während der Präsentation auf dem Meeting für Capricorns Ganzjahres-Ergebnis am 08.03.22 sagte Eric Hathon – Exploration Director (Auszug aus dem englischen übersetzt): UK (Großbritannien), wo wir zwei Schwerpunktgebiete haben: Das Nelson-Feld (mit Shell) in der zentralen Nordsee, wie Sie oben sehen können, und das Southern Gas Basin (mit Deltic) im so genannten Mid North Sea High, und Sie können unsere Konzessionen unten auf der Folie sehen. Wir haben die Kampagne Ende letzten Jahres mit der von Shell betriebenen Bohrung Jaws gestartet. Wir haben zwar einen dicken Abschnitt mit jurassischen Sanden gefunden, aber leider waren sie nass. Wir planen, die von Capricorn betriebene Bohrung Diadem im zweiten Quartal dieses Jahres abzuteufen. Auch wenn das Ergebnis von Jaws enttäuschend war, ist jedes dieser Fulmar-Sandvorkommen einzigartig. Das Ergebnis von Jaws hat keinen Einfluss auf die Aussichten von Diadem. In der mittleren Nordsee (Deltic) haben wir den Erwerb von 3D-Seismik über dem Hauptprojekt in Plymouth abgeschlossen und sollten die Daten im Mai dieses Jahres erhalten. Bis zur Entscheidung über eine Bohrung haben wir noch genügend Zeit, um die Aussichten zu bewerten, aber wir sind bestrebt, unseren Zeitplan zu beschleunigen, so wie wir es bei allen unseren Konzessionen tun. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass wir ein neu ausgerichtetes Explorationsprogramm haben, das auf infrastrukturgeführte Gelegenheiten, die mit relativ kurzen Zyklen bis zur ersten Produktion Wert schaffen während wir noch in der Reifephase sind, ausgewählte Gelegenheiten in aufstrebenden Becken, wo Größe den Wert steigern wird.
Andercover
Andercover, 23.02.2022 16:19 Uhr
1
Für Dewar laufen im Hintergrund Verhandlungen für die Ausgliederung eines großen Anteils (farm-out) an einen Major, der dann auch die hauptsächlichen Explorationskosten übernimmt (ähnlich Shell Capricorn). Eine Entscheidung soll in Q2/2022 fallen. Eine BP-Bohrplattform ist in der Nähe von Dewar stationiert. Ich könnte mir vorstellen, dass BP im Kreis der Interessierten zu finden ist.
Andercover
Andercover, 23.02.2022 16:19 Uhr
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Zentral Nordsee Während in der Süd-Nordsee die Projekte Pensacola Selene (Shell), sowie Breagh, Plymouth, Cadence (Capricorn) vorrangig entwickelt werden, sollen die Zentral-Nordseeprojekte von Deltic danach entwickelt werden: Dewar (P 2352) Syros (P2542). An beiden Lizenzgebieten hält Deltic noch 100%.
Andercover
Andercover, 23.02.2022 16:17 Uhr
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Moin Moin Leute ✌🏼, anscheinend wird es hier jetzt richtig beschleunigt durch die Probleme von Gazprom. Sehr gute Einstiegs Möglichkeiten meiner Meinung
Andercover
Andercover, 23.02.2022 16:15 Uhr
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Öl- und Gasinvestitionen in der Nordsee sind entscheidend für die Energiesicherheit Großbritanniens 22. Februar 2022 Großbritannien wird auch in Zukunft neue Lizenzen für Öl- und Gaserschließungsprojekte in der Nordsee erteilen, sagte der britische Energieminister Greg Hands am Dienstag auf einer Online-Energiekonferenz. "Wir brauchen weitere Investitionen in der Nordsee", sagte Hands laut Reuters. Trotz der Netto-Null-Zusage sieht die derzeitige britische Regierung die britische Öl- und Gasindustrie in der Nordsee weiterhin als entscheidend für die Energiesicherheit an. Anfang dieses Monats erklärte der britische Premierminister Boris Johnson, dass die heimische Öl- und Gasproduktion trotz der Verpflichtung, bis 2050 Netto-Null-Emissionen zu erreichen, weiterhin eine wichtige Rolle im Energiemix