Sectorul petrolului de șist din SUA, între ciocanul creșterii costurilor și nicovala încetinirii productivității

Deși au asigurat cea mai mare parte a creșterii ofertei mondiale în ultimul deceniu, producătorii americani de petrol de șist rămân supuși influenței OPEC+, și în special a Arabiei Saudite. Decizia alianței de a anula rapid reducerile anterioare de producție a injectat peste 2 milioane de barili suplimentari pe zi pe piață într-un timp scurt, provocând o acumulare majoră a stocurilor globale și ducând la prăbușirea prețurilor petrolului. Scena este familiară și repetitivă: un surplus mare de ofertă care durează un an sau mai mult pentru a fi compensat, iar odată ce traderii sunt convinși că pot obține orice baril suplimentar în orice moment, prețurile scad.

Ca întotdeauna, ceea ce scade, în cele din urmă, crește din nou. Producătorii și-au redus activitatea, atât la nivel local, cât și offshore, pentru a-și conserva capitalul în pregătirea următoarei creșteri. Însă prețurile mărfurilor nu sunt singurul factor din spatele încetinirii explorării și producției; costurile de aprovizionare și productivitatea influențează, de asemenea, deciziile companiilor privind alocarea de capital pentru noi foraje. Dacă istoria ne învață, industria se află acum la un nivel minim în ceea ce privește prețurile petrolului din aceste perspective. Aceasta nu înseamnă că prețurile nu pot scădea în continuare - s-ar putea să scadă - dar fundamentele care determină dacă producția crește sau se contractă, și anume costurile de aprovizionare și productivitatea sondelor, înclină spre prețuri mai mari în viitorul apropiat.

Pe măsură ce intrăm în ultima treime a anului 2025, mai mulți factori modelează producția de șist. Producția SUA s-a stabilizat în mod clar și este posibil să fi început să scadă, conform datelor Administrației pentru Informații Energetice (EIA). La 8 august, producția totală a SUA se ridica la 13,327 milioane de barili pe zi, cu aproximativ 2% sub vârful de 13,604 milioane de barili pe zi înregistrat pe 13 decembrie 2024. Din această cifră, peste 9,6 milioane de barili pe zi proveneau din cele mai mari cinci state producătoare - Texas, New Mexico, Dakota de Nord, Oklahoma și Utah - unde șisturile reprezintă cea mai mare pondere.

Ceea ce nu se poate nega este că creșterea zilnică constantă a producției americane s-a oprit. Dezbaterea continuă în ceea ce privește motivul. Printre motivele posibile se numără: prețuri mai mici din cauza supraofertei, activitatea redusă de foraj, epuizarea siturilor de Tier I, efectele fuziunilor și achizițiilor în sectorul de explorare și producție sau chiar impactul tarifelor. Fiecare dintre acești factori poate contribui la volatilitatea prețului țițeiului.

Punctul cheie și teza centrală a acestui articol este că, pentru cel mai mare contribuitor la producția de petrol a SUA - șisturile bituminoase - costurile cresc, în timp ce productivitatea sondelor scade. Rob Conners de la The Crude Chronicles a publicat un studiu care indică un punct de inflexiune în ambii factori, punct care nu a fost încă reflectat în previziunile prețului petrolului. El a spus:

„În 2024, productivitatea sondelor (măsurată ca producție per sondă) în rândul celor mai mari producători din afara OPEC a crescut cu doar 3% - una dintre cele mai lente rate anuale de creștere din ultimii 14 ani, în ciuda nivelurilor record de producție. Istoria arată că, atunci când creșterea productivității sondelor încetinește, producătorii din afara OPEC sunt forțați să se orienteze către zăcăminte cu costuri mai mari pentru a menține producția, ceea ce crește costurile de aprovizionare și împinge prețurile în sus, în special dacă cererea rămâne stabilă sau crește.”

Cu alte cuvinte, costul tot mai mare al dezvoltării acestor rezerve necesită prețuri mai mari pentru a susține activitatea; altfel, producția nu se va materializa.

Tehnologia a contribuit la o creștere modestă a productivității în ultimii patru ani, deoarece companiile au regândit radical tehnicile de foraj orizontal și fracturare. Lungimile laterale ale puțurilor depășesc acum în mod obișnuit 3.000 de metri în principalele zone de producție, puțurile de 3.600 de metri devenind mai frecvente datorită valului de fuziuni. Forarea puțurilor de 4.500 de metri a devenit, de asemenea, răspândită.

Clay Gaspar, CEO al Devon Energy, le-a spus investitorilor la o conferință:

„Câți dolari cheltuim pentru a fora același număr de puțuri sau, poate mai important, pentru aceeași lungime laterală? Cu puțuri mai lungi și mai multă inovație, obținem o eficiență a capitalului mai mare. Dacă putem obține producție dintr-o sondă laterală de 6,4 kilometri dintr-o dată, este un mare câștig.”

Alte inovații includ adăugarea mai multor etape de fracturare pentru a injecta volume mai mari de nisip în rezervor, utilizarea inteligenței artificiale pentru optimizarea pompării și plasarea unei cantități mai mari de nisip în formațiunile stâncoase pentru a debloca zone mai largi și a converti roca de calitate inferioară într-o productivitate mai mare.

Însă opiniile diferă cu privire la posibilitatea ca tehnologia să susțină nivelurile actuale de producție. CEO-ul Chevron, Mike Wirth, a insistat că bazinul Permian poate menține producția la scară largă în anii următori, în timp ce Travis Stice, fost CEO al Diamondback Energy, a fost mai puțin optimist, declarând într-o convorbire cu investitorii: „Producția a atins un vârf și va începe să scadă în acest trimestru”.

Indiferent care este punctul de vedere care se dovedește corect, realitatea este că producția SUA a scăzut deja cu câteva sute de mii de barili pe zi în acest an.

Pentru acest autor, decalajul dintre proiectele planificate în prezent și ceea ce este necesar pentru a evita „sărăcia energetică” în viitorul apropiat înseamnă că sectorul de șist are încă o perspectivă promițătoare. În ciuda imaginii tulburi de astăzi cauzate de supraofertă, această fază este temporară - companiile energetice urmează zile mai bune.