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Shale oil, nel 2021 un quarto di produzione in meno. Il report Rystad Energy

Shale

La maggior parte della crescita del tight oil statunitense, prevista verso la fine del 2021, è a rischio di essere compensata dal calo della produzione delle aziende che hanno presentato domanda di ristrutturazione negli ultimi due anni

Continuano ad accumularsi le richieste di fallimento, sulla base del Chapter 11, da parte delle aziende Exploration&Production statunitensi. Con loro anche la produzione di petrolio onshore da parte delle società che hanno presentato istanza di fallimento negli ultimi due anni è destinata a diminuire di circa il 25% entro la fine del 2021, ovvero di circa 200.000 barili al giorno rispetto agli attuali livelli di produzione, come dimostra un’analisi di Rystad Energy. La perdita mette a rischio la prevista crescita della produzione a livello nazionale per il 2021.

I FALLIMENTI PESANO SULLA PRODUZIONE

La produzione petrolifera operata da aziende recentemente finite sul Chapter 11 è pesata grandemente nelle regioni di Eagle Ford e Bakken, con quasi 400 mila b/g. Solo per fare un esempio, gli operatori del Permiano, che attualmente sono in fase di ristrutturazione, producono solo 80 mila b/g nel bacino.

PREVISTE ULTERIORI CALI ENTRO FINE 2021

In tutta l’industria onshore statunitense, circa 800 mila b/g di produzione sono gestiti da aziende E&P che hanno presentato istanza di tutela fallimentare nel 2019-2020. “Con una limitata attività di capex e di completamento, prevediamo che la produzione di questo gruppo diminuirà ulteriormente a 600.000 b/g entro la fine del 2021”, ha evidenziato Rystad Energy.

SUL GAS NESSUN CALO SIGNIFICATIVO DELLA PRODUZIONE ATTESO

Per quanto riguarda il gas, secondo la società di consulenza energetica, le aziende di E&P hanno prodotto circa 8,5 miliardi e mezzo di piedi cubici al giorno (Bcfd) di produzione lorda di gas nell’onshore statunitense. “Mentre alcuni di questi sono gas associati alla produzione di petrolio dai diversi bacini petroliferi, non ci aspettiamo un calo significativo della produzione nelle regioni di Appalachia e Haynesville, poiché gli operatori che hanno presentato domanda per il Chapter 11 stanno mantenendo livelli di attività adeguati”, ha evidenziato Rystad Energy.

LA MAGGIOR PARTE DELLA CRESCITA DEL TIGHT OIL USA DEL 2021 A RISCHIO COMPENSAZIONE CON IL CALO DELLA PRODUZIONE ASSOCIATA AI FALLIMENTI

“La nostra sintesi delle linee guida preliminari per il 2021, basata sui rapporti sugli utili del terzo trimestre delle società statunitensi, mostra che i produttori pubblici focalizzati sul tight oil che sono ancora attivi mirano a mantenere i livelli di attività il prossimo anno – ha sottolineato Rystad Energy -. Potremmo vedere una crescita sequenziale della produzione da qualche parte nella fascia 80.000-120.000 b/g tra gli ultimi tre mesi di quest’anno e il quarto trimestre del prossimo anno. Inoltre, anche le supermajor e le società private registreranno aumenti marginali della produzione”.

“Le domande per il Chapter 11 riguardano l’intero settore. La maggior parte della crescita del tight oil statunitense, prevista verso la fine del 2021, è a rischio di essere compensata dal calo della produzione delle aziende che hanno presentato domanda di ristrutturazione negli ultimi due anni, dato che la maggior parte di esse sono attualmente in fase di declino di base con una limitata attività di nuovi pozzi”, ha detto Artem Abramov, Head of Shale Research di Rystad Energy.

Il gruppo di operatori che ha presentato istanza di fallimento nel 2019 (molti hanno già completato la ristrutturazione) ha realizzato solo sette pozzi onshore statunitensi a partire dal secondo trimestre del 2020. La lenta ripresa post-ristrutturazione è in gran parte legata alla flessione del mercato, ma a prescindere dal contesto dei prezzi, “sosteniamo che il ‘gruppo del Chapter 11’ degli operatori difficilmente tornerà con significativi aumenti di capex prima della seconda metà del 2021”, ha precisato Rystad energy.

CHESAPEAKE ED EXTRACTION SUGLI SCUDI

Mentre le E&P che quest’anno hanno presentato istanza di fallimento hanno perforato 15-30 pozzi al mese da agosto, solo due operatori sono stati responsabili di quasi tutti i pozzi: Chesapeake ed Extraction. Se escludiamo Chesapeake e Extraction e ci concentriamo sui casi rimanenti, allora l’attuale tasso di perforazione è trascurabile rispetto ai 100-140 pozzi al mese che il gruppo stava realizzando nel 2017-2018.