Czy eksport ropy z USA do Europy będzie się opłacał?

ANALIZA

Andrzej P. Sikora*², Mateusz P. Sikora**, Marcin Krupa***

Eksperci

Instytut Studiów Energetycznych

18 grudnia 2015 roku rozpoczął się kolejny ważny etap w światowej historii ropy naftowej. Zostający pod kontrolą Republikanów Kongres Stanów Zjednoczonych Ameryki Północnej przyjął ustawę o budżecie państwa na 2016 rok. Tego samego dnia dokument został przyjęty przez amerykański Senat.

Jeden z punktów ustawy obejmuje zapis o zniesieniu zakazu eksportu ropy. Po 40 latach, podpisany 22 grudnia 1975 w przez 38 Prezydenta USA Geralda Forda, wywodzącego się również z Partii Republikańskiej, „The Energy Policy and Conservation Act of 1975 (EPCA)” nie blokuje już eksportu „czarnego złota”. Warto podkreślić, że reprezentanci Demokratów twardo negocjowali swoje poparcie dla tej decyzji otrzymując niejako w zamian, na czym najbardziej zależało prezydentowi Obamie, przedłużenie ulg podatkowych dla energii pozyskiwanej ze źródeł odnawialnych (z wiatru i ze słońca).

Rys. 1 Ceny ropy naftowej 1861-2014 wraz z ważnymi datami.

Źródło: BP Statistical Review of World Energy 2015

Zakaz eksportu amerykańskiej ropy naftowej był odpowiedzią na embargo nałożone na Stany Zjednoczone Ameryki Północnej przez kraje członkowskie Organizacji Krajów Eksportujących Ropę Naftową OPEC (Organization of the Petroleum Exporting Countries). Ten historycznie nazywany dziś „first oil shock” rozpoczął się na Półwyspie Synaj i Wzgórzach Golan, kiedy to 6 października 1973 roku, w dniu żydowskiego święta Jom Kippur, koalicja wojsk egipskich i syryjskich zaatakowały tereny zajmowane przez Izrael od czasu tzw. Wojny Sześciodniowej w 1967 roku.

Stany Zjednoczone udzieliły militarnego wsparcia Izraelowi, natomiast 17 października 1973 roku, kraje arabskie z kartelu OPEC, broniące egipskiej strony konfliktu, podjęły decyzje o przerwaniu dostaw do krajów popierających Izrael. W efekcie rynek zareagował wzrostem ceny ropy naftowej (Rys. 1) co bezpośrednio dotknęło kraje uzależnione od importu arabskiej ropy, głównie USA i Europę.

Dziś, pod koniec 2015 roku, sytuacja jest diametralnie inna. Kraje OPEC walczą między sobą o klarowniejsza politykę Kartelu dla obecnej, niskiej ceny ropy naftowej. Arabia Saudyjska, jako największy gracz OPEC, za wszelką cenę chce utrzymać swój udział w światowym rynku ropy naftowej, wciąż nie mogąc pogodzić się amerykańskim „Shale oil boom”. Na dodatek, w całej układance pojawia się nowy/stary gracz Iran, który twierdzi, że jego produkcja osiągnie 4,2 mln bbl/d pod koniec 2016, a przypomnijmy, że już w 1971 roku wydobycie dochodziło nawet do 6 mln bbl/d³.

W tym wszystkim Rosja pogrążona w kryzysie geopolitycznym, gospodarczym i ekonomicznym stara się utrzymać swoje wpływy na europejskim rynku. Można powiedzieć: Neverending story?

1. Struktura planowanego eksportu z USA

Przenalizujmy najpierw możliwą strukturę planowanego eksportu z USA gdzie dominują ropy lekkie i słodkie WTI, LLS oraz bardzo lekkie i słodkie (tight oil): Bakken i Eagle Ford, które razem stanowią około 90-100% całości wywożonego surowca. Od 2020 na rynku światowym mogą się też pojawić nieco większe (10-16 Mtoe) ilości rop kwaśnych – tak lekkich jak i średnich: Bayou Choctaw Sour, Mississippi Sour). Według naszej opinii ropy ciężkie czy nawet średnio-ciężkie i zasiarczone (np. Mars Blend,) nie będą eksportowane, gdyż rekompensuje to podaż oferowana na eksport z Kanady – ciężka i kwaśna ropa z łupków bitumicznych (np. Athabasca Diluted Bitumen) – Rys. 2.

