- Bezprawnik -
- Gospodarka -
- Panika o puste dystrybutory nie ma sensu. Prawdziwy problem z paliwem jest inny
Panika o puste dystrybutory nie ma sensu. Prawdziwy problem z paliwem jest inny
Zamknięcie saudyjskiego rurociągu Wschód-Zachód i uszkodzenia infrastruktury eksportowej w rejonie portu Yanbu sprawiły, że Saudi Aramco anulowało część wrześniowych ładunków ropy dla europejskich odbiorców, w tym dla Orlenu. W Polsce odpowiedziała na to fala niepokoju o puste dystrybutory. Panika trafia jednak w niewłaściwy cel, bo surowca w rafineriach nie zabraknie. Kosztować będzie za to znacznie więcej, i to jest rzeczywisty kłopot, który odczuje każdy kierowca.
Warto rozdzielić dwie warstwy tej sytuacji, bo prowadzą do zupełnie różnych wniosków. Pierwsza dotyczy fizycznej dostępności ropy, czyli tego, czy Płock ma z czego produkować benzynę i diesla. Druga dotyczy ceny, po jakiej ten surowiec da się dzisiaj kupić. Wokół pierwszej narosło najwięcej emocji, choć akurat tu sytuacja jest opanowana. Druga jest realnym problemem i tłumaczy, dlaczego kierowcy pamiętają, że jeszcze 1 września 2026 podwyżki cen paliw sięgnęły miejscami złotówki na litrze.
Paliwa nie zabraknie, choć zmienia się dostawca
Saudi Aramco odpowiada obecnie za około 40 proc. wsadu rafineryjnego Grupy Orlen. Według danych firmy analitycznej Kpler do Gdańska trafiało w tym roku około 160 tys. baryłek saudyjskiej ropy dziennie, a do litewskiej Butingi kolejne 63 tys., przy dobowym przerobie koncernu rzędu 700 tys. baryłek. Skala uzależnienia jest więc spora, ale anulowane zostały na razie pojedyncze ładunki, a nie kontrakt ramowy.
Reakcja spółki była szybka. Orlen domknął lukę w dwie sesje, kupując na rynku spot gatunki z Morza Północnego (Grane, Johan Sverdrup i Johan Castberg), a następnie rozpisał przetargi na listopadowe dostawy amerykańskiego WTI Midland, kazachskiego CPC Blend oraz ropy algierskiej i gujańskiej. To scenariusz, pod który przez lata rozbudowywano gdański Naftoport. Morze Północne leży zresztą logistycznie bliżej niż Zatoka Perska, bo tankowiec pokonuje tę trasę w trzy do pięciu dni, zamiast trzech tygodni przez Kanał Sueski.
Do tego dochodzi bufor ustawowy. Zgodnie z ustawą z 16 lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego, Polska utrzymuje rezerwy odpowiadające co najmniej 90 dniom średniego przerobu. Komunikat, w którym koncern zapewnia, że „dostawy ropy do Polski oraz pozostałych rafinerii Grupy Orlen są realizowane na bieżąco i w pełni pokrywają ich zapotrzebowanie” (odpowiedź Orlenu dla PAP), nie jest więc pustym uspokajaniem opinii publicznej, tylko opisem stanu faktycznego.
Realny problem to cena, a nie dostępność
Cała trudność siedzi w cenie zastępczych baryłek, i tu obraz robi się poważny. Rynek fizyczny oderwał się od terminowego w sposób, który w normalnych warunkach praktycznie nie występuje. Dated Brent, czyli benchmark realnych ładunków, notowany jest w okolicach 122–132 dolarów, podczas gdy kontrakty terminowe na Brent chodzą po 107–110. Pojedyncze gatunki biją rekordy, jak Forties, który osiągnął 136,75 dolara. Zwykle różnica między tymi miarami wynosi dolara, najwyżej dwa. Dziś sięga dwudziestu pięciu, co oznacza, że kto potrzebuje baryłki natychmiast i w konkretnym porcie, płaci ćwierć ceny więcej niż inwestor kupujący abstrakcyjną ekspozycję na papierze.
