Zmiany na rynku paliw w 2021 r.

Ceny ropy naftowej i gazu ziemnego

W 2021 roku średnie notowanie ropy naftowej gatunku Brent wyniosło 70,9 USD/bbl i było o 69,4% wyższe w porównaniu do 2020 roku. Głównym czynnikiem działającym na wzrost ceny tego surowca był wzrost zapotrzebowania na ropę, który wg OPEC w 2021 roku wyniósł około 6%. Wynikał on w głównej mierze z odbudowy gospodarek po okresie lockdownów w 2020 roku, a w konsekwencji z szacowanego wzrostu globalnego PKB na poziomie blisko 6%. Od czasu zniesienia restrykcji w maju stale rósł popyt w USA, Europie, Chinach czy Indiach. W 2021 roku zapotrzebowanie na surowiec wśród trzech największych konsumentów (USA, Chiny, Europa) najbardziej wzrosło w USA (+8,4%) w porównaniu do 2020 roku.

70,9 USD/bbl

Średnie notowanie ropy naftowej gatunku Brent w 2021 r.

Ponadto znacząca dla bilansowania rynku była aktywna polityka państw OPEC+, służąca bieżącemu monitorowaniu sytuacji podażowo-popytowej na rynku. Zgodnie z lipcowymi uzgodnieniami, kraje członkowskie miały zwiększać swoje wydobycie od sierpnia do grudnia o 400 tys. b/d miesięcznie.

Nie bez znaczenia pozostaje również fakt obserwowanego od września ubiegłego roku wzrostu opłacalności wykorzystania ropy naftowej względem pozostałych wsadów do produkcji energii elektrycznej w wyniku wysokich cen gazu ziemnego oraz wysokie poziomy globalnej inflacji, która skłania inwestorów do zwiększenia inwestycji w surowce.

W 2021 roku średnia różnica pomiędzy gatunkami ropy Urals i Brent wyniosła -1,83 USD/bbl, w porównaniu do -0,6 USD/bbl w 2020 roku. Wycena mieszanki Rebco rosła w mniejszym tempie niż gatunku Brent, m.in. z uwagi na zwiększoną podaż przez Rosję wraz z luzowaniem polityki OPEC+. Od lutego obserwowano wzrost programów załadunkowych w rosyjskich portach eksportowych. Największy poziom od początku pandemii program załadunkowy osiągnął w październiku, tj. równy 7,41 mln ton, a przyczyniły się do tego jesienne postoje remontowe w Rosji. Okresowo na popyt na ropę Urals oddziaływały z jednej strony wysokie zainteresowanie słodkimi gatunkami rop w trzecim kwartale (rosnące koszty produkcji wodoru z uwagi na wysokie ceny gazu ziemnego), a następnie rosnące cracki na średnie frakcje odwróciły uwagę rynku ku ropom o średniej i wysokiej kwasowości.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych Refinitiv

W 2021 roku notowania gazu ziemnego były bardzo zmienne. Jednocześnie nastąpił ich istotny wzrost w porównaniu do 2020 roku (w przypadku brytyjskiego National Balancing Point średnioroczna cena wzrosła o około 390%, wynosząc 88,1 USD/boe), co było efektem kilku czynników:

  • zwiększonego zapotrzebowania na surowiec (odbudowa gospodarcza);
  • niskiego poziomu wypełnienia magazynów w Europie (zapasy na początku października 2021 roku – początek sezonu grzewczego – były mniejsze o 18,1% w porównaniu do 2020 roku);
  • spekulacyjnych praktyk rynkowych;
  • ograniczania dostaw surowca przez Rosję (co najmniej 5,5% mniej niż w 2020 roku), która podejmowała działania w kierunku certyfikacji gazociągu Nord Stream 2 i to pomimo rekordów w zakresie wydobycia surowca w tym państwie (514,8 mld m3 w 2021 roku a więc więcej o 62,2 mld m3 wobec 2020 roku)
  • mniejszego wydobycia surowca w Norwegii oraz Wielkiej Brytanii (efekt prac remontowych na złożach);
  • mniejszymi dostawami LNG do Europy (10% mniej niż w 2020 roku, gdyż faworyzowany był rynek Azji i Pacyfiku).

