Kryzys w Ormuzie przetasował rynek ropy. Brazylia i Gujana zyskują, importerzy płacą więcej

Kryzys w Cieśninie Ormuz zmienił główne pytanie na rynku ropy. Nie chodzi już wyłącznie o to, czy baryłek jest wystarczająco dużo, lecz także o to, czy można je bezpiecznie, terminowo i opłacalnie dostarczyć.

Według danych Kpler cytowanych przez Reutersa przepływy ropy surowej i produktów rafinowanych przez cieśninę wynosiły przed konfliktem około 18 mln baryłek dziennie. W lipcu spadły do 4,8 mln baryłek, a w sierpniu średnio do około 2 mln baryłek dziennie.

Wstrząs nie oznacza więc tylko fizycznego ubytku surowca. Dostawy z Zatoki Perskiej stały się trudniejsze i droższe, azjatyckie rafinerie zaczęły szukać alternatywnych kontraktów, a ropa, która może dotrzeć do odbiorcy bez przepływania przez ten wąski szlak, zyskała dodatkową wartość. Na tej zmianie mogą krótkoterminowo skorzystać eksporterzy z basenu Atlantyku, przede wszystkim Brazylia i Gujana.

Dlaczego kryzys podniósł ceny ropy i frachtu

Sam niedobór fizycznych dostaw to tylko część problemu. Jeśli armatorzy nie mogą uzyskać ubezpieczenia, muszą płacić zaporowe składki albo obawiają się ataków, ładunek, który formalnie istnieje, staje się komercyjnie niedostępny. Pojawiają się wyższe stawki frachtu, dłuższe trasy, opóźnienia i niedobór chętnych tankowców.

Ceny odzwierciedlały tę niepewność. 14 sierpnia kontrakty na ropę Brent zamknęły się na poziomie 88,52 dolara za baryłkę, a później cena przekroczyła 91 dolarów, gdy inwestorzy oceniali sprzeczne komunikaty dotyczące tego, czy cieśnina jest otwarta dla żeglugi. Reakcja rynku odzwierciedlała zatem nie tylko wartość samej ropy, ale również ryzyko jej pozyskania, ubezpieczenia i dostarczenia.

Niepewność utrwala także nietrwały charakter dyplomatycznego porozumienia. Memorandum z czerwca przewidywało zasady bezpiecznego przepływu statków jedynie przez 60 dni, a później Stany Zjednoczone ponownie wprowadziły blokadę po wznowieniu ataków — wynika z podsumowania Congressional Research Service. Gdy negocjacje utknęły w martwym punkcie, rafinerie i firmy handlowe miały większą motywację, by zawierać alternatywne umowy i utrzymywać większe zapasy.

Brazylia i Gujana są najlepiej ustawione

Brazylia i Gujana łączą dwa atuty: korzystne położenie geograficzne i rosnącą produkcję. Ich ropa z morskich złóż trafia z basenu Atlantyku do Azji bez konieczności przepływania przez Ormuz. Nie jest ona idealnym zamiennikiem dla każdego gatunku ropy z Zatoki Perskiej — znaczenie mają jakość surowca, dostosowanie rafinerii, dostępność tankowców i koszt dostawy — jednak w warunkach niepewnych dostaw z Zatoki niezawodna ropa z Atlantyku staje się cenniejsza.

Przewaga obu państw nie wynika z geografii w oderwaniu od realiów produkcyjnych. Jest wsparta faktycznym przyrostem podaży. Amerykańska Energy Information Administration prognozuje, że Brazylia, Gujana i Argentyna zwiększą łącznie produkcję o 0,4 mln baryłek dziennie w 2026 roku — połowę z przewidywanego wzrostu światowej produkcji ropy, wynoszącego 0,8 mln baryłek dziennie. Międzynarodowa Agencja Energetyczna również wskazuje te państwa jako jednych z głównych dostawców wzrostu podaży spoza OPEC+.

Dla Brazylii i Gujany oznacza to trzy potencjalne źródła korzyści:

• Wyższe ceny uzyskiwane za eksport: szersza premia za ryzyko może podnieść wartość sprzedawanych ładunków.
• Łatwiejszy dostęp do azjatyckich odbiorców: rafinerie poszukujące dostaw niezależnych od Ormuzu mogą chętniej kupować od producentów z Atlantyku.
• Większe znaczenie strategiczne: nowe baryłki są wartościowe nie tylko jako dodatkowa podaż, lecz także jako zabezpieczenie przed zakłóceniami geopolitycznymi.

Kryzys nie stworzył brazylijskiego wzrostu wydobycia z formacji pre-salt ani ekspansji morskiej Gujany. Sprawił jednak, że istniejące już trendy zyskały większe znaczenie handlowe i strategiczne.

Argentyna poszerza regionalną odpowiedź podażową

Do tej samej historii wzrostu podaży dołącza Argentyna, dzięki rozwojowi formacji łupkowej Vaca Muerta. EIA oczekuje, że argentyńska produkcja wzrośnie ze średnio 670 tys. baryłek dziennie w 2024 roku do 740 tys. baryłek w 2025 roku. Od stycznia do października 2025 roku Vaca Muerta odpowiadała za szacunkowo 62 proc. krajowego wydobycia.

Argentyna nie jest jednak tak elastycznym eksporterem jak Brazylia czy Gujana. Tempo, w jakim dodatkowa ropa może trafić za granicę, zależy od przepustowości rurociągów, infrastruktury portowej i potrzeb krajowego rynku. Rosnące wydobycie zwiększa mimo to potencjał Ameryki Południowej jako źródła globalnej podaży i z czasem ogranicza zależność regionu od importowanych baryłek.