Rys. 2 Struktura prognozowanego eksportu ropy naftowej z USA oraz Kanady według rodzajów i gatunków ropy.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie dostępnych danych.

Oferta lekkich i słodkich rodzajów z ropy z USA oraz zasiarczonej ropy z Kanady wpisuje się częściowo w zapotrzebowanie wsadu importowego prognozowane dla krajów UE (Rys. 3). W imporcie do Europy wciąż dominują ropy zasiarczone średnie i lekkie – pochodzące głównie z krajów byłej Wspólnoty Niepodległych Państw (b. WNP) – głównie Rosji (Urals), czy Kazachstanu (CPC blend) oraz z Zatoki Perskiej (Arab Light, Iran Light, Iran Heavy, Kirkuk), stanowiące cały czas około 60-65% całości importu (250-280 Mtoe/rok)⁴. Udział rop lekkich sprowadzanych głównie z Afryki (Libia, Algieria, Nigeria, Angola) oraz regionu kaspijskiego (BTC blend, Azeri Light) stanowi niespełna 1/3 potrzeb importowych: 130-150 Mtoe/rok. Rafinerie europejskie nigdy nie przerabiały ciężkich (API poniżej 22-23^o) i bardzo zasiarczonych gatunków – w rafineriach europejskich brakuje umożliwiających efektywne zagospodarowanie ciężkich frakcji.

A bez inwestycji łączne zapotrzebowanie na ciężki wsad raczej nie przekroczy obecnego poziomu około 33-35 Mtoe, w ramach którego może pojawić się 8-10 Mtoe surowca z Kanady.

L-S lekkie, słodkie; L/S-K lekkie/średnie kwaśne; C-K średnio ciężkie/ciężkie kwaśne, TAN – ropy „żrące”.

Rys. 3 Struktura prognozowanego importu ropy naftowej do Unii Europejskiej według rodzajów i gatunków ropy.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie dostępnych danych.

Ropa naftowa nie jest produktem jednorodnym. Istnieje całe spektrum rodzajów ropy, a najczęstsza klasyfikacja gatunków rop jest oparta na dwóch wymiarach:

 Gęstości (ciężarze właściwym) oznaczającej proporcje lekkich (bardziej wartościowych) i ciężkich (mniej wartościowych) węglowodorów w ropie, które wyraża indeks API⁵: o Lekkie ropy – powyżej 33^o API o Średnie ropy – od 22^o do 33^o API o Ciężkie ropy poniżej 22^o API  Zawartości siarki w ropie):

o Słodkie ropy – poniżej 0,5% siarki o Średnio kwaśne ropy – między 0,5 a 2,0% siarki o Kwaśne ropy – powyżej 2,0% zawartość siarki Prócz tego ważne są proporcje poszczególnych grup węglowodorów w danym gatunku ropy (parafiny, aromaty, nafteny), kształt krzywej destylacji, prężność par, lepkość, temp. płynięcia, zawartość siarkowodoru, metali ciężkich, związków kwasowych, chlorków, soli, itd.

Z technicznego punktu widzenia, niemal każda lżejsza i słodsza ropa powinna być w stanie zastąpić ropę cięższą i kwaśniejszą (bardziej zasiarczoną) – tyle tylko, że często taka zmiana nie jest uzasadniona ekonomicznie i rynkowo, bo np. z lżejszych rop uzyskamy więcej benzyn, dla których występuje na danym rynku nadpodaż. Zmiana w drugą stronę jest w większym stopniu ograniczona, przede wszystkim przez strukturę i moce przerobowe instalacji posiadanych przez rafinerie.

2. Różnice w poziomach cen, koszty i dostępność logistyki

Ropa naftowa nie jest jednorodnym produktem (takim też nie jak na przykład gaz ziemny) i porównywanie cen bardzo lekkiej słodkiej ropy Eagle Ford z zasiarczonym ciężkim produktem z Arabii Saudyjskiej (Arabian Heavy) nie ma większego sensu. Dlatego dla celów dalszej analizy dokonaliśmy pogrupowania poszczególnych gatunków ropy z kontynentu północnoamerykańskiego oraz tych, które są importowane do Europy, tak by porównywać produkty o zbliżonych właściwościach i przydatności dla rafinerii – Rys. 4.

Rys. 4 Matryca potencjału substytucji poszczególnych gatunków ropy wykorzystywanych na kontynencie północnoamerykańskim i w Europie.

Źródło: Opracowanie własne.

