Czym naprawdę jest dziś OPEC: ekonomia kartelu, który powoli sam się rozmontowuje

Przez

2026-06-03

To jest artykuł przetłumaczony maszynowo. Oryginalna wersja jest dostępna w języku angielskim.

1 maja 2026 roku Zjednoczone Emiraty Arabskie zakończyły trwające 59 lat członkostwo w OPEC. Ogłosiły to trzy dni wcześniej, 28 kwietnia, gdy ropa Brent kosztowała wyraźnie ponad 100 dolarów za baryłkę, a na początku marca wystrzeliła niemal do 120 dolarów. Wywindowała ją wojna: 28 lutego Stany Zjednoczone i Izrael zaatakowały Iran, a irański odwet niemal całkowicie zamknął Cieśninę Ormuz.

Przed wojną przez Cieśninę Ormuz przepływało codziennie około 20 milionów baryłek ropy. Kiedy na początku marca Iran zaczął atakować statki i ogłosił zamknięcie cieśniny, ruch tankowców załamał się: pod koniec kwietnia zdarzały się dni, w które przepływało mniej niż dziesięć jednostek handlowych, wobec mniej więcej 130 dziennie przed wojną. Statki stawały na kotwicy u wybrzeży i czekały. Międzynarodowa Agencja Energetyczna nazwała to największym zakłóceniem podaży w dziejach światowego rynku ropy, a Goldman Sachs szacował, że w kwietniu światowe zapasy topniały w rekordowym tempie od 11 do 12 milionów baryłek dziennie.

Na kryzys w wąskim gardle, przez które płynęło 20 milionów baryłek dziennie, OPEC+ odpowiedział 3 maja zapowiedzią dodatkowych 188 tysięcy baryłek dziennie na czerwiec. To proporcja mniej więcej sto do jednego. Al Jazeera uznała ten ruch za w dużej mierze symboliczny: zamknięcie cieśniny zdławiło eksport członków z Zatoki Perskiej, więc dodatkowe limity, cokolwiek by ogłoszono, z trudem mogły dotrzeć na rynek. Siedem państw, które stały za tą decyzją, z miesiąca na miesiąc ostrożnie podnosiło swoje cele aż do września, po czym zamroziło je na październik i listopad. Zestawiony ze skalą zakłóceń gest pokazuje, gdzie ta instytucja stoi dziś na rynku ropy: może wprowadzać korekty na marginesie ceny ustalanej gdzie indziej, przez wydarzenia, nad którymi nie ma kontroli ani wpływu.

ZEA ogłosiły odejście w tych samych dwóch tygodniach i trudno uznać ten termin za przypadek: kryzys właśnie pokazywał, jak niewiele kartel jest w stanie zrobić.

Gra, którą prowadzi kartel

Kartel działa tak. Grupa producentów umawia się, że wspólnie ograniczy wydobycie, aby cena utrzymała się powyżej poziomu, jaki ukształtowałby się przy swobodnej konkurencji. Wyższa cena opłaca się każdemu członkowi. Ale każdemu z osobna opłaca się też sprzedać kilka dodatkowych baryłek po tej zawyżonej, kartelowej cenie – cały przychód z oszustwa trafia wtedy do niego, a koszt podtrzymywania ceny rozkłada się na wszystkich. Jeśli wszyscy rozumują w ten sposób jednocześnie, wszyscy oszukują, cena się załamuje, a każdy kończy w gorszym położeniu, niż gdyby dotrzymał umowy.

To dylemat więźnia. Współpraca jest racjonalna dla grupy, zdrada zaś dla każdego członka z osobna. Kartel mogą trzymać w ryzach powtarzające się interakcje i groźba odwetu, a najbardziej bezpośrednią formą tej groźby jest członek dość duży, by egzekwować reguły. Musi być w stanie obciąć własne wydobycie, kiedy inni oszukują, i sam ponieść utratę przychodów, a zarazem grozić, że jeśli oszustwa nie ustaną, porzuci obronę dolnej granicy cen, zaleje rynek i doprowadzi do załamania cen dla wszystkich. Groźba musi być wiarygodna, a wiarygodność wymaga egzekutora na tyle dużego, by jego decyzje wydobywcze wpływały na światową cenę, i gotowego przyjąć znaczne straty w krótkim okresie.

W całej swojej historii OPEC miał dokładnie jednego takiego egzekutora: Arabię Saudyjską. Bilans przestrzegania limitów pokazuje, jak wiele zależy od tej roli.

Od stycznia 2024 do lutego 2025 roku siedmiu członków OPEC+ wydobywało łącznie średnio około 300 tysięcy baryłek dziennie ponad swoje cele produkcyjne. W kwietniu 2025 roku zobowiązali się do cięć kompensacyjnych rozłożonych na piętnaście miesięcy, do czerwca 2026 roku. Irak i Kazachstan, które miały do odrobienia większość z nich, już wcześniej nie dotrzymały poprzednich obietnic i należały do stałych, strukturalnych łamaczy limitów w grupie.

Czym jest OPEC+ i czym różni się od OPEC

OPEC to formalna instytucja międzynarodowa z siedzibą w Wiedniu, ze statutem i jedenastoma państwami członkowskimi, które zostały w niej po odejściu ZEA. Jej członków obowiązują formalne limity wydobycia, choć Iran, Libia i Wenezuela są zwolnione z obecnych cięć, i podlegają oni strukturom zarządczym organizacji. OPEC+ to coś innego: luźniejszy sojusz utworzony w grudniu 2016 roku, który łączy członków OPEC z dziesięcioma producentami spoza organizacji, przede wszystkim z Rosją i Kazachstanem, co po wyjściu ZEA daje w sumie 21 państw. OPEC+ nie nakłada formalnych zobowiązań traktatowych. Egzekwowanie reguł opiera się wyłącznie na reputacji. Członek, który przekracza swój limit w OPEC+, naraża się na presję partnerów i tarcia dyplomatyczne, ale nie grożą mu żadne środki prawne ani formalne kary. ZEA były członkiem OPEC, lecz ograniczenia, które w praktyce hamowały ich wydobycie, wynikały z OPEC+. Odchodząc z obu jednocześnie, Emiraty zrzuciły zobowiązania wynikające z dwóch ram o bardzo różnej wadze.

