Mặc dù đóng góp phần lớn vào sự tăng trưởng nguồn cung toàn cầu trong khoảng một thập kỷ qua, các nhà sản xuất dầu đá phiến Mỹ vẫn chịu ảnh hưởng từ những quyết định bất chợt của OPEC+, đặc biệt là Ả Rập Xê Út. Quyết định nhanh chóng nới lỏng các đợt cắt giảm sản lượng trước đó của nhóm đã khiến lượng dầu thô trên thị trường tăng hơn 2 triệu thùng/ngày chỉ trong một thời gian rất ngắn, dẫn đến tình trạng tồn kho toàn cầu tăng vọt, khiến giá dầu gần như hụt hơi. Chúng ta đã từng chứng kiến ​​kịch bản này trước đây và kết cục luôn là như vậy. Một "hồ" dầu lớn mất khoảng một năm để khai thác hết, và khi các nhà giao dịch nghĩ rằng họ có thể mua được thùng dầu đó bất cứ lúc nào họ muốn, giá dầu sẽ lao dốc.

Cái gì giảm rồi cũng sẽ tăng, và chúng ta đã chứng kiến ​​các nhà sản xuất cắt giảm hoạt động, cả trên đất liền lẫn ngoài khơi, để bảo toàn vốn cho việc xoay vòng. Giá cả không phải là động lực duy nhất khiến hoạt động thăm dò và khai thác (E&P) suy giảm.

Chi phí cung ứng và năng suất cũng đóng một vai trò trong quyết định phân bổ vốn đầu tư của công ty để tăng cường khoan. Nếu lịch sử là một chỉ dẫn, chúng ta đang ở trong giai đoạn chạm đáy của giá dầu từ hai khía cạnh này. Điều này không có nghĩa là giá không thể giảm thêm nữa; tất nhiên là có thể. Tuy nhiên, theo ước tính của chúng tôi, các yếu tố cơ bản thúc đẩy tăng trưởng hoặc suy giảm sản lượng - chi phí cung ứng và năng suất giếng - đang hình thành, có khả năng đẩy giá dầu lên cao hơn trong tương lai gần.

Có rất nhiều yếu tố ảnh hưởng đến sản lượng dầu đá phiến khi chúng ta đang hướng tới giai đoạn cuối của năm 2025. Không thể phủ nhận rằng chúng ta đã chứng kiến ​​sự ổn định và có thể là sự sụt giảm sản lượng dầu như đã ghi nhận trong Báo cáo Sản lượng Dầu Thô Hàng tuần được EIA công bố. Tính đến thời điểm dữ liệu gần nhất vào ngày 8 tháng 8, tổng sản lượng của Hoa Kỳ là 13.327 BOPD. Đây là mức giảm 2% so với mức đỉnh được báo cáo vào ngày 13 tháng 12 năm 2024, là 13.604 BOPD. Biểu đồ EIA dưới đây lấy tất cả các nguồn tính đến, nhưng với hơn 9,6 triệu thùng dầu thô (BOPD) từ năm tiểu bang sản xuất dầu lớn nhất - Texas, New Mexico, Bắc Dakota, Oklahoma và Utah, dầu đá phiến là chiếm phần lớn nhất, như đã lưu ý trong báo cáo EIA-914 của tháng trước (có dữ liệu đến tháng 5).

Cần lưu ý rằng đây là hai báo cáo EIA riêng biệt, và có thể có một chút khác biệt giữa chúng.

Điều không thể phủ nhận là sự tăng trưởng không ngừng nghỉ trong sản lượng dầu hàng ngày của Hoa Kỳ đã kết thúc. Lý do "tại sao" vẫn còn là chủ đề thảo luận. Có thể là vì giá dầu thấp do dư cung, hoạt động khai thác dầu mỏ thu hẹp, sự suy giảm của các địa điểm khoan Tier I, tiến bộ công nghệ, hoạt động M&A trong lĩnh vực thăm dò và khai thác (E&P), hoặc những biến động về thuế quan. Tất cả đều có thể đóng một vai trò trong sự biến động giá dầu thô.

Một điều không được thảo luận nhiều và cũng là luận điểm của bài viết này, rất đơn giản, chi phí đang tăng đối với nguồn đóng góp lớn nhất vào sản lượng dầu đá phiến của Hoa Kỳ, và năng suất giếng đang giảm. Rob Connors của The Crude Chronicles đã công bố nghiên cứu, như được thể hiện trong biểu đồ bên dưới, cho thấy sự biến động từ hai nguồn này đã xảy ra và vẫn chưa được thể hiện trong triển vọng giá dầu thô. Connors bình luận trong bài viết này:

“Năm 2024, năng suất giếng (sản lượng dầu quy đổi trên mỗi giếng khai thác) của các nhà sản xuất lớn nhất ngoài OPEC được niêm yết công khai chỉ tăng 3% - đánh dấu một trong những tốc độ tăng trưởng hàng năm chậm nhất trong 14 năm qua, mặc dù sản lượng đạt kỷ lục.