Ta premia nie pojawiła się w zeszłym tygodniu. Rozjazd zaczął się już w marcu 2026 r., wraz z zamknięciem cieśniny Ormuz. Rurociąg Wschód-Zachód o przepustowości 7 mln baryłek dziennie był przez ostatnie pół roku obejściem tego problemu i głównym powodem, dla którego europejski rynek fizyczny funkcjonował względnie normalnie. Obecna awaria usunęła ostatni bezpiecznik z systemu, który od sześciu miesięcy pracuje bez marginesu.
Rynek terminowy wycenia to jako szok przejściowy. Front krzywej stoi na 107,7 dolara, kontrakt dwunastomiesięczny na 80,3, co daje tak zwane backwardation rzędu 27 dolarów, czyli około 25 proc. Miesiąc wcześniej ta sama struktura wynosiła około dwunastu dolarów. Cały cios osiadł zatem na najbliższych kontraktach, a koniec 2027 r. podrożał zaledwie o kilka dolarów. Handlujący kupują narrację o trzech do pięciu tygodniach naprawy rurociągu. Ma to nieprzyjemny efekt uboczny, bo przy tak stromej krzywej gromadzenie zapasów przestaje się opłacać, nikt nie buduje poduszki, a każde kolejne zdarzenie podażowe trafia na rynek pozbawiony bufora. Stąd gwałtowność notowań, czego dowodem był wtorkowy, sześcioprocentowy spadek WTI po samej informacji o przekierowaniu części eksportu przez Oman.
Trzy słabe punkty, które czuje polski kierowca
Jeśli szukać realnych, a nie medialnych zagrożeń dla polskiego rynku paliw, leżą one w trzech miejscach, i żadne nie dotyczy dostępności surowca.
Pierwsze to koncentracja dostawcy. Odejście od rosyjskiego Uralsu było konieczne, ale zamieniło jedną zależność na drugą. Czterdzieści procent wsadu z jednego kierunku wciąż jest wąskim gardłem, tyle że przesuniętym geograficznie.
Drugie to logistyka. Rafinerie w Płocku i Możejkach muszą teraz przyjąć zamiennik drogą morską, po cenie spot i z premią za natychmiastową dostawę, bez opcji sięgnięcia po rurociąg. Rosnące koszty transportu przekładają się na całą gospodarkę, o czym najgłośniej mówi branża przewozowa. Wysokie stawki na stacjach to nie tylko zmartwienie właścicieli aut osobowych, bo ceny paliw zaczynają zjadać marże firm, które nie zawsze mają jak przerzucić je na klienta.
Trzecie to kurs walutowy. Jastrzębia postawa amerykańskiej Rezerwy Federalnej i mocny dolar sprawiają, że cena wyrażona w złotym rośnie szybciej niż w dolarze. To wprost napędza inflację i wymusza reakcję polityczną. Jej przykładem są zapowiedziane od października dopłaty do paliwa rolniczego. Na wsparcie ma się złożyć 1,48 zł zwrotu akcyzy na litr oleju napędowego (mechanizm z ustawy z 10 marca 2006 r. o zwrocie podatku akcyzowego zawartego w cenie oleju napędowego wykorzystywanego do produkcji rolnej) oraz dodatkowe 52 gr wsparcia, częściowo finansowanego z pieniędzy unijnych. Po stronie kierowców indywidualnych rząd operuje pakietem „Ceny Paliwa Niżej”, czyli obniżonym VAT-em i cenami maksymalnymi, a w tle wciąż wisi pomysł podatku od nadzwyczajnych zysków koncernów paliwowych. Jeszcze wiosną analitycy Credit Agricole prognozowali maksymalne ceny paliw nawet do lutego 2027, właśnie z powodu presji na wskaźniki inflacji.