Najwięcej zamienników dla europejskiego importu⁶ można znaleźć w grupie rop lekkich i bardzo lekkich, a zarazem słodkich. Niestety w obszarze o największym potencjale popytu w UE – średnich/lekkich i średnio zasiarczonych gatunków – oferta amerykańska jest dość skromna, także w wymiarze ilościowym. Z kolei ciekawa i bogata oferta rop z drugiego krańca – ciężkich i bardzo zasiarczonych, jaką prezentuje rynek północnoamerykański – nie znajduje zbytniego zainteresowania ze strony nie przygotowanych do przerobu takiego surowca rafinerii europejskich.

Drugi problem wiąże się z uwzględnieniem potencjalnych kosztów logistyki ze Stanów Zjednoczonych (głównie Zatoki Meksykańskiej) na rynki europejskie (NWE, MED, czy CE). Zazwyczaj koszty przewozu są już zawarte w formule cenowej CIF⁷, ale o ile takie kwotowania są dość powszechne dla rop ze Środkowego Wschodu, Afryki czy b. WNP, o tyle dostępne kwotowania i prognozy cen dla rop amerykańskich podają loco USGC (Zatokę Meksykańską). Aby dokonać odpowiednich porównań należy do nich doliczyć koszty transportu przez Atlantyk, które obecnie nie są prognozowane. By rozwiązać ten problem porównaliśmy je do prognoz kosztów dostaw ropy z Zatoki Perskiej do rejonu ARA (zbliżona odległość⁸) wynoszących w prognozowanym okresie nieco powyżej 1 USD (realnie) na baryłkę. Wyniki przeprowadzonej analizy prezentuje Tabela 3. W najbardziej „eksportowej” grupie gatunków ropy (ropy lekkie i słodkie) dostępne prognozy wskazują na dużą atrakcyjność cenową rop amerykańskich. Ropa Eagle Ford (największy prognozowany wolumen) oraz benchmarkowa WTI (największe prognozowany wolumen wydobycia w USA) są przez cały okres tańsze od wszystkich konkurencyjnych gatunków, zaś ropa Bakken do 2020 roku, a LLS do około 2025.

Ropy średnie i średniokwaśne z kontynentu amerykańskiego reprezentuje ropa WTS – jej prognozowana cena do 2020 okazuje się bardziej atrakcyjna od niemal wszystkich zamienników, a w stosunku do głównych „konkurentów” – ropy Urals i gatunków z Środkowego Wschodu odpowiednio do 2025 i 2035 roku. Dopiero po 2035 roku zamiana wsadu na średniozasiarczone średnie ropy sprowadzane ze Stanów Zjednoczonych może okazać się mało opłacalna.

Analiza cenowa w ostatniej grupie rop średniociężkich (API poniżej 30^o), ciężkich (API < 22^o) i zasiarczonych jest trudniejsza, bo tak naprawdę tylko trzy pierwsze gatunki: Mars Blend, Poseidon i Southern Green Canyon są odpowiednikami rop ze Środkowego Wschodu. Pozostałe produkty z kontynentu północnoamerykańskiego są dużo bardziej „ciężkie” i przez to trudniejsze do przerobu dla ogromnej większości rafinerii w Europie. Tym niemniej praktycznie wszystkie ropy z USA i Kanady są bardziej atrakcyjne cenowo niż ich odpowiedniki ze Środkowego Wschodu.

Wielkość wykazywanych różnic cenowych jest różna i zazwyczaj maleje w czasie. Obecnie ropy amerykańskie byłyby o 3-9 USD/bbl tańsze od swych odpowiedników, z czasem ta różnica będzie maleć do 0,5-1 USD/bbl. Trzeba jednak pamiętać, iż dla rafinerii przerabiającej 100 mln bbl/rok⁹ – 1 USD różnicy na surowcu wsadowym oznacza 100 mln USD zysku operacyjnego. Zatem skala potencjalnych korzyści może być bardzo duża.

