Index of /rozprawy2/11198

Pełen tekst

(1)Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie Wydział Zarządzania Katedra Zarządzania w Energetyce. Rozprawa doktorska. ZARZĄDZANIE RYZYKIEM ZMIAN CENY ROPY NAFTOWEJ W SEKTORZE RAFINERYJNYM mgr Bartosz Łamasz. Promotor: dr hab. inż. Natalia Iwaszczuk, prof. nadzw. AGH Promotor pomocniczy: dr inż. Krzysztof Posłuszny. Kraków 2017.

(2) Niniejszym składam serdeczne podziękowania moim promotorom, Pani dr hab. inż. Natalii Iwaszczuk, Prof. AGH oraz Panu dr. inż. Krzysztofowi Posłusznemu za życzliwość, wyrozumiałość, poświęcony czas oraz cenne dyskusje, które pomogły w realizacji tej pracy.. 2.

(3) SPIS TREŚCI. WSTĘP ………………………………………………………………………….…………... 5 1. CHARAKTERYSTYKA RYNKU ROPY NAFTOWEJ …………………….………...... 9 1.1. Własności i podstawowe rodzaje ropy naftowej ………………………………………. 10 1.2. Znaczenie ropy w kształtowaniu bezpieczeństwa energetycznego na świecie ………... 14 1.3. Historia cen ropy naftowej …………………………………………………………….. 21 1.3.1. Światowy sektor naftowy przed pierwszym kryzysem ……………………….... 21 1.3.2. Kryzysy naftowe – ich przebieg i konsekwencje ……………………………….. 23 1.3.3. Wydarzenia kształtujące ceny ropy naftowej na przełomie XX i XXI wieku ….. 26 1.3.4. Sytuacja na rynku naftowym w trakcie i po kryzysie finansowym, zapoczątkowanym w 2007 roku ……………………………………………….... 28 1.3.5. Badanie zależności na rynku ropy naftowej – przegląd literatury ……….……... 33 1.4. Światowe benchmarki ceny ropy naftowej …………………………………………….. 34 1.5. Cena spot i cena futures ropy naftowej – badanie zależności ………………................. 35 2. RYZYKO I ZARZĄDZANIE RYZYKIEM W DZIAŁALNOŚCI PRZEDSIĘBIORSTW SEKTORA RAFINERYJNEGO ……………………………..... 44 2.1. Pojęcie ryzyka w działalności gospodarczej ………………………………………...…. 44 2.2. Charakterystyka działalności światowych rafinerii ……………………………………. 47 2.2.1. Technologie przerobu ropy naftowej ……………………………………………. 48 2.2.2. Rodzaje rafinerii ………………………………………………………………… 55 2.2.3. Światowe zapotrzebowanie na produkty rafineryjne …………………………… 57 2.2.4. Zdolności przerobowe rafinerii …………………………………………………. 58 2.3. Czynniki kształtujące rentowność rafinerii ……………………………………………. 63 2.3.1. Kompleksowość rafinerii ……………………………………………………..… 65 2.3.2. Rodzaj przerabianego surowca …………………………………………………. 67 2.3.3. Sposób transportu surowca i produktów końcowych oraz lokalizacja rafinerii… 68 2.4. Zarządzanie ryzykiem w sektorze rafineryjnym ………………………………………. 69 2.4.1. Definicja i etapy zarządzania ryzykiem ………………………………………… 70 2.4.2. Podstawowe rodzaje ryzyka w sektorze rafineryjnym i metody zarządzania nimi ……………………………………………………………….... 74 2.4.3. Pomiar ryzyka zmiany ceny ropy naftowej w sektorze rafineryjnym ………….. 77 3. TOWAROWE INSTRUMENTY POCHODNE JAKO NARZĘDZIA DO ZARZĄDZANIA RYZYKIEM CENOWYM ……………………….…………...… 80 3.1. Historia, podstawowe pojęcia i klasyfikacje związane z rynkiem instrumentów pochodnych …………………………………………………………………………….. 80 3.1.1. Symetryczne instrumenty pochodne ……………………………………………. 84 3.1.2. Kontrakty opcyjne …………………………………………………………….… 87 3.

(4) 3.2. Charakterystyka giełdowych instrumentów pochodnych wystawianych na ropę i produkty rafineryjne ………………………………………………………… 92 3.2.1. Towarowe instrumenty pochodne na giełdzie NYMEX ………………………... 94 3.2.2. Towarowe instrumenty pochodne na giełdzie ICE ……………………………. 106 3.3. Modele wyceny opcji towarowych …………………………………………………… 109 3.3.1. Założenia dotyczące modelowego rynku i postać równania Blacka-Scholesa dla towarowych instrumentów pochodnych ………………………………………. 110 3.3.2. Równanie Blacka-Scholesa dla towarowych instrumentów pochodnych z uwzględnieniem istnienia stopy użyteczności ………………………………… 112 3.3.3. Równanie Blacka-Scholesa dla opcji towarowych, wystawionych na kontrakty futures …………………………………………… 113 3.3.4. Wykorzystanie równań Blacka-Scholesa do wyceny towarowych instrumentów pochodnych ………..…………………...………………………. 114 3.3.5. Wartość europejskich opcji towarowych ……………………………………… 116 3.3.6. Pozostałe modele wyceny opcji towarowych …………………………………. 118 3.4. Przykłady wyceny europejskich opcji na ropę naftową ……………………………… 119 3.4.1. Zmienność instrumentu bazowego w kontraktach opcyjnych ……………….... 120 3.4.2. Wycena opcji na ropę WTI ……………………………………………………. 123 4. MOŻLIWOŚCI WYKORZYSTANIA STRATEGII OPCYJNYCH W ZARZĄDZANIU RYZYKIEM ZMIAN CENY ROPY NAFTOWEJ …………….... 125 4.1. Badanie wpływu parametrów rynkowych na ceny opcji towarowych ……………….. 127 4.2. Wykorzystanie współczynników greckich do badania wrażliwości cen opcji towarowych na zmiany wybranych parametrów rynkowych ………...……...…. 133 4.3. Charakterystyka wybranych hedgingowych strategii opcyjnych …………………….. 140 4.3.1. Strategie long call i long put ………………………………………………..…. 140 4.3.2. Charakterystyka wybranych strategii typu vertical spread ……………………. 142 4.3.3. Strategie long straddle i long strangle ………………………………………… 152 4.3.4. Strategie long strip i long strap ………………………………………………... 154 4.4. Porównanie skuteczności stosowania strategii opcyjnych przy różnych poziomach zmian ceny ropy naftowej ……………….………………………………………………...… 156 4.4.1. Zbadanie skuteczności strategii opcyjnych przy wzrostach bądź spadkach ceny ropy naftowej ………………………………………………………………….. 158 4.4.2. Zbadanie skuteczności strategii opcyjnych przy dużych wahaniach ceny ropy naftowej ……………………………………………………………………..…. 167 4.4.3. Przykłady wykorzystania strategii opcyjnych do zabezpieczania poziomu marż rafineryjnych …………………………………………………………………... 170 5. PODSUMOWANIE …………………………………………….……....……………...... 174 Bibliografia ………………………………………………………………….………………. 177 Dodatek A …………………………………………………………………….……………... 186 Dodatek B ……………………………………………………………………………………. 191 Dodatek C ………………………………………………………………………….……….... 205. 4.