Trzysta tysięcy baryłek dziennie uporczywego oszukiwania wystarczyło, by nadgryźć cięcia ogłoszone przez Arabię Saudyjską, i pokazało członkom, że cele są nieobowiązkowe. Przez większą część tego okresu kartel działał głównie jako forum ogłaszania celów, które najwięksi łamacze limitów ignorowali, podczas gdy Arabia Saudyjska ponosiła konsekwencje.

Egzekutor i cena, jaką zapłacił

Żeby zrozumieć OPEC, trzeba zacząć od lat 1980–1986.

Arabia Saudyjska weszła w lata osiemdziesiąte, wydobywając blisko 10 milionów baryłek dziennie. Producenci spoza OPEC, w tym Norwegia, brytyjskie złoża na Morzu Północnym, Meksyk i Związek Radziecki, pompowali na pełnych mocach bez względu na sygnały cenowe, a Arabia Saudyjska cięła i cięła dalej. W latach 1979–1985 wydobycie ograniczył każdy członek OPEC, ale żaden tak głęboko jak królestwo, które zrezygnowało z ponad 60 procent swojej produkcji z 1979 roku. W sierpniu 1985 roku saudyjskie wydobycie spadło do około 2,3 miliona baryłek dziennie. Królestwo przez pięć lat godziło się na niszczenie własnych przychodów, by utrzymać dolną granicę cen, a większość korzyści zbierali inni.

Pod koniec 1985 roku Arabia Saudyjska miała dość. Zmieniła kurs, zwiększyła wydobycie i w ciągu kilku miesięcy ceny się załamały – z około 28 dolarów za baryłkę w 1985 roku do mniej więcej 14 dolarów w 1986. Mechanizm egzekwowania reguł w kartelu zadziałał w tym sensie, że zapobiegł wcześniejszemu krachowi; zawiódł w tym, że nie dało się go podtrzymywać w nieskończoność, a kiedy się skończył, załamanie cen było dotkliwe, bo wstrzymano tak wiele podaży.

Zaki Jamani, saudyjski minister ropy przez cały ten okres, w 1985 roku błagał innych producentów, by wzięli na siebie część ciężaru. W grudniu 1985 roku ogłosił, że Arabia Saudyjska przestaje pełnić rolę producenta wahadłowego.

Skoro mechanizm był racjonalny dla kartelu, a bolesny dla egzekutora, dlaczego Arabia Saudyjska w ogóle podjęła się tej roli?

Pierwszej odpowiedzi dostarcza logika zasobów. Kraj, który ma w ziemi setki miliardów baryłek, może racjonalnie przyjąć niższe przychody dziś w zamian za wyższe ceny w długim horyzoncie planowania. Ten rachunek działa tylko wtedy, gdy baza zasobów jest dostatecznie duża, a horyzont dostatecznie długi, i Arabia Saudyjska spełnia oba warunki.

Drugiej odpowiedzi dostarczała architektura finansów publicznych. Państwo saudyjskie, od jego politycznego ładu i systemu subsydiów po transfery dla rodziny królewskiej i wydatki rozwojowe, zbudowano wokół stałych przychodów z ropy sprzedawanej po sterowanych cenach; na tym założeniu opierała się cała gospodarka kraju. Bloomberg Economics szacował budżetowy próg rentowności Arabii Saudyjskiej na 94 dolary za baryłkę; prognoza MFW na 2025 rok mówiła o około 91 dolarach. Tyle musi kosztować ropa, żeby budżet się bilansował, a liczby te odzwierciedlają dziesięciolecia wydatków państwa skalibrowanych pod sterowane ceny.

Trzeciej dostarczała geopolityka. Od spotkania Franklina Roosevelta z królem Abd al-Azizem na pokładzie USS Quincy w 1945 roku relacje Arabii Saudyjskiej ze Stanami Zjednoczonymi opierały się częściowo na tym, że Arabia Saudyjska dbała o stabilny i dostępny rynek ropy – zobowiązanie o wartości strategicznej, które przekładało się na amerykańskie gwarancje bezpieczeństwa. Obrona dolnej granicy cen OPEC służyła interesom gospodarczym Arabii Saudyjskiej, ale też szerszej logice geopolitycznego sojuszu, który żyrowała amerykańska polityka zagraniczna.

Dziś rachunek działa przeciwko wszystkim trzem. Brent kosztowała w 2025 roku średnio około 69 dolarów i zakończyła rok w okolicach 61 dolarów za baryłkę, od 30 do 33 dolarów poniżej saudyjskiego budżetowego progu rentowności, wynoszącego od 91 do 94 dolarów. Deficyt budżetowy królestwa sięgnął w tym roku 5,8 procent PKB. Może się zadłużać: dług na poziomie około 32 procent PKB zostawia pewien margines. Ale pożyczanie pieniędzy na łatanie dziury budżetowej, która powstała przez podtrzymywanie cen podcinanych następnie przez konkurentów, nie jest strategią do utrzymania na dłuższą metę.

Arabia Saudyjska nigdy nie zarządzała cenami w sposób ciągły. Mechanizm runął w latach 1985–1986, kulał pod koniec lat dziewięćdziesiątych i poważnie się posypał w latach 2014–2016. Arabia Saudyjska zapewniała oczekiwanie, że jakaś dolna granica istnieje. Architekci budżetów petropaństw mogli planować przy założeniu sterowanych cen, ponieważ Arabia Saudyjska od czasu do czasu pokazywała, że jest gotowa tę granicę bronić. Horyzont planowania miał sens, bo wykazano, że mechanizm egzekwowania istnieje. Jedno i drugie stoi dziś pod znakiem zapytania.

