Blog

Węgierski koncern paliwowy MOL właśnie ogłosił przejęcie, które może zmienić układ sił w regionie. Za maksymalnie 720 mln USD grupa kupuje od Shella spółkę BG Cyprus, która posiada 35% nieoperatorskich udziałów w cypryjskim bloku koncesyjnym nr 12. To właśnie tam, na dnie wschodniej części Morza Śródziemnego, spoczywa złoże gazu ziemnego Aphrodite.

Miliardowa inwestycja w przyszłość wydobycia

MOL nie ukrywa, że to największa szansa wzrostu dla segmentu poszukiwań i wydobycia (E&P) od czasu nabycia 9,57% udziałów w gigantycznym złożu ACG w Azerbejdżanie w 2019 roku. Transakcja daje MOL dostęp do jednego z najważniejszych projektów energetycznych w Unii Europejskiej, który cechuje się ograniczonym profilem ryzyka.

Operatorem projektu pozostaje amerykański Chevron, a kolejnym znaczącym udziałowcem jest izraelska spółka NewMed, która posiada 30% udziałów.

Aphrodite – złoże z ogromnym potencjałem

Aphrodite zostało odkryte w 2011 roku, a jego potencjał został potwierdzony podczas kolejnych kampanii wiertniczych. Według szacunków, zasoby warunkowe wynoszą około 104 mld m3 gazu (co odpowiada 632 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej) oraz 8 mln baryłek kondensatu.

Plan zagospodarowania złoża jest ambitny. Zakłada wykonanie czterech odwiertów oraz budowę niezależnej pływającej instalacji produkcyjnej. Gaz będzie transportowany podmorskim gazociągiem o długości 250 km do egipskiej sieci przesyłu gazu.

Kluczowe daty i warunki

Ostateczna decyzja inwestycyjna w sprawie projektu planowana jest na 2027 rok, a rozpoczęcie wydobycia gazu przewidywane jest na 2031 rok.

Całkowita wartość transakcji dla Grupy MOL wyniesie do 720 mln USD, z zastrzeżeniem korekt przy finalizacji. W cenę wliczone są również płatności warunkowe, uzależnione od osiągnięcia kluczowych etapów realizacji projektu. Finalizacja transakcji planowana jest na początek 2027 roku – pod warunkiem uzyskania wymaganych zgód regulacyjnych i spełnienia pozostałych warunków zamknięcia.

Strategicznym celem dywersyfikacja

Dla MOL to krok o znaczeniu wykraczającym poza czysty biznes. Prezes i dyrektor generalny Grupy MOL Zsolt Hernádi podkreślił, że w obliczu obecnych wyzwań geopolitycznych dywersyfikacja działalności oraz rozwój w oparciu o wysokiej jakości aktywa i współpracę z renomowanymi partnerami międzynarodowymi mają kluczowe znaczenie dla utrzymania odporności i konkurencyjności.

„Podpisanie tej umowy pokazuje, że Grupa MOL nie zwalnia tempa. Podczas gdy w Europie Środkowej intensywnie pracujemy nad utrzymaniem i rozwojem bezpieczeństwa dostaw, w południowej części kontynentu rozpoczynamy realizację jednego z najważniejszych projektów w historii naszego segmentu E&P” – powiedział Hernádi.

Dodał również, że od czasu nabycia udziałów w złożu ACG w Azerbejdżanie jest to najbardziej perspektywiczna szansa rozwoju dla segmentu E&P i wyraził przekonanie, że to przedsięwzięcie odegra kluczową rolę w kształtowaniu przyszłych kierunków działalności grupy.

Notowania i dywidenda wciąż przyciągają inwestorów

MOL od lat jest jedną z najbardziej rozpoznawalnych spółek dywidendowych w Europie Środkowo-Wschodniej. Za rok 2025 akcjonariusze zatwierdzili wypłatę 300 HUF na akcję, co przy obecnych poziomach kursowych przekłada się na stopę dywidendy około 7%. Średnia stopa dywidendy z ostatnich pięciu lat wynosi około 9%, co potwierdza, że spółka konsekwentnie stawia na dzielenie się zyskami z akcjonariuszami.

