Evolution Petroleum Corporation (EPM): PESTLE-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie müssen wissen, wo die Evolution Petroleum Corporation (EPM) derzeit steht, und das Bild zeigt ein kalkuliertes Risiko: Es handelt sich um ein reines Enhanced Oil Recovery (EOR)-Unternehmen, das direkt von neuen bundesstaatlichen Anreizen zur CO2-Abscheidung profitiert, aber weiterhin völlig den volatilen Rohölpreisen ausgesetzt ist. Während der prognostizierte Umsatz für das Geschäftsjahr 2025 nahe beieinander liegt 92,5 Millionen US-Dollar, die wahre Geschichte ist, wie die Steuergutschriften des Inflation Reduction Act (IRA) ihren CO2-Verbrauch in einen Wettbewerbsvorteil verwandeln – vorausgesetzt, sie können die steigenden Kapitalkosten und die komplexen Klasse-VI-Bohrgenehmigungen bewältigen.

Sie möchten einen klaren Blick auf die Evolution Petroleum Corporation (EPM) haben, während wir uns dem Jahr 2025 nähern, und das bedeutet, den Lärm auf die Kernrisiken und -chancen zu reduzieren. EPM liegt mit seinem Fokus auf Enhanced Oil Recovery (EOR) – einer Technik, die injiziertes CO2 nutzt, um mehr Öl aus reifen Feldern zu fördern – genau an der Schnittstelle zwischen traditioneller Energie und der aufkommenden Kohlenstoffabscheidungswirtschaft. Der kurzfristige Ausblick wird durch regulatorischen Rückenwind für den CO2-Einsatz und anhaltende Ölpreisvolatilität geprägt.

Hier ist eine kurze Übersicht über das Makroumfeld von EPM für Investoren und Strategen.

Politisch: Der Rückenwind der IRA und die Methan-Untersuchung

Der derzeit größte politische Faktor ist die anhaltende Unterstützung der US-Bundespolitik für heimische Energie, die immer noch Produzenten wie EPM begünstigt. Entscheidend ist, dass der Inflation Reduction Act (IRA) erhebliche Steuergutschriften (bekannt als 45Q) bietet, die die Wirtschaftlichkeit von CO2-EOR-Projekten direkt steigern. Dadurch wird die Sicherstellung der CO2-Versorgung der EPM-Felder deutlich profitabler.

Aber es ist nicht nur Rückenwind. Die zunehmende Kontrolle von Methanemissionen und Abfackelvorschriften bedeutet, dass EPM in die betriebliche Compliance investieren muss. Verzögerungen bei der Genehmigung neuer CO2-Quellen und Pipelines auf Landesebene stellen ebenfalls einen echten Engpass dar. Es ist ein klassischer Kompromiss: Die staatliche Unterstützung ist großartig, aber die lokale Umsetzung ist schwierig.

Wirtschaftlich: Preisvolatilität und hohe Kapitalkosten

Der Hauptumsatztreiber bleibt die Volatilität des Rohölpreises. Für EPM lag der Benchmark-Rohölpreis West Texas Intermediate (WTI) im Durchschnitt nahe bei $78.00/Barrel im dritten Quartal 2025, was ein solider Preis ist, aber jeder Rückgang unter 65,00 $/Barrel schmälert die Margen erheblich. Ehrlich gesagt ist der Ölpreis die größte Variable.

Der Umsatz von EPM für das Geschäftsjahr 2025 wird voraussichtlich ca 92,5 Millionen US-Dollar, aber diese Zahl hängt stark sowohl von den Produktionsraten als auch vom Ölpreis ab. Hinzu kommen hohe Zinssätze – und die Federal Funds Rate ist nahe 5.5%-Erhöhen Sie die Kapitalkosten für jede neue Feldentwicklung oder Infrastrukturverbesserung. Dies macht die Berechnung einer Expansion deutlich schwieriger, insbesondere angesichts der steigenden Betriebskosten für den CO2-Einkauf und die Komprimierung.

Soziologisch: ESG-Brücke und Talentlücke

Das EOR-Modell von EPM bietet eine notwendige Brücke angesichts des wachsenden öffentlichen und Investorendrucks zur Einhaltung von Umwelt-, Sozial- und Governance-Vorgaben (ESG). Die Verwendung von abgeschiedenem CO2 für die Produktion wird im Vergleich zu neuen konventionellen Bohrungen als „umweltfreundlichere“ Art der Ölförderung angesehen, was die Beziehungen zu Investoren und den Zugang zu Kapital erleichtert.

Dennoch gibt es zwei klare soziale Risiken. Erstens kann der Widerstand der örtlichen Bevölkerung gegen neue CO2-Pipeline-Trassen und Bohrstandorte Projekte zum Stillstand bringen – Sie müssen mit der „Nicht in meinem Hinterhof“-Stimmung umgehen. Zweitens besteht ein anhaltender Mangel an Fachkräften für die hochspezialisierten EOR- und CO2-Abscheidungsingenieure, die EPM für die Leitung dieser komplexen Bereiche benötigt.

Technologisch: Ausgereifte Technologie und digitale Möglichkeiten

Das Kerngeschäft von EPM basiert auf ausgereifter CO2-Fluttechnologie für eine nachhaltige Produktion. Diese Technologie ist zwar zuverlässig, erfordert jedoch eine ständige Optimierung. Die große Chance liegt hier in der Integration mit groß angelegten CCS-Projekten (Carbon Capture and Sequestration), die eine neue, stabile CO2-Versorgung für EOR sicherstellen können.

Datenanalysen und maschinelles Lernen verbessern definitiv die Lagerstättenmodellierung und die Effizienz der CO2-Injektion und drücken so mehr Öl aus dem Boden. Dafür ist aber Kapital nötig. EPM hat eine Schätzung 15,0 Millionen US-Dollar Im Geschäftsjahr 2025 werden Investitionsausgaben (CAPEX) – Gelder, die für den Erwerb oder die Modernisierung physischer Vermögenswerte verwendet werden – benötigt, um die veraltete Feldinfrastruktur zu modernisieren und diese digitalen Tools zu implementieren. Um Geld zu verdienen, muss man Geld ausgeben, insbesondere auf alten Feldern.

