UBS: Effizienzsteigerungen verändern die Landschaft des Schieferöls, die Zahl der Bohrgeräte "steigt nicht", was upstream zugutekommt und Dienstleistungsunternehmen belastet.

Laut Informationen der Zhihui Finance APP hat eine am Mittwoch veröffentlichte Studie von UBS ergeben, dass US-amerikanische Öl- und Gasproduzenten Wege finden, ihre Produktion zu steigern, ohne die Bohraktivitäten wesentlich auszuweiten. Dieser Trend könnte dazu führen, dass die Anzahl der aktiven Bohranlagen bis 2027 in der Branche relativ stabil bleibt.

Josh Silverstein, Chefanalyst bei UBS, erklärte, dass die Updates der Quartalsberichte zeigen, dass Explorations- und Produktionsunternehmen von schnelleren Bohrgeschwindigkeiten, verbesserten Bohrlochleistungen und längeren Horizontalbohrungen profitieren. Diese Verbesserungen ermöglichen es den Betreibern, bei gleichbleibendem Geräteeinsatz höhere Produktionsmengen zu erzielen.

Diese Erkenntnisse sind für Anleger von Öl- und Gasfelddienstleistern von Bedeutung – deren Einnahmen hängen teilweise von der Nachfrage nach Bohr- und Abschlussausrüstung ab. Eine höhere Effizienz könnte die Nachfrage nach zusätzlichen Bohranlagen begrenzen, auch wenn die Produktion steigt, was das Umsatzwachstum der Zulieferer begrenzen und gleichzeitig durch niedrigere Entwicklungskosten den Produzenten zugutekommen kann.

Effizienzsteigerungen

Produzenten setzen zunehmend auf gleichzeitige hydraulische Frac-Arbeiten, um die Fertigstellung von Bohrlöchern effizienter zu gestalten. Permian Resources berichtete von dem bislang schnellsten jemals gebohrten Bohrloch, während Gulfport Energy und Murphy Oil betonten, dass sie bis 2027 auf kontinuierliche Bohrpläne setzen, um Ausfallzeiten zu reduzieren und die Effizienz der Lieferkette zu steigern.

Längere horizontale Bohrungen tragen ebenfalls zur Kapitaleffizienz bei. Devon Energy meldete, im Marcellus-Schieferabschnitt einen horizontalen Abschnitt von fünf Meilen gebohrt zu haben und plant, bis 2027 konzernweit 50 horizontale Bohrlöcher über vier Meilen zu bohren. Antero Resources hat seinen bisher längsten, fünf Meilen langen Horizontalabschnitt abgeschlossen und prüft, ob auf den neu erworbenen Flächen Bohrungen von über 30.000 Fuß (9,14 km) vorgenommen werden können.

Servicekosten und Inflationsdruck

UBS berichtet, dass die Produzenten 2027 mit höheren Kosten für Diesel, Stahlrohre, Transport und Spezialausrüstungen konfrontiert sein werden. Allerdings versuchen die Unternehmen, diese Auswirkungen durch Vorab-Beschaffungsvereinbarungen zu begrenzen. EOG Resources hat bereits rund 60% seines Bedarfs an Dienstleistungen für 2027 gesichert und zudem rund die Hälfte des Bedarfs an Ein- und Förderrohren abgedeckt.

Relativ stabile Bohranlagenzahl

Laut Daten des UBS Evidence Lab beträgt der bewegte Vierwochen-Durchschnitt der aktiven US-Bohranlagen der Lower 48 States 634 Einheiten, ein Rückgang um eine Einheit zur Vorwoche, aber ein Anstieg um 16% gegenüber dem Niveau von Ende 2025. Die auf Öl ausgerichteten Bohranlagen sind seit Ende letzten Jahres um 36% gestiegen, während Bohranlagen für Erdgas um 24% zurückgingen.

Unter den wichtigsten Betreibern ist ExxonMobil (XOM.US) weiterhin der börsennotierte Produzent mit den meisten aktiven Bohranlagen (37), gefolgt von Devon Energy (DVN.US) und ConocoPhillips (COP.US) mit jeweils 30, EOG Resources (EOG.US) mit 23 und Occidental Petroleum (OXY.US) mit 21 Anlagen. Zusammengenommen halten die von UBS abgedeckten Gesellschaften inklusive der integrierten Produzenten einen Anteil von 44% an den aktiven Bohranlagen.

Der Bericht empfiehlt Anlegern, den Fokus stärker auf Bohrproduktivität, Kapitaleffizienz und Preissetzung für Felddienste zu legen, statt allein die Anzahl der Bohranlagen als Branchenwachstumsindikator heranzuziehen. Nach Einschätzung von UBS wird die Effizienzsteigerung bereits im nächsten Jahr das Produktionswachstum unterstützen, selbst wenn die Bohraktivität nicht signifikant anzieht.