Poprzez ceny prądu i gazu oraz ceny paliw w transporcie, koszt zakupu ropy naftowej wpływał na inflację, którą kierowały się banki centralne, decydując o ścieżkach stóp procentowych.  Instytucje finansowe z kolei chroniły się przed skutkami inflacji, dokonując transakcji na terminowych rynkach ropy naftowej, przyczyniając się tym samym do rozwoju „papierowego” rynku ropy. Cena ropy naftowej i stopy procentowe banków centralnych stały się najpotężniejszymi zmiennymi makroekonomicznymi. Wzajemne powiązanie między tymi zmiennymi było na tyle silne, że w literaturze fachowej pojawił się problem, która z tych zmiennych ma większy wpływ na aktywność gospodarczą w skali globalnej. Studiując w tamtych czasach prace Edmunda Phelpsa (Nobel w dziedzinie ekonomii z 2006 r. za  badania nad rolą innowacji w rozwoju gospodarczym), napotkałem zdanie, które utkwiło mi w pamięci: „globalne systemy energetyczne są tak złożone, że ingerowanie w nie prawie na pewno doprowadzi do niezamierzonych konsekwencji”. Od tamtej publikacji minęła dekada, podczas której nastąpiły istotne zmiany w globalnym systemie energetycznym, za sprawą innowacji, które badał Phelps. Rewolucyjna technologia wydobycia gazu ziemnego i ropy bezpośrednio ze skał macierzystych oraz wiercenia głębokowodne sprawiły, że obawy o zasoby tych surowców ustąpiły miejsca obawom o popyt na nie. Przyczyniły się do tego dynamicznie rozwijające się odnawialne źródła energii oraz innowacje poprawiające efektywność energetyczną. Wiele z tych technologii w ogóle by nie istniało, lub rozwijałoby się znacznie wolniej, gdyby nie regulacje klimatyczne i olbrzymie nakłady finansowe na ten cel. Wszystko to sprawia, że globalne systemy energetyczne stały się jeszcze bardziej złożone i jeszcze mniej przewidywalne.

Weźmy na przykład regulację IMO, ograniczającą zawartość siarki w paliwie bunkrowym do 0,5%. Ta z pozoru prosta i klarowna ingerencja w rynek paliw oraz usług transportu morskiego, jak do tej pory, przyniosła zupełnie nieoczekiwane skutki. O tym, czego się spodziewano, pisałem szerzej tu i tu, więc teraz tylko przypomnę. W procesie rafinacji ropy otrzymuje się wiele produktów, takich jak paliwo jet, benzyna, diesel oraz ciężki olej opałowy o dużej zawartości siarki (HSFO). Każdy z tych produktów ma swojego finalnego odbiorcę. Paliwo jet zużywają samoloty, benzyna i diesel napędza transport lądowy a głównym odbiorcą ciężkiego oleju opałowego był transport morski. Po wprowadzeniu regulacji IMO, statki będą musiały przejść na paliwo o niskiej zawartości siarki (poniżej 0,5%). Powszechnie oczekiwano, że popyt przeniesie się na paliwo zbliżone jakością do diesla, stosowanego w transporcie lądowym. Skoro HSFO traci swojego głównego odbiorcę, na rynku pojawia się nadmiar tego produktu, który prowadzi do spadku jego ceny względem ceny ropy, czyli marży crack na HSFO. Pojawienie się na rynku diesla nowego odbiorcy, powinno doprowadzić do wzrostu ceny tego paliwa względem ceny ropy (marży crack na dieslu). Ponieważ transport morski kreuje około 4% globalnego popytu na ropę i paliwa płynne, zaspokojenie wyższego popyt na diesla wymaga od rafinerii zwiększenia przerobu ropy, gdyż samo pogłębienie przerobu nie byłoby wystarczające. Czynnikiem skłaniającym rafinerie do inwestycji w pogłębienie i zwiększenie przerobu ropy była właśnie perspektywa wyższych marż rafineryjnych, dzięki zwiększeniu udziału paliw wysokomarżowych (głównie diesla i benzyn) w produkcji. W ślad za przesunięciem popytu w kierunku lekkich produktów, spodziewano się także zmiany struktury popytu na ropy lekkie i ciężkie i wzrostu dyferencjału Brent – Urals.

Dzisiaj wiemy, że stało się inaczej niż przewidywano i marże rafineryjne w grudniu i w styczniu należały do najniższych od 7 lat. Przyczyną był bardzo niski crack na dieslu, który zawiódł wszelkie oczekiwania. Nieoczekiwanie dobrze radził sobie natomiast HSFO. Potrafimy też wyjaśnić, dlaczego skutki regulacji IMO okazały się tak różne od oczekiwań. 

Gospodarka globalna spowolniła. Przyczyniły się do tego wojny celne, które silnie uderzyły w handel międzynarodowy. W rezultacie popyt na ropę naftową i paliwa płynne rośnie wolniej niż oczekiwano. W 2019 r. popyt wzrósł o 0,8 milionów baryłek dziennie (mbd), podczas gdy latem 2019 r. oczekiwano wzrostu o 1,6 mbd.

Pod koniec roku 2019 zostały oddane do użytku przyrosty mocy przerobowych rafinerii, nastawione na wzrost produkcji diesla (zarówno pogłębienia przerobu jak i samego przerobu), szykowane na przyrost popytu o 1,6 mbd.

Nadwyżka HSFO oraz benzyn, których wytwarza się więcej z powodu zwiększenia przerobu ropy znalazła ujście rynkowe w postaci nowego paliwa bunkrowego, oleju opałowego o bardzo niskiej zawartości siarki (VLSFO), będącego mieszanką HSFO i surowej benzyny (VGO), zagospodarowującego nadwyżki tych produktów.

Statki z powodzeniem testują to nowe i tańsze paliwo bunkrowe, które, jak dotąd, wypycha popyt na diesla ze strony transportu morskiego. W rezultacie spodziewane efekty na dyferencjale rop lekkich, o niskiej zawartości siarki i rop ciężkich, zasiarczonych też są słabsze od oczekiwań.

Podsumowując, skutki regulacji IMO różnią się od oczekiwań z powodu zderzenia przyrostu produkcji rafineryjnej, szykowanego na mocny popyt z aktualnie słabym popytem oraz z powodu pojawienia się nowego paliwa bunkrowego (VLSFO), wypierającego diesla.

Wielu z nas nurtuje pytanie, czy takiego rozwoju wydarzeń nie można było przewidzieć? Wiedząc już, co się stało, można argumentować, że rafinerie za bardzo uwierzyły we wzrosty marż i wszystkie dostosowały się w ten sam sposób. Wzrosła podaż diesla, podczas gdy popyt na to paliwo osłabł z powodów gospodarczych i technologicznych (pojawienie się nowej mieszanki jako paliwa bunkrowego). Niestety jest to mądrość po szkodzie. A co przed szkodą? Ja trzymam się maksymy Edmunda Phelpsa - Ingerowanie w złożone systemy prawie na pewno doprowadzi do niezamierzonych konsekwencji.