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ConocoPhillips, Chevron, Noble ed Eog: ecco i piani per il petrolio Usa

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La maggior parte degli operatori onshore statunitensi ripristinerà quasi tutti i volumi di petrolio, tagliati a causa della pandemia, entro la fine del terzo trimestre dell’anno

La maggior parte degli operatori onshore statunitensi ripristinerà quasi tutti i volumi petroliferi, tagliati a causa della pandemia, entro la fine del terzo trimestre, con solo una manciata di operatori che manterranno un certo livello di riduzione per il resto dell’anno, come mostra un’analisi di Rystad Energy sui rendiconti dei fatturati del secondo trimestre di 25 operatori petroliferi americani.

I NUMERI

Le riduzioni delle 25 società hanno raggiunto il picco a maggio con un netto di 772.500 barili al giorno (al lordo – comprese le royalties al governo – 965.600 b/g) tolti dal mercato. I tagli totali sono scesi a 680.300 barili netti a giugno. A luglio, solo circa 306.500 b/g di volumi netti (383.100 b/g lordi) sono rimasti nei terreni. Questo numero dovrebbe scendere a 74.300 b/g netti (92.900 b/g lordi) nel mese di agosto, con quasi tutta la produzione che dovrebbe essere riattivata entro settembre e solo una piccola quantità che rimarrà fuori produzione.

I TAGLI

I tagli monitorati nel gruppo campione sono stati attuati per lo più nei mesi di aprile e maggio, e sono stati interamente spinti da considerazioni economiche e tecniche, con gli operatori che hanno chiuso i pozzi a più basso margine riducendo il ritorno di flusso sugli altri. La ripresa dei prezzi del petrolio nella seconda metà di maggio e il rafforzamento delle prospettive di mercato hanno indotto molti produttori a rivalutare i loro piani di shut-in.

“Di conseguenza, il taglio totale effettivo di maggio per diversi operatori è stato inferiore a quello realizzato in precedenza e le riduzioni di giugno sono diminuite mese su mese. Quasi tutti gli operatori hanno dichiarato di non aver avuto problemi nel riportare i volumi in produzione come da programma, in quanto avevano già lavorato su questioni come il mantenimento della pressione del serbatoio e dell’integrità del pozzo prima ancora di iniziare a moderare la produzione o a chiudere i pozzi”, ha spiegato Rystad Energy.

EOG Resources ha evidenziato che la riattivazione ha portato alla produzione a regime prima che i pozzi tornassero ai profili standard, il che ha portato a prestazioni complessive migliori del previsto da questi pozzi. E tali istanze di produzione “si sono già riflesse nei dati di produzione dei pozzi di giugno”, ha proseguito la società di consulenza.

LA FORTE RIDUZIONE DEI PREZZI

“I 25 operatori hanno ridotto la produzione di 228.700 b/g netti in aprile e hanno ulteriormente aumentato tali riduzioni di 543.800 b/g in maggio. Ciò ha fatto seguito a un crollo senza precedenti dei prezzi del petrolio in territorio negativo il 20 aprile, e a un forte calo della domanda, con i governi di tutto il mondo che hanno imposto blocchi per fermare la diffusione della pandemia di Covid-19. Quando i prezzi hanno iniziato a migliorare a giugno, solo pochi hanno aumentato i tagli, con alcuni – tra cui ConocoPhillips, Chevron e Noble Energy – che si sono conformati al piano originario, mentre molti altri hanno iniziato a ripristinare i volumi”.

COSA STANNO FACENDO I MAGGIORI PRODUTTORI

“ConocoPhillips preferisce le riduzioni volontarie alla copertura come strumento per affrontare la volatilità dei prezzi, che le permette di mantenere una completa esposizione ad un mercato in ripresa. L’operatore prende decisioni sulle riduzioni mese per mese, ma finora prevede di riportare la piena produzione entro la fine del terzo trimestre 2020. I volumi ridotti di Chevron sono all’estremità inferiore con la produzione che dovrebbe essere ripristinata in agosto con il miglioramento del prezzo del petrolio. La maggior parte dei tagli della Noble Energy sono tornati in linea alla fine di luglio”, ha spiegato Rystad Energy.

IL TREND DI RIATTIVAZIONE DELL’OUTPUT

“Tutti gli altri operatori hanno cumulativamente ripristinato 182.430 b/g a giugno, che, visti i tagli più profondi delle tre società sopra citate, hanno portato a un guadagno netto di 92.180 b/g sulla produzione complessiva di giugno, cancellando così circa il 12% dei tagli effettuati a maggio. Il ritmo di riattivazione è accelerato da luglio. La nostra analisi mostra che ben 373.800 b/g di produzione netta, pari al 48% dei tagli effettuati a maggio, sono stati ripristinati a luglio, seguiti da un ulteriore volume netto di 232.200 b/g che dovrebbe tornare ad agosto. Solo pochi operatori intendono attendere fino a settembre per riattivare l’ultimo dei loro volumi ridotti”, ha spiegato la società di consulenza.

Uno di questi operatori, EOG Resources, ha scelto di mantenere circa 25.000 b/g di tagli fino a settembre, ma la società ha notato che “i volumi ridotti vengono ripristinati più velocemente del previsto. Quasi tutti i pozzi riattivati hanno mostrato un certo grado di produzione a regime, a causa di un accumulo di pressione sul fondo. Quell’impennata ha aiutato la EOG a guidare la produzione del secondo trimestre. Oltre a EOG e ConocoPhillips, anche Oasis e Matador si aspettano di mantenere circa il 15% di tagli della produzione fino a settembre”.

CHI NON STA PRODUCENDO (PER ORA)

Sebbene la stragrande maggioranza degli operatori statunitensi ha manifestato l’intenzione di riattivare completamente la produzione entro il terzo trimestre dell’anno alcuni operatori selezionati puntano a mantenere una percentuale di volumi offline per il momento. Tra questi, rileva Rystad Energy, c’è Pioneer Natural Resources, che ha tagliato 7.000 b/g di produzione nel secondo trimestre 2020 da pozzi con costi operativi più elevati, e intende mettere in funzione solo circa 1.000 b/g di petrolio. La società ha detto che alcuni volumi potrebbero non essere mai più prodotti, e molto dipenderà dalle prospettive di flusso di cassa di ciascun pozzo.

“Apache, avendo ridotto di 7.500 b/g la produzione a maggio, ha detto che riattiverà i pozzi sono quando i tempi saranno maturi ma prevede anche che circa 4.500 b/g possano non tornare più produzione nel 2020. Anche PDC Energy prevede di mantenere un piccolo volume fuori produzione oltre la fine del terzo trimestre – stimiamo circa 2.000 b/g sui 24.000 b/g tagliati a maggio”, ha spiegato la società di consulenza.