Spadki cen ropy naftowej mimo napiętych zapasów, wraz ze spłaszczaniem krzywej terminowej

Futures na ropę WTI i Brent gwałtownie spadły 12 czerwca, mimo nadal napiętych zapasów i utrzymujących się ryzyk geopolitycznych, przy czym cała krzywa terminowa przesunęła się niżej i spłaszczyła. Ruch ten odzwierciedla czyszczenie pozycji oraz rosnące obawy o popyt, a nie nagłe złagodzenie sytuacji po stronie podaży. Po tygodniach premii za ryzyko związanych z kryzysem w cieśninie Ormuz i szokiem paliwowym wywołanym wojną z Iranem, rynek ponownie ocenia, na ile wysokie ceny są do utrzymania w II poł. 2026 r. Najnowsze dane pokazują, że zapasy ropy w USA znajdują się poniżej 5‑letniej średniej, a OPEC+ wciąż ściśle kontroluje podaż, jednak ceny skorygowały się o ponad 3% wzdłuż krzywych WTI i Brent. Bilans dowodów wskazuje na rynek, który pozostaje fundamentalnie napięty, ale coraz bardziej podatny na makroekonomiczne obniżki prognoz popytu i zmienność wokół nadchodzących publikacji OPEC+ i IEA.

Ceny i krzywa terminowa

Sesja z 12 czerwca 2026 r. przyniosła szeroki, zsynchronizowany spadek notowań futures na ropę i produkty:

• Kontrakt front‑month WTI Jul‑26 rozliczył się na ok. 84,9 USD/bbl (≈ 78,5 EUR/bbl), o 2,8 USD, czyli 3,3% niżej w ujęciu dziennym.
• Kontrakt front‑month Brent Aug‑26 zamknął się w pobliżu 87,3 USD/bbl (≈ 80,8 EUR/bbl), również spadając o ok. 3,5%.
• ICE low‑sulphur gasoil Jul‑26 stracił niemal 7%, rozliczając się w okolicach 967 USD/t (≈ 900 EUR/t), zachowując się słabiej niż ropa i sygnalizując silną presję na cracki destylatów średnich.

Krzywa WTI wykazuje wyraźny spadkowy profil – od poziomów w połowie 80 USD/bbl dla lata 2026 w kierunku niskich 70 USD do końca 2027 r. i wysokich 50 USD do połowy lat 30. XXI w. Brent ma podobną strukturę – notowany o kilka dolarów powyżej WTI na krótkim końcu, ale z konwergencją dalej na horyzoncie. Cały strip przesunął się 12 czerwca w dół o ok. 2–3 USD/bbl, przy czym procentowe spadki były stopniowo mniejsze w dalszych seriach, co oznacza umiarkowane spłaszczenie krzywej.

Taki układ – silniejsze spadki na krótkim końcu i utrzymujący się zniżkujący profil stripu – jest spójny z rynkiem w backwardation, który pozostaje napięty w krótkim terminie, ale coraz bardziej wycenia słabszy wzrost popytu oraz pewną normalizację ryzyk podażowych w średnim horyzoncie.

Podaż, popyt i geopolityka

Fundamenty pozostają mieszane, ale ogólnie wspierają ceny mimo ostatniej wyprzedaży. W swoim czerwcowym Monthly Oil Market Report OPEC pozostawił prognozę popytu w dużej mierze bez zmian i nadal zakłada wzrost globalnego zapotrzebowania na ropę o ok. 1,0 mln b/d w 2026 r., przy tym, że produkcja ropy OPEC+ w maju spadła o ok. 190 tys. b/d m/m do 33,13 mln b/d. Podkreśla to, że grupa producentów nie zalewa rynku i w dalszym ciągu ostrożnie zarządza podażą.