Zaki Jamani i logika wzrostu wydobycia w latach 1985–1986

Szejk Ahmad Zaki Jamani był saudyjskim ministrem ropy od 1962 do 1986 roku, w czasach embarga z 1973 roku, szoków cenowych końca lat siedemdziesiątych i bolesnych lat jednostronnych cięć wydobycia na początku lat osiemdziesiątych. Jego położenie dobrze oddawało paradoks: kraj najlepiej przygotowany do pilnowania kartelowej dolnej granicy cen był zarazem tym, który ponosił największe koszty, gdy egzekwowanie wymagało jednostronnych wyrzeczeń. W połowie 1985 roku Arabia Saudyjska wydobywała mniej niż jedną czwartą tego, co w latach 1980–1981, aby utrzymać cenę, którą inni producenci, zarówno członkowie OPEC, jak i państwa spoza organizacji, podcinali, odmawiając dostosowania własnego wydobycia. Król Fahd zdymisjonował Jamaniego w październiku 1986 roku, krótko po załamaniu cen. Porażka, którą przypieczętowała ta dymisja, była wpisana w sam kartel: mechanizm, dzięki któremu OPEC działał, wymagał, by jeden kraj ponosił koszty, które system rozkładał na wszystkich członków.

Rewolucja, która zmieniła reguły

Amerykańska ropa łupkowa wniosła podaż innego rodzaju, która zachowuje się jak mimowolny producent wahadłowy: reaguje na sygnały cenowe pojedynczo i zbiorowo, bez żadnej koordynacji i bez kartelowej lojalności.

W latach 2014–2019 wydobycie ropy naftowej w Stanach Zjednoczonych wzrosło o ponad 3,5 miliona baryłek dziennie. W październiku 2014 roku Goldman Sachs wyłożył, co to oznacza: efektywne wolne moce amerykańskiego sektora łupkowego przewyższyły saudyjskie. Wobec około 5 milionów baryłek dziennie wolnych mocy w łupkach i mniej więcej 1,5 miliona po stronie saudyjskiej OPEC stracił przewagę pierwszego ruchu w kształtowaniu cen. Kartel nie mógł już wiarygodnie grozić zalaniem rynku w sposób, który złamałby producentów o wysokich kosztach, bo amerykańscy producenci już byli na rynku i niezależnie reagowali na ceny.

Ekonomiczny charakter łupków sprawia, że zmiana jest strukturalna, a nie cykliczna. Odwiert łupkowy można wykonać, uzbroić i uruchomić w ciągu kilku miesięcy, a równie szybko wstrzymać. Producenci reagują na cenę bez koordynacji, a ich zbiorowa reakcja działa jak sufit. Gdy ceny ropy rosną w stronę budżetowych progów rentowności petropaństw, producenci łupkowi zwiększają wydobycie i dokładają podaży, a ta dodatkowa podaż tłumi wzrost ceny. Za tym sufitem nie stoi żadne formalne porozumienie, tylko suma tysięcy pojedynczych decyzji wydobywczych w Teksasie i Dakocie Północnej, podejmowanych w odpowiedzi na sygnał cenowy surowca.

W latach 2014–2016 Arabia Saudyjska próbowała go przebić. W listopadzie 2014 roku OPEC, z Arabią Saudyjską na czele, odmówił cięcia wydobycia, pozostawił swój pułap 30 milionów baryłek i pozwolił cenom spadać, by przycisnąć producentów o wysokich kosztach – w tym łupkowych. Brent potaniała z około 115 dolarów za baryłkę w czerwcu 2014 roku do mniej więcej 26 dolarów w styczniu 2016. Strategia miała pozorną logikę: jeśli ceny pozostaną dość niskie dostatecznie długo, producenci łupkowi zbankrutują i wypadną z rynku.

Presja obróciła się przeciwko jej autorom: progi rentowności łupków gwałtownie spadły dzięki wzrostowi efektywności – udoskonalono techniki odwiertów poziomych, potaniało uzbrajanie otworów, gospodarka wodna stała się tańsza, a producenci nauczyli się wyciągać więcej z każdego odwiertu. Zanim OPEC zmienił kurs i w grudniu 2016 roku utworzył OPEC+, amerykańskie wydobycie już się odbudowywało, a wojna cenowa zostawiła sektor łupkowy bardziej konkurencyjnym niż wcześniej.

Utworzenie OPEC+ w 2016 roku miało rozwiązać problem u źródła przez poszerzenie koalicji: przyjęcie Rosji, Kazachstanu i innych dużych producentów, tak by połączona grupa mogła realnie wpływać na rynek. W praktyce dołączenie dużych producentów bez mechanizmów egzekwowania poszerzyło krąg członków, którzy mogli ignorować swoje limity.

Dlaczego ropa łupkowa strukturalnie różni się od innych źródeł podaży

Konwencjonalne złoża głębokowodne wymagają lat nakładów inwestycyjnych, zanim popłynie z nich choćby kropla ropy. Gdy już powstaną, pracują na pełnych mocach, bo krańcowy koszt zatrzymania jest wyższy niż krańcowy koszt kontynuowania. Z łupkami jest odwrotnie. Początkowy koszt odwiertu jest stosunkowo skromny, czas od decyzji do pierwszego wydobycia liczy się w miesiącach, a odwierty można wyłączyć, gdy ceny spadną poniżej kosztów operacyjnych. Dlatego podaż z łupków jest elastyczna cenowo w sposób, w jaki podaż konwencjonalna nie jest: rośnie, gdy ceny idą w górę, i kurczy się, gdy spadają, z opóźnieniem liczonym w kwartałach, a nie w latach. Dla OPEC to problem trwały. Za każdym razem, gdy kartelowi uda się podnieść ceny, daje sygnał producentom łupkowym do zwiększenia wydobycia, a ten wzrost hamuje zwyżkę, choć dyscyplina kapitałowa i geologia sprawiają, że reakcja łupków jest daleka od nieograniczonej.

Koalicja, która się nie utrzyma

OPEC+ strukturalnie pogłębił problem egzekwowania, bo nowi członkowie wnieśli logikę finansową i strategiczną nie do pogodzenia z saudyjską.

Rosyjskie koszty gotówkowe wydobycia z istniejących złóż i transportu ropy do terminalu eksportowego wynoszą około 13–14 dolarów za baryłkę – niewiele jak na standardy międzynarodowe. Saudyjskie są jeszcze niższe: Aramco szacuje swój koszt całkowity, czyli wydobycie plus nakłady inwestycyjne, na około 11,50 dolara za baryłkę ekwiwalentu ropy. Gdyby liczyć same koszty produkcji, oba kraje mogłyby przetrwać wojnę cenową. Dzieli je architektura finansów publicznych.

