Wykorzystywanie diesla było szczególnie atrakcyjne późnym latem 2022 (patrz Wykres 6.), choć wg wyliczenia IEA okres przewagi paliwa ropopochodnego rozpoczął się już latem 2021. Ostatnie dynamiczne spadki cen gazu ziemnego przyciągają relację do poziomu równowagi. Stosunek wartości względnej tych paliw nie wydaje się być trwały, zatem prawdopodobnie firmy nie będą inwestować w duże moce oparte na paliwach ropopochodnych, a dodatkowy popyt z tego tytułu nie będzie istotnie większy od przewidywanych 300- 450 tys. b/d w Europie.
Od 5.12.2022 obowiązuje unijne embargo na rosyjską ropę naftową dostarczaną do UE drogą morską. Wymusiło ono dalsze przemodelowanie globalnych łańcuchów dostaw surowca. Po wejściu w życie drugiej części ograniczeń na import węglowodorów z Rosji (embargo na produkty od 5.02.2023) przekierowane zostanie ok. 2,5 mln b/d rosyjskiej ropy naftowej i produktów ropopochodnych (wg S&P Global). IEA przewiduje, że Europa będzie w większej części zaspokajać swoje zapotrzebowanie dostawami z USA i Bliskiego Wschodu przez przekierowanie transportów wcześniej wysyłanych do Afryki i Ameryki Południowej. To może tworzyć przestrzeń do zagospodarowania przez podaż rosyjską.
Wszystkie te zmiany skutkują wydłużeniem dystansów do pokonania przez tankowce. Przewóz ropy typu Urals z rosyjskich portów na Bałtyku (Primorsk, Ust-Ługa) do odbiorców w Europie Zachodniej trwa przeciętnie 8 dni, natomiast do Ameryki Południowej lub Zachodniej Afryki 30 dni, a dostawa do Indii lub Chin to ok. 30-40 dni. Rosja eksportuje również ropę z portu w Noworosyjsku nad Morzem Czarnym, dla którego wydłużenie transportu będzie nieco mniej dotkliwe. Za wydłużeniem czasu transportu i dystansu idzie oczywiście podwyższenie jego kosztów.
W 2021 ok. 85% transportu morskiego rosyjskiej ropy odbywało się na tankowcach typu Aframax, a pozostałą część przewożono na Suezmax i VLCC (większe ładowności). To właśnie na średniej wielkości jednostki (LR1, Aframax, LR2) popyt ma rosnąć najsilniej. Jednostki większe (VLCC i ULCC) często nie są w stanie wpłynąć na wody Bałtyku lub są ograniczane przez porty, np. gdański Naftoport nie jest w stanie obsłużyć dużych tankowców klasy VLCC z pełnym ładunkiem.
W przypadku transportu produktów (paliw i petrochemii) używane są wyłącznie jednostki małe i średnie. Braemar (broker na rynku transportu morskiego) szacuje, że Rosji brakuje 110 tankowców, głównie klasy Aframax/LR2 i w mniejszym stopniu Suezmax. Szacunki kosztów zakupu nowych tankowców wg klasy wskazują, że cena Aframaxa jest niemal identyczna jak, większego od niego, Suezmaxa, a historyczny spread między cenami tych tankowców zaczął błyskawicznie znikać w 2022.
Napięcia na rynku tankowców wpływają na końcowy koszt paliwa w krajach importujących, co stanowi delikatnie pozytywny impuls dla marż na dieslu w Europie. Jednak mogą też wymuszać obniżki cen u eksporterów, szczególnie w okresie niskiego popytu, co dotyczy m.in. eksportu benzyn z Europy (Stary Kontynent jest eksporterem netto benzyny, a importerem diesla).
IEA zwraca uwagę na potencjalne problemy pod kątem możliwości przekierowania przez Rosję eksportu produktów (paliwa i petrochemia) na inne rynki, są wśród nich takie kwestie jak:
- Nadal brak istotnych zmian w globalnych łańcuchach dostaw paliw (w przypadku ropy mieliśmy do czynienia ze stopniowym przekierowywaniem dostaw już od marca’22)
- Zróżnicowanie paliw i potrzeb jakościowych różnych rynków docelowych
- Chęć chronienia lokalnego sektora rafineryjnego przed tańszymi rosyjskimi paliwami - zarówno Chiny, jak i Indie, są dużymi eksporterami produktów ropopochodnych.
Do tego można dodać, wspomniane wcześniej, napięcie na rynku frachtu morskiego w postaci wyższych kosztów przewozu tankowcami „czystymi” i gazowcami ze względu na przeciętnie dłuższe trasy do rynków docelowych.
Istotna jest również kwestia ubezpieczeń transportu morskiego, który kontrolują w zdecydowanej większości ubezpieczyciele z Europy, a udział w tym rynku krajów G7 szacowany jest na 95%. W ramach sankcji wprowadzono zatem możliwość objęcia ubezpieczeniem transportów surowca zakupionego po cenie nie wyższej niż 60 USD/b. Podobny mechanizm ceny maksymalnej zostanie wprowadzony dla produktów ropopochodnych od 5.02.2023, aczkolwiek na ten moment nie są znane konkretne limity dla poszczególnych rodzajów paliw.
Na ten moment trudno ocenić też czy wprowadzone regulacje istotnie ograniczyły transport surowca z Rosji w ostatnich tygodniach (patrz Wykres 7.). Embargo i limit cenowy ma ograniczyć rosyjską podaż ropy na globalnym rynku o 1 mln b/d (wg m.in. IEA i Vitol) na początku 2023. Realizacja takiego scenariusza zwiększy prawdopodobieństwo jego powtórzenia w lutym’23 w zakresie produktów ropopochodnych, choćby z powodu ww. przez IEA potencjalnych ryzyk pod kątem przekierowywania dostaw. Wpływ takiego obrotu spraw na marże rafineryjne jest trudny do jednoznacznego oszacowania, ale wydaje się, że ograniczenie podaży paliw przeważy nad droższym surowcem wspierając tym samym marże, głównie na dieslu.
Rosjanie prowadzą aktualnie prace nad odpowiedzią na sankcje w postaci zakazu sprzedaży surowca do państw, które przyjęły limit cenowy. Jest to działanie spodziewane i uwzględnione w ww. szacunku ograniczenia podaży. Po przejściowych zawirowaniach związanych z przemodelowaniem łańcuchów dostaw rosyjski eksport nie powinien zanacząco odbiegać od dotychczasowego, o ile znajdą się inni kupcy, a Rosjanie będą chcieli sprzedawać surowiec. W wariancie silnego spowolnienia gospodarczego i spadków na rynku ropy, wcale nie musi to być takie oczywiste (rosyjski koszt wydobycia szacowany jest na ok. 42-44 USD/b).
***Materiał pochodzi z raportu PKO BP: “Monitoring Branżowy - Analizy Sektorowe”, którego pełną zawartość możesz zobaczyć i pobrać klikając w poniższy przycisk:
