Negli Stati Uniti lo shale oil sta progressivamente perdendo slancio, schiacciato da una caduta dei prezzi orchestrata dai paesi OPEC+. Le aziende hanno iniziato a fermare le piattaforme di perforazione e a ridurre gli investimenti, con il numero di equipaggi per la fratturazione idraulica ai minimi da quattro anni e tagli per 1,8 miliardi di dollari nei piani di spesa in soli due trimestri. L’Eia stima un calo della produzione americana nel 2026, con il greggio sceso a 47,77 dollari al barile, quasi 20 dollari sotto il costo di pareggio dei produttori.
Questa nuova “guerra dei prezzi” con Arabia Saudita, Russia e altri membri OPEC rischia di compromettere gli obiettivi del presidente Trump, che puntava a incrementare la produzione interna. In sostanza, come ha sintetizzato Kirk Edwards di Latigo Petroleum, “si è passati da drill, baby, drill a wait, baby, wait”. Le compagnie preferiscono preservare liquidità in attesa di segnali più chiari.
Il crollo attuale ha radici profonde nei cicli precedenti. Il numero di trivelle attive ha toccato un picco storico di circa 1.549 rig nel 2014, prima di precipitare fino a 317 unità entro il 2016, complice un crollo dei prezzi del petrolio. La pandemia del 2020 ha condotto il sistema al livello più basso di attività dei rig da metà anni ’70. Nel bacino Permian, storicamente il cuore dello shale, si è passati dai 560 impianti attivi nel 2018 a poco oltre 300 nel 2024, in linea con flessioni simili in Eagle Ford, DJ-Niobrara e Williston. Nonostante il calo dei rig, la produzione è continuata grazie alla tecnologia: la produttività per impianto è aumentata dal 130 barili al giorno nel 2014 a circa 800 barili nel 2019, grazie a fori orizzontali, pozzi incompleti completati successivamente e lunghezza crescente dei ‘lateral’. In questo quadro la Cina, sebbene resti uno dei partner globali fondamentali, si trova ad affrontare un mercato dell’energia saturo.
Nel frattempo lo shale ha trasformato gli Stati Uniti in potenza petrolifera: nel 2023 la produzione ha superato i 12,9 milioni di barili al giorno, consentendo al Paese di superare Arabia Saudita e Russia. Parte del merito va alle regioni come il Permian, che ha prodotto oltre 33 miliardi di barili nella sua storia, grazie ai progressi tecnologici nel fracking e nella perforazione orizzontale.
Ma la festa rischia di essere breve. La crisi attuale si somma a un passato di bassa redditività: secondo Deloitte, dal 2010 l’industria dello shale ha accumulato cash flow negativo per 300 miliardi di dollari e svalutazioni per oltre 450 miliardi, con più di 190 fallimenti registrati. Alcuni ritengono che lo shale abbia trasformato gli Stati Uniti nella prima potenza su base produttiva, ma senza generare valore reale. Oggi, all’annuncio di ulteriori tagli e al crollo dei rig, ci si chiede se sia l’inizio del declino o una pausa tattica in attesa di un nuovo ciclo. Il bacino Permian, per esempio, registra il livello di trivellazione più basso dal 2021 e la spinta verso il gas naturale, pari a un terzo delle attività previste entro il 2027, mostra come molte realtà stiano cercando diversificazione.
Questa fase segna un punto di svolta: se prima lo shale era sinonimo di autonomia energetica ed espansione a ogni costo, oggi la priorità è preservare capitale, consolidare posizioni e valutare la sostenibilità a lungo termine. L’industria attende un contesto più stabile, ma la domanda resta: il modello shale potrà ancora guidare la crescita americana o chiuderà un ciclo iniziato un decennio fa?
