Ropa stabilna. Rynek produktów napięty. Gaz wchodzi w zimę.

Brent zakończył październik na poziomie 120,15 USD/b, o 4,6% wyżej niż 1 października, lecz notowania zmieniały się gwałtownie: już 2 października cena wzrosła do 135,51 USD/b. Średnia miesięczna wyniosła 123,93 USD/b. WTI pozostawał znacznie tańszy, a średni spread notowań Brent–WTI osiągnął 21,86 USD/b.

Rynek produktów był bardziej napięty niż rynek ropy. Amerykańskie zapasy destylatów spadły do 99,259 mln baryłek, po raz pierwszy od 2003 r. poniżej 100 mln. ULSD osiągnął najwyższą średnią tygodniową w dniach 19–23 października, gdy Brent był już poniżej średniej z pierwszej połowy miesiąca.

Rynek gazu dał dwa przeciwne sygnały. Między 1 a 30 października cena spot Henry Hub spadła o 19,3%, do 2,42 USD/MMBtu. Tymczasem ocena ceny europejskiego LNG według ACER wzrosła o 39,4%, do 97,170 EUR/MWh, a na koniec miesiąca JKM i TTF zrównały się na poziomie około 34 USD/MMBtu.

LPG zachował własną dynamikę. Cena propanu Mont Belvieu wzrosła o 41,4%, a między 2 a 30 października zapasy propanu i propylenu zmalały o 3,738 mln baryłek. Tak silna rozbieżność z ropą uzasadnia osobny monitoring frachtu VLGC, eksportu i popytu petrochemicznego.

W październiku o wartości ładunku decydowała nie tylko cena towaru, lecz także trasa i koszt czasu.

Największa rozbieżność wystąpiła między europejskim LNG i propanem z jednej strony a amerykańskim gazem z drugiej. W ujęciu od początku do końca miesiąca Brent i ULSD były bardziej stabilne, ale kolejne tygodnie wyraźnie się od siebie różniły.

Brent 125,17 USD/b; propan 0,914 USD/gal; LNG UE 70,23 EUR/MWh

G7 zapowiedziała skoordynowane uwolnienie 100 mln baryłek w ciągu czterech miesięcy, z istotnym udziałem diesla na początku programu. 2 października Brent osiągnął 135,51 USD/b. 4 października OPEC+ nie zwiększył wymaganego poziomu produkcji na listopad.

Brent +1,8%; ULSD +4,2%; propan +4,7%; LNG UE +5,0% wobec krótkiego tygodnia

6 października EIA opublikowała prognozę STEO, a 7 października IEA wezwała do szybszej realizacji wcześniejszych uwolnień. Huragan Isaias ograniczył wydobycie w Zatoce Meksykańskiej; według BSEE 8 października wyłączone było 62,89% morskiego wydobycia ropy.

W październiku marża zależała od dostępności konkretnych frakcji i logistyki, nie tylko od ceny wsadu.

Brent −1,4%; WTI +3,2%; ULSD +2,4%; propan +11,5%; LNG UE +9,1%

14 października IEA oceniła, że w IV kwartale gasoil pozostanie deficytowy, a odbudowa zapasów wykraczająca poza wahania sezonowe jest mało prawdopodobna przed II połową 2027 r. 16 października EPA opublikowała propozycję realokacji dodatkowych zwolnień dla małych rafinerii (SRE).

Brent −3,6%; WTI +7,2%; ULSD +3,5%; jet +2,7%; LNG UE +5,3%

S&P Global opisał wzrost JKM do około 30 USD/MMBtu przy zimowych zakupach odbiorców z Azji Północno-Wschodniej. ULSD NYH osiągnął najwyższą w miesiącu średnią tygodniową: 5,2008 USD/gal. Zapasy destylatów USA spadły do 102,824 mln baryłek.

Brent +0,1%; ULSD −8,5%; jet −3,4%; propan +3,6%; Henry Hub −12,4%; LNG UE +9,3%

ACER podniósł ocenę ceny LNG w UE do średnio 92,54 EUR/MWh. Według JOGMEC 30 października JKM wynosił nieco ponad 34 USD/MMBtu, a TTF 34,0 USD/MMBtu. Zapasy destylatów USA spadły do 99,259 mln baryłek, a propan zakończył miesiąc na poziomie 1,285 USD/gal.