W odniesieniu do produktów ropopochodnych analiza różnic w prognozowanych cenach i kosztów logistycznych musi wychodzić od cen benchmarkowych – czyli cen produkcji w miejscu wytworzenia: dla Stanów Zjednoczonych najczęściej ceny w Zatoce Meksykańskiej (USGC)¹⁰, a dla Europy: NWE FOB (Europa Płn-Zach. i Europa Centralna¹¹) i MED FOB (Europa Południowa). Przyjąwszy, że cena logistyki produktów z UE do USA i z USA do UE powinna być taka sama¹² (dla danego rodzaju paliwa) różnica w poziomie cen benchmarkowych wyznacza nam podstawowy kierunek przepływu towarów, ale nie decyduje o tym czy będzie on opłacalny. By to stwierdzić musimy porównać ceny produktów z rynku eksportującego łącznie z kosztami logistyki (CIF) w danej lokalizacji z odpowiednią ceną importową (benchmark importowy) obowiązującą w danym rynku – dla USA będą to najczęściej prognozy cen na Wschodnim Wybrzeżu¹³, a dla Europy prognozy cen CIF NWE i CIF MED. Obecną sytuację (bez TTIP) reprezentują ceny z taryfami¹⁴, a potencjalny scenariusz po wprowadzeniu TTIP – ceny bez taryf. Jeżeli projektowane ceny importowe powiększone (bez TTIP) lub nie (z TTIP) o opłaty taryfowe są wyższe od benchmarku importowego, to eksport na dany rynek nie będzie opłacalny (i odwrotnie).

Maksymalną wielkość tego handlu określamy poprzez porównanie prognozowanych wolumenów importu do docelowego rynku (UE lub USA) i eksportu z rynku o przewadze konkurencyjnej wytwarzania (USA i UE) – wiążąca będzie oczywiście mniejsza z dwóch wartości. W przypadku nieopłacalności eksportu przyjmujemy zerowe wartości. Różnice w scenariuszach z taryfą i bez wyznaczają nam potencjalny przyrost wolumenu z tytułu zniesienia taryfy (wprowadzenia TTIP¹⁵), a przemnożenie wielkości potencjału efektywnego eksportu przez wielkość obowiązujących stawek celnych¹⁶ – maksymalny potencjalny zysk eksporterów z tytułu zniesienie taryf (wprowadzenia TTIP) – przy czym należy pamiętać, iż część tego zysku mogą skonsumować klienci (importerzy) w postaci obniżonych cen.

Wykonane obliczenia prowadzą do kilku interesujących wniosków. Różnice cenowe są zgodne z saldem netto danych produktów (Rys. 5) w przypadku średnich destylatów (olej napędowy i gasoil), LPG (cześć pozostałych produktów), a także dla ciężkiego oleju opałowego w ostatniej dekadzie prognozy. Dla benzyn, które są nadmiarowe i dla UE i dla USA, zdecydowanie korzystniejsze ceny oferują rafinerie europejskie, więc można założyć przepływ handlowy z Europy do USA. Rynek paliwa JET jest rynkiem „zmiennym” – przez pewien krótki okres (do 2019r) z opłacalnym eksportem z USA, w latach 2020-30 nieopłacalnym z obu stron i po 2030 opłacalnym (mimo dużego deficytu) z UE do Stanów Zjednoczonych. Odwrócenie przepływów występuje też od 2030 roku dla ciężkiego oleju opałowego.

ON – odnosi się do wszystkich średnich destylatów, JET – obejmuje paliwo lotnicze oraz kerosen

Rys. 5 Salda netto wymiany poszczególnych produktów ropopochodnych w Stanach Zjednoczonych i Unii Europejskiej.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie dostępnych danych.

Zupełnie niezrozumiała sytuacja występuje dla nafty (część pozostałych produktów), która jest mocno nadmiarowa dla USA i zdecydowanie deficytowa dla UE, ale parytet cenowy wskazuje prze cały okres prognozy na opłacalność eksportu z Europy do Stanów Zjednoczonych, a nie odwrotnie. Zniesienie ceł powiększa wolumeny potencjalnie opłacalnego eksportu w przypadku paliwa JET (z UE do USA) oraz ciężkiego oleju opałowego (zarówno z UE do USA jak i później z USA do UE).

W przypadku przywrócenia ceł na średnie destylaty, opłacalność ich eksportu z USA do UE spadnie praktycznie do zera. Przy założonej prognozie cenowej wielkość ceł nie będzie mieć wpływu na wielkość wolumenów eksportu LPG (z USA do UE), nafty i benzyny (z UE do USA).

W każdym jednak przypadku, poza średnimi destylatami, zniesienie ceł zwiększa potencjalne zyski eksporterów, przy czym z uwagi na wyższe wielkości ceł importowych do UE potencjalne zyski eksporterów z USA są zdecydowanie wyższe niż podmiotów europejskich eksportujących na rynek amerykański. Z drugiej strony, presja konkurencji rynkowej może wymusić „oddanie” części zysków klientom (odbiorcom końcowym) – i w tym przypadku w lepszej sytuacji znajdą się konsumenci europejscy.