W pierwszym kwartale 2026 roku MOL wypracował zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej na poziomie 122 mln USD, przy skonsolidowanej sprzedaży w wysokości 6 136 mln USD. Mimo że wyniki były słabsze niż przed rokiem, zarząd utrzymał założenia finansowe na cały rok, podkreślając odporność modelu biznesowego grupy.

Notowana na warszawskiej giełdzie grupa MOL, która po przejęciu polskiej sieci Grupy Lotos posiadała 459 stacji paliw na koniec 2025 roku, konsekwentnie realizuje strategię wzrostu. Decyzja o wejściu w projekt Aphrodite to wyraźny sygnał, że koncern myśli o bezpieczeństwie energetycznym regionu w dłuższej perspektywie.

Polski rynek mieszkaniowy przeżywa rozdwojenie jaźni. Z jednej strony w pierwszym półroczu 2026 roku deweloperzy uzyskali blisko 96 tysięcy pozwoleń na budowę — o 25,4% więcej niż rok wcześniej. Z drugiej jednak faktycznie rozpoczęło się tylko 69,6 tys. lokali, czyli zaledwie o 1,9% więcej niż w analogicznym okresie 2025 roku. To rodzi pytanie: czy branża przygotowuje się do hossy, czy raczej gra na zwłokę?

Rekordowa różnica

Dystans między liczbą pozwoleń a faktycznie rozpoczętymi budowami sięgnął w pierwszej połowie roku ponad 26 tysięcy mieszkań – to aż trzykrotnie więcej niż przed rokiem. Zdaniem analityków z portalu RynekPierwotny.pl taki wynik pokazuje, że deweloperzy przygotowują projekty na przyszłość, ale wciąż bardzo ostrożnie angażują kapitał.

„Na razie nie mamy jednak do czynienia z nowym boomem, lecz z boomem przygotowawczym, widocznym głównie w dokumentacji i bankach ziemi” – podkreśla Jarosław Jędrzyński, ekspert RynekPierwotny.pl. Uzbrojeni w pozwolenia deweloperzy czekają na lepszy moment rynkowy, by ruszyć z inwestycjami.

Czerwiec uratował statystyki

Na pierwszy rzut oka całkiem nieźle prezentują się dane o mieszkaniach oddanych do użytku. W ciągu pierwszych sześciu miesięcy przekazano klientom 57,4 tys. lokali deweloperskich – to o 0,7% więcej niż rok wcześniej. Ten minimalny wzrost to jednak zasługa bardzo mocnego czerwca, w którym ukończono 11,7 tys. mieszkań, czyli o 15% więcej niż w czerwcu 2025 roku.

Eksperci zwracają jednak uwagę, że statystyki mieszkań oddanych są mocno opóźnione. Odzwierciedlają decyzje podejmowane dwa, a nawet trzy lata wcześniej, kiedy rynek hamował po boomie i skoku stóp procentowych.

Co powstrzymuje deweloperów?

Kluczowym hamulcem dla nowych inwestycji jest wciąż bardzo wysoki poziom oferty. Według wstępnych danych BIG DATA RynekPierwotny.pl pod koniec czerwca w siedmiu największych metropoliach w sprzedaży pozostawało łącznie ponad 78 tysięcy lokali. Nawet gdy sprzedaż przewyższa nową podaż, oferta nie kurczy się znacząco – częściowo dlatego, że część mieszkań wraca do puli po rezygnacji kupujących.

Każda nowa budowa oznacza zamrożenie kapitału, koszty finansowania i ryzyko wejścia na rynek w gorszym momencie popytowym. Dlatego firmy wybierają najbardziej perspektywiczne projekty, a resztę odkładają na później.

Nastroje się poprawiają

Lipcowy raport Tabelaofert wyraźnie pokazuje, że nastroje w branży uległy poprawie. O ile w czerwcu spadku sprzedaży spodziewało się 26,8% firm, o tyle w lipcu było to już tylko 8,6%. Udział firm oczekujących wzrostu sprzedaży zwiększył się z 18,2% do 34,4%.

Nadal jednak największa grupa – 55,3% deweloperów – zakłada stabilizację na zbliżonym poziomie. Jak wskazano w raporcie, odbicie indeksu nie oznacza powrotu do poziomów największego optymizmu z drugiej połowy 2025 roku.

