BP p.l.c. (BP): PESTLE-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie suchen nach einer klaren, umsetzbaren Aufschlüsselung der Kräfte, die BP p.l.c. prägen. Im Moment verändert sich die Landschaft ehrlich gesagt schneller als je zuvor. Als Analyst, der diesen Sektor seit zwei Jahrzehnten beobachtet, kann ich Ihnen sagen, dass das PESTLE-Framework die beste Möglichkeit ist, kurzfristige Risiken und Chancen abzubilden, wenn BP von einem Ölriesen zu einem integrierten Energieunternehmen (IEC) wird. Die Spannung ist klar: Ihre Investitionsausgaben (CapEx) für 2025 belaufen sich auf ca 16 Milliarden Dollar, mit ungefähr 5,5 Milliarden US-Dollar Sie sind für kohlenstoffarme Energie vorgesehen, was bedeutet, dass sie die Ölgewinne auf jeden Fall benötigen, um eine saubere Zukunft zu finanzieren. Auf dieser Gratwanderung liegen alle Druckpunkte – lassen Sie uns sie kartieren.

BP p.l.c. (BP) – PESTLE-Analyse: Politische Faktoren

Sie navigieren durch eine politische Landschaft, die fragmentierter und volatiler ist als jemals zuvor in den letzten zwei Jahrzehnten. Für BP bedeutet dies, dass das zentrale politische Risiko nicht nur in Steuern oder Regulierung besteht; Es geht um die grundlegende Spannung zwischen Energiesicherheit und Klimazielen, eine Dynamik, die sich direkt auf Ihre Kapitalallokationsentscheidungen für 2025 und darüber hinaus auswirkt. Alle großen Regierungen ziehen derzeit in zwei Richtungen gleichzeitig, Sie müssen also auf einen politischen Schleudertrauma vorbereitet sein.

Erhöhter Regierungsdruck für Energiesicherheit nach geopolitischen Konflikten.

Die geopolitischen Konflikte in der Ukraine und im Nahen Osten haben die nationale Energiepolitik grundlegend verändert und die Sicherheit wieder in den Vordergrund gerückt. BPs eigener Energieausblick 2025 hob dies hervor und stellte fest, dass die zunehmenden Spannungen die Anforderungen an die nationale Energiesicherheit verschärft haben, was zu einer potenziellen Präferenz für im Inland erzeugte Energie gegenüber Importen geführt hat.

Dieser Druck bietet BP kurzfristig die Möglichkeit, die Produktion aus bestehenden, politisch stabilen Anlagen zu maximieren, beschleunigt aber auch die langfristige Verlagerung hin zu „Elektrostaaten“ – Nationen, die inländische kohlenstoffarme Energie und Elektrifizierung priorisieren. Dies ist ein kurzfristiger Rückenwind für Öl und Gas, der einen langfristigen strukturellen Gegenwind verdeckt. Sie müssen dies als ein vorübergehendes Hochpreisumfeld betrachten, nicht als eine dauerhafte Umkehr der Energiewende.

Regulierungsmaßnahmen der USA und der EU für Carbon Border Adjustment Mechanisms (CBAMs).

Der Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) der Europäischen Union ist die unmittelbarste regulatorische Bedrohung, befindet sich derzeit in der Übergangsphase bis Ende 2025 und soll ab Januar 2026 endgültig angewendet werden. Während CBAM zunächst auf kohlenstoffintensive Importe wie Stahl, Aluminium und Düngemittel abzielt – wichtige Inputs für den Betrieb und die Produkte von BP – signalisiert es einen globalen Trend hin zu einer CO2-Bepreisung an der Grenze, die sich letztendlich auf die gesamte Wertschöpfungskette auswirken wird.

In den USA nimmt die politische Dynamik mit Gesetzesvorschlägen wie dem Foreign Pollution Fee Act (wieder eingeführt im April 2025) und dem Clean Competition Act zu. Allein durch das Außenverschmutzungsgebührengesetz wird ein Umsatzpotenzial von bis zu 1,5 Mio. geschätzt 198,1 Milliarden US-Dollar über einen Zeitraum von fünf Jahren (2026–2030), was das schiere Ausmaß der potenziellen neuen Steuerbelastung für CO2-intensive Importe verdeutlicht. Dieses regulatorische Umfeld zwingt BP dazu, der Produktion mit geringer CO2-Intensität weltweit Vorrang einzuräumen, um die Wettbewerbsfähigkeit in der EU aufrechtzuerhalten und sich präventiv auf einen US-Mechanismus vorzubereiten.

Risiko einer Verstaatlichung oder höherer Lizenzgebühren in wichtigen Ölförderländern.

Das Risiko fiskalischer Instabilität – höhere Lizenzgebühren, unerwartete Steuern oder völlige Verstaatlichung – bleibt hoch, insbesondere in einem Hochpreisumfeld, in dem sich die Erzeugerländer ermutigt fühlen. Ein bloßes 7% der weltweit geschätzten Öl- und Gasreserven befinden sich in Ländern, die privaten internationalen Unternehmen freie Hand lassen 65% von staatlichen Unternehmen kontrolliert. Dieses Ungleichgewicht bedeutet, dass die Verhandlungsmacht von BP in den meisten großen Produktionsregionen strukturell schwach ist.

Für BP ist dieses Risiko in Regionen wie Westafrika konkret, wo Sie die Entwicklung von Greater Tortue Ahmeyim (GTA) betreiben. Änderungen an Produktionsteilungsvereinbarungen (Production Sharing Agreements, PSAs) oder Lizenzgebühren in Ländern wie Ghana und Äquatorialguinea, die häufig durch Regierungsübergänge oder politische Änderungen ausgelöst werden, wirken sich direkt auf die finanziellen Erträge dieser kapitalintensiven Projekte aus. Die schnelle Rechnung lautet: Hohe Ölpreise erhöhen die Wahrscheinlichkeit, dass eine Regierung ein größeres Stück vom Kuchen verlangt.

Die Wahlzyklen im Vereinigten Königreich sorgen für Unsicherheit hinsichtlich der Öl- und Gaslizenzen für die Nordsee.

Das politische Umfeld im Vereinigten Königreich, dem Heimatmarkt von BP, ist nach der jüngsten Wahl von regulatorischer Unsicherheit geprägt. Die derzeitige Regierung hat sich verpflichtet, keine neuen Lizenzen für neue Felder zu vergeben, hat sich jedoch dazu verpflichtet, bestehende Felder zu erhalten.

