Rynek energii po szoku w Ormuz. Ropa może się uspokoić, gaz pozostaje problemem

Cieśnina Ormuz od lat jest jednym z najważniejszych punktów światowego handlu energią. Dopóki transport przebiega bez większych zakłóceń, jej znaczenie pozostaje dla większości odbiorców niewidoczne. Wystarczy jednak ograniczenie przepływów, by skutki pojawiły się niemal natychmiast na rynku ropy, gazu i paliw.

Tym razem problem pogłębił atak na saudyjski rurociąg Wschód–Zachód, znany jako Petroline. Cena ropy Brent podskoczyła w okolice 110 USD za baryłkę, a przepływy przez Ormuz spadły netto o około 4,3 mln baryłek dziennie względem poziomów sprzed konfliktu.

To właśnie tutaj zaczyna się jednak najważniejsze rozróżnienie. W przypadku ropy zakłócenie może okazać się przejściowe. W łagodniejszym scenariuszu przepustowość saudyjskiego rurociągu miałaby częściowo wrócić w ciągu kilku tygodni. W scenariuszu bardziej pesymistycznym pełna przerwa potrwałaby około sześciu tygodni. W obu przypadkach autorzy analizy traktują obecne zakłócenie jako wydarzenie czasowe, a nie trwałą utratę zdolności podażowych.

Stąd też prognoza zakładająca stopniowe uspokojenie rynku. Średnia cena Brent ma wynieść 88 USD za baryłkę w III kwartale i 87 USD w IV kwartale 2026 r., a w 2027 r. spaść do 76 USD. Oczywiście jest to scenariusz bazowy. Gdyby zakłócenia w eksporcie z Arabii Saudyjskiej się przedłużyły, a rynek nie otrzymał dodatkowego wsparcia ze strony rezerw, ceny mogłyby utrzymywać się bliżej 100 USD za baryłkę.

W poprzednich kryzysach jednym z narzędzi pozwalających łagodzić niedobory były strategiczne zapasy ropy. Tym razem ten bufor wygląda znacznie słabiej. Tempo poboru z amerykańskich rezerw spadło do około 0,3 mln baryłek dziennie, a ich poziom pozostaje blisko najniższych wartości od dziesięcioleci. Jednocześnie Japonia i Korea Południowa odbudowują własne zapasy zamiast je uszczuplać. To zmienia układ sił na rynku. Jeżeli podaż zostanie ponownie ograniczona, możliwości szybkiego zasypania luki są mniejsze niż wcześniej.

Z drugiej strony działa mechanizm, który sam ogranicza skalę kryzysu: popyt. Wysokie ceny zaczynają tłumić zapotrzebowanie, szczególnie w Azji. Prognoza zakłada spadek globalnego popytu na ropę o 2,5 mln baryłek dziennie w 2026 r. W praktyce oznacza to, że rynek sam zaczyna reagować na wysokie ceny. Im dłużej są one utrzymywane, tym mocniej konsumenci i przedsiębiorstwa ograniczają zakupy, zużycie i produkcję.

Jeżeli ropa daje przynajmniej kilka możliwości zmiany tras transportu, rynek LNG ma znacznie mniej przestrzeni do manewru. Załadunki skroplonego gazu przechodzące przez Cieśninę Ormuz od dwóch miesięcy utrzymują się na poziomie zaledwie 15–25% wolumenu sprzed wojny. Dla Europy oznacza to konieczność konkurowania o dostępne ładunki z odbiorcami z innych części świata. Efekt cenowy był szybki. Notowania gazu wzrosły z około 40 EUR/MWh w lipcu do ponad 80 EUR/MWh.

Europa dodatkowo przystępuje do tej rywalizacji z magazynami zapełnionymi słabiej niż rok wcześniej. Według danych przywołanych w analizie poziom zapasów wynosił 68,8% – około 12 pkt proc. mniej niż rok wcześniej i około 16 pkt proc. poniżej średniej pięcioletniej. Wysokie ceny stają się więc nie tylko skutkiem niedoboru, ale też elementem mechanizmu równoważącego rynek. Europa musi płacić odpowiednio dużo, aby część światowego popytu na LNG osłabła i by więcej ładunków mogło zostać skierowanych na Stary Kontynent.