W październikowym STEO EIA oszacowała światową produkcję w 2026 r. na 101,1 mln b/d, a konsumpcję na 102,4 mln b/d. W IV kwartale prognozowany ubytek zapasów wynosił 0,7 mln b/d. W połowie miesiąca IEA wskazała jednak, że wrześniowa podaż wzrosła o 2,5 mln b/d, do 102,3 mln b/d, głównie dzięki producentom z Zatoki Perskiej.

4 października OPEC+ utrzymał na listopad wymagany poziom produkcji dla siedmiu uczestników. 12 października grupa ponownie podkreśliła mechanizmy stabilizacyjne. Komunikaty ograniczały oczekiwania na nagły dodatkowy wolumen, lecz nie zatrzymały stopniowej poprawy przepływów fizycznych.

8 października S&P Global oceniał arbitraż WTI MEH do Rotterdamu na 19,99 USD/b. Ten sam surowiec miał ujemny netback do Singapuru i Azji Północno-Wschodniej: odpowiednio −17,01 i −19,77 USD/b. Europa była więc naturalnym kierunkiem dla krańcowej baryłki z USA, o ile zapewnione były fracht, jakość i termin dostawy.

IEA podała, że globalny eksport diesla we wrześniu był o 700 tys. b/d niższy r/r, a ubytek z Rosji i Bliskiego Wschodu wynosił łącznie 1,3 mln b/d. W IV kwartale podaż gasoilu ma pozostać poniżej popytu, mimo oczekiwanego wzrostu przerobu rafinerii do końca roku.

Dostawy produktów z Bliskiego Wschodu odbudowywały się wolniej niż przepływy ropy. IEA szacowała wrześniowe wysyłki produktów rafineryjnych na 1,9 mln b/d wobec 4,7 mln b/d przed wojną. To ograniczało możliwość szybkiego przeniesienia poprawy podaży ropy na rynek diesla.

Wzrosło znaczenie Indii jako elastycznego dostawcy. S&P Global podał, że wrześniowy eksport średnich destylatów osiągnął prawie 740 tys. b/d, a załadunki z początku października utrzymywały się na wysokim poziomie. Europa i basen Morza Śródziemnego przyciągały większą część ładunków, ale koszt frachtu tankowców produktowych (clean tanker) pozostawał istotną barierą.

Cena spot Mont Belvieu wzrosła z 0,909 USD/gal 1 października do 1,285 USD/gal 30 października. Średnia rosła z tygodnia na tydzień. Jednocześnie zapasy propanu i propylenu zmalały z 107,846 mln baryłek 2 października do 104,108 mln baryłek 30 października.

EIA podała, że w I połowie 2026 r. eksport propanu z USA wynosił średnio 2,0 mln b/d, o 11% więcej r/r, a w kwietniu osiągnął rekordowe 2,1 mln b/d. Rozbudowa terminali ma dodać około 300 tys. b/d przepustowości, lecz zwiększa też zależność rynku od terminali, okien załadunku i floty VLGC.

IEA szacowała wrześniowe wysyłki LPG z Bliskiego Wschodu na 670 tys. b/d wobec 1,5 mln b/d przed wojną. Mniejsza dostępność LPG z Zatoki Perskiej oraz rekordowa podaż eksportowa USA wspierały światowy popyt na propan z Mont Belvieu.

Ocena ceny LNG według ACER wzrosła z 69,692 EUR/MWh 1 października do 97,170 EUR/MWh 30 października. ACER wskazał, że w połowie miesiąca ceny na hubach UE zbliżyły się do 90 EUR/MWh, a konflikt na Bliskim Wschodzie podniósł szacowany rachunek za import gazu o 18–33 mld EUR.

JOGMEC podał, że JKM wzrósł z nieco ponad 25 USD/MMBtu pod koniec września do wyraźnie ponad 31 USD/MMBtu 23 października, a następnie do nieco ponad 34 USD/MMBtu 30 października. TTF zakończył miesiąc na poziomie 34,0 USD/MMBtu. Przy takim zbliżeniu cen elastyczne ładunki nie miały oczywistej premii za kierunek dostawy.

Henry Hub pozostawał znacznie tańszy, ale nie jest ceną dostarczonego LNG. Netback eksportowy musi uwzględniać opłatę za skroplenie, zużycie paliwa, fracht, odparowanie, regazyfikację i ograniczenia kontraktu. Awaria Freeport LNG i ryzyko norweskich dostaw przypomniały, że tani gaz do skraplania nie wystarcza bez sprawnego łańcucha dostaw.