3. Oszacowanie potencjalnego wolumenu wymiany

3.1. Wariant bazowy bez zmian wynikających z TTIP

W przypadku ropy naftowej jako wariant bazowy wielkości wymiany surowcowej pomiędzy Stanami Zjednoczonymi a Unią Europejską możemy potraktować szacunki wielkości eksportu rop słodkich z USA przeznaczonych na rynek europejski, które przedstawia Rys. 6. zamykające się w szczytowym momencie (2025-30) wielkościami ok. 15-17 Mtoe/rok z tendencją malejącą do 7 Mtoe w 2040.

NWE – Europa Północno-Zachodnia (basen Morza Północnego ze Skandynawią)

MED – Europa Południowa (basen Morza Śródziemnego)

CE – Europa Centralna (w tym Polska)

Rys. 6 Prognozowane wielkości bezpośredniej wymiany handlowej ropy naftowej między Stanami Zjednoczonymi a Unią Europejską (z Norwegią).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie dostępnych danych.

Dla produktów ropopochodnych nie dysponujemy, żadną prognozą, ale wykorzystując obliczenia wykonane przy okazji analizy cenowej możemy przedstawić potencjał efektywnego (cenowo) eksportu z obu rynków – Tabela 1.

Rzeczywiste wielkości eksportu będą z pewnością niższe, ale z wyliczeń wynika, iż wielkość eksportu z UE do USA przy istniejących barierach taryfowych może wynieść maksymalnie łącznie w latach 2015-2040 około 700 Mtoe, z czego 2/3 przypada na benzyny, 20% na ciężki olej opałowy, 12% na paliwo lotnicze i tylko 4% na naftę. Prognozowany maksymalny wolumen stanowiłby zaledwie 8-11% eksportu rafinerii europejskich (średnio 9%), ale aż 56% prognozowane wolumenu importu produktów ropopochodnych przez USA.

Maksymalna wielkość efektywnego eksportu ze Stanów Zjednoczonych może wynieść 850 Mtoe, jeżeli powrócą cła na średnie destylaty i aż 2520 Mtoe jeżeli tych ceł nie będzie. W pierwszym wariancie głównym produktem powinny stać się lekkie frakcje gazowe: LPG, albo sam propan czy butan (60% – ponad 500 Mtoe), a także (mimo cła) średnie destylaty 30%, oraz w niewielkim stopniu ciężki olej opałowy i JET.

W tym przypadku maksymalny wolumen eksportu USA do UE wynosiłby od 10 do 45% całości eksportu USA i tylko 6-20% całości importu UE. W przypadku utrzymania zawieszonych stawek dla średnich destylatów głównym produktem staną się właśnie oleje napędowe i gasoil (1930 Mtoe – 76% całości), pozostałe produkty bez zmian.

W tym wariancie maksymalny wolumen eksportu USA do UE wynosiłby od 53 do 69% całości eksportu produktów ropopochodnych z USA od 26 do 42% importu do UE . Widać wyraźnie, iż potencjał konsumpcyjny rynku europejskiego jest zdecydowania większy i jego otwarcie przyniesie większe korzyści rafineriom amerykańskim, niż zniesienie barier w USA dla rafinerii z Europy.

Tabela 1 Potencjał efektywnego (cenowo) eksportu produktów ropopochodnych ze Stanów Zjednoczonych do Unii Europejskiej i z Unii Europejskiej do Stanów Zjednoczonych przy obowiązujących barierach taryfowych* (wariant bez TTIP).

* W chwili obecnej cła są bezterminowo zawieszone, ale trudno nam przesądzać jak będzie przyszłość tej regulacji, więc przestawiamy oba możliwe warianty. Źródło: Opracowania własne na podstawie danych i własnych analiz.

3.2. Ewentualny wpływ TTIP na zmianę wolumenów wynikających z wariantu bazowego

Zmiana wielkości wolumenu eksportowanej do Europy ropy naftowej z kontynentu północnoamerykańskiego powyżej prognozowanych wolumenów może mieć miejsce jedynie w przypadku pojawienia się korzystniejszych cen dla porównywalnych gatunków ropy – zgodnie z analizą przeprowadzoną przez ekspertów Instytutu Studiów Energetycznych (Tabela 3).

