Basen Permian bije rekordy wydobycia ropy mimo spadku liczby wiertni o 18 procent
Amerykański basen Permian osiągnął wydobycie 6,4 mln bpd przy najniższej od trzech lat liczbie czynnych wiertni. Wzrost produktywności wpływa na ceny ropy WTI importowanej przez Orlen.
Wydobycie ropy z amerykańskiego basenu Permian, rozciągającego się na zachodnim Teksasie i wschodnim Nowym Meksyku, osiągnęło w pierwszym kwartale 2026 roku rekordowy poziom 6,4 miliona baryłek dziennie. Co zaskakujące, liczba czynnych wiertni spadła w tym samym okresie o 18% rok do roku, do zaledwie 295 jednostek - najniższego poziomu od końca 2021 roku. Zjawisko to świadczy o bezprecedensowym wzroście wydajności operacyjnej sektora łupkowego.
Według danych Energy Information Administration, średnia produkcja na nowy odwiert wzrosła w Permianie do 1 320 baryłek dziennie, podczas gdy jeszcze w 2020 roku wskaźnik ten wynosił około 850 baryłek. Głównymi czynnikami są dłuższe odcinki poziome - obecnie standard to 3 200-3 800 metrów - oraz zaawansowane technologie szczelinowania wielostopniowego z wykorzystaniem sztucznej inteligencji. Spółki ExxonMobil, Chevron oraz Pioneer Natural Resources, po niedawnej fuzji wartej 60 mld USD, dominują w regionie.
Dla polskich odbiorców, w tym Orlenu, rosnąca podaż ropy WTI Midland stanowi istotny czynnik dywersyfikacyjny. W 2025 roku do terminala w Gdańsku przypłynęło 47 ładunków amerykańskiej ropy, łącznie około 8,2 mln ton. Płocka rafineria, dysponująca przepustowością 16,3 mln ton rocznie, traktuje surowiec WTI jako preferowany substytut dla rosyjskiej ropy Urals. Średni dyferencjał WTI-Brent wynosi obecnie 4,20 USD/bbl, co czyni amerykańską ropę atrakcyjną cenowo nawet po doliczeniu kosztów transportu transatlantyckiego rzędu 2,80 USD/bbl.
Eksperci Wood Mackenzie zwracają uwagę, że wzrost produktywności jest jednak związany z konsolidacją - mniejsi operatorzy łupkowi są wypierani przez gigantów, którzy wybierają najlepsze lokalizacje (tzw. core acreage). Może to oznaczać szybsze wyczerpywanie najbardziej dochodowych złóż i potencjalne plateau produkcji już około 2028 roku, na poziomie 7,0-7,2 mln bpd. Międzynarodowa Agencja Energii w ostatnim raporcie Oil Market Report ostrzega przed ryzykiem przeszacowania długoterminowego potencjału łupkowego.
Polski sektor energetyczny obserwuje sytuację z uwagą również ze względu na kontekst transformacji. Krajowa Spółka Akcyjna PGNiG (obecnie część Grupy Orlen) prowadzi negocjacje z teksańskimi producentami nad długoterminowymi kontraktami zakupu kondensatu gazowego, który mógłby zasilać projektowany kompleks petrochemiczny w Płocku po 2028 roku. Inwestycja, szacowana na 25 mld PLN, ma częściowo zastąpić importowane półprodukty z Rosji i Białorusi.
Wzrost amerykańskiej produkcji łagodzi globalne napięcia podażowe wynikające z cięć OPEC+, ale nie eliminuje ich. Według prognoz Citi Research, średnia cena Brent w 2026 roku ukształtuje się na poziomie 84 USD/bbl, a WTI - 80 USD/bbl. Dla Polski oznacza to stabilizację cen detalicznych w przedziale 6,70-6,95 PLN za litr Pb95, przy założeniu utrzymania obecnego kursu euro do złotego (4,32 PLN/EUR). Sektor logistyczny, korzystający głównie z oleju napędowego, może liczyć na większą przewidywalność kosztów paliwa w nadchodzących kwartałach.