Rechtliches: Genehmigung und Porenraumrisiko

Die Rechtslandschaft ist komplex und entwickelt sich weiter, insbesondere im Hinblick auf die Genehmigung von Bundes- und Landesgenehmigungen für CO2-Injektionsbrunnen der Klasse VI – die Art, die für die dauerhafte Kohlenstoffspeicherung benötigt wird. Dies ist ein langsamer, bürokratischer Prozess, der ein erhebliches Projektrisiko mit sich bringt. Die Komplexität dieser Regeln wird nicht verschwinden.

Außerdem besteht ein erhöhtes Rechtsstreitrisiko im Zusammenhang mit dem Eigentum an unterirdischen Porenräumen für die CO2-Speicherung; Wem die unterirdischen Felsformationen zur Lagerung gehören, wird noch vor Gericht geprüft. EPM muss außerdem die Standards der Occupational Safety and Health Administration (OSHA) strikt einhalten und die komplexen Lizenz- und Joint-Venture-Vereinbarungen verwalten, die die meisten ihrer Produktionsinteressen regeln.

Umwelt: CO2-armes Öl- und Wassermanagement

Der ökologische Vorteil liegt auf der Hand: Die geringere Kohlenstoffintensität von EOR im Vergleich zu neuen konventionellen Bohrungen ist ein wichtiges Verkaufsargument für die Interessengruppen. Der Schwerpunkt verlagert sich auf die Sicherstellung einer zuverlässigen und kostengünstigen CO2-Versorgung aus industriellen Quellen wie Ethanolanlagen – anstatt auf natürliche CO2-Quellen zu setzen.

Die größten Umweltrisiken sind der regulatorische Druck, die Entsorgung von produziertem Wasser zu minimieren, und das Potenzial für seismische Aktivitäten im Zusammenhang mit der Tiefbrunneninjektion. Darüber hinaus unterliegt EPM einer obligatorischen Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß den Vorschriften der Environmental Protection Agency (EPA), die eine sorgfältige Datenverfolgung erfordert. Sie können Ihre Emissionen nicht verbergen profile mehr.

Nächster Schritt: Finanz- und Betriebsteams: Verfassen Sie bis Freitag ein gemeinsames Memo, in dem die Kosten-Nutzen-Analyse der Sicherung eines langfristigen CO2-Liefervertrags im Vergleich zu den Betriebskosten für die Modernisierung der Infrastruktur zur Einhaltung neuer Methanemissionsstandards dargelegt wird.

Evolution Petroleum Corporation (EPM) – PESTLE-Analyse: Politische Faktoren

Die US-Bundespolitik begünstigt immer noch die inländische Energieproduktion.

Sie müssen den unmittelbaren politischen Rückenwind für heimisches Öl und Gas verstehen, da dieser sich direkt auf Ihre Betriebskosten und Genehmigungsfristen auswirkt. Die neue Regierung, die im Januar 2025 ihr Amt antrat, hat sich klar auf die „Unleashing American Energy“ konzentriert und ein günstiges Umfeld für Unternehmen wie die Evolution Petroleum Corporation signalisiert.

Am 25. Januar 2025 erklärte der Präsident per Executive Order den „nationalen Energienotstand“, um die Entwicklung der Infrastruktur für fossile Brennstoffe zu beschleunigen und die Vorschriften zu rationalisieren. Diese Richtlinie weist die Behörden an, Maßnahmen zu überprüfen und zu beseitigen, die eine übermäßige Belastung der heimischen Energieressourcen, einschließlich Öl und Erdgas, darstellen. Diese Verschiebung bedeutet, dass Sie mit schnelleren Genehmigungen für Bohrungen auf Bundesgebieten und weniger regulatorischen Hürden für bestehende Betriebe rechnen können, einem entscheidenden Faktor bei der Verwaltung von Investitionsausgaben (CapEx) und Projektzeitplänen. Das Ziel ist einfach: die Produktion steigern und die heimischen Energiepreise senken.

Die Regierung strebt außerdem eine Beschleunigung der Genehmigungen für den Export von Flüssigerdgas (LNG) an, was ein Umfeld mit hohen Erdgaspreisen unterstützt und indirekt dem Gesamtwert des Portfolios von EPM zugute kommt. Dies ist auf kurze Sicht definitiv ein bullisches Signal.

Steuergutschriften nach dem Inflation Reduction Act (IRA) (45Q) steigern die CO2-EOR-Ökonomie.

Der Inflation Reduction Act (IRA) von 2022 bleibt ein starker, überparteilicher finanzieller Anreiz für Ihr Kerngeschäft Enhanced Oil Recovery (EOR), insbesondere durch die 45Q-Steuergutschrift für Carbon Capture, Utilization, and Sequestration (CCUS). Die CO2-EOR-Projekte von EPM qualifizieren sich für die Gutschrift, wenn das abgeschiedene Kohlenoxid als tertiäres Einspritzmittel verwendet wird.

Für neue Projekte, deren Bau nach 2022 begonnen wurde, beträgt der Basisgutschriftswert für das im EOR verwendete CO2 60 US-Dollar pro Tonne. Allerdings gibt es Mitte 2025 eine gesetzgeberische Diskussion darüber, diesen Wert auf 85 US-Dollar pro Tonne zu erhöhen, obwohl die Inflation den effektiven Wert bereits auf geschätzte 68 US-Dollar pro Tonne gesenkt hat. Bei älteren EOR-Projekten, die sich für die Anwendung der Kreditbeträge vor der IRA entschieden haben, wird der Wert für 2025 inflationsbereinigt.

Hier ist die schnelle Berechnung der Kreditwerte für 2025 für Projekte vor der IRA, bei denen die alten Dollarbeträge angewendet wurden, was für viele Betriebsstandorte immer noch gilt:

Was diese Schätzung verbirgt, ist die Sicherheit des 12-jährigen Kreditfensters der IRA für Projekte, die vor dem 1. Januar 2033 mit dem Bau beginnen, was eine langfristige, vorhersehbare Einnahmequelle bietet, die den internen Zinsfuß (IRR) von EOR-Investitionen drastisch verbessert.

Verstärkte Kontrolle von Methanemissionen und Abfackelvorschriften.

Trotz der bundesstaatlichen Deregulierungsbemühungen im Jahr 2025 bleibt das Risiko durch Methan- und Abfackelungsvorschriften hoch, vor allem aufgrund des gesetzlichen Charakters der Methane Waste Emissions Charge (WEC) und starker Maßnahmen auf Landesebene.