Allerdings erfordern die im Juni 2025 eingeführten neuen, strengeren Umweltvorschriften, dass bei Projektgenehmigungen auch nachgelagerte Emissionen berücksichtigt werden müssen – die Kohlenstoffauswirkungen der Endverwendung des geförderten Brennstoffs und nicht nur des Extraktionsprozesses. Dieser politische Wandel hat bereits zu rechtlichen Anfechtungen und Neubewertungen wichtiger Nordseeprojekte geführt. Der Branchenverband Offshore Energies UK (OEUK) warnt davor, dass ein politisch bedingter Rückgang dazu führen könnte, dass das Vereinigte Königreich innerhalb dieses Jahrzehnts bis zu 80 % seines Öl- und Gasbedarfs importiert, ein klares nationales Sicherheitsrisiko, das die Regierung nur schwer ignorieren kann. Das Murlach-Ölfeld von BP, das zwischen 2025 und 2026 in Betrieb gehen soll, ist eines der wenigen Projekte, das kurzfristig einen Aufschwung bringt, aber die langfristigen Aussichten für neue Explorationen in der Nordsee sind definitiv beeinträchtigt.

Weltweiter Widerstand gegen neue Subventionen für die Exploration fossiler Brennstoffe.

Die politische Rhetorik zum Abbau der Subventionen für fossile Brennstoffe ist stark, aber die Realität ist, dass die G7-Staaten ihre selbst gesetzte Frist bis 2025 zur Abschaffung ineffizienter Subventionen verpasst haben. Tatsächlich erreichten die G7-Subventionen für fossile Brennstoffe im Jahr 2023 einen Rekordwert von 282 Milliarden US-Dollar (die neuesten verfügbaren Anstiegsdaten), gegenüber 71 Milliarden US-Dollar im Jahr 2016. Allein die USA subventionieren ihre heimische Industrie für fossile Brennstoffe mit fast 31 Milliarden US-Dollar pro Jahr.

Dadurch entsteht eine politische Lücke: Regierungen drängen gleichzeitig auf Klimaschutzmaßnahmen und unterstützen gleichzeitig die Produktion. Der Produktionslückenbericht 2025 zeigt, dass die Regierungen planen, bis 2030 120 % mehr fossile Brennstoffe zu produzieren, als mit dem Erwärmungsziel von 1,5 °C vereinbar ist. Dieses politische Versäumnis, Maßnahmen mit Rhetorik in Einklang zu bringen, bedeutet, dass BP sich weiterhin auf implizite oder explizite staatliche Unterstützung für bestehende Betriebe verlassen kann, neue Explorationsprojekte jedoch mit massivem, koordiniertem politischem Widerstand und öffentlicher Kontrolle konfrontiert sind.

Hier ist die kurze Rechnung zur Subventionsunterbrechung:

Nächster Schritt: Die Finanz- und Rechtsteams sollten bis zum Ende des Quartals eine umfassende Risikomatrix entwerfen, in der alle wichtigen BP-Vermögenswerte dem prognostizierten CBAM-Umsatzpotenzial von 198,1 Milliarden US-Dollar und den nachgelagerten britischen Emissionsvorschriften gegenübergestellt werden, um die finanziellen Auswirkungen im schlimmsten Fall zu quantifizieren.

BP p.l.c. (BP) – PESTLE-Analyse: Wirtschaftliche Faktoren

Volatilität des Rohölpreises, Prognosen für 2025 nahe 85 $ pro Barrel

Das zentrale wirtschaftliche Risiko für BP bleibt der volatile Rohölpreis, der sich direkt auf die Rentabilität des Unternehmens im Upstream-Bereich (Exploration und Produktion) auswirkt. Während das Preisumfeld im Allgemeinen unterstützend war, zeigen die Prognosen für 2025 anhaltende Unsicherheit. Beispielsweise prognostizierte die US-amerikanische Energieinformationsbehörde (EIA), dass der Spotpreis für Brent-Rohöl im Durchschnitt etwa bei etwa 50 % liegen wird 85,71 $ pro Barrel für das Gesamtjahr 2025. Dies ist ein starker Preis, der jedoch erhebliche Schwankungen von Quartal zu Quartal verschleiert, wobei die EIA einen Rückgang auf etwa 20 % prognostiziert 83 $ pro Barrel im vierten Quartal 2025. Goldman Sachs Research prognostiziert seinerseits, dass Brent in einer Reihe von gehandelt wird 70-85 $ pro Barrel für 2025 durchschnittlich etwa 76 US-Dollar pro Barrel. Dieses große Sortiment bedeutet, dass a 15 $ pro Barrel Eine Schwankung des Durchschnittspreises kann zu einer Differenz in Milliardenhöhe im jährlichen Gewinn von BP bei den zugrunde liegenden Wiederbeschaffungskosten (RC) führen. Der Markt reagiert sehr empfindlich auf geopolitische Spannungen und die Produktionspolitik der OPEC+, weshalb wir diese Volatilität beobachten. Ein klarer Einzeiler: Die Ölpreisvolatilität ist der größte Einzelfaktor für die kurzfristigen Gewinne von BP.

Hohe globale Inflation erhöht die Kosten für große Kapitalprojekte (CapEx)

Die anhaltende globale Inflation, insbesondere bei den Material- und Dienstleistungskosten, schmälert die Margen der großen Kapitalprojekte (CapEx) von BP. Dies stellt eine entscheidende Herausforderung für die disziplinierte Investitionsstrategie des Unternehmens dar, die auf einen CapEx von etwa 14,5 Milliarden US-Dollar im Jahr 2025. Der Energiesektor sieht sich einem Kostendruck durch Importzölle und Unterbrechungen der Lieferkette ausgesetzt. Beispielsweise wird erwartet, dass die Zölle auf Schlüsselmaterialien wie Stahl und Aluminium zu einem Anstieg führen werden 2% bis 5% Steigerung zu den Kosten von Offshore-Projekten. Dieser Kostenanstieg wirkt sich direkt auf den internen Zinsfuß (IRR) für Neuentwicklungen aus und führt möglicherweise dazu, dass marginale Projekte in unwirtschaftliches Terrain geraten. Das inflationäre Umfeld wirkt sich auch auf die zugrunde liegenden Betriebsausgaben von BP aus, die insgesamt lagen 16,248 Milliarden US-Dollar für die ersten neun Monate des Jahres 2025.

