لماذا يعود النفط الصخري الأميركي بعد سنوات الانهيار؟

في أعقاب إعلان وزارة الطاقة الأميركية في 12 أكتوبر (تشرين الأول) أن إنتاج النفط الخام الأميركي قد وصل إلى مستوى غير مسبوق يفوق 13.2 مليون برميل يوميًا، مما يصحح بالكامل خسائر عصر كوفيد التي تزيد عن 3 ملايين برميل يوميًا.

جاءت هذه الأخبار بعد يوم واحد من صفقة اندماج بقيمة 60 مليار دولار بين ExxonMobil ومنتج النفط المستقل Pioneer Natural Resources، وذلك في الوقت الذي يشهد تضاعف مؤشر ستاندرد آند بورز 500 للطاقة ثلاث مرات. 

ولا يعد تزامن انتعاش الإنتاج، والنمو في وول ستريت، وعملية مثل الاندماج بين Exxon و Pioneer من قبيل الصدفة.

كانت الحركة الكبيرة للأسهم في قطاع الطاقة في عامي 2021 و2022 في الغالب بمثابة انتعاش من عقد كارثي بالنسبة لشركات النفط الكبرى، عندما فقدت عشرات المليارات من التدفقات النقدية في آبار التكسير غير المربحة، وكان الدمج مفيدًا لأرباح الشركة وأرباح الأسهم والمساهمين.

وقال روب ثوميل، كبير مديري المحفظة في شركة Tortoise Ecofin في كانساس سيتي بولاية ميسوري الأميركية، إن أعمال النفط الأميركية كانت في حالة تصدع منذ سنوات قبل أن يكمل كوفيد الانهيار. فقد كان الإنتاج الشهري يبلغ 13 مليون برميل يوميًا في نوفمبر (تشرين الثاني) 2019، بينما بلغ 9.9 مليونا بحلول فبراير (شباط) 2021.

لكنه قال: "إن التزام رأس المال في صناعة النفط الأميركية لم يختف، ويتراوح سعر النفط حاليا بين 85 إلى 90 دولارًا للبرميل".

إذًا، ما الذي أعاد شركات النفط الكبرى، وما هي الخطوة التالية؟

في البداية كان تراجع النفط تدريجيًا، قبل أن يصبح حادًا. وفقد مؤشر  S&P 500للطاقة نحو 40% من قيمته بين عامي 2014 و2019. لكن الوباء أدى إلى الجزء السريع من الركود، جزئيًا من خلال دفع وول ستريت إلى الإصرار على مزيد من التخفيضات في الإنفاق الرأسمالي، كما قال ثوميل.

لكن ما أعاد الصناعة هو تجدد الطلب وارتفاع الأسعار.

فبعد نهاية فترة الركود، انتعش الطلب على النفط ببطء بعد الانكماش الاقتصادي في عام 2020 والصدمة المستمرة في سلسلة التوريد. وارتفعت أسعار خام غرب تكساس الوسيط، التي تراجعت خلال فترة كوفيد لأقل من 15 دولار للبرميل، لتبلغ 120 دولارًا في عام 2022، وهي الآن قريبة من 90 دولارًا. ومن شأن هذا الصعود أن يرفع احتمالية نجاح مشروعات لم تكن مربحة سابقًا.

ورغم الانتعاش، لم تعد شركات النفط الكبرى في جميع أنحاء أميركا، فلا يزال الإنتاج منخفضًا بشكل حاد في أوكلاهوما وداكوتا الشمالية. ولم يتغير الأمر كثيرًا في ألاسكا، حيث يشهد الإنتاج حالة من التدهور على المدى الطويل.

وانتعشت عمليات التنقيب عن النفط البحرية في خليج المكسيك لتصل إلى مليوني برميل يوميا، لكنها لم تشهد نموا.

وقال ألكسندر راموس بيون، رئيس أبحاث آبار الصخر الزيتي في شركة ريستاد إنرجي، إن الزيادة تتركز بدلا من ذلك في منطقة حوض بيرميان في تكساس ونيو مكسيكو، حيث تعد تكاليف الإنتاج من بين أدنى المعدلات في البلاد. وقال إن إنتاج النفط من حوض بيرميان يبلغ في المتوسط 42 دولارًا للبرميل، بينما تتراوح تكلفة إنتاج داكوتا الشمالية بين 50 و60 دولارًا.

وتواجه ولاية داكوتا الشمالية أيضًا عوائق بسبب ضعف الوصول إلى خطوط الأنابيب مقارنة بالحوض البرمي، حيث يمكن للعديد من المنتجين استخدام خطوط الأنابيب التي تقع بالكامل داخل ولاية تكساس، متجنبين التنظيم الفيدرالي لخطوط الأنابيب بين الولايات.