Dane z USA wskazują na zaostrzanie bilansów. Najnowszy tygodniowy raport EIA Weekly Petroleum Status Report za tydzień zakończony 5 czerwca pokazał spadek komercyjnych zapasów ropy o 7,2 mln baryłek, pozostawiając je na poziomie ok. 426,5 mln baryłek – ok. 5% poniżej 5‑letniej sezonowej średniej. Ten spadek nastąpił po wcześniejszych zniżkach i dalszych redukcjach zapasów produktów, szczególnie destylatów średnich, co podkreśla, że fizyczny rynek nadal absorbuje baryłki szybciej, niż są one uzupełniane.

Jednocześnie kryzys w cieśninie Ormuz i szerszy szok paliwowy związany z wojną z Iranem nadal ograniczają przepływy z Bliskiego Wschodu. Cieśnina, przez którą normalnie przechodzi ok. 20% światowego handlu ropą i LNG, jest de facto zamknięta od ponad trzech miesięcy, co skłoniło IEA do określenia sytuacji jako największego zaburzenia podaży w historii globalnego rynku ropy. Choć wzrost wydobycia poza OPEC+ w obu Amerykach oraz częściowe przekierowanie ładunków alternatywnymi szlakami eksportowymi kompensują część ubytku, system pozostaje kruchy, a każda oznaka eskalacji w Zatoce szybko znajduje odzwierciedlenie w śróddziennej zmienności cen.

Po stronie popytu obawy koncentrują się na czynnikach makroekonomicznych i regionalnych spowolnieniach. Najnowsze dane sygnalizują słabszy od oczekiwań import ropy do Chin w maju oraz oznaki destrukcji popytu w niektórych regionach konsumpcyjnych, gdzie ceny końcowe dla odbiorców pozostają wysokie. W połączeniu z bardziej restrykcyjną polityką monetarną w kilku gospodarkach skłoniło to traderów do ograniczania długich pozycji mimo napiętej sytuacji na rynku prompt.

Struktura krzywej i spready produktowe

Szczegółowy przebieg krzywych futures uwidacznia trzy kluczowe cechy:

• Backwardation WTI: Front WTI (Jul‑26) w okolicach 84,9 USD/bbl wobec Dec‑27 na poziomie ok. 71,9 USD/bbl i początku lat 30. XXI w. w pobliżu 65 USD/bbl. Strome zejście z krótkiego na średni koniec odzwierciedla silny bieżący popyt na fizyczne baryłki i ograniczoną dostępność magazynów.
• Premia Brent: Front Brent (Aug‑26) na poziomie ok. 87,3 USD/bbl, utrzymujący premię 2–3 USD/bbl względem WTI w najbliższych miesiącach, co jest spójne z podwyższonymi kosztami frachtu morskiego i napiętą sytuacją w basenie Atlantyku, lecz z konwergencją ku zbliżonym poziomom dalej na krzywej.
• Słabsze zachowanie produktów: Głębszy spadek notowań gazolu (−6–7% 12 czerwca) sugeruje, że marże rafineryjne, szczególnie na destylatach średnich, znajdują się pod presją zarówno wysokich kosztów wsadu, jak i oznak słabszego popytu przemysłowego i transportowego w Europie oraz części Azji.

Taka struktura zachęca do szybkiego uszczuplania zapasów i sprzyja strategiom na spreadach w czasie, zniechęcając jednocześnie do długoterminowego hedgingu przy relatywnie wysokich cenach dalszych serii. Ostatnie spłaszczenie wskazuje jednak, że część premii za ryzyko długotrwałych zakłóceń jest wyceniana w dół, prawdopodobnie w oczekiwaniu na stopniowe ponowne otwarcie kluczowych szlaków żeglugowych lub dodatkową podaż z OPEC+, jeśli ceny ponownie gwałtownie wzrosną.

Pogoda i czynniki sezonowe

Ryzyka pogodowe stają się coraz istotniejsze wraz ze zbliżającym się latem na półkuli północnej. Zgodne prognozy dla basenu atlantyckiego wskazują na ponadprzeciętny sezon huraganów, co zwiększa prawdopodobieństwo czasowych zakłóceń produkcji i przerobu ropy na amerykańskim wybrzeżu Zatoki Meksykańskiej w późniejszej części III kw. Na razie ryzyka te mają charakter głównie potencjalny i nie są w pełni odzwierciedlone w krzywej, ale dodają wzrostowego „ogona” do krótkoterminowego rozkładu możliwych ścieżek cen.