(5) WSTĘP. Ceny ropy naftowej od wielu lat stanowią ważny element życia gospodarczego i przedmiot dyskusji w licznych opracowaniach naukowych. Gwałtownym wahaniom wartości tego surowca niejednokrotnie towarzyszyły kryzysy finansowe, które przyczyniły się do upadku przedsiębiorstw z różnych branż. Znaczenie ropy potęguje fakt, że mimo postępu technologicznego, pozostaje ona najważniejszym surowcem energetycznym na świecie. Stan ten nie ulegnie prawdopodobnie zmianie także w najbliższych 10-20 latach. Nie powinna zatem dziwić mnogość analiz i prognoz dotyczących dostępności ropy i kierunku zmian jej cen w przyszłości. Co ciekawe, wiele z tych przewidywań – pomimo przygotowywania ich przez doświadczonych analityków – okazuje się nietrafionych. Stanowi to potwierdzenie opinii podkreślających to, jak bardzo złożonym i trudnym do zrozumienia jest rynek wspomnianego surowca energetycznego. Ekstremalne wahania ceny ropy i dostępność do jej złóż – należących przede wszystkim do krajów o niedemokratycznym ustroju politycznym – to obecnie jedne z najważniejszych czynników ryzyka, które prawdopodobnie będą towarzyszyć działalności gospodarczej w najbliższych latach. Omawiany surowiec zaliczany jest do grona surowców nieodnawialnych. Oznacza to, że w zdecydowanej większości przypadków, ropę wykorzystuje się tylko jeden raz i to w sposób nieodwracalny. W rezultacie surowiec ten staje się źródłem obaw o to czy wystarczy go w przyszłości do zaspokojenia wszystkich potrzeb – coraz większych z racji postępującego rozwoju gospodarczego wielu państw (zwłaszcza azjatyckich). Przyczyna niepokoju leży również w cenach ropy naftowej, których gwałtowne fluktuacje mogą spowodować wyhamowanie postępu gospodarczego, a także problemy finansowe przedsiębiorstw. Sektorem, który niewątpliwie najbardziej intensywnie reaguje na wszelkie zmiany wartości ropy naftowej, jest sektor rafineryjny. Przedsiębiorstwa z tej branży – określane jako rafinerie – odpowiedzialne są za przerób omawianego surowca, który stanowi dla nich podstawowe źródło przychodów. W zależności od rodzaju instalacji technologicznych znajdujących się w ich posiadaniu, podejmują próby optymalizacji przerobu ropy, dążąc tym samym do uzyskiwania możliwie najbardziej wartościowej wiązki produktów. Co prawda ceny otrzymywanych towarów (głównie paliw) są dodatnio skorelowane z cenami ropy naftowej, jednak nie zawsze podążają w tym samym kierunku. Zdarzają się również sytuacje, kiedy gwałtowne zmiany wartości omawianego surowca, przenoszą się na ceny wytwarzanych paliw z pewnym opóźnieniem. To wszystko powoduje, że rafinerie stale narażone są na ryzyko zmian ceny ropy naftowej. Konsekwencje materializacji tego ryzyka mogą być natomiast odczuwalne zarówno w poziomie kosztów zakupu surowca, jak i w wartości marż rafineryjnych, wykorzystywanych do pomiaru rentowności przedsiębiorstw z tej branży. Menedżerowie rafinerii zmuszeni są zatem podejmować działania, które stwarzają szanse uniezależnienia się (chociaż w pewnym stopniu) od wahań ceny ropy naftowej. Jedną z metod, dającą możliwość sterowania ryzykiem cenowym jest stosowanie hedgingu, czyli tworzenie strategii zabezpieczających w oparciu o instrumenty pochodne (tzw. derywaty). Sposób rozliczania transakcji na rynku derywatów powoduje, że jego uczestnicy mogą ustalać cenę kupna bądź sprzedaży ropy (a także otrzymywanych z niej produktów) znacznie wcześniej niż w terminie dostawy. Szczególną grupę wśród instrumentów pochodnych stanowią kontrakty opcyjne, których specyficzna konstrukcja powoduje, że menedżerowie sami określają maksymalne koszty zabezpieczenia, związane z nabyciem danego rodzaju opcji.. 5.

(6) Mnogość czynników kształtujących ceny ropy naftowej, wysoki poziom złożoności sektora rafineryjnego, różnorodność dostępnych instrumentów pochodnych oraz osobistą ciekawość autora dotyczącą wymienionych zagadnień, należy uznać za główne przyczyny przygotowania dysertacji zatytułowanej „Zarządzanie ryzykiem zmian ceny ropy naftowej w sektorze rafineryjnym”. W ramach rozprawy poszukiwano zatem odpowiedzi na następujące pytania badawcze:  Jakie czynniki kształtują ceny ropy naftowej?  W jaki sposób przedsiębiorstwa sektora rafineryjnego badają wpływ zmiany ceny ropy naftowej na poziom rentowności związanej z ich podstawową działalnością, którą jest przerób surowca?  Czy towarowe kontrakty opcyjne pozwalają na skuteczne sterowanie poziomem ryzyka zmian ceny ropy naftowej? Próby znalezienia odpowiedzi na tak postawione pytania, poparte analizą literatury, pozwoliły sformułować następującą hipotezę badawczą: HIPOTEZA: Zarządzanie ryzykiem zmian ceny ropy naftowej z wykorzystaniem kontraktów opcyjnych, może poprawić rentowność podstawowej działalności przedsiębiorstw sektora rafineryjnego. Oprócz powyższej hipotezy, którą należy uznać za hipotezę główną, w dysertacji podjęto próbę weryfikacji trzech hipotez szczegółowych: Hipoteza 1: Odpowiedni wybór hedgingowych strategii opcyjnych, z właściwie ustalonymi cenami realizacji opcji, pozwala na skuteczne zabezpieczanie się przed ryzykiem zmian ceny ropy naftowej w różnych warunkach rynkowych. Hipoteza 2: Strategie opcyjne typu vertical spread są skuteczniejsze od strategii dwukierunkowych, przy niewielkich zmianach ceny ropy naftowej. Hipoteza 3: Wykorzystanie dwukierunkowych strategii opcyjnych pozwala rafineriom na skuteczniejsze zabezpieczenie się przed gwałtownymi wahaniami ceny ropy naftowej, w porównaniu ze strategiami typu vertical spread. Weryfikacja pierwszej hipotezy szczegółowej ma pokazać, że opcje – jako szczególny rodzaj instrumentów pochodnych – odpowiednio wykorzystane, pozwalają skutecznie zabezpieczyć się przed negatywnymi konsekwencjami, wywołanymi fluktuacjami ceny ropy. Co więcej, ich specyficzna konstrukcja umożliwia osiąganie korzyści w postaci wypłaty, w każdych warunkach rynkowych. W literaturze można spotkać wiele opracowań, które poddają krytyce derywaty, traktując je jako dodatkowe źródło ryzyka. Autor pracy chce jednak udowodnić, że spośród instrumentów pochodnych, to właśnie opcje dają możliwość bezpiecznego sterowania poziomem danego rodzaju ryzyka rynkowego (m.in. poziomem ryzyka zmiany ceny ropy naftowej), dopasowanego do „apetytu na ryzyko” odpowiedniego podmiotu. Druga i trzecia hipoteza szczegółowa, odnoszą się natomiast do konkretnych sytuacji rynkowych i wybranych rodzajów hedgingowych (zabezpieczających) strategii opcyjnych. Za cel główny niniejszej dysertacji należy zatem uznać zbadanie skuteczności wybranych strategii opcyjnych w sterowaniu poziomem ryzyka zmian ceny ropy naftowej, w różnych warunkach rynkowych. Jego osiągnięcie związane było z realizacją celów pomocnicznych, do których zaliczono:  ustalenie wartości premii opcyjnych w opcjach towarowych, wystawionych na ceny (futures) ropy naftowej; 6.

(7) . skonstruowanie strategii opcyjnych, składających się z wycenionych opcji towarowych o różnych cenach realizacji;  wyznaczenie rezultatów osiągniętych w skonstruowanych strategiach opcyjnych, przy różnych poziomach zmian ceny ropy naftowej. Pozyskane dane, w oparciu o które możliwe było zrealizowanie tak postawionych celów badawczych, pochodziły z największych i najważniejszych światowych giełd surowcowoenergetycznych (NYMEX, ICE) i obejmowały okres od 22 lipca 2009 roku do 16 sierpnia 2016 roku. Podczas realizacji procesu badawczego zostały natomiast wykorzystane następujące metody badawcze:  analiza opisowa osiągnięć naukowych w zakresie ryzyka zmiany ceny i metod zarządzania nim, na podstawie źródeł literaturowych oraz internetowych krajowych i zagranicznych;  analiza materiałów z przedsiębiorstw (raporty okresowe, strategie zarządzania różnymi rodzajami ryzyka rynkowego);  modelowanie ekonomiczno-matematyczne procesów kształtowania się cen opcji standardowych, oparte na modelach stochastycznych z wykorzystaniem programów komputerowych Mathematica i Microsoft Excel;  badanie wpływu wybranych parametrów na sposób kształtowania się wartości premii opcyjnej, przy pomocy współczynników wrażliwości opcji. Praca składa się z czterech rozdziałów, podsumowania, a także dodatków, w których zamieszczono najważniejsze zagadnienia matematyczne, pojawiające się w dysertacji (Dodatek A), obliczone przez autora ceny miesięcznych opcji, wystawianych na ropę WTI w okresie od 22 lipca 2009 roku do 16 sierpnia 2016 roku (Dodatek B), a także wyniki osiągnięte w poszczególnych strategiach opcyjnych, w odniesieniu do różnego poziomu zmiany ceny ropy naftowej (Dodatek C). W ostatnim dodatku znalazły się także maksymalne koszty (wyrażone w % w stosunku do ceny ropy naftowej), jakie można było ponieść w rozpatrywanych strategiach. Jest to istotna informacja dla podmiotu zabezpieczającego, dążącego do ustalenia poziomu strat na akceptowalnym dla siebie poziomie. Pierwszy rozdział dysertacji poświęcony został w całości charakterystyce rynku ropy naftowej. W tej części pracy przybliżono m.in. najważniejsze fizyczne własności surowca, na podstawie których dokonuje się jego klasyfikacji. Kolejny fragment rozdziału to dyskusja na temat znaczenia ropy w kształtowaniu bezpieczeństwa energetycznego na świecie. Autor dysertacji zwraca uwagę na rolę, jaką odgrywają w globalnej gospodarce główni konsumenci i producenci ropy, a także jakie konsekwencje niesie ze sobą nierównomierne rozłożenie złóż tego surowca na świecie. Zrozumienie specyfiki rynku naftowego nie byłoby także możliwe bez zapoznania się z jego historią, dlatego znaczny fragment tej części pracy poświęcono właśnie temu zagadnieniu. Ostatni fragment rozdziału pierwszego to z kolei dyskusja na temat różnych rodzajów cen ropy naftowej (spot i futures), które wzajemnie na siebie oddziałują. Rynek ropy naftowej nie odgrywałby tak znaczącej roli w światowej gospodarce, gdyby nie sektor rafineryjny. Odpowiedzialne za przerób ropy przedsiębiorstwa tej branży, zmagać się muszą jednak z licznymi rodzajami ryzyka i temu właśnie zagadnieniu poświęcono drugi rozdział dysertacji. Autor rozpoczyna tę część opracowania od przeglądu definicji ryzyka, która ulegała licznym modyfikacjom na przestrzeni wieków. Próba zidentyfikowania głównych rodzajów ryzyka w sektorze rafineryjnym, musiała zostać jednak poprzedzona charakterystyką tego sektora. Dlatego też w tej części opracowania podjęto m.in. próbę przybliżenia technologii, którymi posługują się rafinerie. Ze względu na rodzaj instalacji pozostających do dyspozycji tych przedsiębiorstw, można mówić o różnych typach rafinerii. Niezależnie jednak od stanu zaawansowania technologicznego, każde z tych przedsiębiorstw podejmuje próby jak najlepszego dopasowania profili wytwarzanych produktów do zapotrzebowań rynków, na których produkty te są później sprzedawane. Wszystkie te działania mają pozwolić rafineriom na poprawę ich rentowności. Autor pracy zwraca zatem uwagę na to, czym jest rentowność dla rafinerii, jakie czynniki ją kształtują, a także 7.