des Vereinigten Königreichs spielen werde. Während das Vereinigte Königreich darauf drängt, mehr Offshore-Windkapazitäten aufzubauen, wird es weiterhin neue Öl- und Gasprojekte in der britischen Nordsee zulassen, um seine Energiesicherheit zu gewährleisten. Die letzten Monate haben gezeigt, dass Europa und das Vereinigte Königreich nicht ohne Erdgas auskommen können, während sich in Großbritannien eine Lebenskostenkrise entwickelt hat, da die Energierechnungen in die Höhe schießen und die Preisobergrenze für diese Rechnungen ab dem 1. April um 54 Prozent steigen wird, wovon schätzungsweise 22 Millionen britische Haushalte betroffen sind. Anfang dieses Jahres warnte der Branchenverband Offshore Energies UK (OEUK), dass das Vereinigte Königreich viel anfälliger für Preisschocks und geopolitische Ereignisse werden könnte, wenn nicht neue Offshore-Felder genehmigt und erschlossen werden - und die britische Gasproduktion könnte bis 2030 um 75 Prozent zurückgehen. Die britische Regierung ist nicht bereit, den Sektor abzuschalten, der 73 Prozent der britischen Energie liefert und 47 Prozent des Erdgasbedarfs deckt. Die Behörden haben jedoch kürzlich vorgeschlagen, dass neue Projektentwicklungen einen so genannten Netto-Null-Verträglichkeitstest bestehen müssen.
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Andercover, 15.02.2022 20:07 Uhr
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1p, 2p, 3p how high will we go? 5p = £70m mkt cap, I think we will see that once news starts to flow. Success and 10p is easily achievable this year imo. Übers.: 1 Pence, 2 Pence, 3 Pence - wie hoch werden wir steigen? 5p = 70 Mio. Pfund Marktkapitalisierung, ich denke, das werden wir sehen, sobald die Nachrichten beginnen zu fließen. Erfolg und 10p sind m.M.n. in diesem Jahr leicht zu erreichen. ==================================== The herd havent arrived yet, 10p easy if SHEL and DELT give us an update on the drill rig and timescales and if they take up the option for Selene we can target 20p , if CNE give us a further update, then who knows where this will go. This is the biggest drill in the North Sea this year, right in UK shores and we have a super major as a partner Übers.: Die Herde ist noch nicht angekommen, 10p sind leicht zu erreichen, wenn SHEL und DELT uns ein Update über das Bohrgerät und den Zeitplan geben und wenn sie die Option für Selene wahrnehmen, können wir 20p anpeilen, wenn CNE uns ein weiteres Update gibt, wer weiß, wohin das führen wird. Dies ist die größte Bohrung in der Nordsee in diesem Jahr, direkt an der britischen Küste, und wir haben einen Super-Major als Partner.
Andercover
Andercover, 15.02.2022 14:33 Uhr
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Bei Deltic sind nicht nur für 2022 entscheidende Meilensteine zu erreichen, sondern auch darüber hinaus für mind. 2023. Und wenn weitere Lizenzen dazu kommen, wahrscheinlich auf für 2024/2025. Es gehört nach meiner Erfahrung zu den größten Anleger-Freuden, einen kleinen, relativ unbekannten Explorer bei der Entwicklung zum Produzenten bzw. zum Teilhaber von Öl-/Gasproduktions-Feldern zu begleiten. Was brauchts? - Gutes MM - Gute Lizenzgebiete - Einen guten Entwicklungsplan - Starke Partner mit Geld und know-how - Das Umfeld muss stimmen (also entsprechende Nachfrage nach Öl/Gas mit Rohstoffpreisen, die einen ökonomischen Betrieb ermöglichen) Das ist bei Deltic alles vorhanden! Es würde mich freuen, wenn unsere kleine Thread-Community zusammen diesen (potenziellen) Aufsteiger begleitet. Noch kann jeder günstig ein Stück vom Kuchen kaufen. Die Chance ist vorhanden, man muss sie nur sehen und zugreifen.