Kupujący dyktują warunki

Szeroka oferta i rosnąca liczba gotowych mieszkań zmieniają pozycję klientów. „Dziś kupujący są w bardzo komfortowej sytuacji. Oferta jest wyjątkowo szeroka, a coraz więcej mieszkań jest już gotowych, więc klient nie musi kupować wyłącznie rzutu czy wizualizacji. Może wejść do lokalu, zobaczyć jego układ i porównać go z konkurencyjnymi projektami” – mówi Ewa Palus, główny analityk Tabelaofert.

W lipcu Indeks Zmiany Cen Mieszkań spadł do poziomu 0,00, co oznacza równowagę między firmami spodziewającymi się podwyżek (10,7%) i obniżek (10,2%). Zdecydowana większość (77,9%) przewiduje utrzymanie obecnych cenników. Rynek cenowy jest więc podzielony – w niektórych projektach pojawi się przestrzeń do podwyżek, w innych konieczne będą rabaty.

Co dalej?

Jeśli popyt będzie rósł, zgromadzony zapas pozwoleń może stosunkowo szybko przełożyć się na więcej budów, których efekty bylibyśmy w stanie zobaczyć w latach 2027–2028. Najbliższe miesiące pokażą, czy rekordowa różnica między pozwoleniami a rozpoczęciami zacznie się zmniejszać. Dopiero trwały wzrost nowych inwestycji potwierdziłby, że poprawa nastrojów to nie tylko kwestia papierów, ale realna aktywność budowlana.

Minister rodziny, pracy i polityki społecznej Agnieszka Dziemianowicz-Bąk stanowczo odrzuciła propozycję uzależnienia wieku emerytalnego od liczby dzieci. Pomysł, który przedstawiła minister funduszy i polityki regionalnej Katarzyna Pełczyńska-Nałęcz z Polski 2050, zakładał, że kobiety bezdzietne przechodziłyby na emeryturę w wieku 65 lat, tak jak mężczyźni. Polityczka argumentowała to pogłębiającym się kryzysem demograficznym.

W TVN24 szefowa resortu pracy zapewniła, że nie ma mowy o jakimkolwiek podwyższaniu wieku emerytalnego. „Nie będzie żadnego podwyższania wieku emerytalnego ani kobietom, ani mężczyznom. Nie będzie żadnego liczenia dzieci i karania kobiet czy mężczyzn za to, że ich nie mają” – powiedziała. Dodała, że dopóki za politykę społeczną odpowiada Lewica, nie będzie zgody na takie rozwiązanie.

Ministra zaznaczyła jednak, że jest gotowa rozmawiać o zrównaniu wieku emerytalnego kobiet i mężczyzn, ale wyłącznie przez obniżenie wieku dla mężczyzn, a nie wydłużenie aktywności zawodowej kobiet. Przypomniała też, że Lewica od lat postuluje wprowadzenie emerytur stażowych, które pozwalałyby kończyć pracę po osiągnięciu odpowiedniego stażu ubezpieczeniowego, niezależnie od wieku.

Dziemianowicz-Bąk skrytykowała również sposób przedstawienia propozycji przez Pełczyńską-Nałęcz. Jak stwierdziła, pomysł wywołał niepotrzebny niepokój wśród kobiet. „Podczas spotkań słyszę pytania od przerażonych kobiet, które obawiają się, że rząd zamierza podnieść im wiek emerytalny. Tak się nie stanie” – zapewniła.

Debata o przyszłości systemu

Propozycja ta wpisuje się w szerszą dyskusję o przyszłości polskiego systemu emerytalnego. Głos w tej sprawie zabrał Kamil Sobolewski, główny ekonomista Pracodawców RP. Jego zdaniem argumenty za podwyższeniem wieku emerytalnego są znane ekspertom, ale problemem jest społeczny opór i doświadczenie poprzedniej reformy, która została cofnięta po zmianie władzy.

Sobolewski zwraca uwagę, że Polska ma różny wiek emerytalny dla kobiet i mężczyzn i nie przyjęła rozwiązania przewidującego stopniowe zrównanie tych granic. Ekonomista uważa, że gdyby zmiany miały nastąpić, powinny objąć przede wszystkim osoby młode, przed 35. rokiem życia, które mają czas na dostosowanie się do nowych zasad.

