Den amerikanska skifferoljesektorn mellan den stigande kostnadshammaren och den minskande produktivitetens städ

Även om den stod för merparten av världens utbudstillväxt under det senaste decenniet, är amerikanska skifferoljeproducenter fortfarande föremål för inflytande från OPEC+, och Saudiarabien i synnerhet. Alliansens beslut att snabbt avveckla tidigare produktionsnedskärningar injicerade mer än 2 miljoner ytterligare fat per dag på marknaden på kort tid, vilket orsakade en kraftig uppbyggnad av de globala lagren och drev oljepriserna till ett kollaps. Scenen är bekant och repetitiv: ett stort utbudsöverskott som tar ett år eller mer att lösa, och när handlarna väl är övertygade om att de kan få tag på vilket extra fat som helst när som helst, rasar priserna.

Som alltid stiger det som går ner så småningom igen. Producenter har minskat sin aktivitet, både på land och till havs, för att bevara kapital inför nästa uppgång. Men råvarupriser är inte den enda faktorn bakom avmattningen i prospektering och produktion; utbudskostnader och produktivitet formar också företagens beslut om att allokera kapital till ny borrning. Om historien kan vara någon vägledning befinner sig industrin nu på botten vad gäller oljepriser ur dessa perspektiv. Detta betyder inte att priserna inte kan falla ytterligare – de kan – men de grundläggande faktorer som avgör om produktionen ökar eller minskar, nämligen utbudskostnader och brunnsproduktivitet, lutar mot högre priser inom en snar framtid.

När vi nu går in i den sista tredjedelen av 2025 är det flera faktorer som formar skifferproduktionen. Den amerikanska produktionen har tydligt stabiliserats och kan ha börjat minska, enligt data från Energy Information Administration (EIA). Den 8 augusti låg den totala amerikanska produktionen på 13,327 miljoner fat per dag, cirka 2 % under toppen på 13,604 miljoner fat per dag som registrerades den 13 december 2024. Av den siffran kom mer än 9,6 miljoner fat per dag från de fem största producerande staterna – Texas, New Mexico, North Dakota, Oklahoma och Utah – där skiffer utgör den största andelen.

Det som inte kan förnekas är att den stadiga dagliga tillväxten i USA:s produktion har upphört. Debatten om varför fortsätter. Möjliga orsaker inkluderar: lägre priser på grund av överutbud, minskad borraktivitet, uttömning av Tier I-anläggningar, effekterna av fusioner och förvärv inom prospekterings- och produktionssektorn, eller till och med effekten av tullar. Var och en av dessa faktorer kan bidra till volatiliteten i råoljepriset.

Huvudpoängen, och den centrala tesen i den här artikeln, är att kostnaderna stiger för den största bidragsgivaren till USA:s oljeproduktion – skifferolja – medan brunnsproduktiviteten minskar. Rob Conners från The Crude Chronicles publicerade forskning som pekar på en brytpunkt i båda faktorerna som ännu inte har återspeglats i oljeprisprognoserna. Han sa:

”År 2024 ökade brunnsproduktiviteten (mätt som produktion per brunn) bland de största icke-OPEC-producenterna med endast 3 % – en av de långsammaste årliga tillväxttakterna under de senaste 14 åren, trots rekordhöga produktionsnivåer. Historien visar att när tillväxten i brunnsproduktiviteten saktar ner tvingas icke-OPEC-producenter att vända sig till dyrare fält för att upprätthålla produktionen, vilket höjer utbudskostnaderna och driver upp priserna, särskilt om efterfrågan förblir stabil eller växer.”

Med andra ord kräver de stigande kostnaderna för att utveckla dessa reserver högre priser för att upprätthålla aktiviteten; annars kommer produktionen inte att materialiseras.

Tekniken har bidragit till en blygsam produktivitetsökning under de senaste fyra åren, i takt med att företag radikalt omprövat sina horisontella borrnings- och spräckningstekniker. Laterala brunnslängder överstiger nu rutinmässigt 10 000 fot i större produktionsområden, och brunnar på 12 000 fot blir allt vanligare på grund av vågen av fusioner. Borrning av brunnar på 15 000 fot har också blivit utbrett.

Clay Gaspar, VD för Devon Energy, berättade för investerare på en konferens:

”Hur många dollar spenderar vi på att borra samma antal brunnar, eller kanske ännu viktigare, för samma laterala längd? Med längre brunnar och mer innovation uppnår vi större kapitaleffektivitet. Om vi kan få produktion från en 6,4 kilometer lång lateral brunn på en gång är det en stor vinst.”

Andra innovationer inkluderar fler spräckningssteg för att injicera större volymer sand i reservoaren, användning av artificiell intelligens för att optimera pumpning och placering av mer sand djupare ner i bergformationer för att frigöra bredare zoner och omvandla berg av lägre kvalitet till högre produktivitet.

Men åsikterna går isär om huruvida tekniken kan upprätthålla nuvarande produktionsnivåer. Chevrons VD Mike Wirth insisterade på att Permian Basin kan upprätthålla storskalig produktion under kommande år, medan Travis Stice, tidigare VD för Diamondback Energy, var mindre optimistisk och sa i ett investerarsamtal: "Produktionen har nått sin topp och kommer att börja minska under detta kvartal."

Oavsett vilken uppfattning som visar sig vara korrekt, är verkligheten att den amerikanska produktionen redan har fallit med flera hundra tusen fat per dag i år.

För denna skribent innebär gapet mellan planerade projekt och vad som behövs för att undvika ”energifattigdom” inom en snar framtid att skiffersektorn fortfarande har lovande utsikter. Trots dagens dystra bild orsakad av överutbud är denna fas tillfällig – bättre dagar väntar energiföretag.