Magazyny UE zakończyły październik zapełnione w około 74,6%, wobec około 71,6% na koniec września. Wzrost o około 3 pkt proc. poprawił bufor, lecz nie zatrzymał wzrostu cen. ACER podkreślał niekorzystny spread zima–lato oraz konkurencję z Azją o LNG na rynku spot.

W USA zapasy gazu roboczego wzrosły z 3 415 Bcf 25 września do 3 724 Bcf 23 października. Ostatni raport pokazywał zapasy o 38 Bcf, czyli o 1,0%, wyższe od średniej pięcioletniej, lecz o 147 Bcf niższe niż przed rokiem.

Ten kontrast tłumaczy spadek Henry Hub przy wzroście cen europejskiego LNG. USA miały rosnące zapasy i silną produkcję, podczas gdy Europa płaciła za transport, skroplenie i rywalizację o ładunek. Magazyny regionalne są buforem, ale bez infrastruktury eksportowej nie da się ich wzajemnie zastąpić.

Średnia cena jet fuel USGC rosła przez cztery pierwsze tygodnie miesiąca, osiągając 4,6226 USD/gal w tygodniu 19–23 października. W ostatnim tygodniu spadła o 3,4%, do 4,4636 USD/gal, lecz pozostała powyżej poziomu z początku miesiąca.

Zapasy jet fuel w PADD 3 wzrosły z 13,407 mln baryłek 2 października do 14,875 mln baryłek 30 października. Produkcja netto wahała się między 1,016 a 1,077 mln b/d. Poprawa lokalnego bufora przyczyniła się do końcowej korekty, ale globalny niedobór destylatów podtrzymywał ryzyko cenowe.

1 października Platts uruchomił oceny SAF dla USGC i brazylijską ocenę parytetu importowego. To zwiększa przejrzystość kontraktów, ale nie usuwa różnic w kwalifikacji surowca, emisyjności, kredytach środowiskowych i kosztach certyfikacji.

EIA prognozowała na IV kwartał 0,27 mln b/d HVO (renewable diesel), 0,11 mln b/d biodiesla i 0,05 mln b/d innych biopaliw, w tym SAF, odnawialnego oleju opałowego i odnawialnej naphthy. Całoroczna produkcja HVO ma wynieść 0,23 mln b/d, o około 21% więcej niż w 2025 r.

16 października EPA zaproponowała dwa warianty realokacji około 770 mln dodatkowych RIN wynikających ze zwolnień dla małych rafinerii za 2025 r., większych, niż zakładano: podział między lata 2026 i 2027 albo przeniesienie całości na 2027 r. Agencja nie zmieniła wcześniej ustalonych wolumenów fizycznych: 24,02 i 24,46 mld RIN.

Dla handlu międzynarodowego kluczowe pozostaje, czy wartość wynikająca z systemów wsparcia zostaje zachowana, czy przepada. EIA wskazywała, że w II połowie 2025 r. USA eksportowały około 50 tys. b/d HVO i innych biopaliw, głównie do Kanady i Europy. Taki przepływ nie oznacza jednak, że każdy ładunek spełni wymogi RED, RFS, LCFS lub krajowego mandatu SAF.

Ropa i przerób. Ameryka Północna oraz Bliski Wschód miały największą zdolność do dostarczenia dodatkowej baryłki, choć odbudowa przepływów z Zatoki Perskiej pozostawała krucha. Europa i Azja były strukturalnymi importerami ropy; o faktycznej dostępności decydowały fracht i dopasowanie gatunku do konfiguracji rafinerii.

Produkty rafineryjne. Największy deficyt dotyczył diesla i jet fuel. Dostawy produktów oraz LPG z Bliskiego Wschodu odbudowywały się znacznie wolniej niż dostawy ropy. Azjatycki bufor eksportowy skupiał się w Indiach, Korei Południowej i Singapurze, natomiast Europa, Ameryka Łacińska i Afryka pozostawały zależne od importu.

Gaz, LPG i paliwa niskoemisyjne. USA pozostawały kluczowym źródłem elastycznego LNG i LPG, lecz terminale, flota i Kanał Panamski ograniczały tempo wzrostu wysyłek. Podaż biopaliw była skoncentrowana w Ameryce Północnej i Łacińskiej; w Europie dostępność fizyczna nie była równoznaczna ze spełnieniem wymogów RED lub krajowego mandatu.

Ropa, benzyna i naphtha. Azja pozostawała największym krańcowym nabywcą ropy, ale drogi fracht ograniczał możliwość sięgania po baryłki z Atlantyku. Popyt na naphthę był słaby, co IEA wiązała z ujemnymi crackami; rynek benzyny był bardziej regionalny i po sezonie letnim nie dawał jednolitego globalnego sygnału.