„Gdybym miał zmieniać ten system, objąłbym reformą osoby przed 35. rokiem życia. Ich tolerancja na taką zmianę byłaby prawdopodobnie znacznie większa, ponieważ emerytura jest dla nich jeszcze odległa” – mówi.

Zamiast przymusu – elastyczność

Zdaniem ekonomisty samo podniesienie wieku emerytalnego nie rozwiąże problemów systemu. Kluczowe jest stworzenie warunków, w których dłuższa praca będzie możliwa i opłacalna. Wskazuje m.in. na konieczność umożliwienia płynnego łączenia pobierania emerytury z dalszą pracą, bez wymogu rozwiązywania umowy. Dziś, żeby rozpocząć pobieranie świadczenia, trzeba najpierw przestać pracować, co dla wielu osób stanowi realną barierę.

Sobolewski proponuje też większą elastyczność – pracę na część etatu dla seniorów, możliwość zmiany zawodu czy przejścia do lżejszych zadań. „Człowiek, który zakończył zasadniczą część kariery i ma 67 lat, często nadal pozostaje sprawny, ma potrzeby finansowe i chce czuć się potrzebny. Mógłby więc pracować dwa razy w tygodniu po sześć godzin” – argumentuje.

Wśród propozycji ekonomisty pojawia się też zmiana podejścia do osób wykonujących ciężką pracę fizyczną. Jego zdaniem murarz po 60. roku życia nie musi dźwigać na budowie, może zostać nauczycielem zawodu i przekazywać wiedzę kolejnym pracownikom, zwłaszcza że brakuje szkół kształcących nowych murarzy.

Zaufanie do systemu

Ekonomista podkreśla także, że konieczne jest odbudowanie zaufania do systemu, czyli wyraźny związek między składkami a przyszłym świadczeniem. Jego zdaniem kolejne wyjątki, takie jak renta wdowia, osłabiają tę zależność. „Podatki i składka zdrowotna są postrzegane jako pieniądze trafiające do wspólnego systemu. Składka emerytalna powinna być natomiast rozumiana jako kapitał, od którego zależy indywidualna emerytura” – mówi.

Sondaże mówią co innego

Przy okazji dyskusji przypomniano wyniki sondażu IBRiS dla „Rzeczpospolitej”. Wynika z niego, że ponad połowa Polaków opowiada się za zrównaniem wieku emerytalnego kobiet i mężczyzn, ale najczęściej wskazywanym rozwiązaniem jest ustalenie wspólnego wieku na poziomie 60 lat, a nie jego podwyższenie do 65.

Na razie jednak ministerstwo pracy nie planuje żadnych zmian. Dziemianowicz-Bąk zapewniła, że dopóki Lewica odpowiada za politykę społeczną, nie będzie zgody na podniesienie wieku emerytalnego. Zapowiedziała natomiast kontynuację prac nad emeryturami stażowymi, które mają umożliwić przechodzenie na świadczenie po osiągnięciu odpowiedniego stażu ubezpieczeniowego, niezależnie od wieku.

Zarząd i rada nadzorcza PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna (PGE GiEK) podjęły decyzję o kolejnym wydłużeniu pracy najstarszych bloków węglowych w Elektrowni Rybnik. To nie koniec węgla w tym miejscu – ale jego miejsce stopniowo zajmą nowe, gazowe jednostki za miliardy złotych.

Nowy harmonogram wygaszania

Elektrownia Rybnik dysponuje czterema blokami węglowymi nr 5-8 o łącznej mocy około 900 MW. To jedne z najstarszych tego typu jednostek w kraju. Pierwotnie, jeszcze w 2020 roku, poprzedni zarząd PGE GiEK planował ich wycofanie z końcem 2023 roku. Termin ten był potem przesuwany – najpierw na koniec 2025, potem na 2027. Teraz zapadła decyzja o wydłużeniu pracy poszczególnych bloków względem wcześniejszych ustaleń z grudnia 2024 roku.