Według szacunków z 2025 roku Arabia Saudyjska potrzebuje ropy po około 91–94 dolarów za baryłkę, by zrównoważyć budżet. Rosja prowadzi wojnę. Jej budżet na 2026 rok skonstruowano przy założeniu ceny ropy Urals na poziomie 59 dolarów za baryłkę, a mimo to szef szwedzkiego wywiadu wojskowego przekonywał w kwietniu 2026 roku, że Rosja potrzebowałaby Urals powyżej 100 dolarów przez co najmniej rok tylko po to, by zasypać dziurę budżetową. Tak czy inaczej wojenna logika rosyjskich finansów popycha Rosję w stronę wolumenu.

Prowadzenie gospodarki wojennej oznacza maksymalizację przychodów tu i teraz. Przychód to cena razy wolumen i Rosja rzeczywiście zgodziła się w 2024 roku na dodatkowe dobrowolne cięcie o 471 tysięcy baryłek dziennie, ale wojenny budżet sprawia, że Moskwa niechętnie wymienia dzisiejsze baryłki na wyższą cenę, która może nie nadejść, przez co wymagania Arabii Saudyjskiej i Rosji trudno pogodzić.

Przychody Rosji z ropy i gazu spadły w 2025 roku w porównaniu z 2024 o mniej więcej jedną czwartą, do około 8,5 biliona rubli. W grudniu ropa Urals potaniała poniżej 40 dolarów za baryłkę. Rosja wydobywała pod silną presją sankcji wymierzonych w jej flotę tankowców i ukraińskich ataków na infrastrukturę naftową. Trzymała się swojego celu w OPEC+ dość dokładnie, a od sierpnia 2025 roku jej wydobycie zaczęło spadać poniżej niego; luka urosła później nawet do 400 tysięcy baryłek dziennie, gdy ukraińskie uderzenia dronów unieruchomiły złoża na morzu. Rosja nie ma natomiast żadnego powodu, by dobrowolnie ciąć głębiej: przy zapadających się przychodach każda baryłka wstrzymana, żeby podeprzeć cenę, to przychód, bez którego wojenny budżet nie może się obejść.

Arabia Saudyjska nie może też wiarygodnie grozić Rosji wojną cenową. Rosyjska ropa płynie dalej przy cenach, które zrujnowałyby saudyjski budżet, a rząd prowadzący wojnę ma niewielkie pole do długotrwałego ograniczania wolumenu. Jeśli Arabia Saudyjska porzuci własny limit i zaleje rynek, żeby zdyscyplinować Rosję, tak jak w latach 1985–1986 dyscyplinowała oszustów z OPEC, jej problem z budżetowym progiem rentowności stanie się katastrofalny, a rosyjskie odwierty będą pompować dalej. Groźba, na której opiera się egzekwowanie reguł w kartelu, nie działa, gdy adresat groźby nie ma pola do ustępstw, a egzekutor ma więcej do stracenia.

To problem z 1985 roku odtworzony na gorszych fundamentach. W 1985 roku, gdy rola producenta wahadłowego przestała być do utrzymania, Arabia Saudyjska ją porzuciła i doprowadziła do krachu cen. Z czasem rynek znalazł nową równowagę, w której Arabia Saudyjska przyjęła mniej wyniszczającą postawę egzekutora. Różnica polega na tym, że dziś żadna nowa równowaga nie jest osiągalna przez sterowane przejście. Łupki jako stały hamulec cen, Rosja niechętna cięciom i transformacja energetyczna, która spowalnia długoterminowy wzrost popytu, razem sprawiają, że dolnej granicy, którą kiedyś tworzyło egzekwowanie reguł, nie da się odbudować tym samym mechanizmem.

W maju 2026 roku Arabia Saudyjska została w praktyce pozbawiona najsprawniejszego sojusznika w egzekwowaniu reguł wewnątrz OPEC. Gdy odeszły ZEA, ciężar egzekwowania reguł spadł na Arabię Saudyjską, która miała u boku już tylko mniejszych partnerów, takich jak Kuwejt, a naprzeciw siebie koalicję, którą sama struktura bodźców pcha do wydobycia na maksimum.

Dlaczego ZEA odeszły i co mówi ich wyjście

Rachunek ZEA wygląda zupełnie inaczej. S&P Global szacuje ich budżetowy próg rentowności na około 42 dolary za baryłkę, mniej niż połowę saudyjskiego.

Ta różnica to owoc dwóch dekad, przez które ZEA świadomie budowały gospodarkę niezależną od wysokich cen ropy. W pierwszym kwartale 2025 roku sektor pozanaftowy osiągnął rekordowy udział ponad trzech czwartych PKB, a w całym roku produkcja poza sektorem naftowym wzrosła o prawie 7 procent. Turystyka, usługi finansowe, logistyka i nieruchomości Dubaju stały się gospodarką, a ropa pozostała odziedziczonym strumieniem dochodów.

Z tej perspektywy system limitów OPEC wyglądał inaczej niż z Rijadu. Abu Dhabi National Oil Company, czyli ADNOC, zatwierdziła pięcioletni plan inwestycyjny o wartości 150 miliardów dolarów na lata 2023–2027 i przyspieszyła do 2027 roku osiągnięcie docelowych mocy 5 milionów baryłek dziennie; moce wydobywcze ZEA sięgnęły już około 4,85 miliona baryłek dziennie. Limit ZEA w OPEC+ wynosił około 3,5 miliona baryłek dziennie. Przy 60 dolarach za baryłkę 1,35 miliona baryłek dziennie niewykorzystanych mocy to, jeśli liczyć tylko rząd wielkości, mniej więcej 30 miliardów dolarów utraconych dochodów rocznie. ZEA zbudowały moce wydobywcze, których nie mogły wykorzystać, i jednocześnie ponosiły koszty podtrzymywania cen w systemie, którego dolnej granicy znacznie bardziej potrzebowała Arabia Saudyjska.