(8) w jaki sposób można dokonywać jej pomiaru. Jednym ze wskaźników wykorzystywanym do wyrażania zyskowności omawianych przedsiębiorstw w postaci liczbowej są marże, dlatego też temu pojęciu poświęcono znaczną część rozdziału drugiego. Na zakończenie tego fragmentu dysertacji, autor przybliża teoretyczne aspekty zarządzania ryzykiem, a także (na podstawie przeglądu literatury) wyróżnia podstawowe rodzaje ryzyka towarzyszące działalności w sektorze rafineryjnym. Jednym z nich jest ryzyko zmian ceny ropy naftowej, które wiąże się zarówno z kosztami zakupu surowca jak i z poziomem marż rafineryjnych. Autor pracy skupia się właśnie na tym rodzaju ryzyka, formułując własną definicję oraz przedstawiając metody pomiaru, a także zaznaczając, jakie działania należy podjąć, aby umożliwić skuteczne sterowanie jego poziomem. Rozdział trzeci został natomiast w pełni poświęcony charakterystyce towarowych instrumentów pochodnych. Są to narzędzia, które dają możliwość sterowania różnymi rodzajami ryzyka rynkowego, w tym m.in. ryzykiem zmian ceny ropy naftowej. Autor pracy rozpoczyna zatem rozważania od przybliżenia podstawowych zagadnień związanych z derywatami, wyróżniając podstawowe klasyfikacje i definiując różnice pomiędzy ich najważniejszymi rodzajami. Zdecydowanie najwięcej miejsca poświęcono charakterystyce kontraktów opcyjnych. Ten rodzaj instrumentów pochodnych jest bowiem – zdaniem autora – najbardziej odpowiednim narzędziem do sterowania ryzykiem zmian ceny ropy naftowej. Dlatego też dokonano szczegółowego przeglądu rodzajów i parametrów kontraktów opcyjnych, które proponują największe światowe giełdy surowcowo-energetyczne i które mogą być wykorzystywane przez menedżerów rafinerii w procesie zarządzania wspomnianym ryzykiem. Bardzo ważnym zagadnieniem – z perspektywy podmiotu decydującego się zabezpieczać ceny ropy naftowej przy użyciu kontraktów opcyjnych – jest koszt takiego zabezpieczenia. W przypadku opcji towarowych wykorzystuje się nieco inne modele wyceny niż ma to miejsce dla opcji finansowych, tzn. wystawionych na akcje, obligacje, kursy walutowe czy indeksy giełdowe. Dlatego też autor pracy w drugiej części trzeciego rozdziału, przybliża najpopularniejszy model wyceny opcji na ropę, pokazując tym samym jakie parametry rynkowe mogą mieć znaczenie przy sposobie kształtowania się wartości premii opcyjnych. Na zakończenie tego fragmentu pracy, w oparciu o przedstawione teoretyczne rozwiażania związane z opcjami towarowymi, dokonano wyceny opcji na ropę WTI z terminami dostawy w kolejnych miesiącach (od września 2009 roku do września 2016 roku). Zabieg ten był niezbędny z perspektywy realizacji celu głównego niniejszej dysertacji. Niestety największe światowe giełdy surowcowo-energetyczne nie udostępniają danych odnośnie wartości premii opcyjnych z tak długiego okresu, jaki stanowił przedmiot analizy przeprowadzonej przez autora. Jednak – opierając się o model wyceny, na którym bazują także rynek rzeczywisty oraz dopasowując wszystkie parametry opcji do realnych danych, udało się takie obliczenia przeprowadzić. W ostatnim, tj. czwartym rozdziale dysertacji, autor pracy skupia się wyłącznie na opcjach wystawionych na cenę (futures) ropy WTI oraz strategiach zabezpieczających, które można wykorzystać do sterowania poziomem ryzyka zmian ceny omawianego surowca. Charakterystyka tych strategii została poprzedzona szczegółową analizą wpływu poszczególnych paramterów rynkowych na sposób kształtowania się wartości premii opcyjnych (stanowiących koszt zabezpieczenia). Jest to ważny etap zarządzania ryzykiem, gdyż pozwala ustalić to, w jaki sposób będą reagować koszty zabezpieczenia przy zmieniających się warunkach rynkowych. W tym celu autor wykorzystuje rezultaty obliczeń przeprowadzonych w programie komputerowym Mathematica. Do pomiaru wrażliwości cen opcji na zmiany poziomu najważniejszych parametrów rynkowych użyto natomiast współczynników greckich, w tym przede wszystkim współczynnika delta. Druga cześć rozdziału czwartego została w pełni poświęcona strategiom zabezpieczającym przed ryzykiem zmian ceny ropy naftowej. Autor – wykorzystując wyznaczone wartości miesięcznych premii opcyjnych, z terminami dostawy od września 2009 roku do września 2016 roku, konstruuje poszczególne zabezpieczenia, badając ich skuteczność w różnych warunkach rynkowych. Takie działania pozwalają na dokonanie weryfikacji przyjętych w dysertacji hipotez badawczych oraz sformułowanie wniosków szczegółowych. Wnioski te należy traktować jako wskazówki dla menedżerów rafinerii odnośnie do tego, które strategie należy stosować przy danym poziomie zmian ceny ropy naftowej. 8.

(9) ROZDZIAŁ I. CHARAKTERYSTYKA RYNKU ROPY NAFTOWEJ Surowce energetyczne stanowią ważny element w rozwoju gospodarczym zarówno poszczególnych państw, regionów, jak i całego świata. Spośród nich szczególnie wartościową grupę – ze względu na swój nieodnawialny charakter – tworzą surowce kopalne, a zwłaszcza paliwa kopalne, które w skali globalnej uważa się za pierwotne nośniki energii. Zalicza się do nich: ropę naftową, gaz ziemny, węgiel kamienny i brunatny oraz energię jądrową i wodną. Wymienione źródła energii znajdują zastosowanie – w mniejszym bądź większym stopniu – we wszystkich regionach świata. Za surowiec kopalny o największym wpływie na bezpieczeństwo energetyczne – zarówno w skali mikro jak i makroekonomicznej – uważa się ropę naftową. Rynek tego surowca jest jednak dość złożonym zagadnieniem i jego zrozumienie wymaga zdefiniowania wielu pojęć, które są z nim ściśle powiązane. Autor rozprawy uznał zatem, że bez szczegółowej analizy wspominanego rynku, nie jest możliwe prawidłowe określenie podstawowych problemów badawczych, które stanowią przedmiot dyskusji niniejszej dysertacji. Dlatego w tej części opracowania została podjęta próba przybliżenia specyfiki tego segmentu gospodarki. Rozdział pierwszy rozpoczyna się zatem od zdefiniowania i przedstawienia podstawowych własności ropy naftowej, które stanowią punkt odniesienia przy dokonywaniu klasyfikacji omawianego surowca. To na ich podstawie możliwie jest przypisanie danego gatunku ropy do odpowiedniej kategorii. Za najistotniejsze z własności należy uznać: gęstość substancji i ilość zawartej w niej siarki. Jak się okazuje, cena danego gatunku ropy istotnie zależy od poziomu wymienionych parametrów. To m.in. w oparciu o nie, określa się wartość ropy wydobywanej ze złóż zlokalizowanych w różnych częściach świata. Bez porównywania tych własności, prawidłowa „wycena” omawianego surowca byłaby niemożliwa do zrealizowania. Ropa naftowa jest bowiem niejednorodną substancją i jej poszczególne gatunki bardzo często różnią się (i to w dość znaczny sposób) zarówno składem fizycznym jak i własnościami chemicznymi. Istotną częścią rozdziału jest również opis historii zmian zachodzących na rynku naftowym. Wydaje się, że bez znajomości przeszłości, trudno jest zrozumieć, jakie zjawiska mogą powodować zmiany w sektorze naftowym oraz jak przełoży się to na ceny ropy naftowej w najbliższej przyszłości. Identyfikacja czynników kształtujących rynkową wartość omawianego surowca wydaje się szczególnie istotna dla przedsiębiorstw opierających swoją działalność na jego przerobie. Bardzo często przedsiębiorstwa te stawiane są przed wyborem odpowiedniego dla siebie momentu zakupu ropy. Dlatego prawidłowa interpretacja sygnałów płynących z rynku tego surowca, jest dla nich warunkiem koniecznym w dążeniu do poprawy wyników finansowych. W rozdziale dokonano również przeglądu aktualnego stanu rynku ropy naftowej. Przedstawiono m.in. głównych światowych producentów i konsumentów tego surowca. Podjęto także próbę opisu prawdopodobnych zmian, jakie mogą zajść w sektorze rafineryjnym w najbliższej przyszłości. Część z nich wynika z relacji tworzących się między różnymi rodzajami cen ropy naftowej (spot i futures) i temu też zagadnieniu poświęcono ostatnią część rozdziału. 9.

