U.S. Energy Corp. (USEG): PESTLE-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie führen die PESTLE-Analyse für U.S. Energy Corp. (USEG) durch, und in der Geschichte geht es nicht mehr um Altöl; Es handelt sich um einen wichtigen Dreh- und Angelpunkt für das industrielle Gas- und Kohlenstoffmanagement. Das Unternehmen setzt auf jeden Fall auf sein neues 15 Millionen Dollar Gasaufbereitungsanlage und das Kevin-Dome-Projekt, das etwa beschlagnahmen soll 240.000 Tonnen $\text{CO}_2$/Jahr. Da die Öl- und Gasverkäufe im dritten Quartal 2025 auf sinken 1,7 Millionen US-Dollar, der Wandel ist dringend, aber die starke Bilanz – null Schulden und in etwa 11,4 Millionen US-Dollar an verfügbarer Liquidität gibt ihnen die Startbahn. Wir müssen uns genau ansehen, wie das politische Umfeld, das sich für fossile Brennstoffe einsetzt, mit der wachsenden gesellschaftlichen Nachfrage nach CO2-Lösungen kollidiert, um die tatsächlichen Risiken und Chancen dieses Übergangs herauszufinden.

U.S. Energy Corp. (USEG) – PESTLE-Analyse: Politische Faktoren

Die Regierung, die sich für fossile Brennstoffe einsetzt, priorisiert die inländische Öl-/Gasförderung und Deregulierung.

Das politische Umfeld im Jahr 2025 ist für U.S. Energy Corp. definitiv günstig, da sich die neue Regierung klar auf die Vorherrschaft bei fossilen Brennstoffen konzentriert. Die Kernpolitik ist einfach: Maximierung der heimischen Produktion und Beseitigung regulatorischer Hürden. Am 20. Januar 2025 unterzeichnete der Präsident Durchführungsverordnungen zur Ausrufung eines nationalen Energienotstands und wies Behörden wie das Energieministerium (DOE) und die Umweltschutzbehörde (EPA) an, bestehende regulatorische Hindernisse zu beseitigen.

Dieser Vorstoß beinhaltet die Öffnung bisher gesperrter Gebiete. Beispielsweise verfolgt die Regierung aktiv neue Öl- und Gasbohrungen vor den Küsten Kaliforniens und Floridas, und ein geplanter Zeitplan sieht bis zu 21 Verkäufe vor der Küste Alaskas zwischen 2026 und 2031 vor. Dies signalisiert ein langfristiges Engagement für die Erweiterung des adressierbaren Marktes für inländische Produzenten wie USEG. Das Ziel ist klar: die Position der USA als weltweit größter Öl- und Gasproduzent zu festigen, einen Titel, den sie bereits innehaben.

Hier ist die kurze Rechnung zum politischen Rückenwind:

• Bundeslandzugang: Es wird mit einer Zunahme der Pacht- und Bohrgenehmigungen auf Bundeslandflächen gerechnet.
• Regulatorische Rollbacks: Die EPA reduziert Umweltvorschriften, was die Compliance-Kosten für bestehende Betriebe senken wird.
• Exportfokus: Gesetze wie der „Unlocking our Domestic LNG Potential Act“ werden vorangetrieben, um das Exportgenehmigungsverfahren für Flüssigerdgas (LNG) zu rationalisieren, was die weltweite Nachfrage nach US-amerikanischem Erdgas erhöhen wird.

Optimierte Genehmigungen für Energieprojekte beschleunigen die Entwicklungszeitpläne für die Infrastruktur.

Eine der unmittelbarsten Chancen für USEG ist die Beschleunigung von Infrastrukturprojekten, insbesondere Pipelines und LNG-Anlagen. Die Federal Energy Regulatory Commission (FERC) und der Kongress arbeiten aktiv daran, Bürokratie abzubauen. Im November 2025 verabschiedete beispielsweise der Ausschuss für natürliche Ressourcen des Repräsentantenhauses mit 25 zu 18 Stimmen den Standardizing Permitting and Expediting Economic Development Act (SPEED Act). Dieses Gesetz soll klare Meilensteine ​​und Verantwortlichkeiten für die Genehmigung aller Arten von Energieprojekten schaffen, wodurch die mehrjährigen Verzögerungen, die bei Neubauten auftreten, verringert werden sollen.

Darüber hinaus kündigte die EPA im September 2025 neue Leitlinien zur Baugenehmigung durch New Source Review (NSR) an. Diese Änderung bietet die Flexibilität, mit bestimmten nicht emissionsbezogenen Bautätigkeiten, wie der Installation von Zementplatten, zu beginnen, bevor die vollständige Genehmigung des Clean Air Act eingeholt wird. Diese kleine Änderung ermöglicht es USEG, die Projektzeitpläne um Monate zu verkürzen. FERC prüft außerdem „Pauschalgenehmigungen“ für bestimmte Aktivitäten in LNG-Anlagen und Wasserkraftprojekten, um Wartungs- und Modernisierungsarbeiten weiter voranzutreiben. Wenn Projekte schneller online gehen, beginnt der Umsatz früher.

Es besteht Unsicherheit über die Zukunft der Steuergutschriften des Inflation Reduction Act (IRA) für Energieinvestitionen.

Während der politische Wind fossile Brennstoffe begünstigt, ist die Seite der sauberen Energie – zu der auch einige der aufkommenden Initiativen der USEG zur CO2-Abscheidung und -Speicherung (CCS) gehören – mit erheblicher Unsicherheit konfrontiert. Das Schicksal der Steuergutschriften des Inflation Reduction Act (IRA) wird von der neuen Regierung und dem Kongress diskutiert, insbesondere da sie das Auslaufen der Bestimmungen des Tax Cuts and Jobs Act (TCJA) Ende 2025 angehen wollen.

