Te 5 mało obserwowanych akcji zarabia na przerobie ropy

Amerykańskie rafinerie zarabiają w 2026 roku rekordowe pieniądze. Ograniczony transport przez Cieśninę Ormuz wywindował marże na oleju napędowym do historycznych maksimów, a akcje przetwórców ropy od stycznia podrożały o 125–206 %. Dla ich wyceny ważniejsze jest jednak to, ile zarobią po uspokojeniu rynku, a pod tym względem poszczególne firmy znacząco się różnią.

Dlaczego warto zwrócić uwagę na rafinerie

Rafinerie znajdują się między wydobyciem ropy a stacją benzynową. O ich zysku nie decyduje cena ropy, lecz różnica między tym, ile płacą za surowiec, a tym, za ile sprzedają benzynę, olej napędowy i paliwo lotnicze. W 2026 roku różnica ta poszerzyła się do poziomu niespotykanego na rynku. Konflikt między USA a Iranem ograniczył eksport z Zatoki Perskiej, skąd paliwa trafiają do Azji, Afryki i Europy, a Rosja dodatkowo zakazała eksportu oleju napędowego do końca roku. Amerykańskie rafinerie, korzystające z taniej krajowej ropy i terminali eksportowych, stały się jednym z głównych dostawców paliw dla świata.

Nie ma wiarygodnych danych o zainteresowaniu inwestorów indywidualnych, dlatego twierdzenie o „mało obserwowanych” akcjach można zweryfikować tylko pośrednio. ExxonMobil ma kapitalizację rynkową 732 mld. USD i stanowi około 0,9 % funduszu odwzorowującego S&P 500. Marathon (131 mld. USD), Valero (126 mld. USD) i Phillips 66 (116 mld. USD) mają w tym samym funduszu udział na poziomie około 0,1 % i są obserwowane przez szerokie grono analityków. HF Sinclair (22 mld. USD) nie należy do S&P 500, a PBF Energy (10 mld. USD) wchodzi w skład indeksu małych spółek Russell 2000. Mniejsze zainteresowanie nimi dotyczy więc porównania ze zintegrowanymi gigantami, a nie sytuacji bezwzględnej.

Akcje rafinerii są notowane blisko historycznych maksimów, a ich zyski gwałtownie rosną. Kluczowe jest oddzielenie tymczasowej marży kryzysowej od trwałej rentowności i zrozumienie, dlaczego pięć firm prowadzących pozornie taką samą działalność reaguje na ten sam rynek bardzo różnie.

Jak naprawdę zarabiają rafinerie

Od baryłki ropy do marży

Rafineria kupuje ropę i półprodukty, a następnie w instalacjach destylacyjnych i konwersyjnych wytwarza z nich benzynę, olej napędowy, paliwo lotnicze, asfalt, propan i surowce petrochemiczne. Produkty sprzedaje odbiorcom hurtowym, na rynku spot, na eksport lub stacjom paliw. Zysk pozostaje po odjęciu kosztów operacyjnych, energii (głównie gazu ziemnego), transportu, opłat regulacyjnych, amortyzacji, odsetek i podatków.

Gotówkowe koszty operacyjne w 2. kwartale 2026 roku wynosiły od 4,70 USD na baryłkę w Valero, przez 5,72 USD w Marathonie, po 7,93 USD w HF Sinclair i 8,00 USD w PBF Energy. Firmy obliczają je nieco inaczej, jednak różnice w skali i efektywności są wyraźne.

Crack spread to nie zysk

Crack spread to różnica między ceną rynkową wybranych produktów rafinowanych a ceną ropy. Najbardziej znany wariant 3-2-1 zakłada, że z trzech baryłek ropy powstają dwie baryłki benzyny i jedna baryłka oleju napędowego. To orientacyjny benchmark, który nie uwzględnia asortymentu konkretnej rafinerii, zniżek na cięższą ropę, transportu ani kosztów. Udział referencyjnej różnicy, który firma faktycznie uzyskuje, określa się jako capture rate. Marathon odnotował w 2. kwartale 2026 roku wartość 112 %.

Należy rozróżniać cztery wielkości:

• Cena ropy: koszt surowca, a nie miara zysku.

• Crack spread: rynkowy benchmark dla danego regionu i asortymentu.

• Marża rafineryjna: faktycznie zrealizowana różnica między przychodami a nakładami na baryłkę; każda firma definiuje ją inaczej.

• Zysk netto: wynik po odjęciu kosztów operacyjnych, amortyzacji, odsetek i podatków.