(10) 1.1.. Własności i podstawowe rodzaje ropy naftowej. Określenie „ropa naftowa” (ang. petroleum) oznacza dosłownie „olej skalny” i wywodzi się z połączenia łacińskich słów petra (skała, kamień) i oleum (olej). Po raz pierwszy takie sformułowanie pojawiło się w pracy naukowej niemieckiego mineraloga Georga Bauera, opublikowanej w 1556 roku [Riva 2006]. Z fizycznego punktu widzenia surowiec ten jest ciekłą mieszaniną węglowodorów parafinowych (alkany), naftenowych (cykloalkany) i aromatycznych (areny), zawierającą w swojej strukturze także siarkę, tlen, azot, związki metaloorganiczne oraz składniki mineralne: związki krzemu, żelaza, wanadu, niklu, sodu i wielu innych metali (por. [Speight 2007, s. 18], [Iwaszczuk i Muweis 2014, s. 17]). W formie nieprzetworzonej ropa naftowa posiada żółtobrunatną, zieloną bądź czarną barwę – w zależności od jej składu chemicznego. Fizyczne i chemiczne cechy tego surowca, umożliwiają jego stosunkowo łatwe wydobycie, transport i magazynowanie, a także dość dużą elastyczność w przerobie, co pozwala sterować ilością, różnorodnością i jakością otrzymywanych z niego produktów [Surygała 2006, s. 31]. Ropa naftowa nie jest substancją jednorodną, a jej skład oraz właściwości fizyczne i chemiczne związane są przede wszystkim z miejscem, z którego jest wydobywana. Surowiec ten różnić się może zawartością poszczególnych rodzajów węglowodorów oraz pozostałych składników (takich jak np. siarka), które określane są często jako zanieczyszczenia, gdyż ich usunięcie jest czasochłonnym i bardzo kosztownym procesem. Różnice w składzie ropy naftowej wydobywanej z różnych części świata powodują, że jej gatunków jest praktycznie tyle, ile złóż wspomnianego surowca. Istnieją jednak pewne wytyczne, po spełnieniu których różniące się składem złoża ropy, można zakwalifikować do tej samej kategorii. Obecnie wyróżnia się dwie podstawowe cechy przypisywane każdemu złożu omawianego surowca – gęstość (określana także jako ciężar właściwy) i procentowa zawartość siarki w całkowitej masie analizowanej substancji. Dla każdej z tych wielkości zostały określone przedziały, a zmieszczenie się parametrów ropy w jednym z nich powoduje, że „trafia” ona do odpowiedniej grupy. Ostatecznie, w przypadku klasyfikacji ze względu na gęstość, wyróżnia się ropę lekką, średnią lub ciężką. Biorąc z kolei pod uwagę poziom zawartości siarki w ropie, można mówić o ropie niskosiarkowej (słodkiej), siarkowej bądź wysokosiarkowej (kwaśnej). W tabeli 1.1 podano dokładne wartości, które muszą być osiągnięte, aby ropa została przypisana do odpowiedniej kategorii. Tabela 1.1. Kategorie ropy w zależności od poziomu zawartości siarki i skali API Kategoria ropy. Lekka. Średnia. Ciężka. Niskosiarkowa (słodka). Siarka<0,5% API>31,1. Siarka<0,5% 22,3<API<31,1. Siarka<0,5% API<22,3. Siarkowa. 0,5%<Siarka<2,5% API>31,1. 0,5%<Siarka<2,5% 22,3<API<31,1. 0,5%<Siarka<2,5% API<22,3. Wysokosiarkowa (kwaśna). Siarka>2,5% API>31,1. Siarka>2,5% 22,3<API<31,1. Siarka>2,5% API<22,3. Wymagane kryteria Źródło: opracowanie własne na podstawie [Petroleum.CO.UK 2015]. Im mniejsza zawartość siarki, tym ropę naftową uznaje się za bardziej wartościową. Siarka traktowana jest bowiem jako zanieczyszczenie, które utrudnia efektywną przeróbkę ropy naftowej i ma wpływ na jakość otrzymywanych z niej produktów. Dlatego ropa słodka (o zawartości siarki poniżej 0,5% w całkowitej masie ropy, por. tab.1.1) będzie zwykle droższa niż ropa siarkowa (zawartość siarki od 0,5% do 2,5%) oraz ropa kwaśna (zawartość siarki powyżej 2,5%). W wyniku destylacji (pierwszy etap przerobu) ropy w mniejszym stopniu 10.

(11) „zasiarczonej”, otrzymuje się bowiem więcej wartościowych produktów takich jak benzyna czy inne produkty uznawane za „lekkie” i wykorzystywane w wielu gałęziach przemysłu. O ile wyróżnianie klas ropy w zależności od zawartości w niej siarki nie powinno budzić wątpliwości (jest to wyrażony w procentach udział masy siarki w całkowitej masie ropy naftowej), to klasyfikacja uwzględniająca gęstość omawianego surowca nie jest już tak oczywista. W tym przypadku wykorzystuje się tzw. indeks API (ang. API gravity). Jest to skala stworzona przez Amerykański Instytut Naftowy1, tzn. American Petroleum Institute – stąd bierze się jej nazwa. Sam wskaźnik stanowi miarę gęstości ropy naftowej w stosunku do gęstości wody. Jego wartość wyznacza się ze wzoru 141,5 API Gravity   131,5; SG gdzie SG (ang. Specific Gravity) to iloraz gęstości badanej substancji przez gęstość wody w temperaturze ok. 15,6C (60F) [API 2015]. Zgodnie z powyższym wzorem substancja, której gęstość równa jest gęstości wody (wówczas SG=1,0), posiada w skali API dziesięć stopni (10). Im gęstość jest mniejsza, tym wartość omawianego wskaźnika jest wyższa. Dla różnych gatunków ropy naftowej indeks API mieści się zwykle w przedziale od 10 do 70. Ropa o niewielkiej gęstości będzie miała zawsze wysoki wskaźnik. Przyjmuje się, że gatunki, dla których wynik indeksu jest większy niż 31,1, to ropy lekkie. W przypadku osiągnięcia wartości poniżej 22,3, ropę należy uznać za ciężką (por. tabela 1.1). Duży wpływ na gęstość ropy ma również jej skład. Gatunki, które zawierają dużo węglowodorów aromatycznych, są uznawane za gęste (ciężkie). Na konsystencję ropy wpływ ma także ilość znajdujących się w niej związków siarki, azotu czy asfaltenów. Dla producentów bardziej pożądaną ropą jest oczywiście ropa lekka, gdyż jest ona łatwiejsza w przeróbce i można otrzymywać z niej więcej lżejszych frakcji, a z nich lepsze jakościowo produkty rafineryjne. Przy przerobie ciężkich gatunków ropy, producent chcący uzyskać produkty bardziej cenione na rynku, musi ponieść znacznie wyższe nakłady finansowe niż w przypadku przerobu ropy lekkiej 2. Znajduje to także odzwierciedlenie w cenie – ropa uznana za lekką będzie zawsze droższa od ropy ciężkiej. Ważną własnością fizyczną, którą przypisuje się ropie, jest jej lepkość, która oznacza „opór wewnętrzny przeciw płynięciu” [Łęt 2012, s. 14]. Do pomiaru tej własności wykorzystuje się m.in. temperaturę płynięcia, tzn. taki poziom temperatury (jej dolny próg), przy którym ropa przestaje płynąć. Parametr ten jest szczególnie istotny przy podejmowaniu decyzji o sposobie składowania i transportowania ropy. Jeżeli temperatura płynięcia ropy jest wysoka, konieczne okazuje się podgrzanie substancji w celu umożliwienia jej przemieszczenia. Lepkość ropy zmniejsza się bowiem pod wpływem wzrostu temperatury, jednak należy pamiętać o tym, że gatunki lżejsze charakteryzują się mniejszą lepkością i niewielką zmianą tego parametru przy wzroście temperatury surowca [Nafta Polska 2015d]. Jak już wspomniano, na świecie występuje bardzo dużo różnych gatunków ropy naftowej (szacuje się, że jest ich ponad 160, por. [Fattouh 2008, s. 4]). Co prawda w przeszłości część badaczy określało rynek naftowy jako “jeden wielki basen” [Adelman 1984, s. 1-2], jednak nie zmienia to faktu, że poszczególne złoża są bardzo zróżnicowane i surowca nie można uznać za 1. Amerykański Instytut Naftowy zrzesza obecnie ponad 625 podmiotów działających w branży naftowej, tzn. zajmujących się m.in. produkcją, rafinacją (przetwarzaniem) i zaopatrywaniem w ropę naftową i gaz ziemny, a także eksploatacją rurociągów naftowych czy transportem morskim surowców. Podstawowym zadaniem Instytutu jest natomiast: wspieranie amerykańskiego sektora naftowego, ułatwianie przepływu informacji na linii uczestnicy sektora – rząd – media, badanie sektora i publikowanie wyników badań, opracowywanie norm dla sektora (dotyczących m.in. urządzeń i ochrony środowiska), organizowanie warsztatów i konferencji pozwalających na wymianę wiedzy pomiędzy uczestnikami branży naftowej [API 2015]. 2 Istotny wpływ na koszty ponoszone przez rafinerie z tytułu przerobu ropy naftowej ma również stan zaawansowania technologicznego tych przedsiębiorstw i ich dostosowanie do przetwórstwa konkretnego gatunku surowca (więcej na ten temat w rozdziale drugim dysertacji). Na cenę ropy mają wpływ także koszty jej załadunku i transportu oraz koszty związane z ubezpieczeniami – w konsekwencji ropa cięższa może być tańsza od ropy nieco lżejszej.. 11.