Lịch sử đã chứng minh rằng khi tăng trưởng năng suất giếng bắt đầu chậm lại, các nhà sản xuất ngoài OPEC buộc phải dịch chuyển lên đường cong chi phí – khai thác các vỉa chứa có chi phí cao hơn để duy trì sản lượng. Sự thay đổi trong kinh tế cung cận biên đó gây áp lực tăng giá, đặc biệt là khi nhu cầu vẫn ổn định hoặc tăng.”

Nói một cách đơn giản, chi phí tăng để khai thác các trữ lượng này đòi hỏi giá cả phải hỗ trợ hoạt động này, nếu không điều đó sẽ không xảy ra.

Chi phí

Công nghệ đã dẫn đến sự gia tăng nhẹ về năng suất trong bốn năm qua khi các công ty xem xét lại cách tiếp cận của họ đối với hoạt động khoan ngang và hoàn thiện giếng. Các đoạn khoan ngang hiện nay thường có chiều dài hơn 10.000 feet (khoảng 3.000 mét) tại các vị trí quan trọng, và một hệ quả của cơn sốt M&A thượng nguồn trong vài năm qua là các đoạn khoan ngang 12.000 feet (khoảng 3.000 mét) chiếm tỷ lệ ngày càng tăng trong tổng số giếng được khoan. Các đoạn khoan ngang 15.000 feet (khoảng 3.600 mét) cũng đang được thực hiện khá thường xuyên. Clay Gaspar, Giám đốc điều hành của Devon Energy (NYSE:DVN), đã phát biểu tại một hội nghị nhà đầu tư về tác động của các đoạn khoan ngang dài hơn: “Chúng ta đang đầu tư bao nhiêu đô la để khoan cùng một số lượng giếng, hoặc thậm chí quan trọng hơn, cùng số feet ngang? Và khi chúng ta khoan các đoạn ngang dài hơn và có rất nhiều cải tiến trong lĩnh vực đó, điều đó sẽ dẫn đến lợi nhuận ròng, nếu chúng ta có thể khai thác 4 dặm (khoảng 6 km) sản lượng chỉ trong một lần, thì đó sẽ là hiệu quả về mặt vốn cao hơn. Vậy nên, đó là một điều tuyệt vời.”

Những cải tiến khác bao gồm tăng số lượng các giai đoạn trong quá trình fracking để đưa thêm cát vào vỉa chứa, phân tích AI để cải thiện hoạt động bơm, đưa thêm cát vào sâu hơn trong vỉa chứa - tiếp xúc với nhiều đá hơn và về cơ bản là biến đá chất lượng thấp thành đá chất lượng cao hơn.

Có nhiều ý kiến ​​khác nhau về việc công nghệ có thể mở rộng đến mức nào để duy trì sản lượng dầu ở mức hiện tại. Giám đốc điều hành của Chevron (NYSE:CVX), Mike Wirth, đã lưu ý rằng mỏ đá phiến chính của công ty, lưu vực Permian, có thể được duy trì ở quy mô lớn trong nhiều năm tới. Những người khác thì kém tự tin hơn. Cựu giám đốc điều hành của Diamondback Energy (NYSE:FANG), Travis Stice, đã nhận xét trong một cuộc gọi với nhà đầu tư rằng, "sản lượng đã đạt đỉnh và sẽ bắt đầu giảm trong quý này". Chắc chắn chúng tôi không có thẩm quyền để nói rằng ai trong số những ông lớn năng lượng này là đúng, nhưng như chúng tôi đã lưu ý ở trên, sản lượng của Hoa Kỳ đã giảm vài trăm nghìn thùng mỗi ngày trong năm nay.

Kết luận

ExxonMobil (XOM) công bố triển vọng năng lượng tích cực hàng năm. Dưới đây là một biểu đồ minh họa rõ nét từ báo cáo hiện tại của họ, cho thấy mức đầu tư cần thiết để duy trì sản lượng toàn cầu ở mức hiện tại cho đến năm 2050.

Nếu bạn thấy khoảng cách giữa các dự án hiện tại đang được lên kế hoạch và những gì cần thiết để tránh tình trạng thiếu hụt năng lượng, không còn xa nữa, thì bạn nên lạc quan hơn về lĩnh vực năng lượng thượng nguồn. Ngành này sẽ có một tương lai tươi sáng, bất kể những ồn ào hiện tại trên thị trường có che khuất thực tế đến đâu. Tình trạng dư thừa hiện tại chỉ là một giai đoạn tạm thời, và tương lai tốt đẹp hơn đang chờ đón các công ty này.

Nguồn tin: xangdau.net