W 2. kwartale 2026 roku marża segmentu Refining & Marketing Marathonu wyniosła 36,33 USD na baryłkę. Po odjęciu kosztów operacyjnych w wysokości 5,72 USD i dystrybucji w wysokości 5,88 USD pozostała skorygowana EBITDA (zysk przed odsetkami, podatkami i amortyzacją) w wysokości 24,84 USD, z której trzeba jeszcze pokryć przestoje (1,03 USD), amortyzację (1,53 USD), odsetki i podatki.

Dlaczego tańsza ropa może oznaczać wyższy zysk

Ceny produktów zależą od podaży i popytu na produkty, a cena ropy — od podaży i popytu na ropę. W 2026 roku oba rynki się rozeszły. Pod koniec sierpnia eksport ropy z Zatoki Perskiej wynosił 70–80 % poziomu sprzed wojny, a eksport produktów rafinowanych tylko około 40 %. Gdy 16. 10. 2026 Międzynarodowa Agencja Energetyczna przyspieszyła uwalnianie rezerw awaryjnych i ropa Brent potaniała, marże na oleju napędowym pozostały wysokie. Ropę można przekierować w ciągu kilku tygodni, natomiast zwiększenie uzysku oleju napędowego w istniejących rafineriach zajmuje całe kwartały.

Odwrotna sytuacja występuje, gdy ropa drożeje z powodu przerwy w wydobyciu, a popyt na paliwa jest słaby. Rafinerie płacą wtedy więcej za surowiec, ale nie przenoszą wzrostu kosztów na ceny produktów. Na wyniki wpływa również księgowanie zapasów: w 1. półroczu 2026 roku HF Sinclair odwrócił wcześniejsze odpisy zapasów do wartości rynkowej w kwocie 642 mln. USD.

Dlaczego dwie rafinerie zarabiają różnie

• Wykorzystanie mocy: koszty stałe rozkładają się na większą liczbę baryłek. Rafinerie HF Sinclair na Środkowym Zachodzie pracowały w 2. kwartale 2026 roku przy wykorzystaniu 104,8 %, a na Zachodzie — 87,9 %.

• Region: Marathon uzyskał marżę 41,28 USD na baryłkę na Zachodnim Wybrzeżu i 33,68 USD na Środkowym Zachodzie.

• Jakość ropy i złożoność: bardziej zaawansowane rafinerie przetwarzają tańszą ciężką i siarkową ropę na droższe produkty.

• Struktura produktów: w 2026 roku olej napędowy zarabia znacznie więcej niż benzyna.

• Przestoje: pożar rafinerii Martinez pozbawił PBF Energy większości kalifornijskiej produkcji na ponad rok.

• Regulacje: obowiązkowe domieszki biopaliw kosztowały PBF w 2. kwartale 2026 roku 331,3 mln. USD, natomiast HF Sinclair uzyskał w 2025 roku 485 mln. USD dzięki zwolnieniom dla małych rafinerii.

• Eksport: rafinerie na wybrzeżu Zatoki Meksykańskiej sprzedają produkty do Ameryki Łacińskiej i Europy, a rafinerie śródlądowe są ograniczone do lokalnego rynku.

Rynek w 2026 roku: rekordowe marże

Ormuz i niedobór oleju napędowego

Według EIA (amerykańskiej Agencji Informacji Energetycznej) w 2. kwartale 2026 roku różnica cenowa benzyny była o 60 % wyższa niż rok wcześniej, a w przypadku oleju napędowego i paliwa lotniczego — ponad dwukrotnie wyższa. Amerykańskie rafinerie przerobiły najwięcej ropy w 2. kwartale od 2019 roku, mimo że ich moce były wówczas o 4 % większe. W sierpniu różnica między ceną oleju napędowego a ropy WTI po raz pierwszy w historii przekroczyła 100 USD za baryłkę.

Kryzys nie sprzyja wszystkim rafineriom w takim samym stopniu. Europejscy i azjatyccy przetwórcy zależni od ropy z Zatoki Perskiej zmagają się z niedoborem surowca. Amerykańskie firmy korzystają natomiast z ropy WTI, która 21. 10. 2026 była o około 11 USD tańsza od Brenta (97,85 wobec 109,16 USD).

Moce, zapasy i eksport

• Moce: według raportu EIA o mocach rafineryjnych na dzień 1. 1. 2026 roku USA miały 18,2 mln baryłek dziennej mocy operacyjnej, o ponad 250 tys. mniej niż rok wcześniej i poniżej szczytu 18,98 mln z 2020 roku. Od tego czasu zakończono rafinację w zakładzie Valero Benicia (145 tys. baryłek dziennie).