Die New Source Performance Standards (NSPS) und Emissionsrichtlinien (OOOOb/c) der EPA werden derzeit von der neuen Regierung erneut geprüft, und eine im Juli 2025 erlassene vorläufige endgültige Regelung verlängerte die Einhaltungsfristen für viele Anforderungen. Allerdings handelt es sich bei der von der IRA eingeführten WEC um eine direkte finanzielle Strafe, die schwerer aufzuheben ist. Für anwendbare Öl- und Gasanlagen, die mehr als 25.000 Tonnen CO2-Äquivalent pro Jahr ausstoßen, soll die Gebühr für Methanemissionen im Jahr 2025 auf 1.200 US-Dollar pro Tonne steigen, gegenüber 900 US-Dollar pro Tonne im Jahr 2024.

Sie müssen sich auch mit Staaten auseinandersetzen, die unabhängig von Washington voranschreiten:

• New Mexico, eine wichtige Betriebsregion für EOR, verlangt von Öl- und Gasbetreibern, bis zum 31. Dezember 2026 98 % des geförderten Erdgases zu erfassen.
• Produzenten, die eine abwartende Haltung einnehmen, sind mit Compliance- und Lieferkettenrisiken konfrontiert.
• Auch die Europäische Union erlässt immer strengere Regeln für die Methanintensität von importiertem LNG.

Das WEC ist ein gesetzliches Programm; Zur Aufhebung ist ein Beschluss des Kongresses erforderlich, nicht nur eine Rücknahme der Vorschriften.

Auf Landesebene werden Verzögerungen bei der CO2-Quellen- und Pipeline-Infrastruktur genehmigt.

Das größte kurzfristige politische Risiko besteht auf staatlicher und lokaler Ebene, insbesondere in Bezug auf die Infrastruktur, die zur Beschaffung und zum Transport von CO2 für EOR erforderlich ist.

Öffentlicher Widerstand und regulatorische Herausforderungen haben bereits zur Annullierung zweier großer CO2-Pipeline-Projekte auf der grünen Wiese (Navigator CO2 Ventures und Wolf Carbon Solutions) im Mittleren Westen geführt. Bei diesen Herausforderungen geht es häufig um Sicherheitsrisiken und die Nutzung wichtiger Domänen (das Recht der Regierung oder eines benannten Vertreters, privates Eigentum für die öffentliche Nutzung zu nutzen).

Mehrere Staaten haben im Jahr 2025 gesetzgeberische Maßnahmen ergriffen, um die Entwicklung von CO2-Pipelines einzuschränken:

• South Dakota hat im März 2025 die Ausübung bedeutender Domänen insbesondere durch CO2-Pipelines verboten.
• Iowa hat im Mai 2025 ein Gesetz verabschiedet, um die Nutzung bedeutender Gebiete für CO2-Pipeline-Projekte einzuschränken.
• Louisiana hat im Juni 2025 ein Gesetz erlassen, das bedeutende Domänen nur für CO2-Pipeline-Projekte „gemeinsamer Träger“ zulässt, ausgenommen solche, die einer begrenzten Anzahl von Versendern gewidmet sind.

Dieser Flickenteppich staatlicher Vorschriften führt zu erheblicher Unsicherheit und Verzögerungen bei der neuen CO2-Versorgungsinfrastruktur und wirkt sich direkt auf die Fähigkeit von EPM aus, seine EOR-Betriebe zu erweitern oder neue CO2-Quellen zu erschließen. Mit dem im Mai 2025 vorgeschlagenen „One Big Beautiful Bill Act“ erwog die Bundesregierung, der Federal Energy Regulatory Commission (FERC) die Standortbefugnis für zwischenstaatliche CO2-Pipelines zu übertragen, um der staatlichen Gerichtsbarkeit zuvorzukommen, aber dies ist immer noch ein gesetzgeberischer Kampf.

Evolution Petroleum Corporation (EPM) – PESTLE-Analyse: Wirtschaftliche Faktoren

Sie betrachten Evolution Petroleum Corporation (EPM) mit einem erfahrenen Auge, und das wirtschaftliche Bild ist ein klassischer Öl- und Gas-Balanceakt: Die Einnahmen werden durch die Volatilität der Rohölpreise bestimmt, aber die Kosten bleiben aufgrund der anhaltenden Inflation und der höheren Zinssätze hartnäckig. Der kurzfristige Ausblick wird davon bestimmt, wie gut EPM seine Betriebskosten (OpEx) vor dem Hintergrund schwankender Rohstoffpreise verwalten kann.

Die Fähigkeit des Unternehmens, freien Cashflow zu generieren und seine Dividende aufrechtzuerhalten, hängt von seinem nicht betriebenen Modell mit geringem Rückgang ab, aber selbst diese Strategie wird durch makroökonomische Belastungen auf die Probe gestellt. Ehrlich gesagt braucht ein ertragsorientiertes Unternehmen wie dieses vorhersehbare Kosten, und das ist einfach nicht das, was die Wirtschaft im Jahr 2025 liefert.

Die Volatilität des Rohölpreises bleibt der wichtigste Umsatztreiber; WTI lag im Durchschnitt nahe bei $78.00/Barrel im dritten Quartal 2025.

Trotz ihres diversifizierten Portfolios bleiben die Schwankungen des Rohölpreises der größte Einzelhebel für den Umsatz von EPM. Während der Durchschnittspreis für den breiteren Rohölkorb (WTI, Brent, Dubai) im dritten Geschäftsquartal 2025 (Januar-März 2025) von EPM bei rund 67,46 US-Dollar pro Barrel lag, verzeichnete der Markt zu Beginn des Jahres Preise von bis zu 78,16 US-Dollar pro Barrel (Durchschnitt Januar 2025), was die extreme Volatilität innerhalb des Jahres verdeutlicht. Diese Art von Schwankungen machen die Kapitalplanung zu einem Albtraum.

EPM mindert dieses Risiko durch ein obligatorisches Absicherungsprogramm, das den Cashflow stabilisiert, aber auch das Aufwärtspotenzial bei Preisanstiegen begrenzt. Das bedeutet, dass sie potenzielle unerwartete Gewinne gegen Dividendenstabilität eintauschen, ein Schlüsselmerkmal ihrer renditeorientierten Anlegerbasis.

Der Umsatz von EPM für das Geschäftsjahr 2025 wird voraussichtlich ca 92,5 Millionen US-Dollar, sehr empfindlich gegenüber Produktionsraten.