Rys. 7 Prognoza potencjału eksportu ropy ze Stanów Zjednoczonych i Kanady do UE po podpisaniu porozumienia handlowego TTIP

Źródło: Opracowanie własne na podstawie dostępnych danych.

Drugim warunkiem koniecznym do spełnienia musi być dostępność odpowiednich gatunków ropy do eksportu¹⁷ ze Stanów Zjednoczonych lub Kanady oraz większy lub przynajmniej porównywalny planowany wolumen importu gatunków ropy naftowej przeznaczonej do substytucji. W takiej sytuacji można by mówić o dodatkowym potencjalnym wolumenie związanym z rozwojem i pogłębieniem się stosunków handlowych pomiędzy stronami dzięki podpisaniu TTIP. Nie jest to oczywiście przyrost (potencjalny) wynikający bezpośrednio ze zniesienia stawek celnych (zerowych dla ropy), ale bardziej z przesunięcia wolumenów przeznaczonych na eksport z innych „uprzywilejowanych” rynków (np. Ameryki Łacińskiej) oraz Chin na największy rynek „bez barier”, jakim może być rynek unijny po podpisaniu TTIP. Uzyskane wyniki analizy przeprowadzonej przez ekspertów Instytutu Studiów Energetycznych dla wybranych lat ukazuje Rys. 7.

W najbardziej optymistycznym scenariuszu eksport ropy naftowej ze Stanów Zjednoczonych do UE może wynosić w szczytowym momencie (2025 rok) nawet ponad 100 Mtoe, co będzie stanowić około 23% całości zapotrzebowania rafinerii europejskich na importowany surowiec. W 2020 i 2030 roku maksymalny potencjał, wedle naszych obliczeń, będzie wynosił po około 70 Mtoe (15% całości potrzeb importowych UE), by w 2040 roku spaść do około 21 Mtoe (5% całości). W takim wariancie w latach 2020-2030 USA stałyby się dla Unii Europejskiej dostawcą równie ważnym, jeśli nie ważniejszym, niż Rosja, Kazachstan, kraje Zatoki Perskiej

(razem), czy kraje afrykańskie (razem). Nawet jeśli ten potencjał nie zostanie zrealizowany w całości, to wzrost importu ropy ze Stanów Zjednoczonych zwiększy dywersyfikację i bezpieczeństwo dostaw dla UE. Z uwagi na mały wolumen oferowanych rop średniokwaśnych i kwaśnych (nie za ciężkich) przydatność oferty z USA dla polskich rafinerii jest ograniczona – przerób rop słodkich to obecnie maksymalnie 10% całości wsadu do rafinerii w Płocku i Gdańsku, ale przy spadającej podaży ropy Urals, może wystąpić konieczność pogłębienia importu przez polskie koncerny naftowe, a być może także skorzystania z dostaw z Ameryki Północnej.

Analogicznie jak w przypadku wariantu bez TTIP, dla potrzeb oszacowania zmian wynikających z wdrożenia porozumienia handlowego dla produktów rafineryjnych wykorzystamy obliczenia wykonane przy okazji analizy cenowej. Uzyskany potencjał efektywnego (cenowo) eksportu z obu rynków po zniesieniu taryf jest swego rodzaju scenariuszem maksimum dla możliwości handlu produktami ropopochodnymi po zniesieniu barier taryfowych.

Potencjał eksportu produktów rafineryjnych z UE do USA rośnie tylko o około 26 Mtoe przez cały okres prognozy – przede wszystkim dla paliwa lotniczego (19,6 Mtoe) i COO (6,7 Mtoe). W przypadku transferów z USA do Europy, przyjmując, że taryfy importowe na średnie destylaty w UE pozostałyby zawieszone do momentu podpisania porozumienia, wpływ umowy na wielkość wolumenów produktów eksportowanych ze Stanów Zjednoczonych jest równie niewielki – przyrost o 70 Mtoe w całości dotyczący ciężkiego oleju opałowego po roku 2030 (Tabela 2).

Tabela 2 Potencjał efektywnego (cenowo) eksportu produktów ropopochodnych ze Stanów Zjednoczonych do Unii Europejskiej i z Unii Europejskiej do Stanów Zjednoczonych po zniesieniu barier taryfowych (wariant z TTIP)

Źródło: Opracowania własne na podstawie dostępnych danych.