Zinserhöhungen erhöhen die Kosten für die Finanzierung des Übergangs zu einer CO2-armen Wirtschaft

Der Übergang zu einem Umfeld mit höheren Zinssätzen hat die Kapitalkosten für das kohlenstoffarme Energieportfolio von BP erheblich erhöht und eine strategische Neuausrichtung erforderlich gemacht. Das Unternehmen überarbeitete seine Investitionsprognose für kohlenstoffarme Energie mit einem neuen Fokus auf kapitalschonende Plattformen. BP rechnet nun mit Ausgaben in Höhe von ca Insgesamt 2 Milliarden US-Dollar bis 2027 zu kohlenstoffarmen Investitionsausgaben, eine deutliche Reduzierung gegenüber der angestrebten vorherigen Prognose 3–5 Milliarden US-Dollar pro Jahr bis 2025. Höhere Zinssätze wirken sich überproportional auf Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien aus, die in der Regel über langfristige Stromabnahmeverträge fremdfinanziert werden. Die Rechnung ist einfach: a 2 % Steigerung Die Erhöhung des risikofreien Zinssatzes kann die Stromgestehungskosten (LCOE) für ein Erneuerbare-Energien-Projekt um bis zu erhöhen 20%, verglichen mit nur 11 % für ein Gas-Kombi-Kraftwerk. Dies macht es definitiv schwieriger, die Wirtschaftlichkeit neuer Solar- und Offshore-Windprojekte gegenüber den strengen Investitionskriterien von BP zu rechtfertigen.

Der starke US-Dollar wirkt sich auf die zurückgeführten Gewinne aus dem internationalen Geschäft aus

BP, ein im Vereinigten Königreich ansässiges Unternehmen, meldet seine Finanzergebnisse in US-Dollar (USD), wodurch seine konsolidierten Gewinne anfällig für Wechselkursschwankungen sind. Während die Entwicklung des Dollars im Jahr 2025 uneinheitlich war, birgt ein starker US-Dollar gegenüber anderen Währungen, insbesondere denen in Schwellenländern, in denen BP bedeutende Geschäfte betreibt, ein Übersetzungsrisiko. Beispielsweise stieg der nominale handelsgewichtete Dollar um 9.0% In den vier Quartalen bis Dezember 2024 wertete er gegenüber den Währungen der Schwellenländer auf 10.3%. Wenn BP in lokalen Währungen (wie dem Euro oder dem brasilianischen Real) erzielte Gewinne für seinen Jahresabschluss wieder in US-Dollar umrechnet, verringert ein stärkerer Dollar den ausgewiesenen Wert dieser repatriierten Gewinne. Dieser währungsbedingte Gegenwind kann die starke operative Leistung in den lokalen Märkten verschleiern und zu einem geringeren ausgewiesenen zugrunde liegenden RC-Gewinn führen 2,210 Milliarden US-Dollar für das dritte Quartal 2025.

Verstärkter Wettbewerb durch nationale Ölgesellschaften (NOCs) in Schwellenländern

Der Wettbewerb durch National Oil Companies (NOCs) verschärft sich, insbesondere da diese staatlich unterstützten Unternehmen ihre riesigen Reserven und niedrigeren Kapitalkosten nutzen, um Marktanteile zu gewinnen. Dies ist nicht nur eine Bedrohung in Schwellenländern, sondern weltweit. Saudi Aramco beispielsweise ist der weltweit größte Ölproduzent und hatte eine Marktkapitalisierung von 1,8 Billionen Dollar im Januar 2025. Andere Golf-NOCs, wie die Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), verfolgen aktiv strategische internationale Akquisitionen in der globalen Öl- und Gas-Wertschöpfungskette, einschließlich im Bereich Flüssigerdgas (LNG), einem wichtigen Wachstumsbereich für BP. Diese NOCs weisen oft eine größere Kostenwettbewerbsfähigkeit auf, was bedeutet, dass in einem Szenario sinkender globaler Nachfrage die Last überproportional von Nicht-OPEC+-Produzenten wie BP getragen wird, die die Renditen für ihre Aktionäre aufrechterhalten müssen.

Hier ist ein kurzer Überblick über die Wettbewerbslandschaft und die wichtigsten Wirtschaftskennzahlen:

Nächster Schritt: Überprüfen Sie die aktuelle Absicherungsstrategie für das Wechselkursrisiko und konzentrieren Sie sich dabei auf Währungen, bei denen der Dollar im Jahr 2024/2025 die größte Aufwertung verzeichnete. Finanzen: Verfassen Sie bis Ende der Woche ein Memo zum Devisenrisiko.

BP p.l.c. (BP) – PESTLE-Analyse: Soziale Faktoren

Wachsende Nachfrage von Verbrauchern und Investoren nach transparenter ESG-Berichterstattung (Environmental, Social, and Governance).

Sie sind in einem Umfeld tätig, in dem die Kapitalallokation zunehmend an klare, überprüfbare ESG-Leistungen und nicht nur an Versprechen gebunden ist. Der größte Druckpunkt für BP im Geschäftsjahr 2025 ist die Forderung nach Transparenz rund um die Energiewendestrategie des Unternehmens. Dies ist nicht nur eine moralische Frage; Es ist eine finanzielle Frage, da große institutionelle Anleger ESG-Kennzahlen nutzen, um langfristige Risiken zu steuern.

Ein klares Zeichen dieser Forderung ist die Forderung nach einer Abstimmung zum Thema „Mitspracherecht beim Klima“ auf der Jahreshauptversammlung 2025. Eine Koalition aus 48 institutionellen Anlegern, die zusammen etwa 5 Billionen Pfund an Vermögenswerten verwalten, forderte BP offiziell dazu auf, den Aktionären die Abstimmung über seine Klimastrategie zu ermöglichen. Dies ist eine direkte Reaktion auf den strategischen Schwenk von BP, der dazu führte, dass das Unternehmen sein bisheriges Ziel einer absoluten Reduzierung der Scope-3-Emissionen um 20 bis 30 % bis 2030 aufgab und es durch ein weniger strenges Ziel ersetzte, die CO2-Intensität seiner Energieprodukte im gleichen Zeitraum um bis zu 10 % zu reduzieren. Dieser Wandel ist der Grund, warum Anleger mehr Rechenschaftspflicht fordern.