Urzędnicy ZEA i kierownictwo ADNOC od lat przywoływali bardziej bezpośredni argument: trzeba spieniężyć zasoby, zanim transformacja energetyczna sprawi, że będą warte coraz mniej. To logika aktywów osieroconych przeniesiona na państwową politykę naftową. Jeśli popyt rzeczywiście będzie w długim okresie spadał, odkładanie wydobycia po to, by podtrzymać kartelową cenę, nakłada trwały koszt utraconych korzyści na zasoby, które w przyszłości będą warte mniej, a racjonalną odpowiedzią jest wydobywać więcej teraz. Abu Zabi ma prawo postawić taki zakład, choć sam OPEC wciąż przewiduje, że do 2050 roku zużycie wzrośnie do około 124 milionów baryłek dziennie.

Katar wystąpił z OPEC z dniem 1 stycznia 2019 roku, oświadczając, że chce skupić się na strategii gazowej i zwiększyć produkcję LNG. Odejście Kataru przyciągnęło uwagę, ale wywołało ograniczony niepokój: jego wydobycie ropy stanowiło niewielki ułamek łącznej produkcji OPEC, a wkład w egzekwowanie reguł był znikomy.

Odejście ZEA znaczy znacznie więcej. ZEA miały własne potknięcia: one również przekroczyły swój cel i w 2025 roku wciąż były winne cięcia kompensacyjne. Ale przez lata dźwigały realne cięcia razem z Arabią Saudyjską i pozostawały w systemie jako najsprawniejszy partner Rijadu. Oficjalnie Abu Zabi oznajmiło jedynie, że przegląd polityki wydobywczej i mocy produkcyjnych wykazał potrzebę swobody w zwiększaniu wydobycia w kierunku 5 milionów baryłek dziennie. Wyjście Emiratów usuwa drugi filar struktury egzekwowania reguł, jaką miał OPEC.

Co podtrzymywała dolna granica

Najważniejsze liczby to tutaj budżetowe progi rentowności, czyli cena ropy, przy której bilansuje się budżet rządu danego petropaństwa.

W 2025 roku S&P Global szacował budżetowy próg rentowności Nigerii na około 86 dolarów za baryłkę, a Iraku na bliżej 99 dolarów, podczas gdy MFW prognozował iracki na około 92 dolary w 2025 roku. Dla Arabii Saudyjskiej MFW podaje około 91 dolarów, a Bloomberg Economics 94 dolary.

W kwietniu 2026 roku Goldman Sachs podniósł prognozę ceny Brent na czwarty kwartał 2026 roku do 90 dolarów za baryłkę, powołując się na przedłużające się zakłócenia w Cieśninie Ormuz. Przy 90 dolarach Nigeria przekracza swój próg rentowności, Irakowi brakuje około 2 dolarów, a Arabii Saudyjskiej od 1 do 4 dolarów. Ceny poszły od tamtej pory jeszcze wyżej, ale wysoka cena niewiele pomaga producentowi, który nie może wysyłać ropy. Przez większą część 2026 roku większość baryłek Iraku, Kuwejtu i pozostałych eksporterów z Zatoki Perskiej tkwiła uwięziona za cieśniną. Arabia Saudyjska, która skierowała ropę rurociągiem Wschód–Zachód nad Morze Czerwone, wyszła z tego z nadzwyczajnym zyskiem. Nawet geopolityczny wstrząs, który zagroził 20 milionom baryłek dziennie podaży, nie dał najważniejszym członkom OPEC trwałej poduszki budżetowej.

Bardziej wymowny jest strukturalny punkt odniesienia sprzed kryzysu w Cieśninie Ormuz. Brent zakończyła 2025 rok na poziomie około 61 dolarów za baryłkę, czyli ceny wyznaczonej przez podstawową podaż i popyt, zanim siły irańskie zagroziły cieśninie. Przy tej cenie Nigerii brakuje do progu rentowności 25 dolarów, Irakowi 31, a Arabii Saudyjskiej od 30 do 33.

Łupki pomagają wyjaśnić, dlaczego ten punkt odniesienia jest taki, a nie inny. Ilekroć ceny ropy zbliżają się do budżetowych progów rentowności petropaństw w przedziale 86–99 dolarów, amerykańscy producenci łupkowi reagują na sygnał cenowy, zwiększają wydobycie i spychają ceny z powrotem w dół. To już się wydarzyło: mechanizm zadziałał w 2014 roku i ponownie w 2018, kiedy amerykańskie wydobycie wzrosło w ciągu jednego roku o znacznie ponad milion baryłek dziennie. OPEC z trudem przebija tę barierę ograniczaniem produkcji, bo samo ograniczenie podnosi cenę, która uruchamia ekspansję łupków.

Wcześniejsze krachy cenowe, w latach 2014–2016 i w 2020 roku, były cykliczne. Popyt spadał albo podaż gwałtownie rosła, a w końcu równowaga się korygowała. Petropaństwa przetrwały dzięki pożyczkom, sięganiu do rezerw i czekaniu, aż cykl się odwróci. Tym razem działa naraz kilka czynników strukturalnych. Łupki tłumią potencjał wzrostu w każdym cyklu, a nie tylko w jednym. Transformacja energetyczna spowalnia długoterminowy wzrost popytu: nawet OPEC, najbardziej optymistyczny z głównych autorów prognoz, zakłada, że w latach 2025–2050 popyt będzie przybywał średnio tylko o około 0,8 miliona baryłek dziennie rocznie. A mechanizmu egzekwowania, który kiedyś tworzył dolną granicę, już nie ma.

Wenezuela: punkt końcowy, który już widzieliśmy

Pod koniec lat dziewięćdziesiątych Wenezuela wydobywała mniej więcej 3,4 miliona baryłek dziennie. Do 2020 roku wydobycie spadło do około pół miliona baryłek dziennie, czyli o ponad 80 procent. Nawet po częściowym odbiciu wynosiło w 2025 roku średnio niecały milion baryłek dziennie. Ta trajektoria pokazuje ekonomię polityczną finansowego upadku petropaństwa w najbardziej skrajnej postaci. Szkody zaczęły się wcześnie: na początku XXI wieku zwolniono niemal 20 tysięcy wykwalifikowanych naftowców, a potem przyszły lata złego zarządzania i niedoinwestowania. Gdy po 2014 roku przychody z ropy się załamały, rząd Wenezueli stanął przed wyborem: ciąć wydatki, które zapewniały polityczne posłuszeństwo, albo zadłużać się pod zastaw tracących na wartości aktywów. Żadnej z tych dróg nie przeszedł skutecznie. Drukował pieniądze, a amerykańskie sankcje od 2019 roku pogłębiły spadek wydobycia. Hiperinflacja zjadła oszczędności; polityczny ład runął razem z gospodarką. Historię Wenezueli często traktuje się jako wyjątkową, jako skutek konkretnych patologii politycznych za Cháveza i Maduro, i jest ona wyjątkowa pod względem skali. Ale część tego mechanizmu jest uniwersalna, a Wenezuela zetknęła się z nim wcześnie: petropaństwo, którego system finansów publicznych skalibrowano pod sterowane ceny, napotyka strukturalny spadek cen bez elastyczności budżetowej, która pozwoliłaby się dostosować.