Orlen może na tym kryzysie zyskać, a nie stracić
Tu pojawia się zgrzyt, który konsument odczuwa boleśnie. Szok podażowy nie musi oznaczać strat koncernu. Jakościowo Johan Sverdrup jest przyzwoitym substytutem saudyjskiej Arab Light, ropy średniej i średniosiarkowej, dopasowanej do polskich instalacji. Gorzej wypada lekkie i słodkie WTI Midland, które daje więcej benzyny i nafty, a mniej pożądanych destylatów średnich. W czasie zakłóceń marże na przerobie oleju napędowego, tak zwane crack spready, rosną zwykle szybciej niż sam surowiec, więc modelowa marża rafineryjna może się nawet poprawić.
Prawdziwe ryzyka dla spółki są innej natury: droższy kapitał obrotowy przy droższych zapasach, eksplodujący fracht (czarter tankowca klasy VLCC z Zatoki do Chin przekroczył milion dolarów za rejs) oraz presja polityczna na ceny detaliczne. Braku ropy wśród nich nie ma. Dla porządku, marża EBIT Orlenu sięga obecnie około 8 proc., czyli mniej niż u Totala czy Exxona, choć w 2022 r. wskaźniki tych gigantów były zbliżone i wynosiły 16–18 proc. (dane Bloomberg Finance LP oraz XTB).
Czy ceny paliw spadną
Scenariusz bazowy, któremu można przypisać około 60 proc. prawdopodobieństwa, zakłada korektę wychodzącą od frontu krzywej. Saudyjczycy ładują już znacznie więcej ropy z portów Ras Tanura i Juaymah, amerykańska marynarka eskortuje transporty w rejonie Omanu, a rurociąg ma wrócić do pracy w ciągu trzech do pięciu tygodni. W takim układzie najpierw stopnieje premia rynku fizycznego, a dopiero potem sama cena, z Brentem schodzącym w okolice 96–102 dolarów. Mniej prawdopodobny wariant wzrostowy, szacowany na 30 proc., opiera się na tym, że wąskim gardłem nie jest ropa, tylko tonaż. Przerzucenie 7 mln baryłek dziennie z rurociągu na statki wymaga floty, której po prostu brakuje, a dokładają się do tego przestoje w Libii, remonty w Kazachstanie i rosyjskie zakłócenia. Wtedy Dated Brent mógłby sięgnąć nawet 140–150 dolarów.
Wskaźnikiem, który warto obserwować zamiast samych notowań terminowych, jest właśnie premia Dated Brent ponad kontrakty futures. Dopóki rynek fizyczny płaci kilkanaście, a nawet dwadzieścia kilka dolarów ponad papier, odbicie kontraktów nie przynosi rafineriom żadnej ulgi. Zejście tej premii poniżej pięciu dolarów będzie realnym końcem kryzysu i historycznie wyprzedza spadek ceny detalicznej o kilka sesji. Sytuacja techniczna jest przy tym skrajnie rozgrzana, bo wskaźnik RSI dla Brenta stoi na poziomie 81, a cena notowana jest niemal 20 proc. powyżej średniej z pięćdziesięciu sesji. To układ, w którym ryzyko przechyla się raczej w stronę spadków, i sam komunikat Aramco o wcześniejszym wznowieniu załadunków może w dwie sesje zdjąć nawet 8–10 proc. obecnej premii.
Pytanie, czy ceny paliw powinny spadać w najbliższych tygodniach, ma więc dość jasną odpowiedź, o ile nie dojdzie do dalszej eskalacji. Zagrożeniem dla bezpieczeństwa dostaw stałoby się dopiero jednoczesne zablokowanie cieśnin Ormuz i Bab al-Mandab oraz odcięcie surowca znad Morza Czerwonego przy trwałym deficycie statków. Kilkutygodniowa naprawa rurociągu do tej kategorii się nie zalicza. Polska nie ma dziś problemu z dostępnością ropy. Ma problem z jej ceną i z tym, że awaryjny wariant, czyli ropa z Morza Północnego, jest akurat najdroższym surowcem na świecie. Podobny mechanizm było zresztą widać już w lipcu 2026 droższe paliwo na stacjach pojawiło się nie z powodu braku surowca, lecz jego kosztu.
