Ropa naftowa: krótkoterminowa nadwyżka zderza się z długoterminowym ryzykiem podaży

Ropa Brent wciąż utrzymuje się powyżej kluczowego poziomu 60 USD, a WTI powyżej 55 USD, lecz pod powierzchnią nastroje wyraźnie się pogorszyły. Dyskonto kontraktu z najbliższym terminem dostawy względem serii z dostawą za sześć miesięcy (zob. wykres poniżej) pogłębiło się do najniższego poziomu od grudnia 2023 r. To czytelny sygnał, że w krótkim terminie podaż jest obfita, choć jeszcze niewystarczająco, by ożywić tzw. carry trade, strategię polegającą na kupnie ropy dziś, jej magazynowaniu i sprzedaży w przyszłości po wyższej cenie. Słabnąca struktura rynku, w połączeniu z osłabieniem na rynku fizycznym od Europy po Afrykę Zachodnią, wskazuje, że rynek dryfuje w stronę krótkoterminowej nadwyżki.

Jednocześnie dane z monitoringu tankowców pokazują, że liczba baryłek przetrzymywanych na morzu wzrosła do rekordowych poziomów, ponieważ kupujący są bardziej selektywni, a sprzedający mają problem z upłynnianiem ładunków. To klasyczny obraz nadpodaży — contango na krzywej terminowej, dyskonta na rynku fizycznym oraz coraz chętniejsza gra spekulantów na dalsze osłabienie cen.

A jednak, mimo powszechnych rozmów o „zalewie” rynku, Brent i WTI jak dotąd utrzymują się powyżej odpowiednio 60 i 55 USD (zob. wykresy poniżej). Częściowo to efekt poprawy apetytu na ryzyko na szerszych rynkach finansowych, podsyconej nowym optymizmem, że napięcia handlowe mogą zelżeć. Po części to także wyraz większej ostrożności: uczestnicy rynku wiedzą, że choć w krótkim terminie sytuacja wygląda komfortowo, pojawiają się już sygnały przyszłej ciasnoty podaży.

Rosnąca nadwyżka, ale bez załamania

Najnowsze przesunięcia na krzywej terminowej dobrze pokazują zmianę nastrojów. Dyskonto najbliższej serii Brent wobec kontraktu za sześć miesięcy wyraźnie się pogłębiło, co odzwierciedla rosnące przekonanie, że wyższe wydobycie OPEC+ oraz rosnąca podaż spoza OPEC utrzymają rynek dobrze zaopatrzony w okresie zimowym. Ropa przetrzymywana na tankowcach — przybliżony wskaźnik napięć logistycznych i niesprzedanych ładunków — wzrosła do rekordowych poziomów z okresu pandemii. Taki wolumen działa jak bufor: zapewnia krótkoterminową dostępność, ale zarazem potęguje wrażenie, że fizycznych baryłek jest pod dostatkiem.

Mimo to krzywa terminowa pozostaje daleka od skrajnych poziomów, które zwykle zachęcają do wielkoskalowych transakcji magazynowych. Obecne contango jest umiarkowane w porównaniu z tym obserwowanym w fazach prawdziwej nadpodaży, na przykład w 2020 r. Sugeruje to, że choć rynek dostrzega nadwyżkę, nie wycenia jeszcze długotrwałego zalewu. Wciąż utrzymuje się przekonanie, że nadmiar zostanie ostatecznie wchłonięty przez popyt lub samokorygującą się dynamikę podaży.

Spekulanci skłaniają się ku krótkim pozycjom, lecz ostrożnie

Przy Brent utrzymującym się poniżej 65 USD nastroje spekulacyjne pozostają kruche. Fundusze zarządzane w ostatnich tygodniach redukowały długie ekspozycje, jednocześnie zwiększając liczbę krótkich pozycji, licząc na dalsze spadki w miarę odbudowy zapasów i „mięknięcia” krzywej. Przerwa w publikacji danych przez Commodity Futures Trading Commission (CFTC) ogranicza wgląd w dokładne pozycjonowanie, ale dane dla ropy Brent z giełdy ICE Futures Europe pokazują spadek długiej pozycji netto do najniższego poziomu od pięciu miesięcy oraz wzrost krótkich pozycji brutto do najwyższego poziomu od 13 miesięcy.

Problem inwestycyjny

Za krótkoterminową poduszką podaży kryje się kwestia o charakterze strukturalnym: obecne ceny są zbyt niskie, by utrzymać poziom przyszłej produkcji. Amerykański sektor łupkowy, który w ostatniej dekadzie pełnił rolę „dostawcy na żądanie”, zaczyna wykazywać oznaki zmęczenia. Basen Permski, najważniejsze źródło przyrostu wydobycia w USA, potrzebuje dziś około 61 USD za baryłkę, aby osiągnąć próg rentowności, to poziom wyraźnie powyżej bieżącej ceny WTI w okolicach 57 USD.