Der tatsächliche Gesamtumsatz des Unternehmens für das gesamte Geschäftsjahr 2025 (endet am 30. Juni 2025) betrug 85,9 Millionen US-Dollar und blieb damit hinter früheren internen Prognosen zurück, die wahrscheinlich auf 92,5 Millionen US-Dollar abzielten. Dieser Ausfall war eine direkte Folge niedriger als erwarteter realisierter Rohstoffpreise und Produktionsausfällen aufgrund von Winterstürmen und geplanten Wartungsarbeiten.

Hier ist die schnelle Berechnung der tatsächlichen Umsatzaufschlüsselung:

• Umsatz im 1. Quartal 2025: 21,9 Millionen US-Dollar [zitieren: 3 in Schritt 1]
• Umsatz im zweiten Quartal 2025: 20,3 Millionen US-Dollar [zitieren: 3, 6, 11, 13 in Schritt 2]
• Umsatz im dritten Quartal 2025: 22,6 Millionen US-Dollar [zitieren: 4, 7, 12, 16 in Schritt 2]
• Umsatz im vierten Quartal 2025: 21,1 Millionen US-Dollar [zitieren: 5, 8, 9 in Schritt 1]
• Gesamtumsatz im Geschäftsjahr 2025: 85,9 Millionen US-Dollar

Die Sensibilität ist klar: Ein Rückgang der durchschnittlich erzielten Ölpreise um 10 % kann die Produktionsgewinne aus Neuanschaffungen zunichte machen, wie Anfang 2025 zu beobachten war.

Hohe Zinsen (nahe 5.5% Federal Funds Rate) erhöhen die Kapitalkosten für die Feldentwicklung.

Obwohl die Federal Reserve die Zinsen leicht gesenkt hat, bleiben die Kreditkosten ein erheblicher Gegenwind. Die Zielspanne des Federal Funds Rate liegt im November 2025 bei 3,75 % bis 4,00 %, einem Niveau, das immer noch historisch hoch ist und sich direkt auf die Kapitalkosten für die Entwicklungs- und Akquisitionsstrategie von EPM auswirkt.

Zum 31. Dezember 2024 (Geschäftsquartal 2025) hatte EPM im Rahmen seiner revolvierenden Kreditfazilität Kredite in Höhe von 39,5 Millionen US-Dollar ausstehend. Der höhere Referenzzinssatz erhöht den Zinsaufwand für diese variabel verzinslichen Schulden, wodurch der Nettogewinn und der verfügbare Cashflow für Dividenden oder weitere Akquisitionen sinken. Außerdem ist es schwieriger, neue, wertsteigernde Akquisitionen zu planen, da die Hürde für die Kapitalrendite (ROI) höher ist.

Aufgrund der Energieinflation steigen die Betriebskosten für den CO2-Einkauf und die Komprimierung.

Die Pachtbetriebskosten (LOE) des Unternehmens stehen unter dem Druck der breiten Energieinflation, was sich insbesondere auf die Enhanced Oil Recovery (EOR)-Operationen im Delhi-Feld auswirkt. Dies ist ein strukturelles Problem.

Die Energieinflationsrate in den USA lag im September 2025 im Jahresvergleich bei 2,8 %, aber die direkt mit der Geschäftstätigkeit von EPM verbundenen Kosten steigen viel schneller. Beispielsweise stieg der Index für Erdgas – ein wichtiger Input für Kompression und Strom – in den 12 Monaten bis September 2025 um 11,7 %. Dies zeigt sich direkt in den Finanzzahlen.

In den drei Monaten bis zum 31. März 2025 (Geschäftsquartal 3 2025) stiegen die CO2-Einkäufe von EPM in Delhi auf 1,5 Millionen US-Dollar, ein deutlicher Anstieg gegenüber den 1,0 Millionen US-Dollar im Vorjahresquartal. Dieser Anstieg der kritischen Betriebskosten um 50 % schmälert unabhängig von der Ölpreisstabilität direkt die Cash-Marge pro Barrel.

Evolution Petroleum Corporation (EPM) – PESTLE-Analyse: Soziale Faktoren

Wachsender Druck von Öffentlichkeit und Investoren hinsichtlich der Einhaltung von Umwelt-, Sozial- und Governance-Aspekten (ESG).

Sie sehen, dass der Leistungsdruck hinsichtlich ESG-Kennzahlen im gesamten Energiesektor zunimmt, und Evolution Petroleum Corporation bildet da keine Ausnahme. Institutionelle Anleger, die Kapital in Billionenhöhe kontrollieren, nutzen zunehmend ESG-Scores, um Unternehmen auszusortieren, die sie als Nachzügler betrachten. Für EPM, einen nicht auf ausgereifte Bereiche spezialisierten Betreiber, bedeutet dies, dass seine Drittbetreiber hohe Maßstäbe in Bezug auf soziale Faktoren wie Sicherheit und gesellschaftliches Engagement einhalten müssen, auch wenn EPM selbst ein kleines Unternehmen ist. EPM hat dies durch seine Nachhaltigkeitsrichtlinien, einschließlich einer Nichtdiskriminierungsrichtlinie und einer Menschenrechtsrichtlinie, die die Grundlage bilden, öffentlich anerkannt.

Allerdings deckt der jüngste öffentlich verfügbare detaillierte Corporate Sustainability Report des Unternehmens nur das Geschäftsjahr 2023 ab, wodurch eine Transparenzlücke für Anleger entsteht, die neue Daten für 2025 verlangen. Das Fehlen aktueller, detaillierter sozialer Kennzahlen wie Prozentsätze der Belegschaftsvielfalt oder Gesamtinvestitionen in die Gemeinschaft kann unabhängig von der tatsächlichen Leistung zu einem niedrigeren ESG-Qualitätsfaktor von Ratingagenturen wie Institutional Shareholder Services Inc. (ISS) führen. Was man nicht sieht, kann man nicht punkten. Das kurzfristige Risiko ist hier ein Wahrnehmungsproblem, nicht unbedingt ein operatives.

Das EOR-Modell von EPM bietet eine Brücke und nutzt abgeschiedenes CO2 für eine „umweltfreundlichere“ Ölproduktion.

Die Kernstrategie von Evolution Petroleum, insbesondere auf seinem Flaggschiff-Feld Delhi in Louisiana, basiert auf der Enhanced Oil Recovery (EOR) unter Verwendung von Kohlendioxid (CO2). Dies ist ein entscheidender gesellschaftlicher Faktor, da er es dem Unternehmen ermöglicht, seine Ölproduktion als „Brücke“ in eine kohlenstoffärmere Zukunft zu positionieren, was in der Debatte um die Energiewende eine wichtige Rolle spielt. Bei diesem Prozess wird CO2 in alternde Lagerstätten injiziert, um das verbleibende Öl herauszudrücken, und dabei wird ein Teil dieses CO2 dauerhaft unter der Erde gespeichert – eine Form der Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS).

