Ceny ropy dostarczanej znów rosną do szczytów, gdy JPMorgan wskazuje na niedobór tankowców
Najważniejsze informacje
- •Dostawy przez Ormuz wzrosły we wrześniu do około 12 mln baryłek dziennie z około 7,5 mln w lipcu i sierpniu, przyciągając do regionu więcej tankowców.
- •We wrześniu aktywnych było ponad 80% światowej floty VLCC, a transfery ship-to-ship i omijanie niebezpiecznych wód obniżyły efektywność jednostek.
- •Amerykańskie sankcje wyłączyły z rynku około 125 irańskich VLCC, czyli około 13% światowej floty.
- •Ekszy z Basenu Atlantyckiego coraz bardziej polegają na mniejszych tankowcach — zatrudnienie Aframaksów i Suezmaxów poza Bliskim Wschodem wzrosło odpowiednio o 23% i 11% względem średniej z 2025 roku.
Rynek ropy naftowej znalazł swój kwiecień — z tą różnicą, że tym razem deficytowym towarem jest statek, a nie surowiec.
Taka jest główna teza notatki badawczej JPMorganu z 9 października, z której wynika, że ceny ropy dostarczanej — czyli koszt barki z uwzględnieniem frachtu — ponownie osiągnęły wiosenne szczyty. Jednocześnie europejskie marże rafineryjne — różnica między wartością produktów rafinowanych a kosztem surowca — znów spadły poniżej zera, co oznacza, że przetwarzanie staje się nierentowne, a ryzyko ograniczenia przerobu rośnie. Bank argumentuje jednak, że wąskim gardłem tym razem są moce przewozowe, a nie brak ropy: w przeciwieństwie do kwietniowego niedoboru surowca, październikowe napięcie wynika z kosztów i trudności w jego transporcie.
Ściskanie rynku sięga września, kiedy bliskowschodni producenci zwiększyli wysyłki przez Cieśninę Ormuz, wąskie gardło u wejścia do Zatoki Perskiej. Przepływy wzrosły z około 7,5 mln baryłek dziennie (mbd) w lipcu i sierpniu do około 12 mln we wrześniu, przyciągając coraz większą część światowej floty tankowców do regionu i pochłaniając większość wolnych mocy rynku. We wrześniu ponad cztery z pięciu światowych very large crude carriers (VLCC) — największej klasy tankowców, z których każdy może przewieźć około 2 mln baryłek — było w aktywnej służbie, pozostawiając bardzo niewiele wolnych mocy.
JPMorgan wskazuje, że problemem nie jest tylko liczba istniejących statków, ale efektywność ich wykorzystania. Więcej jednostek jest zajętych transferami ship-to-ship (STS), podczas których ładunek jest przeładowywany między tankowcami na morzu — proces ten może zajmować statek do 10 dni. Inne kursują dłuższymi trasami, aby omijać wody o podwyższonym ryzyku. Obie praktyki wydłużają rejsy i zmniejszają liczbę ładunków, które może dowieźć każdy tankowiec, co oznacza, że do przewiezienia tej samej ilości ropy potrzeba więcej statków. Efekt efektywna podaż tonażu kurczy się, mimo że nominalna flota pozostaje bez zmian.
Sankcje dodatkowo zaostrzają sytuację. Około 125 irańskich VLCC — czyli około 13% światowej floty — jest w praktyce wykluczonych z głównego nurtu rynku w wyniku amerykańskich działań, przy czym wiele z nich stoi na kotwicy lub dryfuje w Zatoce bądź u wybrzeży Sri Lanki i Malezji.
Bank szacuje, że transport bliskowschodniej ropy, z wyłączeniem Iranu, wymaga obecnie dodatkowych 35 jednostek VLCC, 13 średniej wielkości Suezmaxów — największych tankowców mogących w pełni załadowane przepływać przez Kanał Sueski — oraz 10 mniejszych Aframaksów, klasy średniej często używanej na krótszych trasach regionalnych, w porównaniu ze średnią z 2025 roku. W miarę jak region pochłania coraz więcej floty, zatrudnienie VLCC w innych rejonach spadło o 16 jednostek, a popyt został przeniesiony na mniejsze klasy statków na całym świecie.
Producenci z Basenu Atlantyckiego — wysyłający z obu Ameryk, Europy i Afryki Zachodniej — dostosowują się, przechodząc na mniejsze statki: jeden ładunek VLCC odpowiada w przybliżeniu dwóm Suezmaxom lub trzem Aframaksom. Poza Bliskim Wschodem zatrudnienie Aframaksów wzrosło o około 140 jednostek, czyli 23%, względem średniej z 2025 roku, a zatrudnienie Suezmaxów o około 50 statków, czyli 11%. JPMorgan konkluduje, że to, co zaczęło się jako regionalny niedobór VLCC, stało się powszechnym zacieśnieniem całej globalnej floty tankowców.
W przypadku ropy notatka opisuje rynek, w którym koszt dostawy, a nie sama barka, wyznacza cenę krańcową. Może to pogłębiać różnicę między kontraktami terminowymi benchmarkowymi a tym, co płacą rafinerie, i nagradzać ekspozycję na stawki frachtowe bardziej bezpośrednio niż sam surowiec. Ujemne europejskie marże rafineryjne zwiększają ryzyko ograniczenia przerobu, co zmniejszyłoby popyt na ropę i mogłoby ograniczyć ceny benchmarkowe nawet przy wysokich kosztach dostawy. Ropy z Basenu Atlantyckiego transportowane mniejszymi statkami generują wyższy fracht na barkę — co może być przeszkodą dla ich konkurencyjności na odległych rynkach.
To, co wyróżnia ten epizod — jak zauważa bank — to fakt, że sama większa ilość ropy by go nie złagodziła: dodatkowy eksport bez dodatkowych statków mógłby pogłębić napięcie. O tym, czy ten drugi kwiecień potrwa tak długo jak pierwszy, zdecydują prawdopodobnie tempo przepływów przez Ormuz, stawki frachtowe dla mniejszych klas tankowców oraz ewentualna zmiana amerykańskiej presji na irańską żeglugę.