Przy takich poziomach producenci niechętnie angażują nowy kapitał. Aktywność wiertnicza spowalnia, a tempo naturalnego spadku wydobycia z istniejących odwiertów rośnie. Jeśli ceny pozostaną niskie, istnieje ryzyko, że moce produkcyjne będą się kurczyć szybciej, niż się obecnie zakłada. To zwiększa podatność rynku na niedobory w późniejszej części dekady, zwłaszcza jeśli globalny popyt będzie rósł zgodnie z projekcjami.

Trend niedoinwestowania nie jest nowy, ale staje się coraz bardziej dotkliwy. Presja inwestorów na dyscyplinę kapitałową, ostrzejsze regulacje środowiskowe i zmienność cen utrzymują nakłady na segment wydobywczy wyraźnie poniżej norm sprzed pandemii. Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) globalne inwestycje w ropę i gaz pozostają około 25% poniżej średniej z lat 2015–2019. W świecie, w którym duża część podaży pochodzi ze starzejących się złóż tracących wydajność o 4–6% rocznie, ta luka szybko przekłada się na utracone baryłki. IEA szacuje, że do 2050 r. trzeba będzie uruchomić ponad 45 mln baryłek dziennie nowej, konwencjonalnej podaży tylko po to, aby zastąpić naturalne spadki i utrzymać obecny poziom produkcji.

Chiny po cichu uzupełniają zapasy

Dodając kolejny wymiar złożoności, Chiny wydają się wykorzystywać niższe ceny, aby zwiększać swoje rezerwy. Najnowsze dane satelitarne i celne wskazują na stały napływ ropy zarówno do magazynów komercyjnych, jak i strategicznych. Ponieważ do 2026 r. ma powstać co najmniej 11 nowych lokalizacji rezerw, zdolność Chin do „wchłaniania” dołków cenowych wyraźnie wzrosła.

Takie zakupy strategiczne, na wzór systematycznej akumulacji złota przez banki centralne od 2022 r., są słabo widoczne w czasie rzeczywistym, lecz dyskretnie podpierają rynek, tworząc subtelne wsparcie cen. Pokazują też, jak słabość może paradoksalnie zacieśniać przyszły bilans podaży i popytu: tania ropa zachęca do zatowarowania dziś, zmniejszając poduszkę bezpieczeństwa na jutro.

Rynek niechętnie w pełni wycenia nadpodaż

Pozorny paradoks, obfitość baryłek tu i teraz przy braku głębokiego contango, mówi wiele. Inwestorzy widzą nadwyżkę, ale dostrzegają też ograniczenia co do jej trwałości. Przy utrzymującej się dyscyplinie w amerykańskim łupku, produkcji OPEC+ blisko granic mocy produkcyjnych oraz powolnych inwestycjach gdzie indziej, rynek może nie chcieć spychać cen zbyt daleko poniżej kosztu krańcowego wydobycia.

Warto też zauważyć, że nawet umiarkowany wzrost popytu potrafi szybko „wyczyścić” postrzeganą nadpodaż. Najnowsze prognozy IEA zakładają, że globalny popyt będzie rósł do 2026 r., napędzany przez petrochemię i rynki wschodzące. Na tym tle dzisiejsze pesymistyczne nastroje wyglądają raczej na cykliczne niż strukturalne.

Ostrożność teraz, szacunek dla dłuższego horyzontu

Na razie ścieżka najmniejszego oporu prowadzi niżej. Rynek zmaga się ze spadkiem popytu wynikającym z sezonowości, rosnącymi zapasami i słabymi nastrojami. Dopóki Brent pozostaje poniżej 65 USD, wzrosty najpewniej będą wykorzystywane do sprzedaży, a spready kalendarzowe będą odzwierciedlać utrzymującą się nadwyżkę podaży w najbliższych terminach dostaw.

Błędem byłoby jednak uznać obecną słabość za nową normę. System energetyczny opiera się na ciągłych reinwestycjach, które kompensują naturalne spadki wydobycia. Bez cen wystarczająco wysokich, by do nich zachęcać, produkcja, zwłaszcza w wysokokosztowych basenach, będzie stopniowo zanikać. Te same niskie ceny, które dziś cieszą konsumentów, mogą jutro przygotować grunt pod gwałtowne wzrosty.

W tym sensie rynek ropy znów pokazuje swój cykliczny rytm: obfitość rodzi samozadowolenie, a to nieuchronnie przeradza się w niedobór. W miarę jak branża zbliża się do dołka cyklu inwestycyjnego, ropa może ponownie stać się jedną z ciekawszych, kontrariańskich okazji inwestycyjnych na horyzoncie 2026 r.