Zgodnie z nowym harmonogramem:

• Blok nr 5 zakończy pracę w II połowie 2026 roku.
• Blok nr 8 zostanie wyłączony w 2027 roku.
• Bloki nr 6 i 7 będą pracować do I połowy 2028 roku.

Firma podkreśla, że przyjęty harmonogram odzwierciedla obecne uwarunkowania rynkowe i systemowe, a nadrzędnym kryterium każdej decyzji pozostaje bezpieczeństwo dostaw energii i ciepła.

„Zakończenie pracy przez dwa pierwsze bloki nie będzie miało większego wpływu na ilość energii wytwarzanej przez elektrownię” – informuje spółka. Według PGE GiEK zapotrzebowanie na węgiel spadnie o około kilka procent, co wynika głównie ze zmieniającej się roli węgla w miksie energetycznym Polski. Jednocześnie bloki będą mogły uzyskać wsparcie z Rynku Mocy do 2028 roku.

Do 31 marca 2029 roku elektrownia będzie nadal zaopatrywać w ciepło odbiorców zewnętrznych. Dzięki rozłożeniu terminów Rybnik zachowa ciągłość dostaw energii i ciepła przez cały okres zmiany technologicznej.

Gazowa transformacja za miliardy

Miejsce wygaszanych bloków węglowych zajmą nowe moce wytwórcze. Grupa PGE inwestuje w Rybniku ponad 6 mld zł. Najważniejszym elementem programu inwestycyjnego jest budowany blok gazowo-parowy PGE Nowy Rybnik o mocy około 882 MW. Jego uruchomienie zaplanowano na pierwsze półrocze 2027 roku. Kontrakt na ten blok, o wartości około 4 mld zł netto, został zamówiony w 2023 roku. Nowa jednostka zastąpi wyłączone już wcześniej bloki węglowe nr 1-4, które pracowały od lat 1973-1974.

W tym roku PGE podpisała również umowę na budowę kolejnej jednostki gazowej – bloku szczytowego (tzw. peakera) o mocy około 600 MW w technologii turbin gazowych OCGT. Wykonawcami są Polimex Mostostal oraz Siemens Energy, a łączna wartość obu kontraktów na peakery w Rybniku i Gryfinie (Dolna Odra), razem z serwisem, to około 6 mld zł. Prace budowlane w Rybniku właśnie się rozpoczynają, a produkcja energii ma ruszyć w styczniu 2030 roku.

Nowe jednostki gazowe uzyskały już wieloletnie kontrakty mocowe. Blok nowej elektrowni w grudniu 2022 roku dostał 17-letni kontrakt w aukcji głównej rynku mocy, który zacznie obowiązywać od 2027 roku. Źródła podają nieco inne wartości jego mocy – jeden raport mówi o 882 MW, inny o 883 MW – ale różnica jest marginalna. Peaker 600 MW uzyskał 15-letni kontrakt w aukcji w grudniu 2025 roku.

Bezpieczeństwo dostaw i pracownicy

Wydłużenie pracy bloków i ich stopniowe wygaszanie to odpowiedź na potrzeby Krajowego Systemu Elektroenergetycznego – chodzi o zapewnienie stabilności, dopóki nowe źródła nie zaczną działać. PGE GiEK podkreśla, że bierze pod uwagę odpowiedzialność wobec pracowników i lokalnej społeczności.

Dzięki inwestycjom gazowym załoga Elektrowni Rybnik ma szanse na dalsze zatrudnienie. Nowy blok gazowo-parowy ma być obsługiwany przez osoby rekrutowane spośród obecnej kadry. Podobny priorytet będą mieli oni przy obsłudze peakera i innych projektów PGE w regionie. Pracownicy, którzy nie chcą pozostać w firmie, mogą skorzystać ze świadczeń przewidzianych w ustawie o osłonach socjalnych dla sektora elektroenergetycznego i górnictwa węgla brunatnego (urlopy energetyczne) oraz z odpowiednich programów osłonowych. Zarząd PGE GiEK zadeklarował plan zawarcia porozumienia ze stroną związkową, które ureguluje aspekty społeczne.

Po zakończeniu produkcji ciepła przez instalacje Elektrowni Rybnik, produkcję przejmie spółka Orlen Termika Silesia, co zapewni ciągłość dostaw dla obecnych odbiorców.