Polityczny wymiar budżetowych kłopotów petropaństw nie daje się oddzielić od ekonomicznego. Przychody z ropy to coś więcej niż dochód z eksportu: to materialne podłoże porządku politycznego. Subsydia, zatrudnienie w sektorze publicznym, wydatki na infrastrukturę, a w wielu przypadkach bezpośrednie transfery dla obywateli finansuje się z renty naftowej. Gdy ta renta spada i pozostaje niska, rządy mają trzy wyjścia: obciąć wydatki, które zapewniają polityczne posłuszeństwo, zadłużać się pod zastaw kurczących się aktywów albo podjąć dywersyfikację gospodarki, która trwa dziesięciolecia i wymaga właśnie tego stabilnego strumienia przychodów, który znika.

Arabia Saudyjska próbuje wszystkich trzech naraz: program Wizja 2030 jest realny, przy długu na poziomie 32 procent PKB królestwo zachowuje zdolność do zadłużania się, a cięcia wydatków już trwają. Irakowi i Nigerii brakuje zarówno budżetowego marginesu, jak i zdolności instytucjonalnych do podobnego dostosowania. Gdy w lipcu MFW zakończył swój przegląd Arabii Saudyjskiej z 2026 roku, stwierdził, że wojna przyniosła królestwu nadzwyczajne wpływy z ropy, ale mimo to wezwał do średniookresowej konsolidacji fiskalnej równolegle z reformami Wizji 2030.

Kiedy ucichną strzały

Cieśnina już raz została ponownie otwarta. Tymczasowe porozumienie amerykańsko-irańskie w czerwcu sprawiło, że tankowce masowo wypłynęły z Zatoki Perskiej, a ceny na początku lipca spadły poniżej poziomu sprzed wojny – dopóki 7–8 lipca nie załamał się rozejm i szlak wodny znów w praktyce się zamknął. We wrześniu eksport ropy z Zatoki Perskiej wrócił do ponad trzech czwartych poziomu sprzed wojny, ale ponowne ataki, w tym zbombardowanie saudyjskiego rurociągu Wschód–Zachód 11 września, wywindowały kontrakty terminowe na Brent z powrotem do około 107 dolarów w połowie października 2026 roku. Kiedy strzały wreszcie ucichną, premia za Ormuz zapewne wyparuje, choć wolniej niż w czerwcu: uszczuplone zapasy i uszkodzone rafinerie utrzymają napięcia na części rynku jeszcze długo w 2027 roku. Amerykańskie łupki i inni szybko rosnący producenci z obu Ameryk, którzy przez cały kryzys dokładali baryłek, zablokują wzrost cen. Równowaga, która powróci, zapewne będzie wyglądać mniej więcej jak punkt odniesienia sprzed kryzysu: Brent po sześćdziesiąt kilka dolarów, budżety petropaństw na minusie i OPEC ogłaszający decyzje wydobywcze, które rynek przyjmuje do wiadomości, a potem w większości ignoruje.

Kryzys w cieśninie ujawnił, a odejście ZEA potwierdziło, trwały brak mechanizmu, który kiedyś działał pomiędzy skrajnościami. Zmienność była zawsze: ropa po 30 dolarów w 2016 roku i po 130 dolarów w 2022. W ramach tej zmienności OPEC zapewniał coś skromniejszego niż stała cena: oczekiwanie, że Arabia Saudyjska od czasu do czasu obroni pewne minimum. Architekci budżetów petropaństw budowali swoje systemy wokół tego oczekiwania. Nigdy nie było ono gwarantowane, ale potwierdziło się dość wiele razy, by dało się na nim planować.

Egzekutor zmienił własny rachunek. Wojna przyniosła Rijadowi przejściowy nadzwyczajny zysk, ale królestwo, które potrzebuje 91–94 dolarów za baryłkę, żeby zbilansować budżet, nie może wrócić do ponoszenia kosztów jednostronnych cięć wydobycia przy 61 dolarach, jakie rynek płacił pod koniec 2025 roku, podczas gdy Rosja pompuje na wolumen, a łupki ograniczają wzrost cen. Wciąż może ogłaszać cięcia, publikować cele, zwoływać posiedzenia OPEC i wydawać komunikaty. Nie może już natomiast wiarygodnie grozić wojną cenową, która kosztowałaby ją więcej niż członków, których próbuje zdyscyplinować.

Rynek zyskał dwóch producentów wahadłowych, którzy nie kierują się logiką kartelu: amerykańskie łupki, reagujące na sygnały cenowe bez koordynacji, i Rosję, która odpowiada na wojenny imperatyw przychodowy bez dyplomatycznych hamulców. A ZEA, partner z Zatoki Perskiej, który miał największy budżetowy margines i największe wolne moce wydobywcze, by dzielić koszty egzekwowania reguł, właśnie odeszły.

Nie należy się spodziewać formalnego rozwiązania OPEC. Organizacja będzie nadal zbierać się na posiedzeniach, wydawać oświadczenia, publikować prognozy i utrzymywać siedzibę w Wiedniu. Kończy się polityczna gwarancja, że sterowane ceny pozwolą modelom rozwoju petropaństw przetrwać w horyzontach planowania, jakich rządy potrzebują, by budować wokół nich państwa. Ta gwarancja zależała od tego, czy Arabia Saudyjska od czasu do czasu zechce jej bronić.