Prognozowane niewielkie zmiany potencjalnego wolumenu na skutek zastosowania TTIP wynikają z tego, że dla większości produktów (LPG, benzyny, JET, średnie destylaty) ceny z taryfami i tak zapewniają opłacalność eksportu. Zniesienie opłat taryfowych przełoży się zatem nie tyle na wielkość wolumenu, ile na wzrost opłacalności (Rys. 8). Jako że opłaty taryfowe są dużo wyższe dla towarów importowanych do Unii (3,5-4,7% ad valorem) w porównaniu do stawek obowiązujących w USA (0,052-0,52 USD/bbl czyli przy obecnym poziomie cenowym ok. 0,1-0,5% ad valorem), to zyski eksporterów produktów ropopochodnych do Unii też będą dużo wyższe – potencjalnie nawet do 16 mld USD (realnie) w całym okresie prognozy vs 2,3 mld USD dodatkowych zarobków dla podmiotów eksportujących do USA. Jeśli presja konkurencyjna wymusi częściowe obniżenie cen, to część korzyści trafi także do konsumentów – w tym wypadku większym beneficjentami będą klienci w Europie.

Rys. 8 Potencjalne zyski ze zniesienia opłat taryfowych dla eksporterów (lub ewentualnie konsumentów) w Stanach Zjednoczonych i Unii Europejskiej Źródło: Opracowania własne na podstawie dostępnych danych.

4. Konkluzje przeprowadzonej analizy.

Decyzja z 18 grudnia 2015 jest bardzo ważna dla całego rynku ropy naftowej. Stany Zjednoczone Ameryki Północnej zmieniają dziś swoją geopolityczna pozycje. Z jednego z największych importerów ropy naftowej chcą się znowu stać największym jej eksporterem. Nie zapominajmy, że jeszcze za czasów Johna Rockefellera, USA gwarantowały około 90% światowego zapotrzebowania na ten surowiec. Z danych EIA wynika, iż USA wydobywają obecnie około 9,2 mln baryłek ropy dziennie, z czego około połowy pochodzi z formacji niekonwencjonalnych. Średnio drugie tyle, czyli około 9 mln baryłek ropy dziennie, jest importowanych z różnych stron świata. Decyzja o zniesieniu zakazu eksportu jest stricte polityczna i uderza bezpośrednio w największych eksporterów z OPEC czyli Arabię Saudyjską, Irak, a także wracający na rynek ropy naftowej Iran, ma również wpływ na pogrążoną dziś w kryzysie gospodarczym i ekonomicznym Rosję. Co więcej, może wpłynąć na zwiększenie wydobycia ropy naftowej w USA. Zależność jest bardzo prosta, bez zwiększenia produkcji i wygospodarowania nadwyżki surowca, każdą wyeksportowaną baryłkę będzie trzeba zastąpić baryłką importowaną.

Europa jest, i długoterminowo pozostanie znaczącym importerem ropy naftowej. Potencjał eksportowy Stanów Zjednoczonych, zarówno jeśli chodzi o potencjalnie dostępne wolumeny, jak i rodzaje wydobywanych rop, może być interesujący dla krajów członkowskich UE. Obecnie przewidywana wielkość wymiany handlowej między USA i UE w obszarze ropy naftowej nie jest znacząca (maksymalnie 15-17 mln ton około roku 2025) – zmiana tej sytuacji (wzrost wymiany) może wystąpić jedynie w przypadku wystąpienia jednego z dwóch zjawisk: albo w Stanach Zjednoczonych pojawią się duże ilości (i w korzystnych cenach) rop w gatunkach „pasujących” do konfiguracji europejskich rafinerii, albo wystąpi załamanie dotychczasowych źródeł dostaw (np. ropy rosyjskiej, uwagi na wyczerpywanie się obecnych złóż i brak nowych inwestycji spowodowanych bieżącą sytuacją gospodarczo-polityczną). W takiej sytuacji eksport do Europy mógłby wynieść nawet 100 mln ton rocznie (od roku 2025).

Dotychczas główną przeszkodą w obrocie ropą naftową był zakaz jej eksportu z USA. Istnieje więc duże prawdopodobieństwo, iż powyższy scenariusz może zostać zrealizowany. Oczywiście głównym czynnikiem będzie cena ropy naftowej na światowych rynkach. Dodatkowo, przez zakaz eksportu wpływ umowy TTIP na ropę naftową był prawie zerowy. Przypomnijmy, iż negocjowane od 2013 roku między Unią Europejską a Stanami Zjednoczonymi nowe porozumienie handlowe – Transatlantic Trade and Investment Partnership, (TTIP, transatlantyckie partnerstwo w obszarze handlu i inwestycji), ma na celu zniesienie ograniczeń w przepływach towarowych i kapitałowych (inwestycyjnych) między tymi dwoma obszarami gospodarczymi. Decyzja z 18 grudnia 2015 powoduje, iż ropa staje się jednym z ważniejszych punktów (na równi z gazem ziemnym) dla sektora energetycznego w Europie i w Polsce.