Andercover
Andercover, 15.02.2022 14:32 Uhr
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Auszug und Übesetzung aus einem Times-Artikel von heute (‘North Sea gas is crucial for our energy security,’ minister says - Minister says Britain must keep drilling new wells): Gas aus der Nordsee ist entscheidend für unsere Energiesicherheit", sagt der Minister Minister sagt, Großbritannien müsse weiterhin neue Bohrungen durchführen Montag, 14. Februar 2022, The Times Großbritannien muss aus "Gründen der Energiesicherheit" weiter nach Gas in der Nordsee bohren, so der Energieminister, während die Ukraine-Krise die Angst vor russischen Lieferungen nach Europa schürt. Greg Hands sagte, die einheimische Produktion verschaffe Großbritannien einen Vorteil gegenüber den europäischen Nachbarn, die einen "großen Teil" ihres Gases von Russland bezögen. Es sei "wichtig für uns, unsere Gasimporte nicht zu erhöhen", und das in einer Zeit, in der es um die Energiesicherheit gehe, sagte er.
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Andercover, 13.02.2022 0:00 Uhr
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Wir haben begonnen, ein erhebliches Interesse zu erkennen, und wir sind nach wie vor optimistisch, dass wir einen Partner finden oder ein Geschäft abschließen können, das letztendlich zu einer Bohrung in diesem Gebiet führt. Droht Cambo dauerhafte Auswirkungen auf die Attraktivität der Erschließung von Ölvorkommen im UKCS zu haben? Swindells: Wir sollten vorsichtig sein, wie viel wir in Cambo hineininterpretieren. Die Umstände in Cambo waren einmalig - zu einem bestimmten Zeitpunkt hatte man das Gefühl, dass es das bekannteste Ölfeld der Welt war, und es war noch nicht einmal erschlossen worden. Ich glaube nicht, dass Cambo für sich allein genommen als Maßstab für das Investitionsinteresse an Ölvorkommen und Erschließungen im UKCS herangezogen werden sollte. Besteht die Möglichkeit, dass das Interesse an der SNS (Süd-Nordsee) angesichts des größeren Appetits auf Gas den Enthusiasmus für die zentrale Nordsee (Central North Sea, CNS), die oft als der "Maschinenraum" des Beckens bezeichnet wird, überholt? Swindells: Angesichts der bestehenden Produktion und der laufenden Exploration denke ich, dass die CNS extrem stark bleiben wird. Abgesehen davon stimme ich zu, dass die SNS, die natürlich ein ausgereiftes Becken ist - wir fördern dort seit den 1960er Jahren Gas - unserer Meinung nach, und vielleicht würden wir das als Explorationsunternehmen sagen, ein erhebliches Maß an weiteren Möglichkeiten bietet. Es gibt eine Reihe von Merkmalen, die es für Unternehmen und Investoren attraktiv machen, dort tätig zu werden. UKCS-Gas ist mit den ESG-Zielen, die natürlich eine Schlüsselkomponente bei Investitionen sind, durchaus vereinbar. Es besteht kein Zweifel, dass es eine gewisse Renaissance geben wird. Das beste Beispiel dafür ist vielleicht die Beteiligung von Shell an unseren Pensacola- und Selene-Projekten. Wenn Pensacola im zweiten Quartal dieses Jahres gebohrt wird, ist dies die erste Explorationsbohrung, die Shell seit fast einem Jahrzehnt im SNS durchführt. Und bedenken Sie, dass dies historisch gesehen ein Kerngebiet von Shell war. Die vorhandene Infrastruktur verfügt über Leerrohre (nicht benutzte Pipelines), und es besteht die Möglichkeit, an die vorhandene Infrastruktur anzuknüpfen und diese Anlagen auf sehr effiziente Weise zu entwickeln. Sehen Sie irgendwelche Risiken in Bezug auf künftige Lizenzen und die Möglichkeit, im UKCS Öl und Gas zu suchen und zu fördern? Swindells: Die Argumente für Exploration und Bewertung sind nach wie vor überzeugend. Wir wissen, dass wir als Land immer noch Öl und Gas brauchen, und es gibt immer noch beträchtliche Möglichkeiten, auch solche, die wir identifiziert haben. Wir bereiten uns bereits auf die nächste Lizenzierungsrunde vor. Die Konsultation zum Thema Klimaverträglichkeit wurde vom britischen Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie eine Woche vor Weihnachten eingeleitet und wird im Januar und Februar fortgesetzt. Nach allem, was wir wissen, sind wir sehr zuversichtlich, dass es im Vereinigten Königreich (UK) weitere Genehmigungen geben wird, sofern wir als Branche nachweisen können, dass künftige Genehmigungen mit den Zielen des Klimawandels vereinbar sein werden.
