US oljeservicesektor klar for rask vekst – Rystad ser 30–40 nye rigger

Etter hvert som den globale energikrisen fortsetter samtidig som forstyrrelsene i Hormuzstredet vedvarer, kan USAs skifereprodusenter, som nå viser varsomhet, snart akselerere aktiviteten for å øke produksjonen før en uunngåelig økning i tjenesteprisene, sa Rystad Energy.

US oljeletings- og produksjonsselskaper (E&P) har nylig vist de første offentlige tegnene på økt aktivitet som respons på høyere priser.

«Det kan komme flere, særlig ettersom misforholdet mellom fysiske og finansielle oljemarkeder begynner å gi utslag i terminkurven,» sa Jai Singh, leder for olje- og gassforskning i Nord-Amerika hos Rystad Energy, i en analyse.

Forsiktighet er påkrevd mens markedsaktører tilpasser strategiene sine, gitt potensialet for raske oljeprisendringer etter en foreløpig gjenåpning av Hormuzstredet.

Skiftende strategier

Hvis momentumet bak økt aktivitet blir tydelig, kan logikken ‘vente og se’ raskt snu til en ‘ikke gå glipp av sjansen’-innstilling overfor tjenestekostnader.

Innledningsvis opprettholdt E&P-selskapene kapitaldisiplin og uendrede planer til tross for krigsdrevet prisvolatilitet.

Etter hvert som volumforstyrrelsene i Hormuzstredet økte, innførte produsentene en «vente og se»-tilnærming, med prioritet til sikring og kontantinnhøsting framfor økt aktivitet.

Bratt backwardation og lavere beholdninger av borede, men ikke ferdigstilte brønner (DUC) demotiverer for å sette inn flere rigger og hindrer umiddelbare produksjonstopper for å utnytte $100 West Texas Intermediate-råolje.

Ettersom terminkurven ikke fanger opp hele effekten av forsyningsforstyrrelsen — noe som antyder at prisene vil forbli høye over en lengre periode — vurderer noen produsenter nå å øke antallet aktive rigger.

Kunngjøringen om en midlertidig våpenhvile har skapt usikkerhet, noe som har økt forsiktigheten og trolig satt andre kunngjøringer på vent.

«Selv om krigen tar slutt og Hormuzstredet gradvis gjenåpnes, kan geopolitiske premier, etterspørsel etter lagring og et nytt transittregime i stredet holde prisene høyere lengre,» sa Rystad Energy i analysen.

Dette vil sannsynligvis likevel skape et prisstøttende miljø for økt skiferaktivitet i løpet av året.

Opptrapping i tjenestepriser

Oljeservicesektoren står foran rask ekspansjon, som minner om den omfattende inflasjonen og fokuset på tilgjengeligheten av super-spesifikasjons­rigger og E-Fleet-termforpliktelser som ble observert i 2021.

Dagens markedsprising indikerer en forventet tilvekst på omtrent 30 til 40 rigger og mellom åtte og 12 frac-flåter før årets slutt.

Rystad Energy mener dette vil gå hånd i hånd med omtrent 6 % samlede kostnadsøkninger for boring og fullføring.

«Vi forventer at prisene lenger ute på terminkurven for 2027 og 2028 vil stige etter hvert som forsyningsforstyrrelsene i Midtøsten vedvarer,» sa byrået.

Hvis WTI-råoljeprisene forblir i området $85 til $90 per fat, anslår byrået at inflasjonen for de samme boring- og fullføringskategoriene vil være mellom 18 % og 20 %.

De største prisøkningene ventes for landrigger (18–20 %), rørvarer til oljeindustrien (20 %), frac-tjenester (18–25 %) og drivstoff (20–25 %).

Som i 2021 viser analysen at anslagsvis 82 til 110 rigger er praktisk deployerbare, med varierende kapitalbehov.

Dagrater vil øke etter hvert som flere rigger legges til.

De første 15–25 riggene krever nesten ingen kapital, mens de siste 25 vil trenge millioner til oppgraderinger, ifølge byrået.

Break-even-priser og fordeler

Rystad analyserte en typisk brønn i Permian-bassenget for å estimere den generelle effekten av å utsette tiltaket framfor å gjennomføre det umiddelbart.

En 10 % økning i brønnkostnadene øker brønnens break-even-pris med $3,57 per fat, ifølge analysen.

Denne kostnadsøkningen illustreres også tydelig ved å sammenligne internrentene (IRR) for de to brønnene.

Brønnen med lavere kostnader har en internrente (IRR) på 104 %, som er 40 prosentpoeng høyere enn 63 % IRR for den dyrere brønnen.

Selv om begge brønnene fortsatt ville være kommersielt levedyktige, særlig gitt dagens prisnivå, kan det å utsette reaktivering av en rigg hindre en operatørs evne til å kapitalisere på høyere oljepriser.

«Tidlige aktører vil høste bedre marginer når brønnene deres kommer i produksjon noen måneder senere,» sa Singh.

Vi finner at for en gjennomsnittlig brønn i Permian-bassenget korrelerer en 10 % høyere bore- og fullføringskostnad for en ny brønn med en 7,5 % høyere break-even-pris og 40 % lavere internrente (IRR) over brønnens levetid sammenlignet med den samme brønnen boret før kostnadsøkningen.