Co ostatnia zmiana w założeniach polityki energetycznej Stanów Zjednoczonych Ameryki Północnej oznacza dla Polski? Z uwagi na mały wolumen oferowanych rop średniokwaśnych i kwaśnych (nie za ciężkich) przydatność oferty z USA dla polskich rafinerii jest ograniczona – przerób rop słodkich to obecnie maksymalnie 10% całości wsadu do rafinerii w Płocku i Gdańsku, ale przy spadającej podaży ropy Urals, może wystąpić konieczność pogłębienia importu przez polskie koncerny naftowe, a być może także skorzystania z dostaw z Ameryki Północnej.

Tabela 3 Analiza porównawcza cen ropy importowanych do Europy z potencjalnymi zamiennikami ze Stanów Zjednoczonych i Kanady.

Kolor zielony dla rop z USA i Kanady oznacza, że są tańsze od przynajmniej jednego z zamienników w danej grupie do ewentualnej substytucji; Wszystkie ceny wyliczone dla dostaw do regionu NWE

Kolor czerwony dla rop z USA i Kanady oznacza, że są droższe od wszystkich zamienników w danej grupie do ewentualnej substytucji; Źródło: Obliczenia własne na podstawie przyjętych założeń oraz dostępnych prognoz

Kolor niebieski dla rop importowanych do Europy oznacza, że są tańsze od wszystkich zamienników w danej grupie do ewentualnej substytucji;

Kolor ciemnoczerwony dla rop importowanych do Europy oznacza, że są droższe od przynajmniej jednego z zamienników w danej grupie do ewentualnej substytucji..

Instytut Studiów Energetycznych Sp. z o.o. ul. Śniadeckich 17, 00-654 Warszawa tel.: (+48) 22 629 97 46 office@ise.com.pl

The information on which this report is based

derives from our own experience, knowledge, data and research.

The opinions expressed and interpretations offered are those of University of Science and Technology / ISE sp z o.o.

and have been reached following careful consideration.

However, the Oil&Gas business is characterized by much uncertainty and all of our comments and conclusions should be taken in that light.

Accordingly, we do not accept any liability for any reliance which our clients may place on them.

Bibliografia:

BP Statistical Review of World Energy 2015

EIA – Energy Information Administration

IEA, World Energy Outlook 2015

Sikora M., „2015 – Rok taniej ropy naftowej”, Biznes Alert, 12.10.2015 – http://biznesalert.pl/2015–rok–taniej–ropy–naftowej/

Krupa M., Sikora M., Sikora A., „The Yankee has struck oil (Jankesom uderzyła ropa)”, Przemysł Chemiczny 94/10, październik 2015r., DOI: 10.15199/62.2015.10.2, str. 16411645

Sikora M., „Fluctuat nec mergitur, a cena ropy naftowej” (Fluctuat nec mergitur and oil price), Biznes Alert, 18.11.2015 – http://biznesalert.pl/fluctuat–nec–mergitur–a–cenaropy–naftowej/

Sikora M., „Analiza cen ropy naftowej – Światowa wojna cenowa na rynku ropy naftowej”, CIRE, 13.11.2015 – http://www.cire.pl/item,120273,13,0,0,0,0,0,analizacen–ropy–naftowej—swiatowa–wojna–cenowa–na–rynku–ropy–naftowej.html

Sikora M., „Czy OPEC to jeszcze kartel?” (Is OPEC still a cartel ?), Biznes Alert, 9.12.2015 – http://biznesalert.pl/sikora–czy–opec–to–jeszcze–kartel/

Sikora A., Sikora M., „Podsumowanie na koniec roku”, CIRE, 29.12.2015 – http://www.cire.pl/item,122755,13,0,0,0,0,0,podsumowanie–na–koniec–roku.html

Instytut Studiów Energetycznych Sp. z o.o. ul. Śniadeckich 17, 00-654 Warszawa tel.: (+48) 22 629 97 46 office@ise.com.pl