Diese politische Volatilität zeigt bereits spürbare Auswirkungen. Seit dem Amtsantritt der neuen Regierung wurden neue Projekte und Fabriken für saubere Energie im Wert von 15,5 Milliarden US-Dollar gestrichen, davon allein im Mai 2025 1,4 Milliarden US-Dollar. Diese Unsicherheit verhindert Finanzierungsgeschäfte, da Investoren zukünftige Renditen von Projekten, die auf Gutschriften wie dem Production Tax Credit (PTC) oder dem Investment Tax Credit (ITC) basieren, nicht zuverlässig berechnen können. Die gute Nachricht ist, dass unternehmensorientierte Gutschriften, wie die verbesserte 45Q-Steuergutschrift für die CO2-Abscheidung und die 45V-Gutschrift für sauberen Wasserstoff, stärker von beiden Parteien unterstützt werden und weniger wahrscheinlich vollständig aufgehoben werden. Dennoch könnten sich alle Änderungen an der Struktur oder dem Wert dieser Kredite unmittelbar auf den internen Zinsfuß (IRR) der USEG-Investitionen in saubere Energien auswirken.

Geopolitische Spannungen führen weiterhin zu einer Volatilität des Ölpreises und wirken sich auf die Altölverkäufe aus.

Die globale politische Landschaft ist eine ständige Quelle der Volatilität der Rohölpreise, die sich direkt auf die bisherigen Ölverkaufserlöse der USEG auswirkt. Die geopolitischen Risikoprämien bleiben hoch, bedingt durch Konflikte im Nahen Osten und die anhaltenden Auswirkungen der Sanktionen auf russische Energieexporte.

Die Marktreaktion auf diese Spannungen ist schnell und scharf. Am 14. November 2025 stieg beispielsweise WTI-Rohöl um 2,39 % und pendelte sich bei 60,09 $ pro Barrel ein, und Brent-Rohöl stieg an einem einzigen Tag um 2,19 % auf 64,39 $ pro Barrel aufgrund von Befürchtungen einer Versorgungsunterbrechung. Anfang des Jahres führten die Spannungen im Nahen Osten dazu, dass der Rohölpreis der Sorte Brent in der Woche vom 12. bis 19. Juni 2025 von 69 $/b auf 79 $/b stieg. Für die nahe Zukunft prognostizieren Analysten eine breite Preisspanne von 50 bis 90 $ pro Barrel bis 2026, was diese anhaltende Instabilität widerspiegelt. Diese Tabelle zeigt die jüngsten Preisschwankungen, die durch politische Ereignisse verursacht wurden:

Diese Volatilität bedeutet, dass USEG eine robuste Absicherungsstrategie beibehalten und freie Kapazitäten flexibel halten muss, um von Preisspitzen zu profitieren, erhöht aber auch das Risiko profile für eine langfristige Kapitalplanung.

U.S. Energy Corp. (USEG) – PESTLE-Analyse: Wirtschaftsfaktoren

Der Öl- und Gasumsatz sank im dritten Quartal 2025 auf 1,7 Millionen US-Dollar

Die Wirtschaftslandschaft von U.S. Energy Corp. ist durch eine bewusste Abkehr von der traditionellen Öl- und Gasindustrie geprägt, was sich deutlich in den Ergebnissen des dritten Quartals 2025 widerspiegelt. Die gesamten Öl- und Gasverkäufe für das am 30. September 2025 endende Quartal beliefen sich auf ca 1,7 Millionen US-Dollar. Dies stellt einen erheblichen Rückgang gegenüber den 5,0 Millionen US-Dollar dar, die im gleichen Quartal des Vorjahres gemeldet wurden, ein Rückgang, der eine direkte Folge des im Laufe des Jahres 2024 durchgeführten Programms zur Veräußerung von Vermögenswerten des Unternehmens ist. Die verbleibende Kohlenwasserstoffproduktion für das dritte Quartal 2025 belief sich auf ca 35.326 BOE (Barrel Öläquivalent), wobei der Ölabsatz den größten Teil ausmacht 91% des Gesamtumsatzes. Diese schwindende Einnahmequelle unterstreicht die Dringlichkeit und Notwendigkeit der Umstellung des Unternehmens auf Industriegas. Ehrlich gesagt sind die alten Vermögenswerte nur noch eine Brücke zum neuen Geschäftsmodell.

Hier ist die kurze Berechnung der Produktion und des Umsatzes im dritten Quartal 2025:

Eine starke Bilanz ist ein Kapitalprojektanker

Trotz des kurzfristigen Umsatzrückgangs behält das Unternehmen eine starke finanzielle Grundlage, die für die Finanzierung seines neuen kapitalintensiven Industriegasprojekts von entscheidender Bedeutung ist. U.S. Energy Corp. arbeitet mit null ausstehende Schulden Stand Q2 2025, eine seltene Position für ein wachstumsorientiertes Energieunternehmen. Dieser schuldenfreie Status sowie ein disziplinierter Umgang mit dem Kapital bieten erhebliche Flexibilität. Das Unternehmen meldete ungefähr 11,4 Millionen US-Dollar an verfügbarer Liquidität am Ende des dritten Quartals 2025. Diese Barmittelposition ist der wichtigste Anker für den Übergang und ermöglicht es dem Unternehmen, die anfängliche Verarbeitungsanlage in Höhe von etwa 10 bis 15 Millionen US-Dollar zu finanzieren, ohne sofort neue Schulden aufzunehmen.