(12) jednolity towar. Omówiony podział, uwzględniający wyżej wymienione kryteria, ułatwia ich porównywanie i dostarcza informacji o tym, który gatunek ropy naftowej daje największe możliwości w otrzymywaniu najbardziej wartościowych produktów rafineryjnych 3. Na rysunku 1.1 zaprezentowano nazwy odpowiednich rodzajów tego surowca wraz z miejscami ich wydobycia, zawartością siarki (oś pionowa) i liczbą stopni w skali API (oś pozioma). Jak łatwo zaobserwować, najsłodszymi i najlżejszymi gatunkami ropy na świecie są: Sahara Blend (jej złoża zlokalizowane są na terenie Algierii) i Tapis (Malezja). Posiadają one ponad 45 w skali API i bardzo niewielki odsetek siarki w całkowitej masie substancji. Za gatunek najbardziej „zakwaszony” należy uznać ropę Maya (Meksyk) i Arab Heavy (Arabia Saudyjska), a także większość gatunków wydobywanych z obszarów Bliskiego Wschodu (por. także rys. 1.2). W dalszej części opracowania podano podstawowe informacje, dotyczące gatunków ropy, które uznawane są za najistotniejsze dla sposobu kształtowania się światowych cen omawianego surowca. Należy do nich zaliczyć: WTI, Brent, koszyk OPEC, a także ropę REBCO.. Procentowa siarki. zawartość. Kwaśna. Słodka Ciężka. Lekka Skala API. Rys. 1.1. Gatunki ropy na świecie i ich najważniejsze własności (poziomu zawartości siarki i skala API) Wyjaśnienie do oznaczeń: Kolory użyte do oznaczenia poszczególnych gatunków ropy są takie same jak na rysunku 1.2. Rozwinięcie skrótów użytych nazw: WTI – West Texas Intermediate; LLS – Louisiana Light Sweet; FSU – Republiki Poradzieckie (ang. Former Soviet Union); UAE – Zjednoczone Emiraty Arabskie (ang. United Arab Emirates) Źródło: [U.S. Energy Information Administration 2012]. 3. Rodzaje produktów rafineryjnych i uzysk najważniejszych gatunków ropy naftowej został omówiony w rozdziale drugim dysertacji.. 12.

(13) Rys. 1.2. Gatunki ropy na świecie i miejsca ich składowania (wyceny) Źródło: [U.S. Energy Information Administration 2012]. Ropa WTI (ang. West Texas Intermediate) to surowiec wydobywany z terenów Ameryki Północnej. Jest to gatunek ropy słodkiej (zawartość siarki wynosi ok. 0,24%) i lekkiej (39,6 w skali API). Dostarcza i składuje się go w porcie Cushing w Zachodniej Oklahomie. Główną przyczyną transportowania surowca do tego regionu jest dogodna lokalizacja portu. Zachodnia Oklahoma to centralna część Ameryki Północnej, znajdująca się w pobliżu Dallas i Teksasu. Przez teren ten przebiega również wiele rurociągów połączonych z wybrzeżem Zatoki Meksykańskiej, co umożliwia szybki transport ropy naftowej zarówno do zachodnich jak i wschodnich obszarów Stanów Zjednoczonych oraz Kanady [Clark 2014, s. 158-159]. Ropa WTI uznawana jest za najważniejszy gatunek w tej części świata. To na podstawie jej cen, rafinerie zlokalizowane w Ameryce Północnej ustalają m.in. ceny produktów rafineryjnych. Nieco gorszym jakościowo gatunkiem ropy niż WTI jest ropa Brent. Nazwa ta odnosi się do złoża odkrytego w latach 70-tych XX wieku przez firmę Shell, zlokalizowanego ok. 180 km od Szetlandów (archipelag należący do Szkocji). Wspomniany koncern miał w zwyczaju nazywać odkryte przez siebie pola naftowe od nazw gatunków ptaków – w tym przypadku nawiązano do jednego z gatunków gęsi – Brent Goose4. Ropa Brent jest gatunkiem ropy lekkiej i słodkiej, choć jak zaznaczono wcześniej, jej parametry są nieco gorsze od WTI. Zawartość siarki w tym przypadku wynosi 0,37% masy substancji, a gęstość w skali API określana jest na 38,3 [Inkpen i Moffet 2011, s. 372]. Złoże Brent było najmocniej eksploatowane w połowie lat 80-tych ubiegłego wieku5. Z czasem jego zasoby zostały wyczerpane, a aktualnie wydobycie zbliża się do zera. Renoma, którą ten gatunek zbudował przez ostatnich kilkadziesiąt lat spowodowała, że nazwa Brent jest wciąż istotna na światowym rynku naftowym, ale zaczęto używać jej do określania mieszanki surowca wydobywanego z kilkunastu złóż zlokalizowanych na Morzu Północnym. Do najważniejszych z nich zalicza się (obok wspomnianego Brent): Forties, Oseberg i Ekofisk (stąd coraz częściej pojawia się również nazwa BFOE określająca ropę wydobywaną z tej części świata). Najbardziej eksploatowanym złożem z wymienionych, jest aktualnie Forties i to ten gatunek ropy trafia najczęściej do odbiorców (zawiera nieco większe ilości siarki niż Brent).. 4 5. Przykładem innych złóż o podobnej etymologii są: Auk, Cormorant czy Dundlin. W szczytowych momentach wydobycie sięgało 400 tys. baryłek ropy dziennie.. 13.