W trakcie całego 2021 roku rynek w Europie znajdował się pod presją notowań oraz braku dostępności do surowca (m.in. działania Rosji, które skutkowały niskim poziomem wypełnienia magazynów należących do OAO Gazprom w Austrii, Niemczech oraz Holandii). Tego typu sytuacja uległa nieznacznej poprawie pod koniec 2021 roku, ale tylko chwilowo nastąpiło zmniejszenie presji na notowania w efekcie zwiększonych dostaw LNG do Europy z USA. Trudności w dostępności do gazu ziemnego skutkowały większą wrażliwością na czynniki o charakterze jednostkowym (np. zmniejszone wytwarzanie energii elektrycznej z farm wiatrowych na kontynencie, chwilowe problemy w elektrowniach jądrowych).

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych Refinitiv

Ceny ropy naftowej na światowych rynkach są zwyczajowo wyrażane w dolarach. Dlatego też z perspektywy spółek rafineryjnych ważne są nie tylko notowania samej ropy naftowej, ale także kształtowanie się kursu waluty ich kraju wobec waluty amerykańskiej. W 2021 roku notowania złotego nieznacznie umocniły się w stosunku do amerykańskiego dolara, tj. średni kurs USD/PLN spadł o 0,9%, z poziomu 3,8978 zł w 2020 roku do poziomu 3,8647 zł w 2021 roku. Jednak od listopada 2021 notowania USD/PLN kształtowały się na poziomach przekraczających 4 USD/PLN.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych Narodowego Banku Polskiego

Ponadto na ceny ropy naftowej i gazu mogą oddziaływać takie czynniki jak spadek zapotrzebowania (sytuacja gospodarcza), niepewna sytuacja geopolityczna oraz konflikty zbrojne w rejonach wydobycia ropy naftowej, restrykcje importowe i eksportowe oraz warunki pogodowe i klęski żywiołowe.

Przerób ropy naftowej

Moce przerobowe

W 2021 roku widoczna była odbudowa wykorzystania mocy przerobowych w rafineriach na świecie.

Na koniec roku wzrost wskaźnika o 11,2 p.p. rok do roku do 83,0% wykazały kraje europejskie, w USA natomiast wskaźnik zwiększył się o 10,7 p.p. względem roku ubiegłego, osiągając poziom 89,8%.

Najmniejszy wzrost odnotowany został na kontynencie azjatyckim, gdzie lokalne rafinerie zwiększyły wykorzystanie mocy przerobowych w grudniu o 2 p.p. względem roku ubiegłego. Współcześnie następuje specjalizacja w kierunku coraz bardziej złożonych zakładów, charakteryzujących się zwiększoną zdolnością przetwarzania wtórnego.

Ten występujący od wielu lat trend jest wynikiem połączenia tendencji do zamykania starszych, prostszych rafinerii, stopniowego dodawania przetwarzania wtórnego w istniejących zakładach i budowania nowych rafinerii o wysokim poziomie złożoności. Wynika to z rosnącego światowego popytu głównie na lekkie, czyste produkty i stopniowego spadku popytu na resztkowy olej opałowy. Ponadto zmiany te wynikają z coraz surowszych przepisów dotyczących jakości paliw.

Od 2012 roku w Europie zamknięto szereg rafinerii, o mocach przerobowych wynoszących łącznie około 2 mln b/d. W Europie funkcjonuje ponad 100 zakładów, charakteryzujących się różnym poziomem konwersji, a część z nich (uwzględniając panujące uwarunkowania rynkowe) cechuje niski poziom rentowności, w efekcie czego część zakładów została lub zostanie zamknięta. Charakterystycznym trendem w panujących uwarunkowaniach jest również przekształcanie zakładów w biorafinerie.

Z uwagi na coraz bardziej przyspieszane w czasie plany osiągniecia gospodarek zeroemisyjnych, prognozowany spadek zapotrzebowania na paliwa, rosnące znaczenie kwestii środowiskowych i wykorzystanie innych źródeł energii istnieje prawdopodobieństwo spadku poziomu mocy przerobowych rafinerii na świecie, a w konsekwencji likwidacji kolejnych zakładów.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych OPEC

Jednym z niewielu państw, które zwiększyły przerób ropy naftowej w 2021 roku względem 2019 roku były Chiny. Kraj ten umocnił się na globalnym rynku rafineryjnym, otwierając kolejne moce wytwórcze o wysokim poziomie konwersji, wywołując tym samym presję na działalność tradycyjnych rafinerii w krajach rozwiniętych. Ponadto, jak pokazują dane MFW, kraj ten w dużo mniejszym stopniu pod względem gospodarczym odczuł pandemię COVID-19 w porównaniu do większości państw świata, odnotowując wzrost PKB o 2,3% w 2020 roku i 8% w 2021 roku (średnio na świecie wskaźniki te wyniosły odpowiednio -3,1% oraz 5,9%).