Die weltweite Heliumnachfrage bietet einen Premiummarkt

Die Umstellung auf Industriegas wird durch einen äußerst günstigen globalen Markt für Helium, ein Nicht-Kohlenwasserstoffprodukt, vorangetrieben. Die weltweite Heliumnachfrage dürfte robust sein und voraussichtlich steigen 5,9 BCF im Jahr 2023 auf 8,7 BCF im Jahr 2030. Dieser Anstieg hängt definitiv mit wachstumsstarken Sektoren wie der Halbleiterfertigung, der Luft- und Raumfahrt sowie dem Gesundheitswesen zusammen. Das neue Industriegasprodukt dringt in einen Premiummarkt vor, in dem Wettbewerber Verträge über mehr als 100.000 US-Dollar abgeschlossen haben 1.000 $/mcf für hochreines Helium mit großen Unternehmen wie der NASA.

Das Montana-Projekt des Unternehmens, das auf eine hochwertige Zusammensetzung abzielt 0,5 % Helium und 85 % CO2ist in der Lage, von dieser Nachfrage zu profitieren. Die anfängliche Verarbeitungsanlage ist für eine Kapazität von etwa 8,0 bis 10 Mio. Kubikfuß pro Tag ausgelegt, was zu jährlichen Heliumeinnahmen führen könnte 15 bis 20 Millionen Dollar sobald es voll funktionsfähig ist.

• Die Nachfrage wird sich im nächsten Jahrzehnt voraussichtlich verdoppeln.
• Helium ist für die Halbleiterherstellung von entscheidender Bedeutung.
• Voraussichtlicher jährlicher Heliumumsatz: 15 bis 20 Millionen Dollar.

Steuerliche Unsicherheit durch Zinssätze und Steuerpolitik

Das allgemeine wirtschaftliche Umfeld in den USA führt zu finanzieller Unsicherheit, insbesondere bei großen Investitionsprojekten wie der Industriegasanlage. Der prognostizierte Federal Funds Rate für das vierte Quartal 2025 liegt durchschnittlich bei etwa 5.3%, was die Finanzierung von Investitionsausgaben (CAPEX) teurer macht, selbst für ein Unternehmen ohne aktuelle Schulden, wenn es für zukünftige Phasen eine Kreditlinie oder eine Anleihenfinanzierung anstrebt. Der gesamte Investitionsaufwand für den Bohrlochzyklus des Heliumprojekts wird auf geschätzt 20 bis 25 Millionen Dollar.

Außerdem wurde am 4. Juli 2025 ein neues Bundessteuergesetz, der One Big Beautiful Bill Act (OBBBA), erlassen, der die Gutschriften für saubere Energie grundlegend verändert. Während die OBBBA die Kredite für traditionelle Wind- und Solarenergie kürzte, verlängerte sie die Kredite für die Produktion sauberer Brennstoffe gemäß Abschnitt 45Z bis 2029. Was diese Schätzung jedoch verbirgt, ist die Komplexität der neuen Steuerlandschaft. Der Plan des Unternehmens, Injektionsbrunnen der Klasse II zur Kohlenstoffbindung (CO2) zu nutzen, soll für Steueranreize in Frage kommen, aber die neuen, komplexen Foreign Entity of Concern (FEOC)-Regeln, die für Steuerjahre gelten, die nach dem 4. Juli 2025 beginnen, schaffen administrative Hürden und Risiken für alle Energieprojekte. Bei der steuerlichen Unsicherheit geht es weniger um die Existenz der Steuergutschrift als vielmehr um den Verwaltungsaufwand und das Compliance-Risiko der neuen Vorschriften.

Nächster Schritt: Die Finanzabteilung muss die interne Rendite (IRR) des Heliumprojekts mithilfe einer Discounted-Cashflow-Analyse (DCF) modellieren, die Folgendes umfasst: 5.3% Kosten des Schulden-Proxy und der neuen OBBBA-Steuergutschriften-Compliance-Kosten bis zum Jahresende.

U.S. Energy Corp. (USEG) – PESTLE-Analyse: Soziale Faktoren

Die wachsende gesellschaftliche Nachfrage nach Kohlenstoffmanagementlösungen unterstützt das Geschäftsmodell der $\text{CO}_2$-Sequestrierung.

Der gesellschaftliche Druck, sich mit dem Klimawandel auseinanderzusetzen, ist kein Nischenthema mehr; Es ist ein zentraler Treiber der Unternehmensstrategie und ein wichtiges Anlagethema. Diese wachsende gesellschaftliche Nachfrage nach CO2-Management-Lösungen bestätigt direkt den Umstieg der U.S. Energy Corp. (USEG) auf die $\text{CO}_2$-Sequestrierung.

Der globale Markt für Kohlenstoffmanagementsysteme wird auf geschätzt 16,11 Milliarden US-Dollar im Jahr 2025, und es befindet sich auf einem klaren Aufwärtstrend und wird voraussichtlich mit einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von bis zu wachsen 15.07% bis 2030. Nordamerika, wo USEG tätig ist, hält einen bedeutenden Marktanteil von über 32.7% im Jahr 2025. Dies ist nicht nur ein Regulierungsspiel; Es ist ein gewaltiger, kapitalgetriebener Wandel.

