Il boom dello shale americano, che ha reso gli Stati Uniti il primo produttore mondiale di petrolio e gas, sta perdendo slancio, osserva il Financial Times in un nuovo report che evidenzia l’incipiente crisi di un modello che ha fatto premio per quattro lustri.
Nel Permiano, le riserve migliori si stanno esaurendo e la produzione è destinata a un plateau o a un declino nei prossimi anni.
Per questo, le grandi compagnie e gli imprenditori del settore stanno portando la loro esperienza all’estero, puntando su nuovi bacini promettenti in Australia, Medio Oriente e America Latina, nonostante costi più alti e ostacoli operativi e politici.
Lo shale Usa sul viale del tramonto
La rivoluzione dello shale è esplosa a metà degli anni 2000 grazie al fracking idraulico e alla perforazione orizzontale, tecnologie che hanno sbloccato riserve enormi nelle rocce sedimentarie.
Grazie a questo gli Stati Uniti hanno superato Arabia Saudita e Russia, diventando il primo produttore mondiale di idrocarburi, hanno creato centinaia di migliaia di posti di lavoro e hanno garantito una maggiore indipendenza energetica, rompendo la dipendenza dall’Opec.
Ma la fase di crescita rapida sembra finita. L’EIA prevede una produzione stabile a 13,6 milioni di barili al giorno nel 2026, seguita da un calo a 13,2 milioni nel 2027.
I prezzi bassi del greggio spingono i produttori a tagliare costi e a rallentare le trivellazioni. “Abbiamo perforato le migliori zone e le aree produttive si stanno riducendo”, spiega Bryan Sheffield, fondatore del fondo di private equity Formentera Partners. Analisti come Ruaraidh Montgomery di Welligence parlano di un declino graduale già in vista.
La corsa all’estero
Di fronte a questo rallentamento, le compagnie americane stanno guardando oltreoceano per replicare il modello che ha funzionato in patria.
Sheffield prevede che nei prossimi tre-cinque anni gli Stati Uniti dovranno esportare la propria expertise per sviluppare nuovi bacini. Formentera sta già esplorando opportunità in Venezuela, dopo la rimozione di Nicolás Maduro.
Altre realtà seguono la stessa strada: EOG Resources ha siglato accordi con le compagnie nazionali di Emirati Arabi Uniti e Bahrain; Harold Hamm, fondatore di Continental Resources, ha stretto partnership in Turchia e ha acquisito terreni in Vaca Muerta, in Argentina, dove prevede di investire 200 milioni di dollari all’anno.
Doug Lawler, CEO di Continental, conferma: la qualità delle risorse non convenzionali negli Usa sta degradando e questo spinge a cercare altrove.
Nuove opportunità in Medio Oriente
Nel Golfo Persico le opportunità appaiono particolarmente interessant, rimarca il quotidiano della City.
EOG porta le sue competenze direttamente negli UAE e in Bahrain. Adnoc, l’operatore emiratino, sta assorbendo know-how americano: ha importato piattaforme da Cina e Stati Uniti, sperimenta perforazioni parallele e fracking simultaneo, e osserva con attenzione l’efficienza delle squadre Usa, che lavorano 24 ore su 24. Tuttavia, vi sono ancora alcuni colli di bottiglia: ad esempio, manca ancora l’adozione di flotte elettriche o di tecniche aggressive ad alta pressione.
Un manager coinvolto nei progetti sottolinea la necessità di cambiare approccio: “Dobbiamo prenderci il tempo per un modo diverso di fare business”.
Un esperto del settore avverte che replicare il modello americano richiederà curve di apprendimento lunghe e costi aggiuntivi inevitabili.
L’Australia come nuova frontiera
In Australia, Tamboran sta accelerando con l’aiuto di specialisti americani: spiccano per solerzia Liberty Energy e H&P, impegnate a migliorare l’efficienza, e Baker Hughes come partner finanziario.
Sheffield è convinto che, una volta avviata la vendita di gas dal bacino del Beetaloo, molte altre compagnie statunitensi – indipendenti e major – si uniranno al progetto. “Applicheremo la stessa ricetta dello shale americano, con perforazioni orizzontali e tecniche collaudate”, assicura.
Il bacino Beetaloo, per geologia e dimensioni, ricorda da vicino il Permian e potrebbe diventare il prossimo grande polo di attrazione.
Vaca Muerta e i suoi rischi
Chevron è presente in Vaca Muerta in Argentina dal 2013. In dieci anni la produzione è passata da zero a 550.000 barili al giorno.
Bruce Niemeyer, responsabile delle operazioni shale di Chevron, paragona il giacimento al Delaware Basin: “Grande, continuo, con una geologia eccezionale”. I costi però sono superiori del 35% rispetto al Permian e la produzione attuale è intorno ai 51.000 barili/giorno. Con le condizioni giuste, Chevron punta a triplicare la produzione entro il 2035.
La geologia attrae, ma il contesto politico pesa: l’esproprio del 51% di YPF nel 2012 ha lasciato cicatrici. L’arrivo del presidente pro-business Javier Milei nel 2023 ha rassicurato gli investitori, anche se molti chiedono ancora termini fiscali più favorevoli e la fine dei controlli sui capitali.