Hier ist ein kurzer Überblick über die aktuellen, öffentlich zugänglichen Nachhaltigkeitsziele von BP für seine Geschäftstätigkeit:

• Netto-Null-Operationen (Scope 1 und 2): Ziel ist eine Reduzierung der absoluten Emissionen um 20 % bis 2025 gegenüber dem Basiswert von 2019.
• Netto-Null-Umsatz (durchschnittliche Kohlenstoffintensität über den gesamten Lebenszyklus): Ziel ist eine Reduzierung um 8–10 % bis 2030 gegenüber dem Basisjahr 2019.
• Methanintensität: Aufrechterhaltung einer Intensität nahe Null in allen betriebenen Produktionsanlagen.

Talentkampf um spezialisierte Ingenieure in den Bereichen erneuerbare Energien und Wasserstofftechnologie.

Durch die Energiewende ist ein harter globaler Wettbewerb um ganz bestimmte Fähigkeiten entstanden, und BP führt einen Talentkampf an zwei Fronten: Es behält seine erstklassigen Öl- und Gasingenieure und stellt gleichzeitig aggressiv Mitarbeiter für sein CO2-armes Unternehmen ein. Dies ist ein Nullsummenspiel für spezialisierte Talente. Der Wettbewerb treibt die Vergütungen im Bereich der sauberen Energien auf breiter Front in die Höhe.

Beispielsweise verdient auf dem US-Markt ab Mitte 2025 ein Wasserstoffingenieur mittlerer Ebene in der Regel etwa 115.000 US-Dollar pro Jahr, während ein erfahrener Fachmann in diesem Bereich 121.500 US-Dollar oder mehr verdienen kann. Energiespeicheringenieure, die für die Solar- und Windprojekte von BP von entscheidender Bedeutung sind, erhalten Durchschnittsgehälter zwischen 90.000 und 145.000 US-Dollar. Dieser Wettbewerb ist quantifizierbar: 48 % der Arbeitnehmer im Bereich der erneuerbaren Energien berichteten von einer Gehaltserhöhung im Jahr 2025, wobei 21 % eine Gehaltserhöhung von mehr als 5 % erhielten. BP versucht aktiv, seine künftige Belegschaft aufzubauen, und investiert im Jahr 2024 in sein kohlenstoffarmes Energiegeschäft (einschließlich Wasserstoff) mit einer Zuweisung von 1,6 Milliarden US-Dollar.

Die Herausforderung für BP besteht darin, seine Übergangsfunktionen gegenüber reinen Erneuerbaren-Unternehmen und Technologieunternehmen konkurrenzfähig zu machen, die ebenfalls Talente abwerben. Das ist definitiv ein teures Unterfangen.

Das Risiko in der öffentlichen Wahrnehmung aufgrund früherer Umweltvorfälle beeinflusst weiterhin das Markenvertrauen.

Der Schatten der Ölkatastrophe der Deepwater Horizon im Jahr 2010 bleibt trotz der Zeit ein bedeutender gesellschaftlicher Faktor. Während BP Jahre und Milliarden für die Sanierung und das Reputationsmanagement aufgewendet hat, ist der Vorfall als Symbol für die Umweltkatastrophe des Unternehmens dauerhaft im öffentlichen Bewusstsein verankert. Die finanziellen Kosten waren enorm, einschließlich einer rekordverdächtigen Einigung mit der US-Regierung über 20 Milliarden US-Dollar an Umweltstrafen und Strafen.

Die gute Nachricht ist, dass sich der Ruf von BP von seinem Tiefpunkt weitgehend erholt hat. Öffentliche Meinungsumfragen zeigen, dass sich die Netto-Günstigkeitsbewertungen des Unternehmens von einem Tiefstand von -52 Punkten im Jahr 2010 auf +19 Punkte im Jahr 2025 verbessert haben. Der Marktwert spricht jedoch ein anderes Bild: Der Aktienkurs von BP ist nie wieder vollständig auf das Niveau von 59 bis 60 US-Dollar vor der Krise zurückgekehrt. Dies zeigt, dass der Markt weiterhin eine Risikoprämie anwendet, die die Langzeiterinnerung der Öffentlichkeit und der Anleger an die Katastrophe widerspiegelt.

Verstärkter Aktionärsaktivismus, der schnellere Emissionsreduktionsziele fordert.

Beim Aktionärsaktivismus geht es nicht mehr nur um finanzielle Erträge; Es konzentriert sich jetzt stark auf Klimarisiken und das Tempo der Energiewende. Der Dissens auf der Jahreshauptversammlung 2025 von BP war historisch bedeutsam und signalisierte einen Vertrauensverlust in die strategische Ausrichtung des Vorstands.

Zu den wichtigsten Maßnahmen und dem Unmut der Anleger im Jahr 2025 gehören:

Der Übergang zu Elektrofahrzeugen (EVs) verringert die langfristige Nachfrage nach Benzin und Diesel.

Die Elektrifizierung des Transportwesens ist ein grundlegender gesellschaftlicher Wandel, der das Kerngeschäft von BP im Einzelhandel und in der Raffinerie unmittelbar bedroht. Hierbei handelt es sich um ein langfristiges strukturelles Risiko, das bereits kurzfristige Auswirkungen zeigt. Die weltweite Flotte von Elektrofahrzeugen wächst exponentiell, und dies führt direkt dazu, dass die Ölnachfrage nach Benzin und Diesel verdrängt wird.

Die Internationale Energieagentur (IEA) prognostiziert, dass der weltweite Verkauf von Elektrofahrzeugen von über 17 Millionen im Jahr 2024 auf 20 Millionen im Jahr 2025 steigen wird, wobei Elektrofahrzeuge in diesem Jahr ein Viertel der weltweiten Fahrzeugkäufe ausmachen. Es wird erwartet, dass sich dieser Trend beschleunigt und zu einem erheblichen Rückgang des traditionellen Kraftstoffmarktes von BP führt. Prognosen zufolge werden Elektrofahrzeuge bis 2030 weltweit über 5 Millionen Barrel Öl pro Tag (mb/d) Diesel und Benzin ersetzen. Dies wird das Downstream-Segment (Raffinierung und Marketing) von BP hart treffen.

Die Verlagerung erstreckt sich auch auf den Schwerlastverkehr, der ein großer Dieselverbraucher ist. In China machten batteriebetriebene Lkw im ersten Halbjahr 2025 22 Prozent der Verkäufe neuer schwerer Lkw aus, ein deutlicher Anstieg gegenüber 9,2 Prozent im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Dies bedeutet, dass der Nachfrageschock nicht auf Pkw beschränkt ist. BP muss seine Einzelhandelsstrategie beschleunigen und sich auf die Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge konzentrieren, um die Energieumsätze zu erwirtschaften, die durch Benzin und Diesel verloren gehen.