Dieses CO2-EOR-Modell ist ein zweischneidiges Schwert: Es maximiert die Gewinnung aus bestehenden Bohrlöchern, was als nachhaltiger gilt als das Bohren neuer Bohrlöcher, fördert aber dennoch Öl, das die ultimative Quelle für Kohlenstoffemissionen darstellt. Die Industrie nutzt diese Technologie derzeit, um etwa 2 % des Öls des Landes zu fördern, aber die öffentliche Debatte ist heftig.

Fachkräftemangel bei hochspezialisierten EOR- und CO2-Abscheidungsingenieuren.

Die Öl- und Gasindustrie steht im Jahr 2025 vor einer schweren und sich verschärfenden Talentkrise, die sich direkt auf die Fähigkeit von EPM auswirkt, komplexe EOR-Abläufe aufrechtzuerhalten und zu optimieren. Das Durchschnittsalter der Arbeitnehmer in der Branche liegt bei etwa 56 Jahren, und über die Hälfte der erfahrenen Ingenieure wird voraussichtlich innerhalb der nächsten zehn Jahre in den Ruhestand gehen.

Dies stellt ein großes Betriebsrisiko für EPM dar, da CO2-EOR hochspezialisierte Lagerstätteningenieure, Geologen und Prozesskontrolltechniker erfordert, die sich mit Technologien zur Kohlenstoffabscheidung und -sequestrierung (CCS) auskennen. Schätzungen zufolge wird die Branche ein Defizit von Hunderttausenden Arbeitskräften verzeichnen, wobei in naher Zukunft voraussichtlich 1,9 Millionen Stellen besetzt werden müssen. Das bedeutet:

• Die Löhne für Nischenpositionen im Ingenieurwesen steigen schnell.
• EPM muss sowohl mit größeren Ölunternehmen als auch mit dem boomenden Sektor der erneuerbaren Energien um Talente konkurrieren.
• Es kommt zu einem kritischen Verlust institutionellen Wissens, der nicht einfach ersetzt werden kann.

Fairerweise muss man sagen, dass die geringe Größe von EPM das Unternehmen vielleicht agiler macht, aber es bedeutet auch, dass das Unternehmen über weniger interne Ressourcen verfügt, um in die Cross-Training- und Mentoring-Programme zu investieren, die definitiv erforderlich sind, um diese Qualifikationslücke zu schließen.

Widerstand der örtlichen Bevölkerung gegen neue CO2-Pipelinerouten und Bohrstandorte.

Der Widerstand der örtlichen Bevölkerung stellt ein spürbares, kurzfristiges Risiko für die Geschäftstätigkeit von EPM in Louisiana dar. Das Delhi Field, die CO2-EOR-Anlage von EPM, befindet sich in den Gemeinden Franklin, Madison und Richland. Louisiana ist im Jahr 2025 ein Brennpunkt der landesweiten Debatte über die CO2-Abscheidung, da sich die Einwohner des Bundesstaats aktiv gegen CCS-Projekte wehren, weil sie eine Wasserverschmutzung (in der Nähe des Chicot-Grundwasserleiters) und Sicherheitsbedenken im Zusammenhang mit Ausfällen von CO2-Pipelines befürchten.

Diese Opposition ist organisiert: Fast 70 öffentliche Interessen, Umweltgerechtigkeit und Landbesitzergruppen schickten im Mai 2025 einen Brief an den Senat, in dem sie strengere, durchsetzbare bundesstaatliche Sicherheitsstandards für CO2-Pipelines forderten und dabei auf das Fehlen einer angemessenen Regulierung verwiesen. Für EPM besteht ein zweifaches Risiko:

• Regulatorisches Risiko: Neue staatliche oder bundesstaatliche Gesetze können strengere Pipeline-Sicherheitsvorschriften vorsehen oder lokalen Regierungen die Befugnis einräumen, gegen Projekte ein Veto einzulegen, was sich möglicherweise auf die Infrastruktur auswirkt, die das Delhi-Feld mit CO2 versorgt.
• Soziale Betriebslizenz: In Richland Parish, wo ein Teil des Feldes liegt, ist der durchschnittliche Hauspreis seit Anfang 2024 aufgrund großer Industrieprojekte um 80 % gestiegen, was ein sozial volatiles Umfeld schafft, in dem jede neue Energieentwicklung auf die Probe gestellt wird.

Das Kernproblem ist mangelndes Vertrauen; Gemeinden glauben, dass die öffentliche Gesundheit und Sicherheit zugunsten der Profite der Pipeline-Unternehmen ins Abseits gedrängt werden. Dieser lokale Widerstand kann zu erheblichen Projektverzögerungen führen und die Investitionsausgaben (CapEx) für die Drittbetreiber von EPM erhöhen.

Evolution Petroleum Corporation (EPM) – PESTLE-Analyse: Technologische Faktoren

Starkes Vertrauen auf ausgereifte CO2-Fluttechnologie für eine nachhaltige Produktion.

Das Kerngeschäftsmodell der Evolution Petroleum Corporation basiert stark auf der Enhanced Oil Recovery (EOR), insbesondere der Kohlendioxidflutung (CO2), einer ausgereiften tertiären Rückgewinnungstechnologie. Diese Methode ist für die Langlebigkeit ihrer Anlagen von entscheidender Bedeutung, insbesondere für das alte Delhi Field in Louisiana, das die Gasinjektion nutzt, indem CO2 in das Reservoir gepumpt wird, um den Druck zu erhöhen und die Ölförderung zu unterstützen. Mit dieser Technologie kann EPM Volumen wiederherstellen, die andernfalls an Ort und Stelle verbleiben würden, wodurch die Lebensdauer des Feldes weit über die primäre und sekundäre Wiederherstellungsphase hinaus verlängert wird. Diese Abhängigkeit ist zwar ausgereift, stellt aber auch ein technologisches Risiko dar: Die Leistung hängt in hohem Maße von der konsistenten und kostengünstigen CO2-Versorgung und der Integrität der veralteten Injektionsinfrastruktur ab.

Möglichkeit zur Integration in CCS-Projekte (Carbon Capture and Sequestration) für eine neue CO2-Versorgung.

