Der Konsolidierungstrend im Energiesektor der USA, der im Jahr 2023 zu Transaktionen im Wert von 250 Milliarden US-Dollar führte, setzte sich bis ins Jahr 2024 fort und wird sich voraussichtlich auch in diesem Jahr fortsetzen, da Unternehmen bestrebt sind, ihre Öl- und Gasreserven zu vergrößern.
Die Welle von Deals leerte die Taschen und ließ weniger Unternehmen übrig, während einige angekündigte Zusammenschlüsse entweder durch Kartellvorschriften oder durch Anfechtungen von Vertragsschiedsverfahren verzögert wurden.
Die Notwendigkeit, Größenvorteile zu erzielen, würde kleine und mittelgroße E&P-Unternehmen (Upstream-Unternehmen) dazu motivieren, Fusionen und Übernahmen zu prüfen, obwohl die Transaktionsgrößen möglicherweise sinken und die Gewinnschwellen der erworbenen Bestände steigen, so die Analysten von Enverus.Der Bedarf an Größenvorteilen würde kleine und mittelgroße E&P-Unternehmen (Upstream-Unternehmen) dazu motivieren, Fusionen und Übernahmen zu prüfen, obwohl die Transaktionsgrößen möglicherweise sinken und die Gewinnschwellen der erworbenen Bestände steigen, so die Analysten von Enverus in dem Bericht.
"Der Pool an verfügbaren verbleibenden Private-Equity-Vermögenswerten ist größtenteils kleiner, liegt höher auf der Kostenkurve oder beides", so die Analysten von Enverus in dem Bericht."Der Pool der verfügbaren verbleibenden Vermögenswerte aus privatem Beteiligungskapital ist größtenteils kleiner, liegt höher auf der Kostenkurve oder beides", so die Analysten von Enverus in dem Bericht.
Kostensparmaßnahmen wie lange Seitenstränge – der horizontale Teil einer Ölquelle – werden wichtig sein, um die Wirtschaftlichkeit des für Bohrungen verfügbaren Landes zu verbessern, mit einer Gewinnschwelle von fast 5 $ pro Barrel pro Meile.Kostensparmaßnahmen wie lange Lateralbohrungen – der horizontale Teil einer Ölquelle – werden wichtig sein, um die Wirtschaftlichkeit des für Bohrungen verfügbaren Landes zu verbessern, mit einer Gewinnschwelle von fast 5 $ pro Barrel pro Meile.
Die längeren Lateralbohrungen wären der Schlüssel zur Senkung der Bohrlochkosten, wie es bereits 2024 der Fall war, mit einer breiteren Nutzung von 3-Meilen-Lateralbohrungen und einigen 4-Meilen-Bohrlöchern durch ausgewählte Betreiber, so der Bericht.
Es wird auch erwartet, dass die Kosten für Brunnen im Jahr 2025 stabil bleiben, nachdem die Ausgaben pro Fuß im Vorjahr um fast 10 % gesunken sind.
Die Produzenten verlängerten ihre Bohrlöcher im August 2024 auf eine Länge von drei Meilen und steigerten die Produktion durch das Fracking mehrerer Bohrlöcher gleichzeitig, so Branchenexperten und Führungskräfte von Unternehmen.
"Wir gehen davon aus, dass die Bohrinseln und die Fertigstellungsteams auch 2025 weitere Effizienzsteigerungen erzielen werden, was den Druck auf die Gesamtauslastung der Ausrüstung erhöht", so die Enverus-Analysten. Der Großteil der Aktivitäten würde auf börsennotierte Unternehmen entfallen, die Bohrinseln der Spitzenklasse und elektrische Bohrgeräte bevorzugen."Wir gehen davon aus, dass die Bohrinseln und die Fertigstellungsteams auch 2025 Effizienzsteigerungen erzielen werden, was den Druck auf die Gesamtauslastung der Ausrüstung erhöht", so die Enverus-Analysten. Der Großteil der Aktivitäten würde auf börsennotierte Unternehmen entfallen, die Bohrinseln der Spitzenklasse und elektrische Fracking-Ausrüstung bevorzugen.
Insgesamt erwarten die Analysten von Enverus Intelligence Research einen durchschnittlichen Brent-Preis von 80 $/bbl, vorausgesetzt, die OPEC+ hebt die Kürzungen nur dann auf, wenn sie die Preise nicht weiter unter Druck setzen, und die Nachfrage aus China bleibt im Jahr 2025 unverändert.Insgesamt erwarten die Analysten von Enverus Intelligence Research einen durchschnittlichen Brent-Preis von 80 $/Barrel, vorausgesetzt, die OPEC+ wird die Kürzungen nur dann aufheben, wenn sie die Preise nicht weiter unter Druck setzen, und die Nachfrage aus China bleibt im Jahr 2025 unverändert.