Ropa tanieje,
destylaty pozostają drogie.

Przez trzy miesiące rynek przestał pytać, czy ropy zabraknie, a zaczął pytać, jak szybko wróci podaż i czy w 2027 r. nie będzie jej za dużo. Fizyczne rynki LNG, diesla i paliwa lotniczego pozostały w tym czasie napięte. Ograniczenia żeglugi, niskie zapasy i przestawienie uzysków rafineryjnych sprawiły, że cena baryłki coraz słabiej tłumaczy koszt gotowych paliw.

Europa patrzy dziś na dostępność ładunku równie uważnie jak na poziom benchmarku. USA, Nigeria, Kanada i projekty atlantyckie przejęły część roli producenta krańcowego, ale dłuższe trasy zwiększają zapotrzebowanie na statki, finansowanie i ubezpieczenie. Powstaje premia logistyczna, której w samym Brent nie widać.

Sama ścieżka Brent gładka nie była. Ze średnich około 104 USD/b w maju rynek osunął się na początku lipca do 76 USD/b, w ciągu miesiąca odbił o ponad 25 USD i skończył lipiec blisko 97 USD/b, a sierpień przetrzymał w przedziale 88–97 USD/b. Ropa jest tańsza niż w maju, choć lipiec zamknął się rozpiętością bliską 40 USD/b. Bilans okresu i jego przebieg to dwie różne historie.

W biopaliwach kierunek pozostaje wzrostowy, lecz nierówny. HVO korzysta z nowych obowiązków redukcji emisji, SAF z mandatów lotniczych, a biometan z rosnącej zmienności importowanego diesla. Wspólnym ograniczeniem jest bankowalna podaż surowców i długoterminowych kontraktów.

Każdy z tych rynków ma własny punkt krytyczny. W LNG jest nim dostępność skraplania i statków, w dieslu cięższe frakcje i moc hydrokrakingu, w jet fuelu zapasy oraz sezon lotniczy. W HVO i SAF decydują surowce odnawialne i zgodność regulacyjna.

Czerwcowy scenariusz IEA zakładał średni popyt 103,3 mln b/d i podaż 102,4 mln b/d w 2026 r. W 2027 r. powrót podaży miałby być znacznie szybszy niż odbudowa popytu, tworząc teoretyczną nadwyżkę około 5 mln b/d. To właśnie ta perspektywa zaczęła ciążyć dalszym terminom, nawet gdy rynek fizyczny pozostawał napięty.

Arabia Saudyjska, Rosja, Irak, Kuwejt, Kazachstan, Algieria i Oman uzgodniły 2 sierpnia zwiększenie wydobycia o 188 tys. b/d od września. Był to szósty z rzędu miesięczny wzrost i formalne domknięcie wycofywania dobrowolnych cięć 1,65 mln b/d ogłoszonych w kwietniu 2023 r. W mocy pozostaje ok. 2 mln b/d osobnych cięć grupowych z 2022 r., obowiązujących do końca 2026 r.

Sama liczba ma mniejsze znaczenie niż możliwość jej fizycznej realizacji – w poprzednich miesiącach wyższe cele nie zawsze przekładały się na większy eksport z powodu zakłóceń infrastruktury i żeglugi. Delegaci sygnalizowali pauzę w podwyżkach w IV kwartale.

Materiały Argus z maja, czerwca i lipca pokazują trzy kolejne fazy tego samego szoku. Najpierw rynek zareagował uwolnieniem zapasów i ograniczeniem zakupów przez Chiny. Następnie pojawiła się nadzieja na stopniowe wznowienie żeglugi. W lipcu ryzyko ponownie wzrosło, a uwaga przeniosła się z samej ceny ropy na bezpieczeństwo załóg, ubezpieczenie i realną przepustowość szlaku.

Według IEA załadunki z Kataru i ZEA spadły w okresie marzec–czerwiec o 35 bcm r/r. Produkcja poza Zatoką wzrosła o około 27 bcm, głównie dzięki nowym projektom i lepszej dostępności gazu zasilającego instalacje. Światowy rynek LNG skurczył się więc o około 8 bcm zamiast pełnych 35 bcm.

To dobra wiadomość dla bezpieczeństwa systemu, lecz niewystarczająca dla importerów azjatyckich silnie zależnych od Kataru. Argus i Bloomberg opisywały wzrost zakupów spot, większą zależność od USA i Kanady oraz rosnący koszt dla gospodarek Azji Południowej.

IEA wskazywała, że premia JKM wobec TTF wynosiła średnio około 2,1 USD/MMBtu od marca do czerwca. To kierowało elastyczne ładunki z basenu Atlantyku do Azji. Na początku sierpnia S&P Global wyceniał wrześniowy JKM na 21,25 USD/MMBtu, a DES Northwest Europe na 19,255 USD/MMBtu.

Europa wchodziła w sierpień z magazynami wypełnionymi w 57,1%, wobec 68,9% rok wcześniej (dane GIE/AGSI – najniżej dla tej pory roku od początku pomiarów w 2011 r.; do 26 sierpnia poziom odbudował się do ok. 63%). Wyższa cena letnia nie zachęcała do szybkiego zatłaczania. Jednocześnie niższy popyt przemysłowy i wzrost generacji odnawialnej ograniczały presję.

Argus opisał w lipcu zwrot europejskich rafinerii w stronę paliw drogowych. Diesel wyceniał się powyżej jet fuela, benzyna korzystała z sezonowego popytu i eksportu, a naphtha z blendingu. Hydrokraking i FCC wróciły do dodatnich premii wobec Brent po słabym początku czerwca.