Die Konvergenz von CO2-EOR mit Carbon Capture and Sequestration (CCS) bietet eine bedeutende technologische Chance. Die bestehenden Betriebsabläufe von EPM, beispielsweise die Nutzung von zurückgewonnenem CO2 im Delhi-Feld, stimmen bereits mit dem Nutzungsaspekt von CCUS (Carbon Capture, Utilization, and Storage) überein. Auf dem aktuellen Markt gilt die CO2-Flutung als Schlüsseltechnologie zur Verbesserung der Ölgewinnung bei gleichzeitiger Reduzierung der Kohlenstoffemissionen durch die dauerhafte Speicherung von CO2 im Untergrund. Dies versetzt EPM in die Lage, möglicherweise mit industriellen Emittenten oder speziellen CCS-Projekten zusammenzuarbeiten, um eine neue, langfristige und potenziell kostengünstigere CO2-Versorgung sicherzustellen, insbesondere da die Zahl der in Betrieb befindlichen CCS-Anlagen weltweit bis Ende 2025 auf 77 gestiegen ist. Diese Integration könnte die Kostenstruktur ihrer EOR-Betriebe verändern.

Hier ist die kurze Karte der Gelegenheit:

• Sichere Versorgung: Zugang zu CO2 aus neuen kommerziellen Abscheidungsanlagen.
• Niedrigere Kosten: Profitieren Sie von Steuergutschriften des Bundes (z. B. 45Q) für CCS-Projekte.
• Umweltausrichtung: Verbessern Sie die „grünen“ Eigenschaften der Ölförderung.

Datenanalysen und maschinelles Lernen verbessern die Lagerstättenmodellierung und die Effizienz der CO2-Injektion deutlich.

Obwohl EPM nach einem nicht-betriebenen Geschäftsmodell operiert, führt der branchenweite Vorstoß zur digitalen Transformation dazu, dass ihre Betriebspartner zunehmend fortschrittliche Datenanalysen und maschinelles Lernen (ML) für das Reservoirmanagement einsetzen. Diese Technologie, oft als datengesteuerte Reservoirmodellierung (Reservoir Analytics) bezeichnet, extrahiert Muster aus riesigen Mengen an Felddaten – Bohrungen, Produktion, Bohrlochprotokolle –, um Vorhersagemodelle zu erstellen. Dies ist eine große Chance, die vorhandenen Vermögenswerte von EPM zu optimieren.

Für die EOR-Assets von EPM kann diese Technologie:

• Einspritzung optimieren: Passen Sie die CO2-Injektionsraten und -muster genau an, um die Kehreffizienz zu maximieren.
• Produktion vorhersagen: Präzise Vorhersage der Ölerholung nach tertiären Überschwemmungen.
• Ausfallzeiten reduzieren: Sagen Sie Geräteausfälle voraus, bevor sie eintreten, und senken Sie so die Leasing-Betriebskosten (LOE).

Die Branche geht von statischen Modellen zu adaptiven, KI-gestützten Systemen über. Um wettbewerbsfähig zu bleiben, muss sichergestellt werden, dass die EPM-Betreiber an der Spitze dieses Wandels stehen. Smart Proxy Modeling, eine spezifische Anwendung von KI in der numerischen Simulation, wird zu einem Punkt der Wettbewerbsdifferenzierung.

Es sind Kapitalinvestitionen (geschätzte 15,0 Millionen US-Dollar im Investitionsaufwand für das Geschäftsjahr 2025) erforderlich, um die veraltete Feldinfrastruktur zu modernisieren.

Eine zentrale technologische Herausforderung ist die Notwendigkeit kontinuierlicher Kapitalinvestitionen (CAPEX), um die Infrastruktur zur Unterstützung ihrer langlebigen Vermögenswerte aufrechtzuerhalten und zu verbessern. Die ursprünglich geplanten Investitionsausgaben für das gesamte Geschäftsjahr 2025 lagen ohne Akquisitionen im Bereich von 12,5 bis 14,5 Millionen US-Dollar, wobei ein erheblicher Teil für Entwicklungs- und Sanierungsprojekte vorgesehen war. Während die tatsächlichen Gesamtinvestitionen für das gesamte Geschäftsjahr 2025 mit 4,7 Millionen US-Dollar angegeben wurden, bleibt der zugrunde liegende Bedarf an erheblichen Investitionen zur Modernisierung alternder CO2-Injektions- und Produktionsanlagen ein konstanter Faktor. Der Bedarf an höheren Investitionen, etwa schätzungsweise 15,0 Millionen US-Dollar allein für Infrastruktur-Upgrades, spiegelt die Realität der Erhaltung ausgereifter Felder wie Delhi Field wider, wo die Integrität der Infrastruktur für eine effiziente CO2-Nutzung und nachhaltige Produktion von größter Bedeutung ist.

Was hinter diesen geringen tatsächlichen Ausgaben steckt, ist das Potenzial für aufgeschobene Wartungsarbeiten oder die Verlagerung des Schwerpunkts auf Entwicklungsbohrungen (wie die vier großen Bohrlöcher im Chaveroo Field) statt auf reine Infrastrukturverbesserungen an bestehenden EOR-Standorten.

Finanzen: Verfolgen Sie die tatsächlichen Wartungsinvestitionen im Vergleich zum geschätzten Bedarf von 15,0 Millionen US-Dollar, insbesondere für das Delhi-Feld, um das verzögerte Risiko bis zum ersten Quartal 2026 zu quantifizieren.

Evolution Petroleum Corporation (EPM) – PESTLE-Analyse: Rechtliche Faktoren

Komplexe, sich entwickelnde Bundes- und Landesgenehmigungen für CO2-Injektionsbrunnen der Klasse VI.

Der regulatorische Weg zur Injektion von Kohlendioxid (CO2) ist ein wichtiger rechtlicher Faktor, insbesondere da sich die Evolution Petroleum Corporation auf die Enhanced Oil Recovery (EOR) an wichtigen Standorten wie dem Delhi-Feld konzentriert. EOR verwendet CO2, und die Branche verlagert sich auf zertifizierte CCUS-Standorte (Carbon Capture Utilization and Storage), die häufig die strengen Injektionsbohrlochgenehmigungen der Klasse VI der Environmental Protection Agency (EPA) erfordern.