TAURON Dystrybucja, spółka zależna TAURON Polska Energia, zawarł trzy umowy o dofinansowanie z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Środki pochodzą z Funduszu Modernizacyjnego i są przeznaczone na budowę lub rozbudowę sieci elektroenergetycznych dla ogólnodostępnych stacji ładowania dużych mocy. Łączna wartość dotacji wynosi około 384 mln zł, a wsparcie pokryje do 100% kosztów kwalifikowanych.

W ramach trzech projektów powstanie 53 miejsca dostarczania energii o łącznej mocy przyłączeniowej 177 MW. Stacje zlokalizowane będą w wybranych miejscach na terenie pięciu województw: śląskiego, dolnośląskiego, małopolskiego, opolskiego i podkarpackiego. Umowy podpisano 27 lipca 2026 roku, a raport w tej sprawie sygnowali wiceprezesi TAURON Polska Energia – Krzysztof Surma (ds. finansów) i Krzysztof Zawadzki (ds. handlu). Projekty realizowane są w ramach programu priorytetowego „Budowa/rozbudowa sieci elektroenergetycznych na potrzeby ogólnodostępnych stacji ładowania dużych mocy”.

Równoległe inwestycje Energi

Tego samego dnia podobną umowę z NFOŚiGW podpisała Energa-Operator. Dotacja opiewa na ponad 338 mln zł i dotyczy projektu „Rozwój infrastruktury elektroenergetycznej Energa-Operator na potrzeby budowy stacji ładowania dużych mocy”. W jego ramach powstanie co najmniej 153 MW nowego potencjału przyłączeniowego dla kilkuset punktów ładowania o dużej mocy. Całkowity koszt projektu oszacowano na 338 mln 704 tys. zł netto, a dofinansowanie może również sięgnąć 100% kosztów kwalifikowanych. Inwestycje obejmą 28 zadań, głównie modernizację istniejących stacji wysokiego napięcia oraz budowę nowych, w ośmiu województwach: mazowieckim, pomorskim, warmińsko-mazurskim, zachodniopomorskim, łódzkim, wielkopolskim, kujawsko-pomorskim i dolnośląskim.

Projekt Energa-Operator zakłada utworzenie 51 stref ładowania, do których doprowadzone zostanie zasilanie. Po 10 stref powstanie przy autostradach A1 i A2, 3 przy trasie S6, 17 przy S7 oraz 5 przy S8. Dodatkowe strefy zlokalizowane będą w pobliżu baz logistycznych.

Marcin Biniaś, wiceprezes ds. finansowych Energa-Operator, skomentował:

Pozyskana dotacja doskonale wpisuje się w naszą strategię dywersyfikacji źródeł finansowania inwestycji i pozwala nam realizować je bez angażowania środków taryfowych. Konsekwentnie rozwijamy model finansowania inwestycji infrastrukturalnych z wykorzystaniem środków pozataryfowych, co zwiększa naszą zdolność do realizacji dużych projektów i przyspiesza transformację energetyczną. Planowane inwestycje stworzą warunki do rozwoju wielostanowiskowych stref ładowania dużej mocy, m.in. wzdłuż autostrad A1 i A2 oraz dróg ekspresowych S6, S7 i S8.

Stan elektromobilności w Polsce

Według danych na koniec czerwca 2026 roku po polskich drogach jeździło niecałe 155 tys. samochodów elektrycznych. Do dyspozycji kierowców było 13,2 tys. stacji ładowania, z czego 6,5 tys. to urządzenia prądu stałego (DC). Oba projekty – TAURON i Energa-Operator – znacząco zwiększą dostępność szybkiego ładowania, zwłaszcza wzdłuż głównych szlaków komunikacyjnych.

Dotychczasowe realizacje

Energa-Operator ma już za sobą ukończenie jednego projektu dla elektromobilności w Wielkopolsce i na Kujawach. Obecnie prowadzi dwa kolejne. Nowy projekt, z dotacją 338 mln zł, będzie czwartym i najbardziej rozległym. TAURON z kolei, dzięki trzem umowom, wybuduje 53 punkty zasilania o łącznej mocy 177 MW. Obie spółki stawiają na rozwój sieci bez obciążania taryf, co – jak podkreśla Energa-Operator – przyspiesza transformację energetyczną.

