Amerykański sektor ropy łupkowej między młotem rosnących kosztów a kowadłem spadającej produktywności

Chociaż w ciągu ostatniej dekady amerykańscy producenci ropy łupkowej odpowiadali za większość światowego wzrostu podaży, pozostają oni pod wpływem OPEC+, a w szczególności Arabii Saudyjskiej. Decyzja sojuszu o szybkim wycofaniu wcześniejszych cięć wydobycia w krótkim czasie wtłoczyła na rynek ponad 2 miliony dodatkowych baryłek dziennie, powodując znaczny wzrost światowych zapasów i załamanie cen ropy. Scena jest znajoma i powtarzalna: duża nadwyżka podaży, której usunięcie zajmuje rok lub dłużej, a gdy inwestorzy są przekonani, że mogą pozyskać każdą dodatkową baryłkę w dowolnym momencie, ceny spadają.

Jak zawsze, to, co spada, w końcu znowu rośnie. Producenci ograniczyli działalność, zarówno na lądzie, jak i na morzu, aby zachować kapitał w ramach przygotowań do kolejnego ożywienia. Jednak ceny surowców nie są jedynym czynnikiem wpływającym na spowolnienie poszukiwań i wydobycia; koszty dostaw i wydajność również wpływają na decyzje firm dotyczące alokacji kapitału w nowe odwierty. Jeśli historia jest jakimkolwiek przewodnikiem, branża znajduje się obecnie na dnie pod względem cen ropy naftowej z tej perspektywy. Nie oznacza to, że ceny nie mogą spaść dalej – mogą – ale fundamentalne czynniki decydujące o wzroście lub spadku produkcji, a mianowicie koszty dostaw i wydajność odwiertu, przechylają się w kierunku wyższych cen w najbliższej przyszłości.

Wkraczając w ostatnią tercję 2025 roku, na wydobycie ropy łupkowej wpływa kilka czynników. Produkcja w USA wyraźnie się ustabilizowała i prawdopodobnie zaczęła spadać, zgodnie z danymi Agencji Informacji Energetycznej (EIA). Na dzień 8 sierpnia całkowita produkcja w USA wynosiła 13,327 mln baryłek dziennie, czyli około 2% poniżej szczytu z 13 grudnia 2024 roku, wynoszącego 13,604 mln baryłek dziennie. Z tej liczby ponad 9,6 mln baryłek dziennie pochodziło z pięciu stanów o największej produkcji – Teksasu, Nowego Meksyku, Dakoty Północnej, Oklahomy i Utah – gdzie łupki stanowią największy udział.

Nie da się zaprzeczyć, że stały dzienny wzrost produkcji ropy w USA ustał. Trwają dyskusje, dlaczego tak się dzieje. Możliwe przyczyny to: niższe ceny spowodowane nadpodażą, zmniejszona aktywność wiertnicza, wyczerpywanie się zasobów Tier I, skutki fuzji i przejęć w sektorze poszukiwań i wydobycia, a nawet wpływ ceł. Każdy z tych czynników może przyczyniać się do wahań cen ropy naftowej.

Kluczowym punktem i główną tezą tego artykułu jest to, że koszty rosną w przypadku największego źródła ropy naftowej w USA – gazu łupkowego – podczas gdy wydajność odwiertów spada. Rob Conners z „The Crude Chronicles” opublikował badania wskazujące na punkt zwrotny w obu czynnikach, który nie znalazł jeszcze odzwierciedlenia w prognozach cen ropy. Powiedział:

„W 2024 roku wydajność odwiertu (mierzona jako wydobycie na odwiert) wśród największych producentów spoza OPEC wzrosła zaledwie o 3% – to jeden z najniższych rocznych wskaźników wzrostu w ciągu ostatnich 14 lat, pomimo rekordowych poziomów wydobycia. Historia pokazuje, że gdy wzrost wydajności odwiertu spada, producenci spoza OPEC są zmuszeni do sięgania po droższe złoża, aby utrzymać wydobycie, co podnosi koszty dostaw i ceny, szczególnie jeśli popyt utrzymuje się na stabilnym poziomie lub rośnie”.

Innymi słowy, rosnące koszty eksploatacji tych rezerw wymagają wyższych cen w celu podtrzymania działalności; w przeciwnym razie produkcja nie będzie miała miejsca.

Technologia przyczyniła się do niewielkiego wzrostu wydajności w ciągu ostatnich czterech lat, ponieważ firmy radykalnie zrewidowały techniki wierceń poziomych i szczelinowania. Długość odwiertów poziomych (lateral holes) w głównych obszarach wydobywczych przekracza obecnie rutynowo 10 000 stóp (3000 m), a odwierty o długości 12 000 stóp (3600 m) stają się coraz powszechniejsze ze względu na falę fuzji. Wiercenie odwiertów o długości 15 000 stóp (4500 m) również stało się powszechne.

Clay Gaspar, dyrektor generalny Devon Energy, powiedział inwestorom na konferencji:

„Ile dolarów wydajemy na wywiercenie tej samej liczby odwiertów, a może, co ważniejsze, na tę samą długość odwiertu bocznego? Dzięki dłuższym odwiertom i większej liczbie innowacji osiągamy większą efektywność kapitałową. Jeśli uda nam się uzyskać wydobycie z 4-milowego odwiertu bocznego za jednym razem, to będzie to duży sukces”.

Inne innowacje obejmują dodanie większej liczby etapów szczelinowania w celu wtłoczenia większej objętości piasku do zbiornika, wykorzystanie sztucznej inteligencji do optymalizacji pompowania i umieszczanie większej ilości piasku głębiej w formacjach skalnych w celu odblokowania szerszych stref i przekształcenia skał niższej jakości w skały o wyższej wydajności.

Jednak opinie na temat tego, czy technologia jest w stanie utrzymać obecny poziom wydobycia, są podzielone. Prezes Chevron, Mike Wirth, zapewnił, że Basen Permski może utrzymać produkcję na dużą skalę przez wiele lat, podczas gdy Travis Stice, były prezes Diamondback Energy, był mniej optymistyczny, mówiąc podczas telekonferencji z inwestorami: „Wydobycie osiągnęło szczyt i zacznie spadać w tym kwartale”.

Niezależnie od tego, który pogląd okaże się słuszny, rzeczywistość jest taka, że produkcja w USA spadła w tym roku już o kilkaset tysięcy baryłek dziennie.

Zdaniem autora niniejszego tekstu, luka między obecnie planowanymi projektami a tym, co jest potrzebne, aby uniknąć „ubóstwa energetycznego” w najbliższej przyszłości, oznacza, że sektor łupkowy wciąż ma obiecujące perspektywy. Pomimo dzisiejszej niejasnej sytuacji spowodowanej nadpodażą, ta faza jest tymczasowa – firmy energetyczne czekają lepsze dni.