Für USEG bedeutet dies eine klare Umsatzchance. Das Unternehmen beschlagnahmt aktiv einen Gegenwert von ca 240.000 Tonnen $\text{CO}_2$ pro Jahr über zwei Brunnen in Montana. Entscheidend ist, dass die bundesstaatliche 45Q-Steuergutschrift bis zu bietet 85 $ für jede dauerhaft gespeicherte Tonne $\text{CO}_2$, was das $\text{CO}_2$ zu einer wertvollen Ressource und nicht nur zu einem Abfallprodukt macht. Der EPA-Plan zur Überwachung, Berichterstattung und Verifizierung (MRV) hierfür wurde im Oktober 2025 vorgelegt, was den unmittelbaren nächsten Schritt zur Erschließung dieser bundesstaatlichen CO2-Gutschriften darstellt. Das ist ein klarer Weg zur Monetarisierung einer Umweltlösung.

Der erhöhte Strombedarf von KI-Rechenzentren und die Elektrifizierung erhöhen den Bedarf an stabilen Energiequellen.

Der enorme und ehrlich gesagt unterschätzte Energiehunger von Rechenzentren mit künstlicher Intelligenz (KI) führt zu einem strukturellen Nachfrageschock auf dem Strommarkt. Dies ist ein enormer sozialer und wirtschaftlicher Trend, der stabile, rund um die Uhr verfügbare Energiequellen erfordert. Die Enhanced Oil Recovery (EOR)- und Industriegasprojekte der USEG können dabei helfen, diese zu bewältigen.

Der Strombedarf für US-Rechenzentren wird voraussichtlich auf steigen 61,8 GW im Jahr 2025, vertreten durch a Steigerung um 22 % aus dem Vorjahr. Bis 2027 wird der weltweite Strombedarf für Rechenzentren voraussichtlich steigen 50% im Vergleich zum Niveau von 2023, wobei einige Prognosen einen Anstieg von bis zu prognostizieren 165 % bis 2030. Deloitte schätzt, dass Rechenzentren ca. verbrauchen werden 536 Terawattstunden (TWh) weltweit im Jahr 2025. Dies ist ein ernsthafter Nachfrageanstieg. Das schiere Ausmaß dieses Wachstums bedeutet, dass Energieversorger und Großkonzerne verzweifelt auf der Suche nach zuverlässiger, regelbarer Energie sind.

Hier ist die kurze Rechnung zum Nachfrageanstieg:

Die Strategie der USEG, $\text{CO}_2$ aus ihren Industriegasbetrieben für EOR auf alten Ölanlagen in Montana zu nutzen, bietet eine stabile Energiequelle und gleichzeitig die Speicherung und Sequestrierung der $\text{CO}_2$. Es ist eine pragmatische Zwei-für-eins-Lösung für das Problem der Energiewende.

Die Umstellung von USEG auf eine umweltfreundliche, kohlenwasserstofffreie Heliumquelle steht im Einklang mit dem Fokus der Anleger auf Umwelt, Soziales und Governance (ESG).

ESG ist keine Aufgabe mehr, bei der man nur das Kästchen ankreuzen muss; Es handelt sich um einen Kapitalallokationsfilter für Unternehmen wie BlackRock. Das Kernvermögen von USEG, der Kevin Dome, ist hier ein großer Vorteil, da seine Gasressource von Natur aus nicht von Kohlenwasserstoffen dominiert wird. Dies macht Helium zu einem „saubereren“ Industriegasprodukt.

Die Gaszusammensetzung bei Kevin Dome beträgt ungefähr 85,2 % $\text{CO}_2$ und 0,47 % Helium. Das Helium wird aus einem $\text{CO}_2$-reichen System gewonnen, nicht aus einem Methan- oder konventionellen Öl-/Gassystem. Dies ermöglicht es dem Unternehmen, sich als „in den USA ansässiger Lieferant von sauberem Helium“ zu positionieren, während das primäre Nebenprodukt, $\text{CO}_2$, abgeschieden und sequestriert wird. Dies ist eine starke Übereinstimmung mit dem „E“ in ESG, da es die Kohlenstoffintensität einer kritischen Industriegasversorgung reduziert.

Dies ist auf jeden Fall eine clevere Möglichkeit, im aktuellen Umfeld Kapital anzuziehen.

• Kritisches Helium extrahieren (1,28 BCF Nettoressourcen bestätigt).
• Erfassen Sie das primäre Nebenprodukt (443,8 BCF Netto-$\text{CO}_2$ Ressourcen).
• Sequestrieren Sie $\text{CO}_2$ für Bundessteuergutschriften (bis zu \$85/Tonne).

Die Akzeptanz der lokalen Gemeinschaft in Montana ist für die langfristige Betriebsstabilität des Kevin Dome-Projekts von entscheidender Bedeutung.

Im Energiegeschäft ist die Betriebserlaubnis ebenso wichtig wie eine Bohrgenehmigung. Für das Kevin Dome-Projekt ist die Akzeptanz der lokalen Gemeinschaft in Montana ein nicht verhandelbarer Faktor für die langfristige Betriebsstabilität.

Der Bundesstaat Montana verfügt über einen spezifischen Rechtsrahmen, der die Zustimmung vor Ort entscheidend macht. Das Landesrecht schreibt vor, dass der Oberflächeneigentümer Eigentümer des Porenraums ist, und ein Kohlenstoffspeicherprojekt erfordert die Zustimmung von 60 Prozent der Porenraumbesitzer. Das bedeutet, dass die USEG effektiv mit Landbesitzern und lokalen Beamten zusammenarbeiten muss, nicht nur mit staatlichen und bundesstaatlichen Regulierungsbehörden.