(14) Koszyk OPEC (ang. ORB – OPEC Reference Basket) to mieszanka gatunków ropy, wydobywanych z terenów należących do głównych światowych eksporterów ropy naftowej. Aktualnie w jego skład wchodzi surowiec eksploatowany ze złóż w: Algierii (ropa Saharan Blend), Angoli (Girassol), Ekwadorze (Oriente), Gabonie (Rabi Light), Indonezji (Minas), Iranie (Iran Heavy), Iraku (Basra Light), Kuwejcie (Kuwait Export), Libii (Es Sider), Nigerii (Bonny Light), Katarze (Qatar Marine), Arabii Saudyjskiej (Arab Light), Zjednoczonych Emiratach Arabskich (Murban) i Wenezueli (Merey) [OPEC 2016b]. Gatunkami, których nie uwzględnia się w koszyku OPEC, ale również odgrywają one istotną rolę na rynku naftowym są: ropa Dubai Fateh (Zjednoczone Emiraty Arabskie) i Oman. Zarówno koszyk OPEC, jak i dwa ostatnie wymienione gatunki, charakteryzuje dość wysokie zasiarczenie (zwykle zawartość siarki w ich przypadku przekracza poziom jednego lub dwóch procent, por. rys. 1.1) i większa niż w przypadku WTI czy Brent gęstość (aktualnie przyjmuje się, że koszyk OPEC posiada 32,7 w skali API, (por. [Petroleum CO.UK 2015]). Stworzenie wspólnej nazwy dla ropy pochodzącej od głównych światowych eksporterów ropy było jednak niezbędne ze względu na duży wpływ, jaki wywierają te kraje na sposób kształtowania się globalnego rynku naftowego. Ropa REBCO (ang. Russian Export Blend Crude Oil), znana również pod nazwą Ural, to mieszanka różnych gatunków rosyjskiej ropy, które wydobywane są przede wszystkim w Zachodniej Syberii oraz w rejonie gór Ural. Jest to ropa siarkowa (zawartość siarki wynosi od 1,6 do 1,8%) z gęstością API wynoszącą ok. 32. To na podstawie jej wartości swoje marże ustalają rafinerie w krajach Europy Wschodniej (Rosja i kraje byłego ZSRR). Gatunek ten jest od wielu lat istotny także z punktu widzenia polskich przedsiębiorstw specjalizujących się w przerobie ropy, które ze względu na niewystarczające zasoby własne, są zmuszone sprowadzać surowiec z zagranicy. Charakteryzując różne gatunki ropy naftowej na świecie, warto wspomnieć także o polskich złożach. Co prawda nie odgrywają one zbyt dużej roli na arenie międzynarodowej, a ich wielkość nie pozwala pokryć nawet krajowego zapotrzebowania, jednak miały one swój udział w tworzeniu światowej historii rynku naftowego. Na terytorium Polski znajdują się obecnie 84 udokumentowane złoża ropy naftowej, zlokalizowane na czterech następujących obszarach: Morze Bałtyckie (2 złoża), Karpaty (29), Niż (42), Przedgórze (11). Największe złoża ropy umiejscowione są na Niżu w pobliżu trzech miejscowości: Barnówka, Mostno i Buszów – stąd bierze się ich nazwa: złoża BMB. Zostały one odkryte stosunkowo niedawno, bo w latach 1993-1994, a ich eksploatację od 2000 roku przeprowadza kopalnia w Dębnie. Ropa wydobywana z tych terenów ma kolor brunatny, zawiera od 4,3 do 7,4% parafiny, nieco ponad 1% siarki, a jej gęstość waha się od 0,857 do 0,870 g/cm 3 (31-34 w skali API). Jest lepsza jakościowo niż rosyjska ropa Ural. Ropa karpacka ma z kolei czarną barwę, bardzo niską zawartość siarki i gęstość w przedziale od 0,750 do 0,943 g/cm3 (17-55 w skali API). Surowiec wydobywany z Przedgórza jest natomiast nieco bardziej zasiarczony (zawartość siarki od 0,45% do 0,85%), a jego gęstość wynosi od 0,811 do 0,846 g/cm 3, tj. ok. 35-42 w skali API (por. [Nafta Polska 2015d], [Państwowy Instytut Geologiczny 2012]).. 1.2. Znaczenie ropy w kształtowaniu bezpieczeństwa energetycznego na świecie Wraz z postępem, jakiemu na przestrzeni wieków podlegały różne obszary działalności ludzkiej, zmieniły się również możliwości wykorzystania ropy naftowej. Początkowo jej podstawowym przeznaczeniem była produkcja nafty używanej do oświetlania pomieszczeń. W tym aspekcie istotną rolę odegrał polski chemik Ignacy Łukasiewicz – uznawany za wynalazcę lampy naftowej (1853 r.). Z czasem ropa zaczęła nabierać przede wszystkim znaczenia militarnego. Liczne światowe konflikty z XIX i XX wieku zwiększyły popyt na paliwa wykorzystywane do napędzania maszyn wojennych. Ponieważ ich głównym źródłem stała się ropa, uzyskanie dostępu do złóż tego surowca, niejednokrotnie skutkowało zdobyciem przewagi technologicznej 14.

(15) i taktycznej nad wrogiem. To głównie dzięki silnej pozycji na rynku ropy, Wielka Brytania wraz z Francją zakończyły sukcesem pierwszą wojnę światową6. Państwo niemieckie pozbawione dostępu do omawianego surowca, nie było w stanie przeciwstawić się brytyjskiej sile. Ropa naftowa odegrała ważną rolę również w trakcie drugiej wojny światowej. Dążenia Hitlera do zdobycia Baku związane były przede wszystkim z chęcią uzyskania dostępu do surowca, którego złoża w tej części świata były w ówczesnych czasach jednymi z największych na świecie. Podbój obecnej stolicy Azerbejdżanu nie powiódł się jednak. Co prawda nie była to jedyna przyczyna kapitulacji Niemiec, ale patrząc na to, jaką rolę militarną pełniła już w tym czasie ropa naftowa i otrzymywane z jej przerobu paliwa, należy uznać, że fakt ten okazał się być jednym z kluczowych zdarzeń dla dalszych losów drugiej wojny światowej (więcej na ten temat w: [Kaczmarek i Jarosz 2006, s. 9-13]). Wiek XX to także intensywny rozwój transportu drogowego i lotniczego, co przełożyło się na wzrost zainteresowania produktami otrzymywanymi w procesie rafinacji ropy naftowej. Z biegiem lat znaczenie tego surowca wciąż rosło i obecnie uchodzi on za jeden z najcenniejszych towarów w wymianie międzynarodowej. Spełnia on również ważną rolę w utrzymywaniu bezpieczeństwa i stabilności funkcjonowania poszczególnych państw. Brak dostatecznej ilości ropy naftowej i produktów rafineryjnych, może skutkować zakłóceniami na poszczególnych rynkach działających w obrębie danej gospodarki [Iwaszczuk, Łamasz i Muweis 2014, s. 1]. Zakłócenia te związane są zazwyczaj z rynkiem energii, ale ze względu na silne powiązania tego sektora z innymi gałęziami przemysłu, mogą być odczuwalne w każdym aspekcie życia gospodarczego – zarówno w skali mikro jak i makroekonomicznej. O tym jak istotnym elementem globalnej gospodarki jest rynek ropy naftowej, świadczy przede wszystkim udział tego surowca w światowej konsumpcji energii pierwotnej (rys. 1.3). Od dziesięcioleci ropa naftowa jest liderem w tym zestawieniu. Obecnie (dane z końca 2015 roku, [BP, czerwiec 2016]) ok. 33% konsumowanej energii pierwotnej stanowi właśnie ropa naftowa. Porównując ten wynik z zestawieniami sprzed kilkudziesięciu lat, widać spadek znaczenia ropy na tle pozostałych nośników energii (w roku 1980 udział ropy wynosił 44,9%). Jest to przede wszystkim konsekwencja zwiększenia efektywności wykorzystywania paliw ropopochodnych, możliwa dzięki postępowi w edukacji, rozwojowi technologicznemu i inicjatywom społecznym nawołującym do potrzeby dbania o środowisko naturalne. Proces redukowania udziału ropy w produkcji energii, został wymuszony również przez znaczne wahania jej ceny w trakcie i po kryzysach naftowych. Nie zmienia to jednak faktu, że zapotrzebowanie na energię stale rośnie, a szybki wzrost PKB w krajach wschodzących oraz przebiegające w nich dynamiczne zmiany społeczne (coraz więcej wykształconych ludzi, wyższe dochody) spowodują, że wzrost ten będzie prawdopodobnie kontynuowany w przyszłości. Pomimo prób wprowadzania alternatywnych źródeł energii, to ropa naftowa pozostanie kluczowym jej nośnikiem co najmniej do 2030 roku (na podstawie: [Exxon Mobil 2017]).. 6. Po raz pierwszy użyto wówczas czołgów, do napędu których wykorzystywano paliwa (głównie benzynę) wytwarzane z ropy naftowej.. 15.

(16) 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015. 48% 45% 42% 39% 36% 33% 30% 27% 24% 21% 18% 15% 12% 9% 6% 3% 0% -3% -6%. Przyrost konsumpcji energii pierwotnej (r/r) Gaz ziemny Energia nuklearna Odnawialne źródła energii. Ropa Naftowa Węgiel Energia wodna. Rys. 1.3. Udział poszczególnych nośników energii w konsumpcji energii pierwotnej (1980 – 2015) Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [BP, Czerwiec 2016]. Ze względu na znaczenie ropy naftowej dla możliwości realizowania rozwoju gospodarczego, ważnym zagadnieniem wydaje się dostępność do złóż tego surowca. Obecne udowodnione zasoby7 ropy szacowane są na niespełna 1698 mld baryłek8 (stan na koniec 2015 roku, spadek w stosunku do roku poprzedniego o ok. 2,5 mld baryłek). Porównując tę wartość do stanu z roku 1980 (683 mld baryłek), można stwierdzić dość duży przyrost, który w badanym okresie wyniósł blisko 150%. Należy jednak zwrócić uwagę na to, że odkrywanie nowych złóż nie jest procesem, którego efekty da się stosunkowo łatwo przewidzieć. Potwierdza to fakt, że w ostatnich czterdziestu latach wystąpiły jedynie dwa okresy, w których miały miejsce intensywne przyrosty udowodnionych zasobów9 ropy naftowej. Były to:  lata 80-te – dokonano przekwalifikowania zasobów w krajach Bliskiego Wschodu, w wyniku czego w ciągu wspomnianego dziesięciolecia udowodnione zasoby w tej części świata wzrosły prawie dwukrotnie – z 362 mld do blisko 660 mld baryłek;  lata 2010-2011 – w tym okresie udowodnione zasoby ropy naftowej wzrosły o kilkanaście procent rok do roku; była to przede wszystkim konsekwencja uwzględnienia w nich surowca zlokalizowanego w piaskach bitumicznych Kanady oraz odkrycia nowych zasobów ropy w Wenezueli (w 2010 roku zasoby ropy w tym kraju skorygowano do poziomu 296,5 mld baryłek). Odkrywanie nowych złóż ropy naftowej nie jest zatem zjawiskiem powszechnym. Wzrost udowodnionych zasobów surowca w ostatnich latach wynikał przede wszystkim z postępu technologicznego, który umożliwia zwiększanie wydobycia z dawno odnalezionych złóż. Szacuje się, że obecne złoża wykorzystywane są w ok. 30-40% (jest to tzw. wskaźnik wydobywalności). Według Banksa, przez ostatnie 40 lat udało się poprawić ten wskaźnik – pomimo znacznego postępu technologicznego – zaledwie o 3 punkty procentowe [Banks 2007, za: Potocki 2014, s. 82]. Coraz istotniejszym zagadnieniem dla rynku naftowego staje się również ropa łupkowa, określana jako niekonwencjonalna i to ona daje największe szanse na przesunięcie tzw.. 7 8. Za udowodnione zasoby uważa się takie, których prawdopodobieństwo wydobycia jest wyższe niż 90%. 1 baryłka  159 litrów.. 16.