Andercover
Andercover, 12.02.2022 23:59 Uhr
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Im Rahmen des Farm-Outs hat sich Capricorn verpflichtet, neue seismische 3D-Aufnahmen über dem Gebiet zu machen, was unmittelbar nach der Ankündigung des Deals geschah. Die Daten werden derzeit ausgewertet, und wir werden die Ergebnisse im zweiten Quartal dieses Jahres sehen und prüfen, was uns hoffentlich in die Lage versetzen wird, schnell zu einer Investitionsentscheidung zu kommen. Gibt es einen Unterschied zwischen dem sehr erfolgreichen Prozess bei den gashaltigen Cupertino-Lizenzen und den Diskussionen und Vorgesprächen, die Sie über die Dewar- und Syros-Ölvorkommen geführt haben? Haben Sie das Gefühl, dass Gas im UKCS leichter zu fördern ist als Öl? Swindells: Zuallererst möchte ich klarstellen, dass wir zwar ein Portfolio haben, das sich mehr auf Gas konzentriert, aber ich würde nie behaupten, dass das eine besser ist als das andere. Wir haben auch Ölvorkommen in unserem Portfolio. Es gibt eine Reihe von Gründen, warum wir uns mehr auf Gas konzentriert haben: Zum einen ist es ein Bereich, in dem wir als Team über sehr gute Fachkenntnisse verfügen. Dies hängt zum Teil damit zusammen, dass wir hier den größten Erfolg erzielen konnten, sowohl bei der Vergabe von Lizenzen als auch bei der Einbindung von Partnern wie Shell und Capricorn, um die Aktivitäten wirklich voranzutreiben. Das bedeutet aber nicht, dass wir dem Öl weniger positiv gegenüberstehen. Es ist wichtig zu erkennen, dass sowohl Öl als auch Gas eine entscheidende Rolle bei der Energiewende zu spielen haben. "Capricorn hat in der Vergangenheit immer wieder neue Vorkommen erschlossen.“ Sicherlich gibt es derzeit Faktoren, die Gas sehr attraktiv machen. Es gibt eindeutig Probleme im Zusammenhang mit der Energiesicherheit und der Versorgung, die sich im Anstieg der Gaspreise niederschlagen. Auch wenn viele dies als ein relativ kurzfristiges Phänomen betrachten - und niemand erwartet, dass die Preise auf dem derzeitigen Niveau bleiben -, besteht kein Zweifel daran, dass es eine längerfristige strukturelle Veränderung auf den Gasmärkten und bei den Preisen gibt. Dies lässt sich jetzt an der Terminkurve ablesen, die bei 60 Pence/Th und darüber liegt, sowie an der langfristigen Preisgestaltung, die sowohl von Öl- und Gasanalysten als auch von Reserven-Prüfern verwendet wird. Wir haben erst vor kurzem den Zuschlag für Syros erhalten und sind noch dabei, es als Farm-Out-Projekt zu entwickeln. Bei Dewar waren wir mit der Vermarktung bereits weit fortgeschritten, als Covid einschlug, und dieser Prozess musste aufgrund des Ölpreisverfalls praktisch auf Eis gelegt werden. Und während des gesamten letzten Jahres wurde eine Reihe von Unternehmen, die sich auf Öl konzentrieren, umstrukturiert und viele ihrer eigenen internen Projekte wurden auf Eis gelegt, was es etwas schwieriger machte, ein Farmout eines Ölprojekts durchzuführen. Dennoch handelt es sich bei Dewar um ein relativ einfaches Forties-Sandsteinprojekt in unmittelbarer Nähe der Etap-Infrastruktur mit einer sehr guten Wirtschaftlichkeit. Unserer Ansicht nach bleibt es ein sehr attraktives Angebot, insbesondere für alle, die in und um Etap tätig sind. Wir haben begonnen, ein erhebliches Interesse zu erkennen, und wir sind weiterhin optimistisch, dass wir das Projekt zu einem Erfolg machen können.
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