BP p.l.c. (BP) - PESTLE-Analyse: Technologische Faktoren

Schnelle Fortschritte bei der Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung (CCUS) reduzieren die Emissionskosten.

Sie sehen die unmittelbare Herausforderung: Wie kann man riesige Industriebetriebe dekarbonisieren, ohne sie stillzulegen? Die Antwort lautet vorerst CCUS (Carbon Capture, Utilization, and Storage). BP geht hier große, greifbare Einsätze ein und überführt die Technologie vom Pilotmaßstab in den industriellen Maßstab, um die effektiven Kosten der Emissionsreduzierung zu senken. Der Schwerpunkt liegt auf der Entwicklung großer Hubs, die mehrere industrielle Emittenten bedienen können.

Ein Paradebeispiel ist das Projekt Tangguh Ubadari, CCUS, Compression (UCC) in Indonesien, eine 7-Milliarden-Dollar-Investition mit Partnern. Dieses Projekt soll in der Anfangsphase unglaubliche 15 Millionen Tonnen CO2 binden und demonstrieren, dass CCUS ein Werkzeug zur verbesserten Gasrückgewinnung und nicht nur eine reine Kostenstelle ist. Wir sehen, dass die Technologie ausgereift ist und BP spezielle Lösungen wie die OASE-Technologie zur Behandlung blauer Gase und die Sorbead®-Adsorptionstechnologie zur Entwässerung des abgeschiedenen CO2 einsetzt. Dies ist definitiv ein Kernbereich der Doppelstrategie des Unternehmens.

• CO2 aus der Gasproduktion binden.
• In diesem Jahrzehnt werden 5–7 hochwertige CCUS-Projekte entwickelt.
• Förderung wichtiger Zentren wie der Northern Endurance Partnership.

Durchbrüche bei der Produktion von grünem Wasserstoff senken die Stromgestehungskosten.

Beim Wettlauf darum, grünen Wasserstoff kostenwettbewerbsfähig zu machen, dreht sich alles um den Elektrolyseur – die Maschine, die Wasser mit erneuerbarem Strom spaltet. BP investiert aktiv in Start-ups, beispielsweise in einer Serie-A-Runde im Wert von 12,5 Millionen US-Dollar, um die Entwicklung kostengünstiger Elektrolyseur-Technologie zu beschleunigen. Dies ist ein direkter Ansatz zur Senkung der Stromgestehungskosten (LCOE) für Wasserstoff und macht ihn zu einer wirtschaftlich sinnvollen Alternative zu Erdgas im Industrie- und Transportsektor.

Die Strategie des Unternehmens verlagert sich von einer umfassenden Exploration im Frühstadium hin zu einem gezielten Anlagenbau, vor allem in Europa. Ein großer Schritt ist beispielsweise das grüne Wasserstoffprojekt Lingen in Deutschland. Es wird ein 100-MW-Elektrolysesystem nutzen, um jährlich 11.000 Tonnen grünen Wasserstoff zu produzieren, was einen klaren Weg zum kommerziellen Maßstab aufzeigt. Darüber hinaus stellt das Joint Venture mit Iberdrola in Spanien für eine 25-MW-Anlage für grünen Wasserstoff eine gezielte Investition von über 70 Millionen Euro (72,2 Millionen US-Dollar) dar. Hier ist die schnelle Rechnung: Die Erhöhung der Elektrolyseurkapazität ist die einzige Möglichkeit, die Produktionskosten zu senken. Die Gesamtinvestitionen in das kohlenstoffarme Portfolio, einschließlich Wasserstoff, belaufen sich im Jahr 2025 auf etwa 1,6 Milliarden US-Dollar.

Digitalisierung und KI optimieren die Effizienz der vorgelagerten Öl- und Gasförderung.

Das traditionelle Öl- und Gasgeschäft von BP profitiert enorm von der Digitalisierung und KI, die für die Finanzierung der Energiewende von entscheidender Bedeutung sind. Das Unternehmen nutzt seine bestehende digitale Grundlage, um erhebliche operative Gewinne zu erzielen. Im Februar 2025 kündigte BP eine Erhöhung der jährlichen Öl- und Gasausgaben auf rund 10 Milliarden US-Dollar an und verknüpfte diese Kapitalallokation ausdrücklich mit KI-gesteuerten Effizienzsteigerungen.

Die Ergebnisse sind konkret. KI hat die Upstream-Zuverlässigkeit auf fast 97 % gesteigert, den höchsten Stand seit zwei Jahrzehnten. Im US-amerikanischen Onshore-Zweig, BPX Energy, haben KI-Tools im vergangenen Jahr dazu beigetragen, die Produktivität bei Fertigstellungen um 30 % und bei Bohrungen um 15 % zu steigern. Dabei geht es nicht nur um Geschwindigkeit; es geht um Sicherheit und Präzision. KI sagt Bohr-„Kicks“ (gefährliche Zuflüsse von Formationsflüssigkeit) mit einer Genauigkeit von 98 % voraus und verkürzt die Bohrlochplanungszeit um 90 %. Das ist ein enormer Gewinn an Kapitaleffizienz.

Entwicklung fortschrittlicher Biokraftstoffe, die eine kohlenstoffärmere Transportkraftstoffalternative bieten.

Fortschrittliche Biokraftstoffe sind die unmittelbare Lösung für schwer zu reduzierende Sektoren wie die Luftfahrt und die Schifffahrt, in denen die Elektrifizierung noch Jahre entfernt ist. BP konzentriert sich auf „Drop-in“-Kraftstoffe, die in der bestehenden Infrastruktur funktionieren. Die Partnerschaft mit Johnson Matthey zur gemeinsamen Entwicklung der Fischer-Tropsch (FT) CANS™-Technologie zielt speziell auf die Produktion von nachhaltigem Flugtreibstoff (SAF) ab. Dies ist ein strategischer Schritt, um Marktanteile in einem stark nachgefragten Sektor zu gewinnen.