Szansa Wenezueli jest bardziej warunkowa

Wenezuela może skorzystać na wyższych cenach i popycie na ciężką ropę spoza Zatoki Perskiej. Dostępne dane nie uzasadniają jednak traktowania jej perspektyw na równi z Brazylią i Gujaną.

Odbudowa wydobycia i wzrost eksportu zależą tam od niezawodności operacyjnej, stanu infrastruktury, inwestycji, sankcji, sposobu rozliczeń oraz dostępu do żeglugi. To istotna różnica. Brazylia i Gujana korzystają z aktywnego wzrostu produkcji oraz stosunkowo prostego dostępu do Atlantyku. Wenezuela może zyskać dzięki korzystnym warunkom rynkowym, lecz przełożenie tej przewagi na trwałe przychody z eksportu i większe wpływy budżetowe wymaga rozwiązania dodatkowych problemów.

Eksporterzy zyskują, importerzy ponoszą koszty

Skutki dla regionu są wyraźnie nierówne. Eksporterzy netto mogą liczyć na wyższe wpływy ze sprzedaży ropy i większe dochody publiczne. Państwa importujące paliwa stoją po przeciwnej stronie rachunku: płacą więcej za import, odczuwają presję na subsydia, ponoszą wyższe koszty transportu, a gospodarstwa domowe mają mniejszą siłę nabywczą.

Międzynarodowy Fundusz Walutowy wskazał zależne od importu energii gospodarki Ameryki Środkowej oraz uzależnione od turystyki państwa Karaibów jako szczególnie narażone na wzrost kosztów energii. Droższe paliwo może przełożyć się na produkcję energii elektrycznej, transport drogowy, dystrybucję żywności, ceny biletów lotniczych i działalność statków wycieczkowych. Wstrząs wykracza więc daleko poza sam rynek ropy.

Jest przy tym ważne zastrzeżenie: eksport ropy surowej nie oznacza automatycznie odporności na drożejące paliwa. Państwo może sprzedawać surowiec za granicę, a jednocześnie importować benzynę, olej napędowy lub inne produkty rafinowane. W takiej sytuacji jego mieszkańcy nadal są narażeni na globalne ceny i koszty transportu.

Skutki mogą trwać dłużej niż sam kryzys

Ponowne otwarcie Ormuzu przyniosłoby rynkom ropy natychmiastową ulgę, ale ceny detaliczne i całe łańcuchy dostaw mogą reagować wolniej. UN Trade and Development ostrzegała, że systemy żywnościowe i transportowe potrzebują więcej czasu na powrót do normalnego działania, ponieważ po długotrwałych zakłóceniach sieci żeglugowe muszą się na nowo ułożyć.

To szczególnie ważne dla małych gospodarek wyspiarskich, które importują zarówno paliwa, jak i żywność. UNCTAD informowała, że karaibskie gospodarstwa domowe nadal płaciły więcej za paliwo i energię elektryczną, nawet gdy ceny ropy zbliżały się do poziomów sprzed kryzysu. Niższe notowania surowca nie odwracają od razu drogich umów frachtowych, zapasów kupionych po zawyżonych cenach, kosztów energii ani narastającej presji na finanse publiczne.

Komisja Gospodarcza Narodów Zjednoczonych ds. Ameryki Łacińskiej i Karaibów (ECLAC) oczekuje również, że średnia cena ropy w 2026 roku pozostanie wyższa niż w 2025 roku, nawet jeśli w dalszej części roku zacznie spadać. W efekcie region rozwija się w dwóch tempach: eksporterzy mogą przechwycić nadzwyczajne zyski, podczas gdy importerzy nadal ponoszą wyższe koszty.

Czy zmiana kierunków handlu będzie trwała?

Na razie nie ma ku temu wystarczających podstaw. Trwałe przesunięcie azjatyckiego popytu w stronę ropy z Ameryki Łacińskiej wymagałoby jednoczesnego spełnienia kilku warunków:

1. Niepewność wokół Ormuzu musiałaby utrzymywać się na tyle długo, by zmienić kontrakty i zachowania rafinerii.
2. Brazylia, Gujana i inni dostawcy z Atlantyku musieliby zapewnić niezawodny wzrost produkcji.
3. Gatunki ich ropy musiałyby odpowiadać wymaganiom azjatyckich rafinerii.
4. Dostępność tankowców, ubezpieczenia i stawki frachtu musiałyby pozwalać na konkurencyjny koszt dostawy.
5. Dostawy z Zatoki Perskiej musiałyby pozostać mniej pewne niż dotychczas, mimo ich przewagi kosztowej i odległościowej.

Jeśli przepływ przez Ormuz wiarygodnie wróci do normy, eksporterzy z Zatoki mogą odzyskać znaczną część pozycji na rynkach azjatyckich. Strukturalny wzrost produkcji w Ameryce Łacińskiej nadal będzie istotny, ale kryzysowa premia cenowa i tymczasowe zdobycze udziałów w rynku prawdopodobnie osłabną.

Najtrwalszym dziedzictwem kryzysu może być więc nie stałe przestawienie handlu, lecz zmiana strategicznego myślenia. Zakłócenia pokazały rafineriom wartość dywersyfikacji geograficznej, a producentom — że niezawodna ropa z Atlantyku może uzyskać premię, gdy ważny morski wąski gardło energetyczny staje się niebezpieczny. Dla Brazylii i Gujany to realna przewaga krótkoterminowa. Dla Ameryki Środkowej i Karaibów — przypomnienie, jak szybko odległy kryzys na morzu może zamienić się w problem kosztów życia.