Scenariusz bazowy zakłada średnią cenę TTF na poziomie 65 EUR/MWh w III i IV kwartale 2026 r., a następnie spadek do 36 EUR/MWh w 2027 r. Normalizacja ma jednak nastąpić dopiero wtedy, gdy wrócą większe dostawy z Bliskiego Wschodu i pojawi się dodatkowa podaż LNG ze Stanów Zjednoczonych. Największą niewiadomą pozostaje zima. Jeżeli okaże się chłodna, a magazyny będą zbyt słabo wypełnione, presja cenowa może ponownie gwałtownie wzrosnąć na początku 2027 r.

Sama wysoka cena gazu nie oznacza jeszcze recesji. Kluczowe jest to, jak długo utrzymuje się ona na podobnym poziomie. Analitycy oceniają, że ceny TTF w przedziale 80–100 EUR/MWh mogłyby być przez gospodarkę strefy euro absorbowane przez dziewięć miesięcy lub nawet dłużej bez poważnego uderzenia we wzrost. Znacznie groźniejszy byłby scenariusz, w którym gaz kosztowałby ponad 120 EUR/MWh przez co najmniej sześć miesięcy. W takim wariancie strefa euro mogłaby wejść w recesję.

To ważne rozróżnienie. Ryzyko nie wynika więc wyłącznie z pojedynczego skoku cenowego, ale z długości całego kryzysu. Im dłużej wysokie koszty energii utrzymują się w gospodarce, tym więcej branż zaczyna odczuwać je nie bezpośrednio, lecz poprzez cały łańcuch kosztów.

Nawet jeśli cena samej ropy zacznie spadać, nie oznacza to automatycznie tanich paliw. W sierpniu średnia cena Brent wynosiła 89 USD za baryłkę. W tym samym czasie marże rafineryjne wzrosły do rekordowych poziomów. W Stanach Zjednoczonych benchmark osiągnął 62 EUR za baryłkę, a europejska marża rafineryjna na oleju napędowym 74 EUR. To odpowiednio 68% i 92% powyżej średnich z ostatnich pięciu lat.

Problemem staje się więc nie tylko dostępność surowca, ale również możliwość jego przerobu. Zakłócenia nakładają się na siebie w kilku regionach jednocześnie. Na Bliskim Wschodzie ograniczony został eksport produktów naftowych. W Rosji ukraińskie ataki obniżyły przerób rafinerii, a zakaz eksportu oleju napędowego ogranicza podaż paliwa, które odpowiada za około 11% światowego rynku diesla. W Chinach wcześniejsze ograniczenia eksportowe również zmniejszały dostępność lekkich produktów naftowych.

Do tego dochodzi czynnik znacznie trudniejszy do naprawienia w krótkim terminie: inwestycje. Globalne nakłady na rafinerie mają w tym roku spaść poniżej 40 mld USD, czyli o 15% rok do roku. Moce przerobowe mają natomiast zwiększać się jedynie nieznacznie aż do 2040 r. To oznacza, że normalizacja cen ropy może przyjść szybciej niż normalizacja cen paliw.

Gdy kryzys trwa przez kilka miesięcy, jego skutki przestają ograniczać się do wykresów cen energii. Od marca do sierpnia importerzy paliw kopalnych zapłacili szacunkowo około 330 mld USD więcej, niż wynikałoby z cen terminowych notowanych przed wojną. Dodatkowy koszt rozkładał się mniej więcej po równo między ropę i produkty naftowe.

Najbardziej podatne są sektory, które mają niewiele szybkich alternatyw. Olej napędowy pozostaje kluczowy dla transportu ciężarowego, rolnictwa, górnictwa i budownictwa. To właśnie tam zastąpienie tradycyjnych paliw jest dziś najtrudniejsze, szczególnie w transporcie dalekobieżnym.