Das Unternehmen ist bereits ein bedeutender Akteur. BP produziert derzeit durch Co-Processing in seinen Raffinerien etwa 10.000 Barrel Biokraftstoffe pro Tag. Darüber hinaus sichert sich das Unternehmen durch die vollständige Übernahme von BP Bunge Bioenergia in Brasilien eine Spitzenposition in der Zuckerrohr-Bioethanolproduktion mit einer Kapazität von rund 50.000 Barrel Ethanoläquivalent pro Tag. Für den Straßentransport und die Heizung hat die BP-Tochtergesellschaft Archaea Energy im Jahr 2024 neun neue Kraftwerke für erneuerbares Erdgas (RNG) in Betrieb genommen und damit die Kapazität auf über 10 Millionen MMBtus pro Jahr erhöht. Biokraftstoffe sind eine Brücke, aber eine sehr profitable.

Batteriespeichertechnologie muss für intermittierenden erneuerbaren Strom skaliert werden.

Die größte technische Hürde für erneuerbare Energien ist die Intermittenz – die Sonne scheint nicht immer und der Wind weht nicht immer. Dies macht Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) zu einer entscheidenden Technologie für das Strom- und Erneuerbare-Energien-Portfolio von BP. Das Unternehmen ist auf dem besten Weg, bis Ende 2025 eine erneuerbare Energiekapazität von 20 GW zu entwickeln. Die Skalierung dieser Kapazität erfordert eine entsprechende Erhöhung der Speicherkapazität.

Die Vereinbarung von BP, die verbleibenden 50,03 % der Anteile an Lightsource bp zu erwerben, einem führenden Entwickler von Solar- und Batteriespeicheranlagen im Versorgungsmaßstab, ist ein klares Signal ihres Engagements für die Skalierung dieser Technologie. Der Industriestandard entwickelt sich schnell zu Systemen mit größerer Kapazität, wobei das 5-MWh-Containerformat zur Norm wird, was dazu beiträgt, den Kapitalaufwand (Capex) pro gespeicherter Energieeinheit zu senken. Was diese Schätzung jedoch verbirgt, ist der intensive Wettbewerb und das Lieferkettenrisiko, insbesondere angesichts des zunehmenden Protektionismus auf dem US-Markt, der die Speicherinvestitionen um etwa 10 % erhöhen könnte. Dennoch sind die Investitionen diszipliniert: Die gesamten Investitionsausgaben für 2025 werden voraussichtlich rund 14,5 Milliarden US-Dollar betragen, wobei nur 1,5 bis 2 Milliarden US-Dollar pro Jahr anfallen. den Übergangswachstumsmotoren wie Speicherung und Wasserstoff zugewiesen.

BP p.l.c. (BP) – PESTLE-Analyse: Rechtliche Faktoren

Anhaltendes Risiko von Klimarechtsstreitigkeiten, einschließlich Aktionärsklagen wegen der Übergangsstrategie

Sie müssen sich des rechtlichen Risikos von BP bewusst sein profile wird nun von Klimaklagen dominiert, insbesondere von Aktionären, die den jüngsten strategischen Schwenk des Unternehmens anfechten. Hier geht es nicht mehr nur um Umweltgruppen; es geht um treuhänderische Pflichten.

Der Schritt von BP Anfang 2025, seine Strategie grundlegend umzugestalten – die Investitionen in Öl und Gas auf 10 Milliarden US-Dollar pro Jahr zu erhöhen und gleichzeitig die Investitionen in Energiewendeunternehmen um mehr als 5 Milliarden US-Dollar pro Jahr zu kürzen – hat eine klare rechtliche Schwachstelle geschaffen. Diese Verschiebung führte direkt zu einer großen Anlegerrebellion auf der Jahreshauptversammlung (Hauptversammlung) im April 2025, bei der etwa 24,3 % der Aktionäre gegen die Wiederwahl des Vorsitzenden Helge Lund stimmten. Das ist ein großes Signal für rechtliche und Governance-Risiken.

Der Kern der Aktionärsklagen dreht sich um die Nichtübereinstimmung der neuen Ziele mit früheren Klimaverpflichtungen. Das überarbeitete Öl- und Gasproduktionsziel von BP für 2030 liegt nun bei 2,3 bis 2,5 Millionen Barrel Öläquivalent (mmboe) pro Tag, eine deutliche Steigerung gegenüber dem ursprünglichen Netto-Null-Plan. 48 institutionelle Anleger, darunter große Unternehmen, forderten auf der Jahreshauptversammlung 2025 offiziell eine Abstimmung zum Thema „Klima“ und forderten Rechenschaftspflicht für den strategischen Wandel. Dieser rechtliche Druck führt dazu, dass jede Kapitalallokationsentscheidung nun einer intensiven Prüfung auf ihre langfristige Verbindlichkeit unterliegt.

Strengere Methanemissionsvorschriften in den USA und der EU erfordern neue Überwachungstechnologien

Neue Methanvorschriften sowohl in den USA als auch in der EU stellen strenge gesetzliche Anforderungen für neue Betriebstechnologien dar, und das bedeutet Investitionsaufwand. Diese Regeln sind für einen Global Player wie BP, der sowohl den Vorschriften der US-Umweltschutzbehörde (EPA) als auch der bevorstehenden EU-Methanverordnung unterliegt, nicht verhandelbar.

Die EU-Vorschriften, die bald in vollem Umfang in Kraft treten werden, verlangen von den Betreibern, das routinemäßige Abfackeln zu stoppen, das Ablassen von Gas zu begrenzen und eine fortschrittliche Überwachung mithilfe von Technologien wie Satelliten durchzuführen. BP liegt bereits vor einigen Mitbewerbern und meldet eine Methanintensität von 0,07 % im Jahr 2024 (Methanemissionen als Prozentsatz des gesamten auf den Markt gebrachten Gases) und strebt eine Senkung um 50 % in den kommenden Jahren an. Um dies zu erreichen, setzt das Unternehmen drohnengestützte Messungen und fortschrittliche Vorhersagealgorithmen ein, die kostspielige Compliance-Elemente darstellen.

In den USA, wo BP seit 2005 150 Mrd. Bei den Compliance-Kosten geht es weniger um eine einzelne Geldbuße als vielmehr um die laufenden, eingebetteten Betriebskosten für neue Systeme zur Leckerkennung und -reparatur (LDAR).

Neue EU-Taxonomieregeln schränken ein, was als „nachhaltige“ Investitionen bezeichnet werden kann

Die EU-Taxonomieverordnung ist die rechtliche Definition dessen, was als ökologisch nachhaltige Wirtschaftstätigkeit gilt, und bereitet der Berichterstattung große Probleme. Große Unternehmen, darunter BP, sind gemäß der Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) verpflichtet, im Jahr 2025 über ihre Taxonomieausrichtung für den Berichtszeitraum 2024 zu berichten.