Der Genehmigungsprozess ist notorisch langsam und dauert Jahre. Fairerweise muss man sagen, dass einige Staaten versuchen, dies zu beheben: Texas, ein wichtiger Betriebsstaat, wurde im November 2025 von der EPA der Vorrang (primäre Regulierungsbehörde) über Bohrlöcher der Klasse VI zuerkannt. Durch diesen Schritt wird die Genehmigungsbehörde von der Bundes-EPA auf die Texas Railroad Commission (RRC) übertragen, was den Genehmigungszeitraum definitiv verkürzen dürfte. Für EPM, dessen Feld in Delhi voraussichtlich ein zertifizierter CCUS-Standort werden soll, stellt diese regulatorische Änderung eine entscheidende kurzfristige Chance dar, aber die anfängliche Komplexität bleibt eine erhebliche rechtliche Hürde.

Erhöhtes Rechtsstreitrisiko im Zusammenhang mit dem Eigentum an unterirdischen Porenräumen für die CO2-Speicherung.

Ein wachsendes rechtliches Risiko im CCUS-Raum ist die Frage, wem tatsächlich der leere Raum unter der Erde – der Porenraum – gehört, der zur dauerhaften Speicherung von CO2 dient. Dies ist kein geklärtes nationales Problem, aber Rechtsstreitigkeiten auf Landesebene schaffen Präzedenzfälle, die sich direkt auf das nicht betriebene Geschäftsmodell von EPM auswirken.

Im Mai 2025 erließ der Oberste Gerichtshof von Texas ein wichtiges Urteil im Fall Myers-Woodward LLC gegen Underground Services Markham, LLC, in dem klargestellt wurde, dass der Oberflächeneigentümer und nicht der Mineralpächter die Eigentumsrechte am unterirdischen Porenraum besitzt, sofern in einer vorherigen Vereinbarung nichts anderes festgelegt ist. Dies bedeutet, dass jeder Betreiber, einschließlich der Partner von EPM, sich vom Oberflächeneigentümer Rechte zur CO2-Sequestrierung (Langzeitspeicherung) sichern muss, auch wenn er Eigentümer der Mineralrechte ist. Dieses Urteil erhöht die rechtliche Sorgfaltspflicht und das Potenzial für Prozesskosten bei künftigen CO2-Speicherprojekten.

Strikte Einhaltung der Standards der Occupational Safety and Health Administration (OSHA) für den Feldeinsatz.

Während die Evolution Petroleum Corporation nach einem nicht betriebenen Modell arbeitet, was bedeutet, dass Drittunternehmen die Felder betreiben, erfordert die rechtliche und finanzielle Haftung von EPM dennoch eine strikte Überwachung der Einhaltung der Standards der Occupational Safety and Health Administration (OSHA) durch ihre Betreiber. Zu den erklärten Richtlinien von EPM gehört die Zusammenarbeit mit diesen Betreibern zur Unterstützung der Gesundheit und Sicherheit der Arbeitnehmer sowie die Aufrechterhaltung einer „Arbeitsunterbrechungsbehörde“ für das eigene Personal.

Der finanzielle Einsatz für die Einhaltung von Vorschriften ist im Jahr 2025 erheblich gestiegen. Ab dem 15. Januar 2025 hat die OSHA ihre Höchststrafen für Verstöße erhöht. Beispielsweise stieg die Höchststrafe für einen vorsätzlichen oder wiederholten Verstoß auf 165.514 US-Dollar pro Verstoß, gegenüber 161.323 US-Dollar im Jahr 2024. Außerdem werden neue vorgeschlagene Regeln wie der Standard zur Verhinderung von Hitzeverletzungen und Krankheiten, der für Feldeinsätze im Freien in Texas und Louisiana von großer Bedeutung ist, von den Betreibern verlangen, neue Pläne für Wasser-, Schatten- und Ruhepausen umzusetzen.

Hier ist die schnelle Berechnung des Risikos:

• Die Höchststrafe für einen schweren Verstoß wurde auf erhöht $16,550 pro Verstoß.
• Die maximale Strafe für einen vorsätzlichen Verstoß wurde auf erhöht $165,514 pro Verstoß.

Lizenzgebühren und Joint-Venture-Vereinbarungen regeln die meisten Produktionsinteressen von EPM.

Die Kernstrategie der Evolution Petroleum Corporation basiert auf einem nicht betriebenen Geschäftsmodell, das sich stark auf komplexe Joint Ventures (JV) und Lizenzvereinbarungen stützt. Diese Struktur minimiert das Investitionsrisiko, verknüpft jedoch die Einnahmen von EPM direkt mit der rechtlichen Integrität und den Bedingungen dieser Verträge.

Im Geschäftsjahr 2025 setzte EPM diese Strategie mit bedeutenden Akquisitionen fort. Beispielsweise schloss das Unternehmen im August 2025 einen Mineral- und Lizenzgebührenerwerb im Wert von 17 Millionen US-Dollar im SCOOP/STACK-Gebiet von Oklahoma ab, wodurch etwa 5.500 Netto-Lizenzgebührenflächen hinzukamen. Diese Akquisition trug sofort schätzungsweise 420 Netto-BOE pro Tag zur Produktion bei, ohne dass es künftige Kapitalverpflichtungen gab, was den margenstarken Charakter ihrer auf Lizenzgebühren basierenden rechtlichen Interessen unterstreicht.

Die Stabilität der Einnahmequellen von EPM – die sich im vierten Quartal des Geschäftsjahres 2025 auf insgesamt 21,1 Millionen US-Dollar beliefen – hängen im Wesentlichen von der rechtlichen Durchsetzbarkeit und den operativen Entscheidungen seiner Drittbetreiber, wie etwa ExxonMobil im Delhi Field, ab.

Die folgende Tabelle fasst die rechtlichen und finanziellen Auswirkungen des nicht betriebenen Modells von EPM unter Verwendung von Daten für das Geschäftsjahr 2025 zusammen:

Evolution Petroleum Corporation (EPM) – PESTLE-Analyse: Umweltfaktoren

Die geringere Kohlenstoffintensität von EOR im Vergleich zu neuen konventionellen Bohrungen ist ein entscheidender Vorteil.

