Dlaczego amerykańskie łupki nie zwiększą szybko wydobycia przy WTI blisko $100/bbl

„Superprzyspieszony” spadek liczby wierconych, lecz nieukończonych odwiertów mógłby szybko zwiększyć produkcję ropy w USA — nowa analiza Rystad Energy sugeruje, że sam basen Permian mógłby natychmiast zwiększyć wydajność o 183,000 barrels per day (bpd), wraz z dodatkowymi 56,000 bpd z innych regionów.

Realizacja tego scenariusza prawdopodobnie przekroczyłaby teoretyczne ograniczenia, ponieważ wymagałaby od Permian wykorzystania całej obecnie dostępnej, bezczynnej zdolności floty szczelinującej (frac fleet), podała norweska firma zajmująca się analizami energetycznymi Rystad Energy.

Pomimo zaostrzenia walk między USA a Iranem, co wywindowało ceny ropy, amerykańscy producenci łupków nadal niechętnie zwiększają produkcję.

„Nawet gdy benchmark WTI w USA znajduje się powyżej $90 per barrel, producenci z sektora łupków nie są gotowi szybko zwiększać wydobycia z dwóch głównych powodów – strategicznej ostrożności oraz braku DUC-ów, które można by szybko uruchomić,” powiedział Matthew Bernstein, VP North America oil & gas w Rystad Energy, w analizie. 

„Producenci obecnie wykorzystują okazję, aby zabezpieczyć wyższe przychody poprzez hedging. Jeśli wysokie ceny nie utrzymają się przez miesiące, spółki E&P z sektora łupków raczej nie zmienią swoich planów, które zakładały trudny poziom WTI w wysokości $55-60.”

Dyscyplina kapitałowa i redukcja DUC w 2025 r.

Producenci łupków w USA zachowują dyscyplinę kapitałową ze względu na ostrożne spojrzenie na krótkoterminowe ruchy cen, napędzane ostrą backwardacją krzywej WTI, co sugeruje, że obecny skok cen będzie tymczasowy. 

Dodatkowo dostępność wierconych, lecz nieukończonych odwiertów (Drilled but Uncompleted wells) jest ograniczona. Sytuacja ta wynika z niskich cen prognozowanych na 2025 r., które skłoniły producentów do priorytetyzowania utrzymania wydobycia i zwrotów dla akcjonariuszy nad wydatkami inwestycyjnymi (capex), wskazuje analiza Rystad.

„W efekcie firmy spalały nadmiar zapasów DUC i alokowały gotówkę do bilansów,” podał Rystad. 

„Nawet jeśli producenci będą chętni do wzrostu, ich zdolność do szybkiego zwiększenia wydobycia jest ograniczona przez ubiegłoroczną redukcję DUC.” 

Gdyby nadmiar wierconych, lecz nieukończonych odwiertów w amerykańskim sektorze łupków został szybko wykorzystany, taki ruch mógłby w ciągu kilku miesięcy zwiększyć podaż o dodatkowe 111,000 barrels per day z samych tych odwiertów, wykazała analiza.

Szybkie wykorzystanie zapasów jest mało prawdopodobne, ponieważ wymagałoby skoordynowanego działania wielu operatorów. 

Chociaż niektórzy operatorzy — prawdopodobnie prywatne spółki E&P — zapewne skorzystają na zwyżce cen, uruchamiając DUC-y, wiele spółek publicznych i supermajorów raczej będzie ostrożnych, aby nie osłabić swojej zdolności produkcyjnej, podała agencja.

Scenariusze przyszłej produkcji

Uwzględniając konflikt na Bliskim Wschodzie, potencjalne sposoby reakcji amerykańskiej produkcji przedstawiają się następująco:

W scenariuszu, w którym operatorzy reagują na utrzymujące się wysokie ceny znaczącym wzrostem liczby wiertni w ciągu najbliższych pięciu miesięcy (łącznie dodanych 46 wiertni w naftowych obszarach Lower 48), produkcja wzrosłaby o 196,000 bpd z poziomów na koniec 2025 r. do poziomów na koniec 2026 r., wynika z analizy. 

To o 280,000 bpd więcej w grudniu 2026 r. niż w przedwojennym scenariuszu bazowym Rystad.

Scenariusz „maksymalny” zakłada znaczące zwiększenie produkcji w całych Lower 48. Pokazuje to teoretyczny krótko­terminowy potencjał wzrostu, lecz obecnie uznawany jest za wysoce mało prawdopodobny.

„Spodziewamy się, że operatorzy zastosują podobną strategię wobec dodawania wiertni,” dodała agencja. 

Zdyscyplinowane odbudowywanie gotówki

Producenci obecnie wybierają zdyscyplinowaną strategię zamiast natychmiastowego dodawania nowych wiertni lub szybkiego uruchamiania wierconych, lecz nieukończonych odwiertów. 

Ich pierwszym krokiem jest zwiększenie zabezpieczeń hedgingowych na drugi kwartał 2026 r. aż do 2027 r., szczególnie jeśli przewidują spadek cen, a wstępne raporty wskazują na aktywne zabezpieczanie pozycji przez operatorów. 

Spółki E&P ustrukturyzowały swoje księgi hedgingowe na 2026 r., aby zapewnić ochronę przed spadkami cen. 

Ponieważ grupa porównawcza zabezpieczyła jedynie około jednej trzeciej swojej produkcji przy niskich poziomach tzw. floor i ceiling, wielu może po prostu zdecydować się skorzystać z bieżących cen spot. 

Prywatne spółki E&P, które planowały budżety przy cenach bliskich ich progu rentowności, mogą być pierwsze, które dodadzą dodatkową wiertnię lub ekipę szczelinującą (frac crew). 

Wynika to z faktu, że będą mogły wykorzystać prognozowane ceny w drugiej połowie 2026 r., które nawet przy istotnym spadku z przedziału $90-$100 nadal byłyby wyższe od pierwotnych założeń budżetowych.

W momencie pisania West Texas Intermediate był na poziomie $95.32 per barrel, niżej o 0.2% względem poprzedniego zamknięcia. 

W porównaniu z końcem 2024 r. czyste spółki łupkowe odnotowały spadek środków pieniężnych na bilansach o ponad $4 billion do końca 2025 r. Redukcja ta wynikała z wykorzystania rezerw gotówkowych przez spółki E&P do utrzymania wypłat dla inwestorów. 

„Mając to na uwadze, producenci nie będą się spieszyć z dodatkowymi wydatkami capex w reakcji na wyższe ceny; prawdopodobnie wykorzystają obecny okres do odbudowy gotówki w bilansach przy ropie po $100, oczekując na dogodny moment do działania,” stwierdził Rystad.