US olie-servicesektor klar til kraftig vækst; Rystad ser 30-40 nye boreenheder

Da den globale energikrise fortsætter samtidig med vedvarende forstyrrelser i Hormuzstrædet, kan amerikanske skiferproducenter, som i øjeblikket udviser forsigtighed, snart øge aktiviteten for at hæve produktionen inden den uundgåelige stigning i servicepriserne, sagde Rystad Energy.

Amerikanske olieefterforsknings- og produceringsselskaber (E&P) har for nyligt vist de første offentlige tegn på øget aktivitet som reaktion på højere priser.

“Flere kan følge efter, især efterhånden som dissonansen mellem de fysiske og finansielle olie-markeder begynder at afspejle sig i terminskurven,” sagde Jai Singh, leder af Rystad Energys olie- og gasforskning for Nordamerika, i en analyse. 

Der er grund til forsigtighed, mens markedsdeltagere justerer deres strategier i lyset af potentialet for hurtige ændringer i oliepriserne efter den forsigtige genåbning af Hormuzstrædet.

Skiftende strategier

If momentum behind activity addition becomes clear, the ‘wait and see’ logic could turn quickly to one of ‘don’t miss the boat’ on service costs.

Indledningsvis fastholdt E&P-selskaber kapitaldisciplin og uændrede planer trods krigsdrevet prisvolatilitet.

Efterhånden som volumenforstyrrelserne i Hormuzstrædet voksede, indtog producenterne en 'vent og se'-tilgang og prioriterede afdækning og likviditetsopsparing frem for øget aktivitet. 

Skarp backwardation og lavere lagre af borede, men ufærdige brønde (DUC) mindsker incitamentet til at tilføje boreenheder og forhindrer øjeblikkelige produktionsspring for at udnytte $100 West Texas Intermediate-olie.

Da terminskurven ikke indregner den fulde effekt af forsyningsforstyrrelsen — hvilket antyder, at priserne vil forblive højere i længere tid — overvejer nogle producenter nu at øge antallet af aktive boreenheder.

Den midlertidige våbenhvileerklæring har skabt usikkerhed, hvilket har ført til øget forsigtighed og sandsynligvis udskydelse af yderligere meddelelser.

“Selv hvis krigen ender, og Hormuzstrædet gradvist genåbner, kan geopolitiske præmier, oplagringsbehov og et nyt transitsystem i strædet holde priserne højere i længere tid,” sagde Rystad Energy i analysen.

This will likely still create a supportive price environment for shale activity additions during this year.

Stigende servicepriser

Oliefeltservice-sektoren er klar til hurtig ekspansion, hvilket minder om den udbredte inflation og fokus på tilgængeligheden af super-spec boreenheder og E-Fleet-termforpligtelser, som man så i 2021. 

Nuværende markedsprissætning indikerer en forventet tilføjelse på cirka 30 til 40 boreenheder og mellem otte og 12 frac-flåder inden årets udgang.

Rystad Energy vurderer, at dette vil gå hånd i hånd med omkring 6% samlet inflation i bore- og færdiggørelsesomkostninger.  

“Vi forventer, at terminskurvens bagende vil stige i 2027 og 2028, efterhånden som mellemøstlige forsyningsforstyrrelser trækker ud,” sagde agenturet.

Hvis WTI-oliepriserne forbliver i intervallet $85 til $90 pr. tønde, forventes inflationen for de samme bore- og færdiggørelseskategorier at ligge mellem 18% og 20%, tilføjede agenturet. 

De største prisstigninger ventes for landbaserede boreenheder (18% til 20%), rørprodukter til olieindustrien (20%), frac-tjenester (18% til 25%) og brændstof (20% til 25%).

Ligesom i 2021 viser analysen, at anslået 82 til 110 boreenheder praktisk talt kan mobiliseres med varierende kapitalbehov.

Dagraterne vil stige, efterhånden som flere boreenheder tilføjes.

De første 15–25 boreenheder kræver næsten ingen kapital, mens de sidste 25 vil kræve millioner til opgraderinger, ifølge agenturet.

Break-even-priser og fordele

Rystad analyserede en typisk Permian-brønd for at estimere den generelle effekt af at udskyde handlingen frem for at gennemføre den straks.

En 10% stigning i brøndomkostningerne hæver brøndens break-even-pris med $3,57 pr. tønde, ifølge analysen.

Denne omkostningsstigning demonstreres også tydeligt ved at sammenligne de interne afkastgrader (IRR'er) for de to brønde.

Brønden med de lavere omkostninger giver en IRR på 104%, hvilket er 40 procentpoint højere end de 63% IRR for den dyrere brønd.

Selvom begge brønde stadig ville være kommercielt bæredygtige, især i lyset af de nuværende priser, kan det at udskyde genaktiveringen af en boreenhed hæmme en operatørs evne til at kapitalisere på højere oliepriser. 

“Tidlige aktører vil høste bedre marginer, når deres brønde går i produktion om et par måneder,” sagde Singh. 

We find that for an average Permian Basin well, a 10% higher drilling and completion cost for a new well correlates to a 7.5% higher breakeven price and 40% lower internal rate of return (IRR) over the well’s lifetime than the same well drilled prior to cost escalation.