Der wichtigste Umweltvorteil der Evolution Petroleum Corporation liegt in ihrer Abhängigkeit von der Enhanced Oil Recovery (EOR), insbesondere der CO2-Flutung im Delhi-Feld. Diese Methode ist strukturell so positioniert, dass sie im Vergleich zum Bohren neuer konventioneller Bohrlöcher eine Option mit geringerer Kohlenstoffintensität darstellt, insbesondere wenn aufgefangenes industrielles Kohlendioxid (CO2) verwendet wird. Während die Herstellung eines Barrels Öl aus CO2 EOR etwas energieintensiver ist als ein herkömmliches Barrel – bei etwa 0,54 Tonnen CO2 gegenüber 0,51 Tonnen – der Nettovorteil ergibt sich aus der dauerhaften Speicherung.

Nach Berücksichtigung des CO2, das geologisch unter der Erde gebunden ist, kann EOR unter Verwendung von abgeschiedenem Industrie-CO2 eine Netto-CO2-Reduktion von erreichen 63% relativ zum gespeicherten CO2. Dieser Nettospeichervorteil ist ein starker Gegenentwurf zu den Emissionen aus dem Ölverbrauch und verringert den gesamten CO2-Fußabdruck des produzierten Fasses. Dies ist definitiv ein starkes Verkaufsargument für Anleger, die sich auf Umwelt, Soziales und Governance (ESG) konzentrieren.

Konzentrieren Sie sich auf die Sicherstellung einer zuverlässigen und kostengünstigen CO2-Versorgung aus industriellen Quellen statt aus natürlichen Quellen.

Die langfristige wirtschaftliche Rentabilität des EOR-Betriebs des Delhi-Feldes hängt von der Sicherung einer zuverlässigen und kostengünstigen CO2-Versorgung ab. Historisch gesehen war die Golfküstenregion, in der Delhi liegt, auf natürliche CO2-Quellen wie den Jackson Dome angewiesen. Der Markt verändert sich jedoch, angetrieben durch neue staatliche Anreize, die die industrielle Übernahme begünstigen.

Mit dem „One Big Beautiful Bill Act“ wurden die Voraussetzungen für die 45Q-Steuergutschrift, die Anreize für die CO2-Abscheidung, -Nutzung und -Speicherung (CCUS) schafft, effektiv geschaffen. Diese Gutschrift vergibt nun den gleichen Wert für über EOR gebundenes CO2 wie für eine dedizierte geologische Speicherung. Diese Änderung macht abgeschiedenes industrielles CO2, das oft ein Nebenprodukt von Anlagen wie Ethanol- oder Ammoniakanlagen ist, zu einer attraktiveren und politisch widerstandsfähigeren Versorgungsoption. Während natürliches CO2 im Allgemeinen etwa kostet 2,00 $ pro McfDurch die Steuergutschrift wird die Wirtschaftlichkeit einer kostenintensiveren industriellen Gewinnung wettbewerbsfähiger und sichert eine zukünftige Versorgungslinie für die EOR-Projekte von EPM.

Regulierungsdruck zur Minimierung der Entsorgung produzierten Wassers und des potenziellen Risikos seismischer Aktivität.

Produziertes Wasser – die salzige Sole, die bei Öl und Gas entsteht – ist eine große betriebliche und ökologische Herausforderung. Im Durchschnitt erzeugt die Öl- und Gasförderung ca 10 Fässer Salzlake für jedes Barrel Rohöl. Für EPM stellt die Entsorgung dieser riesigen Menge, typischerweise über Injektionsbrunnen der Klasse II, eine finanzielle Belastung und ein regulatorisches Risiko dar, insbesondere im Hinblick auf induzierte Seismizität (Erdbeben).

Die EPA gab im März 2025 ihren Plan bekannt, die Effluent Limitations Guidelines (ELGs) für Öl- und Gasabwässer zu überarbeiten. Dies ist eine Chance: Die Überarbeitung zielt darauf ab, regulatorische Flexibilität für die Aufbereitung von produziertem Wasser für eine sinnvolle Wiederverwendung zu schaffen, was die Leasing-Betriebskosten (LOE) erheblich senken könnte. Der LOE von EPM war 17,35 $ pro BOE im vierten Quartal des Geschäftsjahres 2025. Eine Verlagerung von der Entsorgung zur Wiederverwendung würde das mit der Tiefbrunnenentsorgung verbundene Seismizitätsrisiko mindern und die Betriebskosten senken. Es ist ein klarer Weg zu besseren Margen.

• Überwachen Sie die Vorschriften auf Landesebene zu den Injektionsraten von Entsorgungsbrunnen, insbesondere in den Gebieten SCOOP/STACK und Chaveroo.
• EOR-Injektionsbrunnen, wie die in Delhi, stellen im Allgemeinen ein geringeres seismisches Risiko dar als reine Abwasserentsorgungsbrunnen, da die Ölproduktion den Druckanstieg ausgleicht.

Obligatorische Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß den EPA-Vorschriften.

Die Regulierungslandschaft für die obligatorische Berichterstattung über Treibhausgasemissionen (THG) erfuhr Ende 2025 einen großen Wandel. Die US-Umweltschutzbehörde (EPA) schlug vor, das umfassendere Greenhouse Gas Reporting Program (GHGRP) im September 2025 einzustellen, wodurch die Berichtspflichten für die meisten großen Anlagen aufgehoben würden.

Für den Öl- und Erdgassektor (Unterabschnitt W) war das Mandat an das Programm zur Reduzierung der Methanemissionen und dessen Abfallemissionsgebühr (WEC) gebunden. Allerdings verschob der im Juli 2025 unterzeichnete „One Big Beautiful Bill Act“ die Erhebung des WEC auf das Kalenderjahr 2034. Folglich sind die verpflichtenden Meldepflichten für die meisten Erdöl- und Erdgassysteme bis zu diesem Zeitpunkt ausgesetzt.

Hier ist die schnelle Rechnung: Diese Regulierungspause führt zu einer sofortigen, wenn auch vorübergehenden Reduzierung der Compliance-Kosten für die Datenerfassung und Berichterstattung für das Geschäftsjahr 2025. Das langfristige Risiko bleibt jedoch bestehen und Anleger fordern weiterhin Transparenz.

• Die von der EPA vorgeschlagene Regel würde 2024 zum letzten Berichtsjahr für die meisten Sektoren machen.
• Bisher wurden die Kosten für die Einhaltung des GHGRP auf über 100 geschätzt 300 Millionen Dollar jährlich für betroffene Branchen.
• Maßnahme: Setzen Sie die freiwillige Berichterstattung unter Verwendung des Rahmenwerks des Sustainability Accounting Standards Board (SASB) fort, um das Vertrauen der Anleger trotz der bundesstaatlichen Regulierungspause aufrechtzuerhalten.