Conteggio pozzi USA +4 a 739, primo aumento in 3 settimane

Paragrafo introduttivo

Il conteggio pozzi USA è aumentato di 4 unità, arrivando a 739 nella settimana terminata il 2 aprile 2026, segnando il primo rialzo settimanale dopo tre cali consecutivi, secondo il conteggio settimanale di Baker Hughes (Baker Hughes, 02-Apr-2026). L'incremento si è concentrato sull'attività diretta al petrolio, che ha aggiunto tre unità portandosi a circa 580, mentre i pozzi per gas naturale sono saliti di uno a circa 150. Il Bacino del Permian—ancora il motore della produzione onshore statunitense—ha aggiunto due unità portandosi a 431, un segnale chiave per le discussioni su volumi e capacità di takeaway. I dati arrivano in un contesto di prezzi del greggio stabili e indicatori macroeconomici misti, spingendo gli operatori di mercato a rivedere le aspettative sui flussi produttivi a breve termine e il ritmo del capex tra società E&P e dei servizi.

Contesto

Il modesto aumento segue una diminuzione durate tre settimane del conteggio pozzi USA e si verifica mentre i produttori calibrano l'attività in vista delle finestre di copertura per il prossimo trimestre e delle dinamiche dei costi dei servizi. Nelle quattro settimane precedenti gli operatori hanno aggiustato i programmi di trivellazione in risposta all'assottigliarsi degli spread differenziali nei principali bacini e a interventi stagionali di manutenzione incrementale, che avevano fatto scendere il conteggio pozzi di 6 unità nel periodo precedente (serie di rapporti Baker Hughes, marzo 2026). Il ritorno alla crescita, sebbene numericamente contenuto, è significativo perché segnala che gli operatori sono disposti a rimettere in campo unità dove i rendimenti superano i costi marginali di trivellazione e dove i vincoli infrastrutturali lo permettono.

Anche segnali macro più ampi sono rilevanti. I prezzi del petrolio hanno oscillato in una banda più stretta dalla fine del primo trimestre 2026; il WTI ha mediato vicino a $78/bbl nella prima settimana di aprile (ICE/NYMEX indicativo), il che supporta attività di trivellazione incrementali in nicchie ad alto rendimento. Al contempo, la disciplina del capitale nel settore E&P statunitense rimane più rigida rispetto ai cicli precedenti, limitando una ripresa più rapida del conteggio pozzi nonostante bilanci solidi presso i maggiori indipendenti. Questo tiro alla fune tra supporto dei prezzi e disciplina del capitale probabilmente determinerà se l'aumento di questa settimana sia un episodio isolato o l'inizio di una risalita più stabile.

Vincoli regionali alla catena di approvvigionamento e al takeaway generano differenze a livello di bacino. L'incremento netto di due unità nel Permian fino a 431 contrasta con la persistenza di debolezza in alcune operazioni del Midcontinent e del Williston, dove l'economia del takeaway e la congestione su oleodotti e rotaia restano vincoli dominanti. Il contesto storico è istruttivo: il conteggio pozzi USA è variato di diverse centinaia di unità in finestre di dodici mesi durante periodi di forte volatilità dei prezzi; tuttavia negli ultimi due anni le oscillazioni sono state più contenute, riflettendo cambiamenti strutturali nel comportamento degli operatori e miglioramenti di produttività nel settore dei servizi.

Approfondimento dei dati

Baker Hughes ha riportato i numeri principali il 02-Apr-2026: pozzi totali USA +4 a 739; pozzi petroliferi +3 a 580; pozzi gas +1 a 150; e Permian +2 a 431 (Baker Hughes, 02-Apr-2026). I confronti su base annua mostrano che il conteggio pozzi USA è approssimativamente +45 unità rispetto alla stessa settimana del 2025 (settimana del 03-Apr-2025: ~694 pozzi), implicando una traiettoria di espansione più lenta rispetto ai cicli di ripresa post‑prezzo precedenti. Questo aumento YoY, tuttavia, maschera la dispersione a livello di bacino: il Permian è in crescita a doppia cifra su base annua mentre altri bacini restano in ritardo, sottolineando la concentrazione delle attività di trivellazione nelle aree con i migliori risultati economici.

Le tendenze dei costi dei servizi rimangono un input critico nelle decisioni di trivellazione. Su base nazionale, i guadagni in efficienza nella trivellazione direzionale e nella fratturazione hanno ridotto i costi di break‑even per i pozzi core del Permian sotto i $40/bbl in diverse disclosure degli operatori durante il Q1 2026 (presentazioni agli investitori delle società, Q1 2026). Questi miglioramenti di produttività spiegano in parte perché movimenti di prezzo modesti possano indurre a ridispiegare unità in giacimenti selezionati lasciando però l'attività invariata altrove. L'utilizzo delle unità e i prezzi per i servizi chiave—fleet di fratturazione, coil tubing e trivellazione direzionale—hanno mostrato tensioni localizzate portando a una maggiore intensità di capitale per pozzo nonostante il miglioramento complessivo della produttività.

I confronti con l'attività internazionale sono istruttivi. Il comportamento del conteggio pozzi onshore USA differisce dalle tendenze offshore internazionali, dove grandi progetti di capitale e fattori geopolitici generano tempi di esecuzione più lunghi e una diversa sensibilità alle variazioni di prezzo a breve termine. Per esempio, nello stesso periodo l'utilizzo delle unità nel Mare del Nord britannico è rimasto contenuto da manutenzioni programmate e attività di dismissione (rapporti OGUK, Q1 2026), mentre gli operatori onshore USA hanno aggiustato decine di unità settimana dopo settimana. L'effetto netto è un mercato USA che risponde più rapidamente ai segnali di prezzo mid‑cycle, pur rimanendo entro i limiti della disciplina del capitale che ha dominato i board E&P dal 2020.

Implicazioni per il settore

L'incremento marginale del conteggio pozzi ha impatti asimmetrici tra i settori esplorazione & produzione (E&P) e servizi petroliferi (OFS). Per i grandi nomi E&P con portafogli diversificati e programmi di copertura, una ripresa contenuta delle unità fornisce visibilità sui ricavi senza costringere a una ridistribuzione aggressiva del capitale. Società come XOM e CVX—con portafogli integrati upstream e coperture downstream—possono assorbire lievi aumenti di produzione senza modificare in modo significativo le previsioni di flusso di cassa o di capex. Gli indipendenti con forte esposizione al Permian sono quelli che trarranno il beneficio più immediato in termini di aumento dell'attività di trivellazione e miglioramento dell'IRR per pozzo.

Per i servizi petroliferi il segnale è più sfumato. Un salto di quattro unità difficilmente cambierà in modo sostanziale l'utilizzo trimestrale per i grandi operatori di servizi, ma può stringere la pressione sui prezzi locali per le crew di fratturazione e completamento nelle county più attive, aumentando i margini nel breve termine. I contractor con forte esposizione all'onshore nordamericano—SLB, HAL e NOV—dovrebbero monitorare i tassi di mobilitazione a livello di bacino e le ore-equipment prenotate. Storicamente, i margini dei servizi si espandono solo dopo aggiunte sostenute di unità per diverse settimane; pertanto i mercati dovrebbero valutare la persistenza dell'ultimo aumento prima di riprezzare le azioni OFS.

Le implicazioni midstream sono pratiche e misurabili. Due unità aggiuntive nel Permian incrementano potenzialmente il condensato e associa