وقال جاي هاتفيلد، الرئيس التنفيذي لشركة Infrastructure Capital Advisors في نيويورك، إن هذا مجرد مثال واحد على البيئة التنظيمية المريحة في تكساس، مقارنة بأماكن مثل كولورادو التي تهتم بالمناخ، وهي رابع أكبر منتج للنفط في البلاد، حيث لا يزال الإنتاج منخفضًا بمقدار 3 ملايين برميل شهريًا.

وأضاف هاتفيلد: "هناك مكان يسمى تكساس لا يعرف حقًا ما هو (قانون) تنظيم الطاقة".

وإلى جانب تلك العقبات، خفضت شركات النفط الأميركية الإنفاق الرأسمالي إلى 106.6 مليار دولار في العام الماضي من 199.7 مليار دولار في عام 2014، وفقا لـ Statista، مما ساهم في انخفاض إنتاج النفط، ويمكن القول إنه أدى إلى تأخير التعافي. وقال ثوميل إنهم استخدموا هذه الأموال في دفع أرباح أعلى وإعادة شراء الأسهم.

ووفقا لبيانات وزارة الطاقة، دفعت شركات النفط والغاز نحو 75 مليار دولار كل ربع سنة في العام الماضي. وتقول الوزارة إن حصة التدفق النقدي التشغيلي لشركة النفط الموجهة إلى المساهمين ارتفعت إلى نصف الإجمالي، من حوالي 20٪ في عام 2019.

لكن ما يعوض الانخفاض في الإنفاق الرأسمالي هو ارتفاع الإنتاجية لكل بئر.. وبينما عاد إنتاج النفط الأميركي بالكامل، فإن عدد منصات النفط التابعة لشركة Baker Hughes -التي تتم مراقبتها عن كثب- لا يكاد يصل إلى نصف مستويات عام 2018.

وتجاوز متوسط الإنتاج لكل منصة من الآبار الجديدة 1000 برميل يوميا، ارتفاعا من 668 قبل أربع سنوات، وفقا لوزارة الطاقة. لذلك لم يكن على الصناعة إضافة الكثير من الآبار الجديدة أو الحفر في العديد من الأماكن الجديدة للتعافي بالكامل.

وقال دارين وودز، الرئيس التنفيذي لشركة إكسون موبيل، على قناة سي إن بي سي الأسبوع الماضي، إن الشركة قامت بعملية الدمج مع بيونير لأنها تعتقد أن التكنولوجيا وحجمها يمكن أن يرفعا الإنتاج.

وأضاف وودز: "إن قدرات بيونير الرائدة، التي توفر لهم مساحة من المستوى الأول، وتقنيتنا، ونهجنا التنموي، تؤدي بصراحة إلى زيادة الاسترداد بتكلفة أقل".

ويشير ذلك إلى المزيد من عمليات الاندماج المحتملة القادمة لمنافسين مثل شيفرون، وقال هاتفيلد إن الشركات تلعب أيضًا دورًا في تعزيز وجودها في النفط الصخري الأميركي، خاصة في حوض بيرميان.

وقد قامت Chevron بالفعل بالعديد من عمليات الاستحواذ المتعلقة بالنفط الصخري في السنوات الأخيرة، بما في ذلك عملية بقيمة 7.6 مليارات دولار مع شركة PDC Energy هذا العام، وأخرى بقيمة 5 مليارات دولار مع شركة Noble Energy في عام 2020. ويتعرض المنتجون المستقلون لضغوط أكبر من الشركات الكبرى الأكثر استقرارًا، الأمر الذي يعني تشديد القيود على قدرتهم على مواكبة التكنولوجيا وتوسيع نطاق العمليات.

ويوضح هاتفيلد أن إنتاج الصخر الزيتي من حوض برميان أرخص بكثير من إنتاج النفط البحري، ويستغرق وقتًا أقل بكثير من الآبار البحرية لتحقيق الربح. وقال إن هذا يقود شركات مثل إكسون إلى الرهان بشكل أكبر على الصخر الزيتي في حوض بيرميان بدلاً من الحفر البحري.

وقال راموس بيون إن الجزء الأكبر من المعادلة هو أن "الوقت يساوي المخاطرة"، لذلك فإن دورات الاستثمار التي تستمر لسنوات في الحفر البحري تجعل التحولات الأقصر بكثير في تكساس جذابة لشركات مثل إكسون موبيل، التي تعد واحدة من أكبر اللاعبين في الصناعة البحرية.

وقال هاتفيلد: "في العصر البرمي، يمكنك استعادة رأس المال الخاص بك في ما يزيد قليلا عن عام. العائد على الاستثمار أسرع بكثير وأعلى بكثير لأن الآبار تبدأ في الإنتاج بسرعة كبيرة."