Kolejnym kanałem jest przemysł petrochemiczny i nawozowy. Państwa Zatoki Perskiej odpowiadają za ponad 40% światowego eksportu siarki i około 20% eksportu amoniaku oraz nawozów azotowych. Problemy energetyczne zaczynają więc przechodzić również na produkcję żywności. Tutaj koszty kumulują się na kilku etapach: nawozy, paliwo do maszyn, nawadnianie, chłodnictwo, opakowania i transport.

W pierwszej reakcji przedsiębiorstwa nie przebudowują jednak całych modeli produkcji. Zużywają zapasy, ograniczają produkcję, sięgają po droższe surowce i – tam, gdzie jest to możliwe – przesuwają część kosztów na klientów. Dopiero później zaczyna się prawdziwa zmiana strukturalna.

Część kosztów energii konsumenci odczuwają niemal natychmiast. Inne pojawiają się dopiero po kilku miesiącach. Paliwa należą do pierwszej kategorii. W Stanach Zjednoczonych benzyna odpowiadała za ponad jedną trzecią sierpniowego wzrostu CPI. Średnia cena paliwa ma w 2026 r. zmierzać w kierunku 3,84 USD za galon, czyli o 24% więcej niż rok wcześniej. Dla typowego gospodarstwa domowego oznaczałoby to około 355 USD dodatkowych wydatków rocznie.

Gaz i energia elektryczna reagują wolniej, ponieważ ceny są często związane z harmonogramami taryfowymi lub momentami odnawiania umów. We Francji regulowana cena referencyjna gazu ma wzrosnąć 1 października o 6,3%, do 182,88 EUR/MWh z podatkiem. Jednocześnie około 40% gospodarstw domowych korzysta z umów ze stałą ceną, co oznacza, że część klientów odczuje zmianę dopiero później. To właśnie ten mechanizm sprawia, że pełne skutki obecnego kryzysu nie muszą być jeszcze widoczne w bieżącej inflacji.

Najtrwalszą konsekwencją obecnego kryzysu może być jednak nie sama cena energii, lecz przebudowa jej szlaków. Państwa regionu coraz mocniej inwestują w możliwości omijania Cieśniny Ormuz. Zjednoczone Emiraty Arabskie wykorzystują rurociąg Habshan–Fudżajra o przepustowości 1,8 mln baryłek dziennie. Irak rozwija alternatywne połączenia w kierunku Turcji, a Oman pojawia się jako kolejny potencjalny kierunek dla infrastruktury prowadzącej poza Zatokę Perską.

Zmieniają się także kierunki zakupów. Chiny od lat rozwijają lądowe połączenia z Rosją i Kazachstanem. Indie zwiększają dywersyfikację dostaw, sięgając po ropę ze Stanów Zjednoczonych, Afryki Zachodniej i Rosji. Japonia oraz Korea Południowa odbudowują zapasy strategiczne. Nie oznacza to, że Cieśnina Ormuz przestanie być kluczowym punktem światowego handlu energią. Jednak bezpieczeństwo dostaw coraz częściej będzie budowane nie poprzez jedną trasę, lecz poprzez równoległe kierunki, dodatkowe moce przesyłowe i większe zapasy.

Największa różnica ponownie dotyczy gazu. Ropa może być w pewnym stopniu przekierowana rurociągami lub transportowana z innych kierunków. LNG takich możliwości ma znacznie mniej. Dlatego obecny kryzys może zakończyć się dwoma różnymi historiami. Na rynku ropy napięcie ma szansę stopniowo wygasać wraz z odbudową przepływów. W przypadku gazu oraz produktów rafinowanych powrót do wcześniejszej równowagi będzie trudniejszy i prawdopodobnie wolniejszy.

Artykuł opracowano na podstawie analizy Allianz Trade z dnia 18.09.2026 r pod tytułem „Rynek energii – z czasem możliwa normalizacja na rynku ropy, ale nie gazu.