(17) szczytowego punktu wydobycia ropy naftowej (ang. peak oil), tzn. momentu, w którym światowa produkcja surowca zacznie spadać10. Analizując profil polityczny krajów posiadających największe na świecie zasoby ropy naftowej, należy stwierdzić , że są to w zdecydowanej większości państwa „niedemokratyczne”. Panującym w nich ustrojem politycznym są: reżim hybrydowy bądź reżim autorytarny. Do państw tych należą: Wenezuela (udowodnione zasoby szacowane na ponad 300 mld baryłek, por. tab. 1.2), kraje Bliskiego Wschodu (Arabia Saudyjska, Iran, Irak, Kuwejt, ZEA, Libia, por. także rys. 1.4) oraz Rosja. W zestawieniu tym jedynymi demokratycznymi krajami ze znacznymi zasobami – na które składają się przede wszystkim złoża ropy niekonwencjonalnej – są: Kanada i Stany Zjednoczone. Fakt rozmieszczenia większości światowych złóż ropy na terenie krajów o niestabilnej sytuacji politycznej powoduje, że dość często zdarzają się przerwy w dostawach tego surowca, a jego ceny charakteryzują się dużą zmiennością na tle cen innych surowców.. 900,0 800,0. Ameryka Północna. 700,0. Ameryka Środkowa i Południowa Eurazja. 600,0 500,0. Bliski Wschód. 400,0 300,0. Afryka. 200,0 Azja Pacyficzna. 100,0 1980. 1990. 2000. 2010. 2015. Rys. 1.4. Udowodnione zasoby* (w mld baryłek) ropy naftowej w poszczególnych regionach świata * Zasoby, których prawdopodobieństwo wydobycia wynosi co najmniej 90% Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [BP, Czerwiec 2016]. Tabela. 1.2. Kraje z największymi udowodnionymi zasobami ropy naftowej (w mld baryłek) Kraj. Rok 2000 2005 76,8 80,0. 1980 19,5. 1990 60,1. 2010 296,5. 2015 300,9. 168,0. 260,3. 262,8. 264,2. 264,5. 266,6. Kanada. 39,5. 40,3. 181,5. 180,0. 174,8. 172,2. Iran. 58,3. 92,8. 99,5. 137,5. 151,2. 157,8. Irak. 30,0. 100,0. 112,5. 115,0. 115,0. 143,1. Rosja*. 67,0. 58,4. 112,1. 104,4. 105,8. 102,4. Kuwejt. 67,9. 97,0. 96,5. 101,5. 101,5. 101,5. Zjednoczone Emiraty Arabskie. 30,4. 98,1. 97,8. 97,8. 97,8. 97,8. Stany Zjednoczone. 36,5. 33,8. 30,4. 29,9. 35,0. 55,0. Libia. 20,3. 22,8. 36,0. 41,5. 47,1. 48,4. Wenezuela Arabia Saudyjska. * Do 1991 roku ZSRR Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [BP, Czerwiec 2016] 10. Badania na temat sposobu ustalania szczytowego punktu wydobycia ropy naftowej opierają się przede wszystkim na teorii Hubberta z 1949 roku (por. [Hubbert 1949, s. 103-109], [Hubbert 1962, za: Croft 2009, s. 1].. 17.

(18) Stabilizacji sytuacji na rynku naftowym nie sprzyja także fakt, że w zestawieniu jej czołowych producentów (rys. 1.5., tabela 1.3) i konsumentów (rys. 1.6., tabela 1.4) widać wyraźne dysproporcje. Głównymi światowymi konsumentami nie są bowiem kraje wydobywające11 dziennie największe ilości omawianego surowca. Wyjątek stanowią tu Stany Zjednoczone, które są liderem w obydwu zestawieniach, jednak w ich przypadku średnia dzienna konsumpcja w 2015 roku przewyższała produkcję o ok. 6,5 mln baryłek dziennie. 100 000 90 000 80 000. Azja Pacyficzna. 70 000 Afryka. 60 000 50 000. Bliski Wschód. 40 000. Eurazja. 30 000. Ameryka Środkowa i Południiowa Ameryka Północna. 20 000 10 000 1965 1967 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015. 0. Rys. 1.5. Wydobycie ropy naftowej w poszczególnych regionach świata (w tys. baryłek dziennie) Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [BP, Czerwiec 2016]. 100 000 90 000 Azja Pacyficzna. 80 000 70 000. Afryka. 60 000. Bliski Wschód. 50 000 40 000. Eurazja. 30 000. Ameryka Środkowa i Południiowa. 20 000. Ameryka Północna. 10 000 1965 1967 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015. 0. Rys. 1.6. Konsumpcja ropy naftowej w poszczególnych regionach świata (w tys. baryłek dziennie) Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [BP, Czerwiec 2016]. 11. W języku angielskim jako odpowiednik słowa „wydobycie” w przypadku ropy naftowej wykorzystywany jest termin production. Dlatego w tej części opracowania wydobycie i produkcja używane są zamiennie jako synonimy.. 18.

(19) Jeśli chodzi o dostęp do omawianego surowca, to zdecydowanie w najtrudniejszej sytuacji znajdują się kraje europejskie oraz rozwijające się najszybciej na świecie państwa azjatyckie (Indie, Chiny), gdzie zapotrzebowanie na ropę naftową rośnie nieporównywalnie szybciej niż zdolności (możliwości) wydobywcze (por. rys. 1.5 i 1.6). Rozwinięte kraje Europy (m.in. Niemcy, Francja) starają się radzić sobie z tym problemem przez zwiększanie efektywności wykorzystania spalanych paliw ropopochodnych i poszukiwanie alternatywnych źródeł energii (takich jak np. energia jądrowa czy energia wiatrowa). W przypadku Indii czy Chin sytuacja wygląda już zdecydowanie trudniej, ponieważ gwałtowny wzrost zapotrzebowania na energię w tych krajach mogą pokryć jedynie paliwa kopalne, wśród których od lat do najważniejszych zalicza się węgiel i ropę naftową. Nie powinno zatem dziwić, że poziom popytu na ropę i ropopochodne w tej części świata stanowi jeden z kluczowych czynników, przyczyniający się do spadków bądź wzrostów rynkowych cen ropy naftowej.. 19.

(20) Tabela 1.3. Kraje wydobywające najwięcej ropy naftowej (w tys. baryłek dziennie) w latach 2006-2015 Pozycja 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10. Kraj Stany Zjednoczone Arabia Saudyjska Rosja Kanada Chiny Irak Iran ZEA Kuwejt Wenezuela. 2006. 2007. 2008. 2009. Rok 2010. 2011. 2012. 2013. 2014. 2015. Udział. 6 826. 6 860. 6 785. 7 264. 7 550. 7 853. 8 883. 10 059. 11 723. 12 704. 13,86%. 10 671. 10 268. 10 663. 9 663. 10 075. 11 144. 11 635. 11 393. 11 505. 12 014. 13,11%. 9 818 3 208 3 711 1 999 4 290 3 098 2 737 3 336. 10 043 3 290 3 742 2 143 4 333 3 002 2 661 3 230. 9 950 3 207 3 814 2 428 4 361 3 027 2 786 3 222. 10 139 3 202 3 805 2 452 4 250 2 725 2 500 3 033. 10 366 3 332 4 077 2 490 4 420 2 895 2 561 2 838. 10 518 3 515 4 074 2 801 4 466 3 320 2 915 2 758. 10 639 3 740 4 155 3 116 3 814 3 403 3 171 2 701. 10 779 4 000 4 216 3 141 3 611 3 640 3 134 2 678. 10 838 4 278 4 246 3 285 3 736 3 685 3 120 2 685. 10 980 4 385 4 309 4 031 3 920 3 902 3 096 2 626. 11,98% 4,78% 4,70% 4,40% 4,28% 4,26% 3,38% 2,87%. Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [BP, Czerwiec 2016]. Tabela 1.4. Kraje konsumujące najwięcej ropy naftowej (w tys. baryłek dziennie) w latach 2006-2015 Pozycja 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10. Kraj Stany Zjednoczone Chiny Indie Japonia Arabia Saudyjska Brazylia Rosja Korea Południowa Niemcy Kanada. Rok 2010. 2011. 2012. 2013. 2014. 2015. Udział. 19 180. 18 882. 18 490. 18 961. 19 106. 19 396. 20,42%. 8 279 3 237 4 389. 9 436 3 319 4 442. 9 791 3 488 4 441. 10 229 3 685 4 688. 10 732 3 727 4 531. 11 201 3 849 4 309. 11 968 4 159 4 150. 12,60% 4,38% 4,37%. 2 622. 2 914. 3 218. 3 295. 3 462. 3 469. 3 732. 3 895. 4,10%. 2 313 2 780. 2 485 2 861. 2 502 2 775. 2 721 2 878. 2 842 3 074. 2 905 3 119. 3 106 3 145. 3 242 3 255. 3 157 3 113. 3,32% 3,28%. 2 320. 2 399. 2 308. 2 339. 2 370. 2 394. 2 458. 2 455. 2 454. 2 575. 2,71%. 2 609 2 295. 2 380 2 361. 2 502 2 315. 2 409 2 189. 2 445 2 324. 2 369 2 404. 2 356 2 372. 2 408 2 383. 2 348 2 371. 2 338 2 322. 2,46% 2,44%. 2006. 2007. 2008. 2009. 20 687. 20 680. 19 490. 18 771. 7 432 2 737 5 174. 7 808 2 941 5 014. 7 941 3 077 4 848. 2 274. 2 407. 2 155 2 762. Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [BP, Czerwiec 2016]. 20.