W 2021 roku przerobiono w Polsce 24,8 mln ton ropy naftowej, tj. o 3,9% mniej niż w poprzednim roku.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych POPiHN

Marże na produktach

W 2021 roku różnice pomiędzy notowaniami produktów a ceną referencyjną ropy naftowej (tzw. cracki) przedstawiały się następująco:

wartość najniższa 65,1 USD/t, najwyższa 225,5 USD/t, średnie notowanie wzrosło o 113,3% r/r, tj. o 73,9 USD/t. Na premie na benzynach oddziaływały: mniejszy przerób surowca w rafineriach na kontynencie na wiosnę; znaczący, sezonowy wzrost popytu w Europie oraz USA; wysokie poziomy eksportu paliwa z Europy do Afryki, USA oraz w region Morza Śródziemnego. Pod koniec sierpnia miało miejsce uderzenie huraganu Ida w Zatoce Meksykańskiej, które spowodowało czasowe zatrzymanie przerobu tamtejszych rafinerii i jeszcze większy wzrost zainteresowania europejskim produktem. W listopadzie na poziomach marż ważyły obawy o zapotrzebowanie na produkt w efekcie pojawienia się nowej mutacji wirusa – Omikron. Jednak według uczestników rynku nie widać obecnie większego wpływu tego zjawiska na popyt;

wartość najniższa 24,9 USD/t, najwyższa 130,9 USD/t, średnie notowanie wzrosło o 65,1% r/r, tj. o 27,2 USD/t. Zjawiskiem najważniejszym w 2021 roku było ożywienie ruchu transatlantyckiego po zniesieniu ograniczeń dla zaszczepionych pasażerów przyjeżdżających do USA;

wartość najniższa 15,9 USD/t, najwyższa 101,6 USD/t, średnie notowanie spadło o 10,7% r/r, tj. o 6 USD/t. W pierwszym kwartale 2021 roku na cracku ważyły przedłużające się w Europie obostrzenia w przemieszczaniu oraz relatywnie duży import (w marcu z Rosji, a w kwietniu głównie Bilskiego Wschodu). Od kwietnia następowała odbudowa cracku w wyniku znoszenia obostrzeń w mobilności, zadawalającego tempa odbudowy gospodarki globalnej oraz spadku eksportu z Rosji oraz USA (w wyniku wysokich cen diesla za oceanem okresowo notowano wręcz odwrotny kierunek arbitrażu od standardowego). W październiku miało miejsce ograniczenie podaży średnich destylatów w związku z wysokimi kosztami produkcji wodoru (rekordowe ceny gazu ziemnego). Przynajmniej trzy rafinerie na Starym Kontynencie obniżyły obciążenie instalacji hydrokrakingu lub całkowicie je wyłączyły. Pod koniec roku pojawiały się sygnały o odbudowie rynku do poziomów sprzed pandemii. Według Euroilstock w listopadzie w krajach EU15 + Norwegia zapasy paliwa były najniższe od 2019 roku. Z kolei w grudniu popyt na produkt w USA był o 6% wyższy niż przed pandemią;

wartość najniższa -154,36 USD/t, najwyższa 96 USD/t, średnie notowanie spadło o 60,7% r/r, tj. o -58,1 USD/t. Na marżach ważyła niska konsumpcja produktu na cele żeglugowe i do wytwarzania energii elektrycznej, szczególnie obserwowana do kwietnia. W efekcie zapasy w Singapurze i Fujairah w pierwszej połowie roku notowały wysokie poziomy. Od czerwca obserwowany był spadek zapasów w obu tych portach. Już w sierpniu zapasy w Fujairah spadły poniżej poziomu sprzed pandemii, głównie w wyniku rosnących cen gazu ziemnego i wzrostu zainteresowania ciężkimi frakcjami jako alternatywnego medium energetycznego. Jednak w Singapurze nadal notuje się wysokie zapasy (w październiku wzrosły one o 7,4% m/m), a po zakończeniu w listopadzie postojów remontowych w Rosji oczekuje się również zwiększenia podaży z tego kierunku.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych Refinitiv

Poprzednia strona

Noty sprawozdania

Następna strona

Wpływ COVID -19 i sytuacji geopolitycznej na rynek paliw

Wyniki wyszukiwania