• Wykorzystanie: w tygodniu do 16. 10. 2026 roku amerykańskie rafinerie pracowały przy wykorzystaniu 93,4 % mocy.

• Zapasy: zapasy destylatów wyniosły 104,3 mln baryłek, czyli około 9 % poniżej średniej z pięciu lat. We wrześniu na Wschodnim Wybrzeżu były o 32 % poniżej średniej.

• Eksport: eksport oleju napędowego i oleju gazowego wynosił w pierwszej połowie października około 1,9 mln baryłek dziennie, wobec 1,4 mln we wrześniu.

• Popyt: krajowe zużycie destylatów w ciągu czterech tygodni do 16. 10. było o 2,4 % niższe niż rok wcześniej, a wysokie ceny już je ograniczają.

Co jest tymczasowe, a co strukturalne

Krótkoterminowa prognoza EIA z 6. 10. 2026 roku zakłada stopniowy spadek marż rafineryjnych, które jednak mają pozostać powyżej historycznej średniej. Zapasy destylatów mają pozostać poniżej średniej z lat 2021–2025 do końca 2027 roku. Średnia cena WTI ma spaść z 88 USD w 2026 roku do 80 USD w 2027 roku.

Czynniki tymczasowe to ograniczenia w cieśninie Ormuz, rosyjski zakaz eksportu i niskie zapasy. Mogą szybko się odwrócić, a ceny akcji prawdopodobnie zareagują wcześniej niż wyniki. Czynnikiem strukturalnym jest spadek amerykańskich mocy o około 4–5 % od 2020 roku, skoncentrowany głównie w Kalifornii. Przeciwwagą jest powolny, długoterminowy spadek popytu na benzynę związany z oszczędniejszymi samochodami i elektromobilnością. EIA szacuje jednak, że całkowite zużycie paliw płynnych w USA w latach 2026 i 2027 utrzyma się na stabilnym poziomie 20,6–20,8 mln baryłek dziennie.

Marathon Petroleum

Największy system rafineryjny w USA

Marathon prowadzi 13 rafinerii o łącznej mocy 2,99 mln baryłek dziennie w regionie Zatoki Meksykańskiej, na Środkowym Zachodzie i na Zachodnim Wybrzeżu. Rafineria Galveston Bay jest największą w USA pod względem maksymalnej dziennej mocy. W 2. kwartale 2026 roku przerabiała 2,94 mln baryłek dziennie przy wykorzystaniu mocy 94 %, z czego 48 % stanowiła tańsza ropa siarkowa; produkowała 1,44 mln baryłek benzyny i 1,13 mln baryłek destylatów dziennie. Produkty sprzedaje za pośrednictwem stacji pod marką Marathon, dealerów ARCO na Zachodnim Wybrzeżu oraz na eksport.

MPLX jako stabilizator

Segment Midstream składa się głównie z kontrolowanej spółki MPLX, która prowadzi rurociągi naftowe i produktowe, terminale, przetwarzanie gazu ziemnego oraz frakcjonowanie gazów płynnych (NGL). Przychody pochodzą przede wszystkim z opłat zależnych od wolumenu, a nie od marży. Skorygowana EBITDA segmentu wyniosła 6,54 mld. USD w 2024 roku i 6,75 mld. USD w 2025 roku, czyli odpowiednio 54 % i 53 % EBITDA segmentowej. Dzięki temu całkowita skorygowana EBITDA Marathonu wzrosła z 11,3 do 12,0 mld. USD w latach niższych marż.

Stabilność należy oceniać ostrożnie. W 2. kwartale 2026 roku rafinerie płaciły MPLX 3,90 USD za baryłkę, część zysku Midstreamu pochodzi więc z własnych rafinerii. Rzeczywistą dywersyfikację zapewnia głównie przetwarzanie gazu i NGL dla podmiotów zewnętrznych. Kierownictwo zakłada wzrost wypłat MPLX o 12,5 % rocznie w latach 2026 i 2027, przez co ich roczna wysokość dla Marathonu przekroczyłaby 3 mld. USD, czyli około trzykrotność dywidendy Marathonu (4,00 USD na akcję, około 1,1 mld. USD rocznie).

Wyniki, gotówka i bilans

• Zysk netto przypadający na MPC: 9,7 mld. USD (2023), 3,4 mld. USD (2024), 4,0 mld. USD (2025, skorygowany 3,3 mld. USD), 5,6 mld. USD (1. półrocze 2026).