Teraz nadchodzi swobodne kształtowanie się cen na rynku, na który systemy finansów publicznych petropaństw nigdy nie były przygotowane – na rynku, na którym ceny wahają się od 30 do 130 dolarów w zależności od tego, czy konflikt zbrojny zagraża jednej cieśninie, na którym wzrosty mają podłoże geopolityczne i są przejściowe, a strukturalna presja konsekwentnie ciągnie w dół.

Zastrzeżenie dotyczące generatywnej AI

Niektóre treści na tej stronie zostały wygenerowane i/lub zredagowane z pomocą generatywnej sztucznej inteligencji.

Media

Płonące pole naftowe podczas operacji „Pustynna Burza”, Kuwejt – Wikipedia

Najważniejsze źródła i bibliografia

Enerdata. „The UAE announces exit from OPEC effective 1 May 2026 after 59 years.” Enerdata Daily Energy News, April 30, 2026. https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/uae-announces-exit-opec-effective-1-may-2026-after-59-years.html

Al Jazeera. „What are OPEC and OPEC+, and why has the UAE quit?” Al Jazeera, April 28, 2026. https://www.aljazeera.com/news/2026/4/28/what-are-opec-and-opec-and-why-has-the-uae-quit

Khaleej Times. „UAE announces decision to withdraw from Opec, Opec+ from May 1.” Khaleej Times, April 28, 2026. https://www.khaleejtimes.com/uae/uae-announces-decision-to-withdraw-from-opec-opec-from-may-1

CNBC. „United Arab Emirates to leave OPEC May 1, energy chief says still committed to oil price stability.” CNBC, April 28, 2026. https://www.cnbc.com/2026/04/28/uae-opec-oil-iran.html

The National. „UAE’s Opec exit follows country’s plan for strategic autonomy.” The National, April 28, 2026. https://www.thenationalnews.com/business/energy/2026/04/28/uae-opec-analysis/

Gulf News. „Why did UAE decide to exit OPEC? Government officials, industry experts reveal reasons behind move.” Gulf News, 2026. https://gulfnews.com/business/energy/why-did-uae-decide-to-exit-opecgovernment-officials-industry-experts-reveal-reasons-behind-move-1.500522343

CNBC. „A timeline of how the Iran war shook oil prices — and what comes next.” CNBC, April 21, 2026. https://www.cnbc.com/2026/04/21/oil-price-iran-war-middle-east.html

Al Jazeera. „Oil rises above $106 per barrel as US, Iran deadlocked in Strait of Hormuz.” Al Jazeera, April 24, 2026. https://www.aljazeera.com/economy/2026/4/24/oil-rises-above-106-per-barrel-as-us-iran-deadlocked-in-strait-of-hormuz

US Energy Information Administration. „Amid regional conflict, the Strait of Hormuz remains critical oil chokepoint.” Today in Energy, 2025. https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=65504

Karaahmetovic, Vahid. „Goldman raises oil forecasts as Gulf supply shock seen lasting longer.” Investing.com, April 27, 2026; reprinted by Hellenic Shipping News, April 28, 2026. https://www.hellenicshippingnews.com/goldman-raises-oil-forecasts-as-gulf-supply-shock-seen-lasting-longer/

CNBC. „OPEC+ announces 188,000 barrels per day output increase.” CNBC, May 3, 2026. https://www.cnbc.com/2026/05/03/opec-announces-188000-barrels-per-day-output-increase-.html

Al Jazeera. „OPEC+ announces symbolic oil output rise during Strait of Hormuz closure.” Al Jazeera, May 3, 2026. https://www.aljazeera.com/news/2026/5/3/opec-announces-symbolic-oil-output-rise-during-strait-of-hormuz-closure

OPEC. „Several OPEC+ countries announce extension of additional voluntary cuts.” Press release, March 3, 2024. https://www.opec.org/pr-detail/4-03-mar-2024.html

OPEC. „Saudi Arabia, Russia, Iraq, Kuwait, Kazakhstan, Algeria, and Oman reaffirm commitment to market stability.” Press release, October 4, 2026. https://opec.org/pr-detail/1891616-4-october-2026.html

Argus. „Opec+ overproducers outline new compensation plans.” Argus Media, March 21, 2025. https://www.argusmedia.com/ja/news-and-insights/latest-market-news/2670109-opec-overproducers-outline-new-compensation-plans

Interfax. „OPEC receives updated compensation plans.” Interfax, April 16, 2025. https://interfax.com/newsroom/top-stories/110987/

Gately, Dermot, with comments by M. A. Adelman and James M. Griffin. „Lessons from the 1986 Oil Price Collapse.” Brookings Papers on Economic Activity, 2:1986. https://www.brookings.edu/wp-content/uploads/1986/06/1986b_bpea_gately_adelman_griffin.pdf

CAFE. „The Swing Producer: Minister Yamani and the Unique Risks of Oil Gluts.” CAFE. https://cafe.com/article/the-swing-producer-oil-minister-yamani-and-the-unique-risks-of-oil-gluts/

Al Jazeera. „Long-serving Saudi oil minister Ahmed Zaki Yamani dies at 90.” Al Jazeera, February 23, 2021. https://www.aljazeera.com/news/2021/2/23/long-serving-saudi-oil-minister-ahmed-zaki-yamani-dies-at-90

Brookings Institution. „75 years after a historic meeting on the USS Quincy, US-Saudi relations are in need of a true re-think.” Brookings, 2020. https://www.brookings.edu/articles/75-years-after-a-historic-meeting-on-the-uss-quincy-us-saudi-relations-are-in-need-of-a-true-re-think/

World Oil (Bloomberg). „Saudi fiscal outlook hinges on oil price recovery, production growth, IMF says.” October 21, 2025. https://www.worldoil.com/news/2025/10/21/saudi-fiscal-outlook-hinges-on-oil-price-recovery-production-growth-imf-says/

International Monetary Fund. „Breakeven Fiscal Oil Price for Saudi Arabia” and „Breakeven Fiscal Oil Price for Iraq.” Regional Economic Outlook data via FRED, Federal Reserve Bank of St. Louis. https://fred.stlouisfed.org/series/SAUPZPIOILBEGUSD · https://fred.stlouisfed.org/series/IRQPZPIOILBEGUSD