Diese Regelung soll Greenwashing verhindern, ihre Komplexität ist jedoch hoch. Beispielsweise arbeitet die Europäische Kommission an einem „Omnibus I“-Änderungspaket zur Vereinfachung von Berichtsvorlagen, wobei einige Unternehmen die Möglichkeit haben, sie nicht auf Jahre anzuwenden, die im Jahr 2025 beginnen. Hier besteht ein zweifaches rechtliches Risiko:

• Offenlegungsrisiko: Die falsche Angabe von Taxonomie-konformen Einnahmen oder Investitionsausgaben kann zu behördlichen Maßnahmen und Gegenreaktionen der Anleger führen.
• Strategisches Risiko: Die neuen Regeln machen es für BP schwieriger, seine reduzierten grünen Investitionen als „nachhaltig“ zu vermarkten, insbesondere nachdem die Investitionen in erneuerbare Energien um über 5 Milliarden US-Dollar gekürzt wurden.

Dieses regulatorische Umfeld erzwingt eine völlige Klarheit über das Portfolio von BP und macht es unmöglich, vage Aussagen über seine Übergangsbemühungen zu machen.

Compliance-Kosten für neue globale Standards zur Bekämpfung von Bestechung und Korruption

Die globale Regulierungslandschaft zur Bekämpfung von Bestechung und Korruption (ABC) wird im Jahr 2025 strenger, was sich direkt in höheren Compliance-Ausgaben niederschlägt, auch wenn die genaue Zahl nicht öffentlich bekannt gegeben wird. BP ist in Rechtsgebieten mit hohem Risiko tätig, wodurch die Einhaltung sowohl des US Foreign Corrupt Practices Act (FCPA) als auch des UK Bribery Act 2010 ein dauerhaftes, wesentliches Risiko darstellt.

Zwei wesentliche Entwicklungen sind für diesen Kostenanstieg verantwortlich:

• Das neue britische Gesetz zur Verhinderung von Betrug, das im September 2025 in Kraft treten soll, weitet die Haftung von Unternehmen über das Bestechungsgesetz hinaus deutlich aus.
• Die Fertigstellung der EU-Antikorruptionsrichtlinie, die einen strengeren, einheitlichen Ansatz in allen EU-Mitgliedstaaten vorschreiben wird.

Während BP kein spezifisches ABC-Compliance-Budget offenlegt, sind diese Kosten in seinen Vertriebs- und allgemeinen Kosten enthalten & Verwaltungskosten (VVG-Kosten), die sich in den zwölf Monaten bis zum 30. September 2025 auf 17,022 Milliarden US-Dollar beliefen. Die Notwendigkeit einer kontinuierlichen, risikobasierten Due Diligence der Gegenpartei (CDD) bei neuen Partnern, Lieferanten und Vertretern sowie obligatorische Schulungen für Mitarbeiter mit hohem Risiko sind ein dauerhaft steigender Kostenfaktor für die Geschäftsabwicklung weltweit. Zur Veranschaulichung: Die nicht prüfungsbezogenen Assurance-Gebühren des Unternehmens – ein Indikator für eine gewisse Governance-Compliance – beliefen sich im Jahr 2024 auf 4 Millionen US-Dollar. Diese Zahl wird definitiv steigen, da neue Compliance-Systeme eingeführt werden.

Komplexe Genehmigungsverfahren für große Offshore-Wind- und Solarprojekte

Das Zulassen von Komplexität und politischem Risiko ist zu einem großen rechtlichen Hindernis für die Übergangsstrategie von BP geworden, insbesondere im US-amerikanischen Offshore-Windmarkt. Die schiere Länge und Ungewissheit der Genehmigungsverfahren auf Bundes- und Landesebene haben das Unternehmen im Jahr 2025 zu einem dramatischen Ausstieg aus einem wichtigen Wachstumsbereich gezwungen.

Das konkretste Beispiel ist das 2,5 GW Beacon Wind-Projekt vor der Küste von Massachusetts. Im Februar 2025 zog BP seinen Antrag auf Anschluss des Projekts an das Stromnetz in New Yorker Gewässern offiziell zurück und verwies auf ein schwieriges regulatorisches Umfeld und eine Pause bei der bundesstaatlichen Genehmigung. Die Komplexität erwies sich als fatal: Im Oktober 2025 kündigte das Joint Venture BP-Jera an, dass es seine Offshore-Windenergieaktivitäten in den USA weitgehend schließen werde, und kam zu dem Schluss, dass es im gegenwärtigen Umfeld keinen gangbaren Weg für die Entwicklung des Projekts gebe. Dies ist nicht nur eine Verzögerung; Dabei handelt es sich um eine vollständige Abschreibung der Zeit und des rechtlichen Kapitals, die für ein Großprojekt aufgewendet wurden.

Hier ist eine kurze Berechnung der rechtlichen und strategischen Kosten für die Genehmigung eines Scheiterns:

Der Genehmigungsprozess, der Umweltverträglichkeitsprüfungen, Netzanschlussgenehmigungen und örtliche Einspruchsklagen umfasst, stellt heute einen Hauptengpass dar, der enorme Vorabkosten für Rechts- und Lobbyarbeit ohne Erfolgsgarantie erfordert.

BP p.l.c. (BP) – PESTLE-Analyse: Umweltfaktoren

Das Ziel von BP besteht darin, die betrieblichen Emissionen bis 2025 um etwa 25 % zu reduzieren (im Vergleich zu 2019).

Sie müssen wissen, wie BP zu seinem Kern-Klimaschutzversprechen steht, denn es ist ein direkter Maßstab für das Übergangsrisiko. Das ursprüngliche Ziel von BP bestand darin, a 20% Reduzierung der betrieblichen Treibhausgasemissionen (THG) der Bereiche Scope 1 und Scope 2 bis Ende 2025, ausgehend von einem Basiswert von 2019 54,4 Mio. t CO2e (Millionen Tonnen Kohlendioxidäquivalent).

Das Unternehmen hat dieses Ziel für 2025 tatsächlich vorzeitig übertroffen, was sich positiv auf den Umweltfaktor auswirkt. Bis Ende 2024 hatte BP a 38% Reduzierung der kombinierten Betriebsemissionen Scope 1 und 2 im Vergleich zu den Werten von 2019. Diese Reduzierung, die durch Desinvestitionen und Projekte zur nachhaltigen Emissionsreduzierung (SER) vorangetrieben wird, bedeutet, dass das Ziel für 2025 bereits im Rückspiegel ist. Die absoluten Scope-1- und Scope-2-Emissionen wurden mit angegeben 32,1 Mio. t CO2e im Jahr 2023. Das ist eine starke operative Leistung.