Gdy kapitał ucieka z gorącego sektora sztucznej inteligencji, na parkietach znów robi się defensywnie. W centrum uwagi znalazł się American Tower – gigant infrastruktury telekomunikacyjnej, który po świetnych wynikach kwartalnych podniósł całoroczne prognozy. Kurs wystrzelił w górę, a inwestorzy zaczęli na nowo doceniać stabilne dywidendy.

Wyniki, które zmieniły nastawienie

American Tower opublikował raport kwartalny, który wyraźnie przebił oczekiwania analityków. Spółka nie tylko pochwaliła się lepszymi od zakładanych rezultatami, ale także zdecydowała podnieść prognozy na cały rok. To sygnał, że fundamenty biznesu pozostają solidne, a zarząd widzi przestrzeń do dalszego wzrostu.

Reakcja rynku była natychmiastowa – akcje zanotowały jeden z najmocniejszych jednodniowych wzrostów od dłuższego czasu. Popyt na infrastrukturę – w tym także na centra danych – wciąż napędza wyniki American Tower. Wcześniej wyceny spółki ciążyły rosnące rentowności obligacji oraz obawy, że rozwój internetu satelitarnego może zagrozić tradycyjnym operatorom i właścicielom wież. Wyniki pokazały jednak, że obawy były przesadzone. Dywidenda American Tower sięga 4,3%, co w obecnym otoczeniu rynkowym przyciąga szukających bezpieczeństwa inwestorów. Spółka jako REIT jest zobowiązana do wypłacania większości zysków w formie dywidendy, co dodatkowo zachęca zwolenników regularnego dochodu.

Przelew kapitału: z technologii do defensywy

Zmiana nastrojów na Wall Street działa na korzyść American Tower. Po miesiącach euforii wokół sztucznej inteligencji i półprzewodników, sektor technologiczny znalazł się pod silną presją. Akcje takich firm jak AMD, Micron czy Corning zostały objęte falą wyprzedaży. W przypadku Corning spadek kursu sięgnął ponad 20% w ciągu jednej sesji – głównie z powodu ostrożniejszych prognoz na kolejny kwartał, które rynek odebrał jako sygnał spowolnienia.

W efekcie kapitał zaczyna płynąć w kierunku bardziej przewidywalnych spółek defensywnych. Oprócz American Tower inwestorzy ponownie zwrócili uwagę na Coca-Colę i Sherwin-Williams. Stabilne przepływy pieniężne, regularna dywidenda i silna pozycja rynkowa stają się w obecnym otoczeniu towarem na wagę złota.

Corning: przecena mimo solidnych fundamentów

Choć głównym bohaterem jest American Tower, obraz rynku uzupełnia historia Corning. Znany przede wszystkim z produkcji szkła Gorilla Glass, Corning zyskał nową tożsamość jako kluczowy dostawca dla infrastruktury AI. W segmencie Optical Communications sprzedaż wzrosła o 32% rok do roku, przekraczając 2 mld dolarów. Przychody podstawowe całej grupy zwiększyły się o 17% r/r do 4,74 mld dolarów, a zysk na akcję o 30% do 0,78 dolara. Rozwiązania dla sieci przedsiębiorstw urosły aż o 65%. Tempo wzrostu segmentu AI spowolniło jednak z 36% do 32%, co zaniepokoiło inwestorów. Dodatkowo prognoza sprzedaży na bieżący kwartał w przedziale 4,9–5 mld dolarów okazała się nieco niższa od oczekiwań rynku, co wywołało gwałtowną wyprzedaż.

Mimo to Corning podpisał wielomiliardowe kontrakty z Nvidią i Amazonem, dotyczące rozbudowy produkcji rozwiązań światłowodowych dla centrów danych i infrastruktury AI w Stanach Zjednoczonych. W segmencie Solar sprzedaż wzrosła o 90% po zakończeniu modernizacji zakładu produkującego wafle krzemowe. Firma realizuje strategię Springboard, która zakłada stopniowe zwiększanie rocznych przychodów. Celem jest 20 mld dolarów w 2026 roku, 30 mld w 2028 i 40 mld w 2030. Rozbudowa obejmuje nowe zakłady i tysiące miejsc pracy.