Decyduje nie sama wielkość mocy przerobowych, lecz jakość ropy, dostępność wodoru, konfiguracja instalacji i ekonomia produktów alternatywnych. Jedna dodatkowa tona diesla oznacza mniej jet fuela albo mniejszą podaż komponentów dla innego rynku.

S&P Global Energy wskazywał, że rosyjskie ograniczenia eksportu oraz ataki na infrastrukturę rafineryjną zaostrzyły bilans diesla. Europa nie importuje bezpośrednio rosyjskich produktów, ale konkuruje z Turcją, Afryką i Ameryką Łacińską o baryłki zastępcze z USA, Indii i Bliskiego Wschodu.

Spadek rosyjskiego eksportu produktów o 15% m/m w czerwcu wspierał popyt na dłuższe rejsy clean tankerów. W lipcu eksport osunął się do 1,18 mln b/d – najniżej od początku prowadzenia tej statystyki w 2016 r. Ten sam wolumen handlu absorbuje dziś więcej dni statku i więcej kapitału obrotowego.

Pod koniec czerwca europejski jet fuel wyraźnie staniał względem kwietniowego szczytu, ale zapasy ARA pozostały niskie. W lipcu napięcie wróciło wraz z konkurencją o średnie destylaty.

Rafinerie przenoszą część uzysków między naftą lotniczą a gasoilem. Gdy diesel daje wyższą marżę, produkcja jet fuela spada mimo rosnącego ruchu lotniczego. Przy niskich zapasach każde zaburzenie dostaw uderza wtedy w rynek natychmiast.

IATA obniżyła prognozę zysku netto branży do 23 mld USD, przy wzroście kosztu paliwa do 350 mld USD. Około jedna trzecia zużycia jest zabezpieczona, ale wiele linii hedguje ropę, a nie pełny crack jet. Wzrost marży produktu pozostaje więc częściowo niechroniony.

W czerwcu globalny popyt pasażerski spadł o 1,7% r/r, choć cargo wzrosło. To pierwszy sygnał, że wysokie ceny, dłuższe trasy i zakłócenia siatki zaczynają ograniczać wolumen. Dla rynku paliwa ważniejsza będzie jednak geografia lotów niż sam globalny RPK.

Wysoka cena diesla może poprawić względną konkurencyjność HVO i biometanu, ale jednocześnie podnosi koszt benchmarku, wobec którego rozliczane są premie. SAF ma odmienną dynamikę: popyt jest coraz bardziej regulacyjny, a dostępność ograniczają inwestycje, certyfikacja i długoterminowe kontrakty odbioru.

Niski poziom Renu ograniczył latem fizyczne zakupy niemieckie, a część podmiotów wybrała certyfikaty. Jednocześnie wejście niemieckiej implementacji RED III, remonty instalacji i mniejszy eksport z USA wskazywały na ponowne zacieśnienie bilansu w dalszej części roku.

S&P Global wskazywał na potrzebę umów odbioru na 10–15 lat. Bez nich projekt ma mandat popytowy, ale nie ma stabilnego przepływu pieniężnego. Asia-Pacific może stać się ważnym dostawcą dla Europy dzięki przewadze surowcowej, jednak o kwalifikacji dostawy decydują metodologia emisji, certyfikacja i możliwość przypisania atrybutu środowiskowego.

IMF prognozował w lipcu wzrost światowej gospodarki o 3,0% w 2026 r. i 3,4% w 2027 r. Gospodarki importujące energię ponoszą większy koszt szoku, podczas gdy eksporterzy oraz państwa korzystające z boomu inwestycyjnego w technologie są bardziej odporne.

Rozbieżność −2,2% dla ropy wobec +19,1% dla gazu europejskiego w tym samym miesiącu pokazuje, dlaczego ogólny indeks cen energii nie wystarcza do oceny kosztów konkretnego odbiorcy lub sektora.

Notowanie Brent, TTF czy ICE gasoil opisuje cenę towaru w punkcie referencyjnym. Odbiorca przemysłowy płaci za coś innego: za tonę postawioną na jego terminalu, w uzgodnionym terminie, z odroczeniem płatności i z kompletem dokumentów. Między jednym a drugim leży fracht, finansowanie kapitału obrotowego, przeładunek i ubezpieczenie – pozycje, które w tym kwartale rosły szybciej niż same benchmarki.

DGDCI powstaje z własnych danych transakcyjnych Danske Gas. Nie jest wyceną rynkową ani ceną do rozliczeń kontraktowych. Pokazuje, jak zmienia się koszt wykonania tej samej usługi handlowej w kolejnych kwartałach.

Sam benchmark nie wystarcza do wyceny dostawy. Dopiero zestawienie notowania z rzeczywistym kosztem frachtu, dostępnością produktu, kosztem blendingu i certyfikatami daje pełny koszt dostarczenia do klienta – i to na nim opieramy wycenę per ładunek.

Ryzyko wzrostowe ma charakter logistyczny i zapasowy: kolejny incydent może zastać rynek z mniejszym buforem niż wiosną. Ryzyko spadkowe to jednoczesny szybki powrót dostaw i słabszy popyt w Chinach, Europie oraz lotnictwie.

Punkty przełączenia scenariusza: regularne przejścia LNG przez Ormuz, wzrost magazynów UE ponad ścieżkę sezonową, zamknięcie arbitrażu USGC–Europa, odbudowa rosyjskiego eksportu produktów i spadek europejskiego diesel crack poniżej 35 USD/b.

Poniższe stwierdzenia mają próg liczbowy i datę rozstrzygnięcia. Kolejny numer otworzy się ich rozliczeniem, niezależnie od wyniku.