• Skorygowana EBITDA w 2. kwartale 2026 roku: 8,5 mld. USD, w tym rafinacja i marketing 6,66 mld. USD oraz Midstream 1,78 mld. USD.

• Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej: 8,7 mld. USD (2024) i 8,3 mld. USD (2025).

• Środki zwrócone akcjonariuszom: 10,2 mld. USD (2024), 4,5 mld. USD (2025) i 2,8 mld. USD w 2. kwartale 2026 roku; pozostała autoryzacja na 6,1 mld. USD.

• Inwestycje w 2026 roku: 1,5 mld. USD bez MPLX (35 % na utrzymanie), a MPLX dodatkowo 2,9 mld. USD na rozwój.

Skonsolidowany dług na 30. 6. 2026 roku wynosił 32,8 mld. USD, z czego 25,6 mld. USD przypadało na MPLX. Sam Marathon miał 7,2 mld. USD długu i około 6,8 mld. USD gotówki, jest więc praktycznie wolny od długu netto. Wartość przedsiębiorstwa (EV) wynosząca 165 mld. USD obejmuje zatem dług i udziały mniejszościowe MPLX, co zniekształca bezpośrednie porównanie mnożników.

Valero Energy

Rafinacja o najniższych kosztach

Valero prowadzi 14 rafinerii w USA, Kanadzie i Wielkiej Brytanii o łącznej mocy około 3,0 mln baryłek dziennie. Na 3. kwartał 2026 roku planował przerób 1,78–1,83 mln baryłek dziennie w regionie Zatoki Meksykańskiej, 460–480 tys. na Środkowym Zachodzie, 450–470 tys. na północnym Atlantyku i zaledwie 110–120 tys. na Zachodnim Wybrzeżu po zakończeniu rafinacji w Benicii. Skupienie działalności na wybrzeżu Zatoki oznacza dostęp do eksportu i tańszej ciężkiej ropy, a gotówkowy koszt 4,70 USD na baryłkę jest najniższy w całej piątce.

Wyniki za 3. kwartał 2026 roku, opublikowane 22. 10. 2026, pokazały siłę tej dźwigni: zysk operacyjny z rafinacji wyniósł 8,8 mld. USD wobec 1,6 mld. USD rok wcześniej, a zysk netto 6,8 mld. USD (23,89 USD na akcję). Przy przerobie 3,0 mln baryłek dziennie odpowiada to zyskowi operacyjnemu około 32 USD na baryłkę. Rafinacja stanowiła 93 % segmentowego zysku operacyjnego. Firma zakończyła optymalizację krakingu katalitycznego w St. Charles, ale w 2. kwartale zmagała się z pożarem w Port Arthur.

Paliwa odnawialne: stabilność czy zmienność?

Valero konsoliduje wspólne przedsięwzięcie Diamond Green Diesel (DGD) z Darling Ingredients, o mocy 1,2 mld galonów odnawialnego oleju napędowego i paliwa lotniczego rocznie, a także posiada 12 gorzelni etanolu. Segment odnawialnego oleju napędowego zanotował stratę 79 mln. USD w 2. kwartale 2025 roku i 28 mln. USD w 3. kwartale 2025 roku, a w 2026 roku zarobił 717 mln. USD (2. kwartał) i 353 mln. USD (3. kwartał). Wyniki zależą od cen uprawnień do emisji, wsparcia podatkowego dla czystych paliw oraz cen tłuszczów i olejów. Segment zwiększa więc zmienność zależną od polityki, a w 2026 roku rósł równolegle z rafinacją, dlatego nie zabezpiecza przed słabymi marżami.

Bilans i zwrot z kapitału

Zysk netto Valero wyniósł 8,8 mld. USD w 2023 roku, 2,8 mld. USD w 2024 roku i 2,3 mld. USD w 2025 roku (skorygowany 3,3 mld. USD; różnicę stanowił głównie odpis kalifornijskich aktywów w wysokości 1,1 mld. USD). Za trzy kwartały 2026 roku wynosi 11,8 mld. USD, czyli więcej niż za cały 2022 rok (11,5 mld. USD). Na 30. 6. 2026 roku Valero miało 9,1 mld. USD długu, 2,2 mld. USD zobowiązań leasingowych i 7,9 mld. USD gotówki; w 3. kwartale spłaciło obligacje za 526 mln. USD. Zwraca akcjonariuszom co najmniej 40–50 % skorygowanych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej; w 2025 roku było to 4,0 mld. USD (67 %). Liczba akcji spadła o 30 % w ciągu pięciu lat.