Popyt sezonowy również wchodzi w silniejszą fazę. Sezon jazdy samochodem w USA, w połączeniu z popytem na paliwo lotnicze oraz sezonowymi potrzebami w zakresie wytwarzania energii w krajach Bliskiego Wschodu i Azji, zwykle zaostrza bilanse w III kw. Najnowszy Short‑Term Energy Outlook EIA zakłada, że globalne zapasy ropy będą spadać średnio o 6,3 mln b/d w II kw. 2026 r. i przewiduje, że Brent będzie średnio na poziomie ok. 105 USD/bbl w czerwcu i lipcu, czyli powyżej obecnych notowań futures. Sugeruje to, że jeśli obecne tempo spadku zapasów się utrzyma, ostatnia korekta cen może okazać się nadmierna.

Perspektywy handlowe i strategia

Biorąc pod uwagę bieżące ceny, fundamenty i strukturę krzywej, krótkoterminowe perspektywy handlowe można podsumować następująco:

• Nastawienie: lekko bycze na krótkim końcu, ostrożne na dalszym – Niskie zapasy, utrzymująca się dyscyplina OPEC+ oraz ograniczenia w cieśninie Ormuz przemawiają za konstruktywnym nastawieniem do kontraktów front‑month WTI i Brent w ujęciu EUR, szczególnie przy spadkach w okolice połowy 70 EUR/bbl.
• Spready w czasie zamiast gołej ceny – Przy wyraźnym backwardation WTI i Brent oraz spadających zapasach, strategie long na bliskich seriach kontra short na dalszych (calendar spreads) mogą oferować lepszy profil ryzyka i zysku niż czyste długie pozycje, nadal korzystając z napiętej sytuacji rynkowej.
• Produkty: selektywna ekspozycja – Wyraźna wyprzedaż gazolu sugeruje ostrożność wobec cracków destylatów średnich w krótkim terminie. Niemniej jednak ewentualne odbicie aktywności przemysłowej w Europie lub zakłócenia logistyczne związane z pogodą mogą szybko ponownie zaostrzyć rynek diesla i paliwa lotniczego, tworząc taktyczne okazje.
• Zarządzanie ryzykiem – Traderzy powinni monitorować nadchodzące tygodniowe raporty EIA, czerwcowy Oil Market Report IEA oraz komunikaty OPEC+ w poszukiwaniu potwierdzenia, że spadki zapasów trwają, a ewentualna deeskalacja w Zatoce Perskiej nie uwolni nagłej fali dodatkowej podaży.

3‑dniowa prognoza kierunkowa (w EUR)

• WTI (NYMEX, kontrakt front‑month): Po gwałtownym, 3‑procentowym dziennym spadku istnieje przestrzeń do umiarkowanego odbicia lub konsolidacji w przedziale 77–80 EUR/bbl w ciągu najbliższych trzech sesji, gdy napięta sytuacja na rynku fizycznym konkuruje z obawami makro.
• Brent (ICE, kontrakt front‑month): Prawdopodobnie będzie handlowany w nieco wyższym paśmie ok. 79–83 EUR/bbl, utrzymując premię względem WTI, ale z ograniczonym potencjałem silnych wzrostów bez nowych, istotnych informacji geopolitycznych.
• ICE Gasoil: Narażony na dalszą zmienność po blisko 7‑procentowym spadku; poziomy w okolicach 880–920 EUR/t wydają się najbardziej prawdopodobne, gdy rynek testuje rzeczywisty popyt na przewozy drogowe i paliwa przemysłowe.

Ogólnie kompleks ropy naftowej pozostaje fundamentalnie napięty, lecz w krótkim terminie jest coraz silniej napędzany przez wahania nastrojów i dane makroekonomiczne. Uczestnicy rynku powinni zachować elastyczność, koncentrując się na spreadach w czasie i starannie kalibrowanych zabezpieczeniach zamiast dużych, jednostronnych zakładów kierunkowych.