International Monetary Fund. „IMF Executive Board Concludes 2026 Article IV Consultation with Saudi Arabia.” Press release, July 29, 2026. https://www.imf.org/en/news/articles/2026/07/29/pr26267-saudi-arabia-imf-concludes-2026-aiv

US Energy Information Administration. „Europe Brent Spot Price FOB” (daily) and „U.S. Field Production of Crude Oil” (annual). https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/RBRTED.htm · https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=MCRFPUS2&f=A

CNBC. „US shale replaces OPEC as leading swing producer: Goldman.” CNBC, October 27, 2014. https://www.cnbc.com/2014/10/27/us-shale-replaces-opec-as-leading-swing-producer-goldman.html

Petroleum Economist. „OPEC holds output steady amid talk of new price war.” Petroleum Economist, November 2014. https://www.petroleum-economist.com/magazine/2014/nov-2014/petroleum-economist/opec-holds-output-steady-amid-talk-of-new-price-war/

Vakulenko, Sergey. „A Tight Spot: Challenges Facing the Russian Oil Sector Through 2035.” Carnegie Endowment for International Peace, March 2026. https://carnegieendowment.org/europe/research/2026/03/russia-oil-situation-assessment

Saudi Aramco. „Why invest in Aramco — FY2025.” Saudi Aramco, 2026. https://www.aramco.com/-/media/publications/corporate-reports/reports-and-presentations/why-invest/why-invest-fy2025.pdf

The Moscow Times. „Russia’s Oil and Gas Revenues Fall 34% Year-on-Year in November.” The Moscow Times, December 3, 2025. https://www.themoscowtimes.com/2025/12/03/russias-oil-and-gas-revenues-fall-34-year-on-year-in-november-a91328

TASS. „Oil and gas revenues of Russian budget down 21.4% in 10M 2025.” TASS, 2025. https://tass.com/economy/2042183

Meduza. „Russia’s oil and gas revenues are shrinking. Meduza explains what that means for the Kremlin’s war chest.” Meduza, January 28, 2026. https://meduza.io/en/feature/2026/01/28/russia-s-oil-and-gas-revenues-are-shrinking-meduza-explains-what-that-means-for-the-kremlin-s-war-chest

Oxford Institute for Energy Studies. „The Inflection Point: Russia’s Oil and Gas Revenues in 2025.” Oxford Institute for Energy Studies. https://www.oxfordenergy.org/publications/the-inflection-point-russias-oil-and-gas-revenues-in-2025/

United24 Media. „Russia Needs a Sustained $100/Barrel to Bridge Its War Budget Gap, Sweden Reveals.” United24 Media, April 21, 2026. https://united24media.com/latest-news/russia-needs-a-sustained-100-barrel-to-bridge-its-war-budget-gap-sweden-reveals-18089

Hellenic Shipping News (S&P Global Commodity Insights). „Low oil prices to pound economies of Mideast, African producers: report.” July 2025. https://www.hellenicshippingnews.com/low-oil-prices-to-pound-economies-of-mideast-african-producers-report/

AGBI. „UAE’s Adnoc brings forward oil output capacity target to 2027.” AGBI, November 2022. https://www.agbi.com/energy/2022/11/uaes-adnoc-brings-forward-oil-output-capacity-target-to-2027/

Gulf News. „UAE President chairs ADNOC meeting, Board approves Dh550b capex to speed up energy push.” Gulf News, November 2022. https://gulfnews.com/amp/story/business/energy/uae-president-chairs-adnoc-meeting-board-approves-dh550b-capex-to-speed-up-energy-push-1.92335187

OPEC. „OPEC launches World Oil Outlook 2026 and sees global oil demand reaching 124 mb/d by 2050.” Press release, June 18, 2026. https://www.opec.org/pr-detail/1854607-18-june-2026.html

Argus Media. „Opec revises 2050 oil demand forecast higher.” June 18, 2026. https://www.argusmedia.com/en/news-and-insights/latest-market-news/2841268-opec-revises-2050-oil-demand-forecast-higher

The National. „UAE GDP hits Dh455bn in first quarter as non-oil economy breaks another record.” The National, September 7, 2025. https://www.thenationalnews.com/business/economy/2025/09/07/uae-gdp-hits-dh455bn-in-first-quarter-as-non-oil-economy-breaks-another-record/

The National. „UAE GDP hit $517bn in 2025 as non-oil sector grew 6.8%.” The National, May 30, 2026. https://www.thenationalnews.com/business/economy/2026/05/30/uae-gdp-hits-517bn-in-2025-as-non-oil-sector-grows-68/

Gulf News. „UAE Economy Grows 6.2% in 2025 as GDP Hits Dh1.9 Trillion, Non-Oil Sector Surges 6.8%.” Gulf News, 2026. https://gulfnews.com/uae/government/uae-economy-expands-62-with-gdp-rising-to-dh19-trillion-in-2025-1.500557786

Al Jazeera. „Qatar to withdraw from OPEC in January 2019.” Al Jazeera, December 3, 2018. https://www.aljazeera.com/economy/2018/12/3/qatar-to-withdraw-from-opec-in-january-2019

US Energy Information Administration. „Country Analysis Brief: Venezuela.” EIA, February 2024. https://www.eia.gov/international/content/analysis/countries_long/Venezuela/pdf/venezuela_2024.pdf

Federal Reserve Bank of Dallas. „Dallas Fed Energy Survey,” second quarter 2026. Press release, June 24, 2026. https://www.dallasfed.org/news/releases/2026/nr260624des

Council on Foreign Relations. „Chávez’s troubled legacy: Venezuela’s oil industry.” CFR. https://www.cfr.org/articles/chavezs-troubled-legacy-venezuelas-oil-industry

Argus. „Venezuela oil flows inch up behind data fog.” Argus Media. https://www.argusmedia.com/es/news-and-insights/latest-market-news/1830177-venezuela-oil-flows-inch-up-behind-data-fog

EnergyNews. „Venezuela oil production of 930,000 barrels per day despite 300 billion in reserves.” EnergyNews, 2026. https://energynews.pro/en/venezuela-oil-production-of-930000-barrels-per-day-despite-300-billion-in-reserves/