Erhöhte physische Risiken für Vermögenswerte durch extreme Wetterereignisse (z. B. Hurrikane).

Physische Klimarisiken wie Hurrikane, Überschwemmungen und extreme Hitze stellen eine wachsende finanzielle Bedrohung für jedes globale Energieunternehmen dar, insbesondere für Unternehmen mit umfangreicher Küsten- und Offshore-Infrastruktur. BP zählt diese ausdrücklich zu den Hauptrisiken im Zusammenhang mit Sicherheit und Betrieb.

Um dies zu bewältigen, testet BP die Widerstandsfähigkeit seiner Strategie gegenüber verschiedenen klimabezogenen Szenarien, einschließlich solcher, die mit einem globalen Temperaturanstieg von 1,5 °C einhergehen. Ihre Analyse zeigt, dass ein erheblicher Teil ihres gesamten Öl- und Gasportfolios aufgrund physischer Ereignisse entweder dauerhaft oder vorübergehend stillgelegt werden müsste, um ihre strategische Widerstandsfähigkeit bis zum Jahr 2030 zu gefährden. Konkreter gesagt umfassen die Investitionskriterien von BP für alle Projekte, die bestimmte Schwellenwerte für Treibhausgasemissionen überschreiten, einen internen CO2-Preis, der auf festgesetzt wurde 135 $/teCO2e im Jahr 2023. Dieser Preis ist ein klares finanzielles Signal für Projektentwickler, dass die CO2-Kosten – und damit auch das Risiko der Nichteinhaltung oder der Auswirkungen auf die Umwelt – erheblich sind.

Wasserknappheitsprobleme wirken sich auf Raffinerie- und Upstream-Betriebe in Trockengebieten aus.

Wasser ist das nächste große Rohstoffrisiko, insbesondere in trockenen Regionen, in denen BP tätig ist. Das Unternehmen hat die Reduzierung seines Netto-Süßwasserverbrauchs in belasteten Einzugsgebieten zu einem wichtigen Nachhaltigkeitsziel gemacht. Sie machen Fortschritte, aber die Gefährdung gibt weiterhin Anlass zur Sorge.

Im Jahr 2024 meldete BP a 15% Rückgang der Süßwasserentnahmen und a 17% Rückgang des Süßwasserverbrauchs im Vergleich zum Ausgangswert von 2020 (der 96,4 Millionen m³ und 55,9 Mio. m³ pro Jahr). Entscheidend ist, dass der Anteil der Süßwasserentnahmen an großen Betriebsstandorten, die aus Regionen mit hoher oder extrem hoher Wasserknappheit stammen, deutlich auf nur noch wenige Prozent gesunken ist 11% im Jahr 2024, gesunken von 73% im Jahr 2023. Diese dramatische Verschiebung war auf Effizienzprojekte und eine Neuklassifizierung des Wasserstressniveaus einer Raffinerie zurückzuführen, zeigt jedoch, dass aktives Management funktioniert.

Es muss die Stilllegung der veralteten Öl- und Gasinfrastruktur in der Nordsee bewältigt werden.

Die Nordsee ist ein ausgereiftes Becken, und die Kosten für die Stilllegung (Demontage und Reinigung alter Plattformen und Brunnen) stellen kurzfristig eine enorme Belastung für die gesamte Branche dar. Dies ist kein Übergangsrisiko; Es handelt sich um feste, unvermeidbare Kosten.

Betreiber auf dem britischen Kontinentalschelf (UKCS) haben einen Rekord ausgegeben 2,4 Milliarden Pfund allein im Jahr 2024 auf Stilllegungsaktivitäten. Mit Blick auf die Zukunft sind die prognostizierten Gesamtkosten für die vollständige Stilllegung des verbleibenden UKCS-Bereichs ab 2025 atemberaubend 44 Milliarden Pfund (in konstanten Preisen von 2024). Es wird geschätzt, dass sich die Branche auf ca 27 Milliarden Pfund Diese Arbeiten werden zwischen 2023 und 2032 durchgeführt. Für BP umfasst die Verwaltung dieser Verbindlichkeiten die Beibehaltung von Stilllegungsverbindlichkeiten für bestimmte Vermögenswerte, die das Unternehmen verkauft hat, beispielsweise die an Enquest übertragenen, um den Deal zu erleichtern. Bohrlochverstopfungen und -stilllegungen (P&A) sind die größte Einzelkostenkomponente, die Prognosen zufolge etwa etwa ausmachen werden 50% der gesamten Stilllegungsausgaben. Hier muss der Schwerpunkt auf Kostenkontrolle liegen.

Druck, den Schutz der biologischen Vielfalt an allen Betriebsstandorten zu beschleunigen.

Der Druck, über die bloße Schadensbegrenzung hinauszugehen und einen Netto-Positiv-Impact (Net Positive Impact, NPI) für die Natur zu erreichen, nimmt zu, insbesondere seitens institutioneller Anleger. Die Strategie von BP besteht darin, bei allen neuen Projekten einen NPI anzustreben, was eine bedeutende Verpflichtung darstellt.

Das Unternehmen untermauert dies mit konkreten, standortspezifischen Maßnahmen:

• Ziel ist es, bei allen neuen Projekten einen positiven Nettoeffekt zu erzielen.
• Entwicklung von Plänen zur Verbesserung der Biodiversität für alle wichtigen Betriebsstandorte in biodiversitätssensiblen Gebieten (Fortsetzung der Arbeiten im Jahr 2024).
• Wir verpflichten uns, ab 2025 drei weitere Projekte zur Wiederherstellung der biologischen Vielfalt in den USA und Brasilien zu unterstützen.
• Schaffung von über 470 Hektar neuem Feuchtgebiet direkt außerhalb des Raffineriegeländes als lokales Verbesserungsprojekt.

Dieser Schwerpunkt ist eine direkte Reaktion auf das Rahmenwerk der Taskforce on Nature-Related Financial Disclosures (TNFD), das BP als Forumsmitglied aktiv überwacht. Diese Art von proaktivem, quantifizierbarem Engagement möchten Sie auf jeden Fall in einer PESTLE-Analyse sehen.