(21) 1.3.. Historia cen ropy naftowej. Dla rynku ropy naftowej wyróżnia się dwa zasadnicze okresy handlu tym surowcem. Pierwszy z nich obejmuje wydarzenia do 1973 roku, tj. do momentu wystąpienia pierwszego kryzysu naftowego. Był to czas, któremu towarzyszyła niewielka zmienność cen ropy, niska wartość nominalna jednej baryłki tego surowca i dominacja zachodnich koncernów naftowych określanych mianem „Siedmiu Sióstr”. Lata po roku 1973 to tzw. drugi okres, obejmujący kryzysy naftowe, znaczne wahania cen ropy i tworzenie nowych organizacji, których członkowie odgrywali znaczącą rolę w sposobie kształtowania się wartości ropy naftowej na świecie. W tej części opracowania scharakteryzowano obydwa z wymienionych okresów, a także zwrócono uwagę na to, w jaki sposób zmieniały się czynniki, które najmocniej oddziaływały na zmiany cen omawianego surowca energetycznego. Poznanie kluczowych etapów kształtowania się historii pozwala bowiem na zrozumienie specyfiki rynku i zwiększa prawdopodobieństwo lepszego odczytywania i interpretowania sygnałów z niego płynących. Umiejętność ta jest niezwykle istotna przede wszystkim dla przedsiębiorstw opierających swoją działalność na przerobie surowej ropy naftowej.. 1.3.1. Światowy sektor naftowy przed pierwszym kryzysem W latach 60-tych XIX wieku na terenach Pensylwanii (Stany Zjednoczone) odkryto znaczne złoża ropy naftowej [Robelius 2007, s. 41]. Zyskujący na popularności surowiec, dość szybko stał się przedmiotem wymiany międzynarodowej. Amerykańska ropa transportowana była drogą morską przede wszystkim do Europy (ok. 50% wszystkich dostaw), co spowodowało, że kraje z tej części świata stały się zależne od amerykańskiej gospodarki. Chcąc uzyskać większą niezależność, rozpoczęto poszukiwania surowca również na Starym Kontynencie. Podjęte działania pozwoliły na odnalezienie nowych złóż ropy naftowej. Największe z nich mieściły się w okolicach Morza Kaspijskiego, a do ich ekspansji przyczyniła się przede wszystkim Wielka Brytania (więcej na ten temat w: [Kaczmarek i Jarosz 2006, s. 9-11]). Kraj ten na przełomie XIX i XX wieku uzyskał także dostęp do złóż na Bliskim Wschodzie (dawna Persja), tworząc niebawem jeden z najpotężniejszych ówcześnie światowych koncernów naftowych – BP (ang. British Petroleum). Pomimo dominującej pozycji Wielkiej Brytanii na wielu obszarach bogatych w złoża ropy, do połowy lat 20-tych XX wieku trendy na rynku naftowym wyznaczały przede wszystkim koncerny z siedzibą w Stanach Zjednoczonych. Ich silna pozycja została zapoczątkowana już w roku 1870, kiedy to John D. Rockeffeler powołał do życia Standard Oil Trust [Chernow 1998, s. 42]. Koncern przez następnych 40 lat pełnił funkcję monopolisty, kontrolującego zarówno poziom wydobycia jak i światowe ceny ropy naftowej. W ostatnich latach swojej działalności odpowiadał za przeszło 90% przerabianego w USA surowca [Yergin 1993, s. 192]. W roku 1911 Sąd Najwyższy Stanów Zjednoczonych wydał jednak rozporządzenie o likwidacji tego przedsiębiorstwa (uznając je za nielegalnie działającego monopolistę). Po tej decyzji Standard Oil Trust zostało rozdzielone na kilkadziesiąt niezależnych spółek, z których szybko mocną pozycję na rynku zbudowały: Jersey Standard (późniejszy Exxon), Socony (w przyszłości przekształcony w Mobil), a w późniejszym okresie także Standard Oil of California (w skrócie: SoCal). Likwidacja firmy Rockeffelera wcale nie osłabiła dominującej pozycji Stanów Zjednoczonych na światowym rynku naftowym. Co prawda poważną konkurencję dla amerykańskich koncernów stanowiły brytyjskie przedsiębiorstwa naftowe (m.in. wspomniane BP), które miały pierwszeństwo w dostępie do złóż na Bliskim Wschodzie, jednak już na początku lat 30-tych XX wieku firma SoCal uzyskała prawa do poszukiwania złóż w Arabii. 21.

(22) 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0. 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 1861 1865 1869 1873 1877 1881 1885 1889 1893 1897 1901 1905 1909 1913 1917 1921 1925 1929 1933 1937 1941 1945 1949 1953 1957 1961 1965 1969 1973. Ceny ropy naftowej. Saudyjskiej12. Poszukiwania te zakończyły się sukcesem w roku 1938, kiedy to firma CASOC 13 odkryła na wspomnianym obszarze znaczne złoża surowca. Co prawda 10 lat wcześniej największe koncerny Stanów Zjednoczonych i Wielkiej Brytanii zawarły porozumienie, na mocy którego miały podejmować wspólne decyzje co do podziału nowo odkrytych złóż ropy naftowej (utworzone porozumienie określono jako „Siedem Sióstr”, a w jego skład wchodziło pięć koncernów amerykańskich i dwa brytyjskie14, więcej na ten temat w: [Sampson 1981, s. 43]), jednak to kraj z Ameryki Północnej dominował na rynku naftowym, decydując o dostępie do surowca i jego cenach aż do początku lat 70-tych ubiegłego wieku.. Cena realna* (lewa oś). Cena nominalna** (prawa oś). Rys. 1.7. Ceny ropy naftowej (w USD za baryłkę) w latach 1860–1973 *Wartość ropy przeliczona według wskaźnika CPI Stanów Zjednoczonych z 2015 roku; **Wartość nominalna ropy, która w latach 1860-1944 odnosiła się do średniej ceny ropy wydobywanej w Stanach Zjednoczonych, a w latach 1945-1973 do jednego z gatunków ropy arabskiej (Arab Light). Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [U.S Energy Information Administration 2016b]. Analizując ceny ropy naftowej do roku 1973 (por. rys. 1.7), można zaobserwować dość duże zmiany jej wartości w początkowym okresie wydobywania tej mieszanki węglowodorów (lata 60-te i 70-te XIX wieku) i stabilny poziom w latach kolejnych. W latach 60-tych XIX wieku cena surowca odnotowywała skoki (zarówno spadki jak i wzrosty) przekraczające często poziom 50 a nawet 100% rok do roku. W tym okresie znajdywano dla ropy coraz nowsze zastosowania, co skutkowało tym, że szybko stała się ona bardzo popularnym i cenionym towarem w wymianie międzynarodowej. Walka o dostęp do niej coraz częściej przeradzała się również w konflikty zbrojne. Sytuacja na rynku ropy naftowej zaczęła się zmieniać, gdy rozpoczął się jej eksport ze złóż zlokalizowanych w Rosji (głównie Zachodnia Syberia). W tym samym czasie odkryto także nowe złoża na Sumatrze, w Teksasie, Persji oraz Meksyku. Zwiększona podaż surowca spowodowała stabilizację jego cen w kolejnych latach. Spokój na rynku naftowym zaburzyły nieco pierwsza i druga wojna światowa. W obie z nich zaangażowana była Rosja, a więc jeden z czołowych eksporterów ropy w tamtym okresie. Walkom zbrojnym towarzyszył również wzrost zapotrzebowania na paliwa otrzymywane z ropy naftowej, co skutkowało destabilizacją gospodarczo-polityczną w krajach aktywnie zaangażowanych w wojny. Porównując wahania cen tego surowca w latach 1914-1945, można jednak zauważyć, że skoki wartości nie były aż tak 12. Prawo to było konsekwencją poparcia przez rząd Stanów Zjednoczonych powstałego w 1932 roku Królestwa Arabii Saudyjskiej. Poza tym na terenie Bliskiego Wschodu rosła niechęć tamtejszych mieszkańców do Brytyjczyków, po ich długoletnich rządach w tej części świata. 13 Koncern naftowy powstały z połączenia dwóch amerykańskich koncernów: SoCal i Texaco. W 1946 roku zmienił nazwę na ARAMCO. 14 W skład porozumienia wchodziły: BP, Exxon, Gulf Oil, Mobil, Royal Dutch Shell, Standard Oil i Texaco.. 22.