Frühere bundesstaatliche Studien zum Kevin-Dome-Projekt stellten bereits einen Präzedenzfall für eine umfassende Einbindung von Interessengruppen dar und betonten „freundschaftliche Beziehungen mit den Anwohnern“ durch Treffen der offenen Tür und regelmäßige Kommunikation. USEG profitiert von der relativ aufnahmefähigen Geologie Montanas und dem geringeren regulatorischen Stillstand im Vergleich zu anderen CCUS-Hubs. Dies gilt jedoch nur, wenn das Unternehmen diese positive soziale Stellung beibehält. Der Verlust des lokalen Vertrauens kann ein Projekt schneller zum Stillstand bringen als jede regulatorische Verzögerung.

U.S. Energy Corp. (USEG) – PESTLE-Analyse: Technologische Faktoren

Kerntechnologie ist die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS) zur dauerhaften Speicherung von $\text{CO}_2$

Der Kern des technologischen Schwerpunkts von U.S. Energy Corp. ist eine vollzyklische, integrierte Industriegasplattform, die auf der Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS) basiert. Dies ist nicht nur ein Nebenprojekt; Es ist von zentraler Bedeutung für die Monetarisierung der riesigen CO2-Ressource im Kevin Dome in Montana. Das Unternehmen hat strategisch eine aktive Injektionsbohrung der Klasse II erworben, die bereits von der EPA im Rahmen des Underground Injection Control Program des Safe Drinking Water Act genehmigt wurde. Diese Infrastruktur ist entscheidend für die sichere und dauerhafte Sequestrierung des aus dem Rohgasstrom abgetrennten $\text{CO}_2$.

Ehrlich gesagt ist es diese Dual-Fokus-Technologie – die Gewinnung von hochwertigem Helium bei gleichzeitiger Sequestrierung des mitproduzierten $\text{CO}_2$ –, die die Wirtschaftlichkeit zum Funktionieren bringt. Es entstehen zwei unterschiedliche Einnahmequellen: eine aus dem Verkauf von Industriegas und eine andere aus dem CO2-Management. Das Unternehmen treibt seinen Monitoring-, Reporting- und Verification-Plan (MRV) gemeinsam mit der EPA aktiv voran, ein wichtiger Schritt zur potenziellen Realisierung von Steuergutschriften in Höhe von $\text{CO}_2$.

Der erfasste $\text{CO}_2$-Strom wird auch einem sekundären Zweck dienen: der Enhanced Oil Recovery (EOR) auf den alten Öl- und Gasanlagen der U.S. Energy Corp., wodurch eine vertikal integrierte Plattform entsteht.

Neue 15-Millionen-Dollar-Gasaufbereitungsanlage wird gebaut, um hochwertige Helium- und $\text{CO}_2$-Ströme zu trennen

Um es klar zu sagen: Der gesamte Übergang hängt von der neuen Verarbeitungsanlage ab. U.S. Energy Corp. treibt den Bau seiner ersten Gasaufbereitungsanlage im Kevin Dome voran, wobei der Kapitaleinsatz voraussichtlich im dritten Quartal 2025 (Q3 2025) oder Anfang 2026 beginnen wird.

Die geschätzten Kosten für diese neue Anlage belaufen sich auf ca \$15 Millionen. Dies ist ein erheblicher Investitionsaufwand, der jedoch hauptsächlich durch die starke Bilanz des Unternehmens und einen bescheidenen, strategischen Einsatz von Schulden finanziert wird. Der Entwurf der Anlage ist fertiggestellt und sie wird maßstabsgetreu gebaut, wobei eine Verarbeitungskapazität von ca 17 Millionen Kubikfuß Rohgas pro Tag (17 MMcf/d).

Hier ist die schnelle Rechnung zur Funktion der Pflanze:

• Prozesskapazität: 17 MMcf/Tag Rohgas.
• Ausgabe 1: Hochreines Helium zum Verkauf an dritte Endverbraucher.
• Ausgabe 2: Recyceltes $\text{CO}_2$ zur Sequestrierung oder Enhanced Oil Recovery (EOR).

Die Anlage wird voraussichtlich im ersten Halbjahr 2026 in Betrieb gehen und erste Einnahmen erzielen.

Erfolgreiche Durchflusstests von Bohrlöchern bestätigen eine erstklassige Gaszusammensetzung von 0,5 % Helium und 85 % CO2

Die Technologie ist nur so gut wie die Ressource, die sie verarbeitet, und die Zusammensetzung des Reservoirs ist definitiv erstklassig. Erfolgreiche Durchflusstests der drei Industriegasbohrungen mit hoher Förderfähigkeit, die in der $\text{CO}_2$- und heliumreichen Duperow-Formation gebohrt wurden, bestätigten eine hochwertige Gaszusammensetzung.

Die kombinierte Spitzenproduktionsrate dieser drei Bohrlöcher erreichte einen beträchtlichen Wert 12,2 MMcf/Tag. Dies validiert die Qualität und den Umfang der Ressource, was für die Sicherung von Helium-Abnahmeverträgen von entscheidender Bedeutung ist.

Um den Wert des Reservoirs zu erhalten, bis die Verarbeitungsinfrastruktur online ist, wurden die Flüsse anschließend auf ca. begrenzt 8,0 MMcf/Tag und dann eingesperrt.