Diesel, jet fuel i VLSFO. Europa, Ameryka Łacińska i Afryka konkurowały o ograniczoną pulę diesla. Popyt lotniczy podtrzymywał zakupy jet fuel w Ameryce Północnej, Europie, na Bliskim Wschodzie i w Azji. Singapur potrzebował zachodnich komponentów VLSFO, ale o tym, czy spread East–West przekładał się na ładunek, decydowała wysokość frachtu.

Gaz, LPG i biopaliwa. Europa oraz Azja zwiększały zakupy LNG przed zimą, a na koniec miesiąca JKM i TTF zbliżyły się do siebie. Azja Południowa przejęła część wzrostu amerykańskiego eksportu propanu. Najsilniejszy popyt regulacyjny na biopaliwa i SAF utrzymywał się w USA i Europie, podczas gdy Ameryka Łacińska łączyła krajowe mandaty z bazą surowcową.

Ropa. Opublikowany 8 października netback WTI MEH z amerykańskiego wybrzeża Zatoki Meksykańskiej (USGC) do Rotterdamu wynosił +19,99 USD/b. Ten sam surowiec wysłany do Singapuru i Azji Północno-Wschodniej dawał odpowiednio −17,01 i −19,77 USD/b. Dlatego USGC → Europa otrzymuje status N, a USGC → Azja-Pacyfik status Z.

Benzyna i naphtha. Korytarze Atlantyk → Ameryka Łacińska/Afryka oraz Bliski Wschód → Azja są strukturalne, lecz publiczne źródła nie podawały porównywalnego październikowego netbacku dla wszystkich relacji. Status W lub M jest więc sygnałem do kalkulacji, nie deklaracją otwartej marży.

Diesel. Przepływy z Azji do Europy oraz z USA do Ameryki Łacińskiej były fizycznie potwierdzone, jednak backwardacja, stawki MR, sankcje i czas rejsu ograniczały marżę. Kierunki z USGC, Bliskiego Wschodu i Azji do Europy pozostają naturalnymi trasami warunkowymi.

Jet fuel. Geografia podaży była węższa niż w przypadku diesla. Azja i Bliski Wschód mogły zasilać Europę, lecz długi czas rejsu i konkurencja diesla o frakcje średnie podnosiły próg opłacalności. Dlatego macierz nie oznacza żadnego kierunku jako potwierdzonego dodatnim netbackiem.

VLSFO. Zachodnie ładunki z Europy Północno-Zachodniej (NWE), basenu Morza Śródziemnego i Brazylii zasilały Singapur. Spread East–West dochodził do 152 USD/t, lecz wysoki fracht ograniczał napływ w pierwszej połowie miesiąca. Przepływ fizyczny był widoczny, ale marża zależała od dnia załadunku i komponentu do mieszania.

LNG. USA → Europa, Bliski Wschód → Azja i Afryka → Europa są potwierdzonymi korytarzami. Pod koniec miesiąca JKM był zbliżony do TTF, więc wartość trasy Atlantyk → Azja wynikała głównie ze swobody wyboru, nie z trwałej premii za kierunek dostawy.

LPG – USA → ARA/NWE. S&P Global wskazał, że we wrześniu Europa odebrała z USA 12 mln baryłek propanu, a średni fracht VLGC Houston–NWE wyniósł 31,27 c/gal wobec 30,71 c/gal w sierpniu. Korytarz jest zatem fizycznie potwierdzony. Otwarty arbitraż wymaga jednak, aby CIF ARA pokrył Mont Belvieu, premię FOB USGC, terminal, fracht VLGC, straty i finansowanie.

LPG – pozostałe kierunki. USA → Azja jest także potwierdzonym przepływem; Bliski Wschód → Azja pozostawał warunkowy z powodu ograniczonej podaży. Ameryka Łacińska i Afryka były potencjalnymi kierunkami dostaw z USGC, ale publiczne źródła nie pozwalały potwierdzić dodatniego październikowego netbacku.

Biopaliwa i SAF. USA → Europa ma potwierdzony przepływ, lecz wartość RIN, LCFS, RED, śladu węglowego, certyfikacji i ceł może całkowicie zmienić wynik. Dlatego pozostałe relacje są oznaczone jako W lub M, nawet gdy istnieje fizyczny handel surowcem lub paliwem.

W październiku wartość handlowa tkwiła w zdolności do zmiany źródła, trasy i kierunku dostawy.