Il settore petrolifero di scisto statunitense tra il martello dell'aumento dei costi e l'incudine del rallentamento della produttività

Sebbene abbiano contribuito in larga parte alla crescita dell'offerta mondiale nell'ultimo decennio, i produttori statunitensi di petrolio di scisto rimangono soggetti all'influenza dell'OPEC+, e dell'Arabia Saudita in particolare. La decisione dell'alleanza di annullare rapidamente i precedenti tagli alla produzione ha immesso sul mercato in breve tempo oltre 2 milioni di barili aggiuntivi al giorno, causando un notevole accumulo di scorte globali e facendo crollare i prezzi del petrolio. La scena è familiare e ripetitiva: un'ampia eccedenza di offerta che richiede un anno o più per essere smaltita, e una volta che i trader sono convinti di poter ottenere qualsiasi barile extra in qualsiasi momento, i prezzi crollano.

Come sempre, ciò che scende alla fine risale. I produttori hanno ridotto l'attività, sia onshore che offshore, per preservare il capitale in preparazione della prossima ripresa. Ma i prezzi delle materie prime non sono l'unico fattore alla base del rallentamento dell'esplorazione e della produzione; anche i costi di approvvigionamento e la produttività influenzano le decisioni delle aziende sull'allocazione del capitale in nuove trivellazioni. Se la storia insegna qualcosa, il settore è ora al minimo in termini di prezzi del petrolio da queste prospettive. Ciò non significa che i prezzi non possano scendere ulteriormente – potrebbero – ma i fondamentali che determinano se la produzione crescerà o si contrarrà, ovvero i costi di approvvigionamento e la produttività dei pozzi, stanno orientando verso prezzi più elevati nel prossimo futuro.

Mentre entriamo nell'ultimo terzo del 2025, diversi fattori stanno influenzando la produzione di scisto. La produzione statunitense si è chiaramente stabilizzata e potrebbe aver iniziato a diminuire, secondo i dati dell'Energy Information Administration (EIA). All'8 agosto, la produzione totale statunitense si attestava a 13,327 milioni di barili al giorno, circa il 2% in meno rispetto al picco di 13,604 milioni di barili al giorno registrato il 13 dicembre 2024. Di questa cifra, oltre 9,6 milioni di barili al giorno provenivano dai cinque maggiori stati produttori – Texas, Nuovo Messico, Dakota del Nord, Oklahoma e Utah – dove lo scisto costituisce la quota maggiore.

Ciò che è innegabile è che la crescita giornaliera costante della produzione statunitense si è interrotta. Il dibattito sulle cause è ancora aperto. Tra le possibili cause figurano: prezzi più bassi dovuti all'eccesso di offerta, riduzione dell'attività di perforazione, esaurimento dei siti di Livello I, effetti di fusioni e acquisizioni nel settore dell'esplorazione e della produzione, o persino l'impatto dei dazi. Ognuno di questi fattori potrebbe contribuire alla volatilità del prezzo del greggio.

Il punto chiave, e la tesi centrale di questo articolo, è che i costi stanno aumentando per il principale contributore alla produzione petrolifera statunitense, lo scisto, mentre la produttività dei pozzi è in calo. Rob Conners di The Crude Chronicles ha pubblicato una ricerca che indica un punto di svolta in entrambi i fattori, che non si è ancora riflesso nelle previsioni sui prezzi del petrolio. Ha affermato:

Nel 2024, la produttività dei pozzi (misurata come produzione per pozzo) tra i maggiori produttori non-OPEC è cresciuta solo del 3%, uno dei tassi di crescita annui più lenti degli ultimi 14 anni, nonostante livelli di produzione record. La storia dimostra che quando la crescita della produttività dei pozzi rallenta, i produttori non-OPEC sono costretti a rivolgersi a giacimenti più costosi per mantenere la produzione, il che aumenta i costi di fornitura e spinge i prezzi al rialzo, soprattutto se la domanda rimane stabile o cresce.

In altre parole, l'aumento dei costi di sviluppo di queste riserve richiede prezzi più elevati per sostenere l'attività; altrimenti, la produzione non si materializzerà.

La tecnologia ha contribuito a un modesto incremento della produttività negli ultimi quattro anni, poiché le aziende hanno ripensato radicalmente le tecniche di perforazione orizzontale e fratturazione. Le lunghezze dei pozzi laterali superano ormai abitualmente i 3.000 metri nelle principali aree produttive, con pozzi di 3.600 metri che stanno diventando più comuni a causa dell'ondata di fusioni. Anche la perforazione di pozzi di 4.500 metri è diventata diffusa.

Clay Gaspar, CEO di Devon Energy, ha dichiarato agli investitori durante una conferenza:

"Quanti dollari stiamo spendendo per perforare lo stesso numero di pozzi o, forse ancora più importante, per la stessa lunghezza laterale? Con pozzi più lunghi e maggiore innovazione, stiamo ottenendo una maggiore efficienza del capitale. Se riusciamo a ottenere la produzione da un pozzo laterale di 4 miglia in una volta sola, è una grande vittoria."

Altre innovazioni includono l'aggiunta di più stadi di fratturazione per iniettare maggiori volumi di sabbia nel bacino, l'utilizzo dell'intelligenza artificiale per ottimizzare il pompaggio e il posizionamento di più sabbia più in profondità nelle formazioni rocciose per sbloccare zone più ampie e convertire rocce di qualità inferiore in rocce più produttive.

Ma le opinioni divergono sulla capacità della tecnologia di sostenere gli attuali livelli di produzione. Il CEO di Chevron, Mike Wirth, ha insistito sul fatto che il Bacino Permiano può mantenere una produzione su larga scala per gli anni a venire, mentre Travis Stice, ex CEO di Diamondback Energy, si è mostrato meno ottimista, affermando in una conference call con gli investitori: "La produzione ha raggiunto il picco e inizierà a calare in questo trimestre".

Qualunque sia la visione che si rivela corretta, la realtà è che la produzione statunitense è già diminuita di diverse centinaia di migliaia di barili al giorno quest'anno.

Per chi scrive, il divario tra i progetti attualmente pianificati e quanto necessario per evitare la "povertà energetica" nel prossimo futuro significa che il settore dello shale gas ha ancora prospettive promettenti. Nonostante l'attuale quadro nebuloso causato dall'eccesso di offerta, questa fase è temporanea: giorni migliori attendono le aziende energetiche.