Nachfolgend wird die Premium-Zusammensetzung detailliert beschrieben, die deutlich über dem kommerziell nutzbaren Schwellenwert für Helium liegt (allgemein angenommen bei 0,3 %):

Fortschrittliche Bohrarbeiten und Reservoirmodellierung sind der Schlüssel zur Monetarisierung der Netto-Heliumressource von 1,28 BCF

Die technologische Ausgereiftheit erstreckt sich auch auf die stromaufwärts gelegene Seite, wo fortschrittliche Bohrarbeiten und Reservoirmodellierung für die Umwandlung von bedingten Ressourcen in nachgewiesene Reserven unerlässlich sind. Der Schwerpunkt des Unternehmens liegt auf der Duperow-Formation innerhalb der Kevin-Dome-Struktur, einer bekannten geologischen Struktur für ihre heliumreichen und von $\text{CO}_2$ dominierten Gassysteme.

Eine unabhängige Ressourcenbewertung durch Ryder Scott bestätigt die Größe des Vermögenswerts und bestätigt die Entwicklungsstrategie des Unternehmens. Dieser Bericht, basierend auf dem anfänglichen Zielentwicklungsbereich, bietet die Grundlage für die langfristige Monetarisierungsplanung.

Die bestätigten bedingten Ressourcen sind erheblich und bieten einen klaren Weg, ein bedeutender Industriegaslieferant mit Sitz in den USA zu werden:

• Netto-Heliumressourcen: 1,28 Milliarden Kubikfuß (BCF).
• Netto-$\text{CO}_2$ Ressourcen: 443,8 BCF.

Das monetarisieren 1,28 BCF Die Netto-Helium-Ressource erfordert ein präzises Bohr- und Reservoirmanagement, das U.S. Energy Corp. mit der Fertigstellung von drei Bohrlöchern mit hoher Lieferfähigkeit im Jahr 2025 umsetzt. Diese technische Umsetzung ist die größte kurzfristige Chance zur Erschließung von Shareholder Value.

U.S. Energy Corp. (USEG) – PESTLE-Analyse: Rechtliche Faktoren

Die neue Regierung beseitigt oder ändert zahlreiche Umwelt- und Klimavorschriften der Biden-Ära

Sie müssen ein trendbewusster Realist sein, wenn es um den Treibsand in Washington geht. Die neue Regierung verfolgt aktiv eine Deregulierungsagenda, die sowohl kurzfristigen Rückenwind als auch langfristige Unsicherheit für U.S. Energy Corp. (USEG) schafft. Im Februar 2025 veröffentlichte der Council on Environmental Quality (CEQ) ein Memorandum mit dem Ziel, die Genehmigungen gemäß dem National Environmental Policy Act (NEPA) zu beschleunigen. Kurz darauf folgte im April 2025 eine vorläufige endgültige Regelung, mit der die NEPA-Vorschriften des CEQ aufgehoben wurden, was ein klarer Schritt zur Rationalisierung des Prozesses für Energieprojekte ist.

Das größte rechtliche Risiko und die größte Chance liegt jedoch bei der Environmental Protection Agency (EPA). Im September 2025 schlug die EPA vor, das Greenhouse Gas Reporting Program (GHGRP) für die meisten Industriesektoren effektiv zu beenden, was einen massiven Deregulierungsschub darstellt. Dadurch könnte die Erdöl- und Erdgasindustrie jährlich schätzungsweise 256 Millionen US-Dollar an Compliance-Kosten einsparen, es entsteht aber auch ein direkter Konflikt mit der Monetarisierung von CO2-Gutschriften.

Das Kernproblem besteht darin, dass die bundesstaatliche Steuergutschrift gemäß Abschnitt 45Q für die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung „untrennbar“ mit den Überwachungs-, Berichts- und Verifizierungsanforderungen (MRV) des GHGRP verbunden ist. Wenn das GHGRP abgeschafft wird, ist der rechtliche Rahmen für die Inanspruchnahme dieser Gutschriften sofort gefährdet. Sie erleben ein klassisches politisches Schleudertrauma-Szenario. Regulatorische Unsicherheit ist der neue Compliance-Kosten.

USEG bemüht sich aktiv um Genehmigungen für Injektionsbohrungen der Klasse II zur Entsorgung von $\text{CO}_2$

U.S. Energy Corp. hat einen wichtigen Schritt unternommen, um das Risiko seiner CCUS-Strategie (Carbon Capture, Utilization, and Storage) in Montana zu verringern. Das Unternehmen schloss im April 2025 einen strategischen Landerwerb für 0,2 Millionen US-Dollar ab, der eine aktive Injektionsbohrung der Klasse II in der Kevin-Dome-Struktur beinhaltete. Diese Bohrung ist bereits von der EPA im Rahmen des Underground Injection Control Program (UIC) des Safe Drinking Water Act genehmigt, was ihre Fähigkeit beschleunigt, $\text{CO}_2$ aus der kommenden industriellen Gasverarbeitungsanlage zu binden.

Während diese erste Bohrung gesichert ist, erweitert das Unternehmen weiterhin seine genehmigte Infrastruktur. Das Management rechnet damit, im Juni 2025 weitere Injektionsgenehmigungen der Klasse II zu erhalten. Dies ist ein entscheidender kurzfristiger rechtlicher Meilenstein, da das Unternehmen plant, jährlich etwa 250.000 Tonnen $\text{CO}_2$ zu binden, sobald die Verarbeitungsanlage in Betrieb ist.

Die Einhaltung der EPA-Überwachung, Berichterstattung und Verifizierung (MRV) ist für die Monetarisierung von CO2-Gutschriften von entscheidender Bedeutung

Die Möglichkeit, die Steuergutschrift gemäß Abschnitt 45Q zu monetarisieren – die für die Wirtschaftlichkeit des Montana Industrial Gas-Projekts von entscheidender Bedeutung ist – hängt vollständig von einem erfolgreichen, von der EPA genehmigten Überwachungs-, Berichts- und Verifizierungsplan (MRV) ab. Das Unternehmen beabsichtigt, seinen MRV-Plan für das Klasse-II-Bohrloch im zweiten Quartal 2025 (Q2 2025) bei der EPA einzureichen, mit einem konkreteren Ziel für Juli 2025.

Um sich für die Steuergutschrift zu qualifizieren, muss dieser MRV-Plan die Anforderungen des Unterabschnitts RR des Greenhouse Gas Reporting Program (GHGRP) der EPA oder eines anerkannten alternativen Standards wie dem Standard der International Organization for Standardization (ISO) erfüllen. Die vorgeschlagene Abschaffung des GHGRP durch die EPA im September 2025 stellt hier einen massiven Gegenwind dar und erfordert eine äußerst komplexe Rechts- und Lobbystrategie, um sicherzustellen, dass die 45Q-Steuergutschrift für das Projekt weiterhin realisierbar bleibt. Wenn das MRV-Framework entfernt wird, ist das gesamte Finanzmodell für die CCUS-Plattform gefährdet.

Hier ist die kurze Rechnung zum Compliance-Zeitplan:

Das Unternehmen ist mit laufenden Rechts- und Compliance-Kosten im Zusammenhang mit seinen alten Öl- und Gasbetrieben konfrontiert

Während die U.S. Energy Corp. auf Industriegas und CCUS umsteigt, sind ihre bisherigen konventionellen Öl- und Gasbetriebe immer noch mit erheblichen rechtlichen und finanziellen Verbindlichkeiten verbunden. Das Unternehmen veräußert aktiv nicht zum Kerngeschäft gehörende Vermögenswerte, was der richtige strategische Schritt ist, um künftige Aufgabe- und Compliance-Kosten zu reduzieren. Im Jahr 2024 generierten diese Veräußerungen einen Nettoverkaufserlös von 13,5 Millionen US-Dollar.

Die Kosten für die Verwaltung des verbleibenden Portfolios werden jedoch im Jahresabschluss deutlich. Für das Gesamtjahr 2024 beliefen sich die Leasingbetriebskosten (LOE), die erhebliche Compliance-bezogene Kosten umfassen, auf 11,2 Millionen US-Dollar oder 26,83 US-Dollar pro Boe. Diese Kosten sind immer noch erheblich, und im zweiten Quartal 2025 stieg der LOE pro Barrel tatsächlich auf 32,14 US-Dollar pro BOE bei einem Gesamt-LOE von 1,6 Millionen US-Dollar, was darauf hindeutet, dass der Betrieb und die Einhaltung der Vorschriften für die verbleibenden Vermögenswerte höhere Kosten verursachen.

Der strategische Wandel des Unternehmens führte im Jahr 2024 auch zu einem Nettoverlust von 25,8 Millionen US-Dollar, der größtenteils auf eine Wertminderung von Öl- und Erdgasvorkommen in Höhe von 11,9 Millionen US-Dollar und einen Verlust von 5,0 Millionen US-Dollar aus dem Verkauf von Vermögenswerten zurückzuführen ist, bei dem es sich um die finanzielle Realisierung des Abbaus alter rechtlicher und ökologischer Verbindlichkeiten handelt.

Wichtige finanzielle Indikatoren für die alte Compliance-Belastung:

• Leasing-Betriebskosten 2024: 11,2 Millionen US-Dollar.
• Q2 2025 Leasing-Betriebskosten pro Barrel: 32,14 $ pro BOE.
• Allgemeine und Verwaltungsausgaben 2024: 6,9 Millionen US-Dollar.

Das Rechtsteam muss sich nun darauf konzentrieren, sich in der neuen deregulierenden Umgebung zurechtzufinden und gleichzeitig die finanziellen Engpässe des alten Geschäfts zu bewältigen.

U.S. Energy Corp. (USEG) – PESTLE-Analyse: Umweltfaktoren

Das Projekt Kevin Dome wird voraussichtlich etwa 240.000 Tonnen CO2 pro Jahr binden

Die U.S. Energy Corp. (USEG) unternimmt einen klaren Schritt in den Bereich des CO2-Managements und verändert ihre Umwelt profile Von einem traditionellen Öl- und Gasbetreiber zu einem Industriegasunternehmen mit integrierter Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung (CCUS). Das ist ein kluger Dreh- und Angelpunkt.

Kernstück dieser Strategie ist das Kevin-Dome-Projekt in Montana, das darauf abzielt, das aus dem heliumreichen Gasstrom abgetrennte Kohlendioxid ($\text{CO}_2$) dauerhaft zu binden. Das Unternehmen hat eine nachhaltige Gasinjektionsrate von erreicht 17,0 MMcf/Tag (Millionen Kubikfuß pro Tag) in zwei firmeneigenen Injektionsbrunnen ab Ende 2025. Diese Rate wird voraussichtlich etwa 2,5 Millionen Kubikfuß pro Tag dauerhaft binden 240.000 Tonnen $\text{CO}_2$ pro Jahr. Im Oktober 2025 reichten sie den wichtigen Überwachungs-, Berichts- und Verifizierungsplan (MRV) bei der Environmental Protection Agency (EPA) ein. Dies ist der notwendige Schritt, um sich für bundesstaatliche Kohlenstoffgutschriften zu qualifizieren, eine wichtige Einnahmequelle.

Hier ist die kurze Rechnung zur CCUS-Infrastrukturentwicklung 2025:

• Injektionskapazität: Anhaltende Rate von 17,0 MMcf/Tag $\text{CO}_2$.
• Jährliche Sequestrierung: Ungefähr 240.000 Tonnen $\text{CO}_2$/Jahr.
• Injektionsbrunnen: Zwei unternehmenseigene, aktive Injektionsbrunnen der Klasse II.

Die Strategie reduziert den ökologischen Fußabdruck durch die Produktion von kohlenwasserstofffreiem Helium und minimiert so die Methanemissionen

Der Fokus des Unternehmens auf die kohlenwasserstofffreie Industriegasproduktion verringert zwangsläufig seinen ökologischen Fußabdruck im Vergleich zu konventionellen Öl- und Gasbetrieben. Das aus dem Kevin Dome geförderte Gas ist einzigartig und enthält eine hohe Konzentration an $\text{CO}_2$ (ca 85%) und eine wertvolle Menge Helium (ca 0.5%), aber nur ein begrenzter Kohlenwasserstoffstrom. Der Großteil der Heliumproduktion in den USA ist an schwere Kohlenwasserstoffgasströme gebunden, was bedeutet, dass es sich um ein Nebenprodukt der Methan-schweren Erdgasförderung handelt. Das ist ein großer Unterschied.

Durch die Gewinnung von Helium aus dieser $\text{CO}_2$-reichen, nicht kohlenwasserstoffhaltigen Ressource umgeht U.S. Energy Corp. die erheblichen Methanemissionen (ein starkes Treibhausgas), die typischerweise mit der herkömmlichen Erdgasverarbeitung verbunden sind. Diese schonende Ressource entspricht der wachsenden Marktnachfrage nach nachhaltigen Industrielösungen, was definitiv einen langfristigen Wettbewerbsvorteil darstellt.

Eine Deregulierung kann die unmittelbaren Compliance-Kosten senken, erhöht jedoch das langfristige Risiko des Klimawandels

Das aktuelle bundespolitische Umfeld der USA, das im Jahr 2025 von einem starken Deregulierungsschub geprägt ist, zielt darauf ab, die Kosten für die Einhaltung von Umweltvorschriften im Energiesektor zu senken. Dies ist ein kurzfristiger finanzieller Vorteil für Unternehmen mit alten Kohlenwasserstoffressourcen, wie etwa den Öl- und Gasreserven der U.S. Energy Corp., die nachweislich einen PV-10-Wert für die entwickelte Produktion (PDP) von ca. hatten 20,5 Millionen US-Dollar ab dem 1. Oktober 2025. Die Rücknahme von Vorschriften, wie beispielsweise die vorgeschlagene Aufhebung des EPA-Gefährdungsbeschlusses von 2009, kann den Betrieb rationalisieren und die unmittelbaren Investitionsausgaben für die Kontrolle der Umweltverschmutzung senken.

Aber ehrlich gesagt erhöht diese Deregulierung das langfristige Risiko des Klimawandels. Während ein Unternehmen jetzt Geld spart, ist es künftigen globalen CO2-Grenzanpassungen, dem Druck von Investoren und bundesstaatlichen Vorschriften, die der Bundespolitik zuwiderlaufen, stärker ausgesetzt. Der geschätzte jährliche Nettogewinn, der durch diese regulatorischen Rückschritte im Energie- und Umweltsektor der USA gefährdet wird, ist enorm 153,3 Milliarden US-Dollar. Die CCUS-Strategie der U.S. Energy Corp. ist eine Absicherung dagegen und positioniert das Unternehmen trotz des Politikwechsels auf Bundesebene für eine kohlenstoffärmere Zukunft.

Durch den Klimawandel verursachte extreme Wetterereignisse wirken sich zunehmend auf die Energieinfrastruktur und die betriebliche Widerstandsfähigkeit aus

Der Klimawandel ist kein abstraktes Risiko mehr; Es ist eine betriebliche Realität für Energieunternehmen. Extreme Wetterereignisse werden immer häufiger und intensiver und bedrohen die Energieinfrastruktur unmittelbar. In der „Gefahrensaison“ 2025 kam es im Juni zu einer brutalen Hitzewelle im Mittleren Westen und Nordosten, die über 100.000 Menschen erfasste 70 Millionen Menschen, und das Jahr beinhaltete mehrere Hurrikane der Kategorie 5. Diese Ereignisse führen zu Stromausfällen, Unterbrechungen der Lieferkette und Sachschäden an Vermögenswerten.

Für die U.S. Energy Corp., deren wichtigste neue Vermögenswerte sich auf die Kevin-Dome-Struktur in Montana konzentrieren, bestehen folgende Risiken:

• Unterbrechung der Lieferkette: Extreme Wetterbedingungen anderswo in den USA können die Lieferung kritischer Komponenten für die neue Verarbeitungsanlage verzögern, deren Budget auf ca 15 Millionen Dollar Der Bau ist für Ende 2025 geplant.
• Operative Belastbarkeit: Während Montana weniger anfällig für Hurrikane ist, ist es zunehmenden Risiken durch Dürre, Waldbrände und extreme Kälteeinbrüche ausgesetzt, die den Feldbetrieb und die Transportlogistik beeinträchtigen können.

Der Privatsektor, darunter auch große US-Unternehmen, betrachtet Klimaengagement inzwischen als eine zentrale Strategie zur Widerstandsfähigkeit von Unternehmen und verweist auf die steigenden Risiken durch extreme Wetterbedingungen. Sie müssen die Kosten für die Absicherung Ihrer Infrastruktur gegen diese Ereignisse einkalkulieren, auch wenn die Bundesregierung das Risiko herunterspielt.