Większość analityków pozostaje pozytywnie nastawiona do akcji Corning. Średni cel cenowy z Wall Street sugeruje potencjał wzrostu sięgający blisko 40% wobec obecnych poziomów. Następne wyniki finansowe zostaną opublikowane pod koniec października. Rynek spodziewa się dalszej poprawy zysku na akcję do około 0,87 dolara, a sama spółka przewiduje wzrost sprzedaży o około 16% rok do roku oraz dalszą poprawę rentowności. W opinii ekspertów Corning wciąż pozostaje kluczowym ogniwem w łańcuchu dostaw dla centrów danych i infrastruktury AI.

Dywidendy wracają do łask?

Obecna sytuacja na rynkach pokazuje wyraźny zwrot w preferencjach inwestorów. Po okresie pogoń za wzrostem w sektorze AI, coraz większą wartość zyskują spółki oferujące stabilność i przewidywalność. American Tower łączy w sobie atrakcyjną wycenę, bezpieczną dywidendę na poziomie 4,3% i perspektywy dalszego wzrostu wynikające z rozwoju infrastruktury cyfrowej. Spółka podniosła całoroczne prognozy finansowe, potwierdzając dobrą kondycję biznesu w ocenie zarządu.

Pierwsze sześć miesięcy 2026 roku przyniosło historyczne wyniki na rynku maklerskich indywidualnych kont emerytalnych. Z danych zebranych przez „Parkiet” od biur i domów maklerskich wynika, że w tym okresie otwarto 103,1 tys. nowych kont IKE oraz 44,7 tys. kont IKZE. To najwyższe wartości, jakie kiedykolwiek odnotowano w pierwszej połowie roku.

Kto napędza wzrost?

Głównym motorem tych statystyk jest XTB, które stosunkowo niedawno wprowadziło do swojej oferty rachunki emerytalne. Przedstawiciele firmy przyznają, że produkt ten zdobywa coraz większą popularność.

„W pierwszej połowie 2026 r. zainteresowanie rachunkami emerytalnymi w XTB było rekordowe. To dla nas bardzo ważny sygnał, ponieważ pokazuje, że konsekwentne działania edukacyjne i budowanie świadomości finansowej realnie przekładają się na decyzje inwestorów” – mówi Filip Kaczmarzyk, członek zarządu XTB.

Jednak nie tylko XTB notuje wzrosty. Kamil Maliszewski, dyrektor w BM mBanku, podkreśla, że w ich domu maklerskim również widać bardzo duży wzrost zainteresowania produktami emerytalnymi.

„Obecne wyniki pozwalają nam zakładać, że otworzymy najwięcej rachunków IKE i IKZE w historii BM mBanku. To wyraźny sygnał, że rośnie świadomość znaczenia długoterminowego oszczędzania” – dodaje Maliszewski, wskazując na wpływ kampanii edukacyjnych takich jak „Nie jutraj”.

Do wyścigu dołącza także BM ING BSK, które niedawno wprowadziło do oferty konta IKE i IKZE, co dodatkowo poszerza rynek.

Zmiany podatkowe i plany rządu

Popularność IKE i IKZE wspierają regulacje podatkowe. Od 2022 roku zyski z inwestycji w IKE są zwolnione z podatku Belki, a od 2023 roku zwolnienie objęło również IKZE. Efekt tych przepisów widoczny jest w systematycznym wzroście liczby nowo otwieranych rachunków.

Dodatkowym impulsem może być planowana reforma rządu, która ma połączyć fundusze emerytalne z PPK oraz IKE/IKZE. Jeśli projekt wejdzie w życie, środki z obowiązkowych funduszy mogłyby być automatycznie przenoszone na konta IKE lub IKZE. To zwiększyłoby kapitał trafiający na rynek maklerski.

Co przyniesie druga połowa roku?

Branża spodziewa się dalszego przyspieszenia. Dotychczasowe doświadczenia pokazują, że ostatni kwartał roku przynosi prawdziwy boom na konta emerytalne – ze względu na roczne limity, kwestie podatkowe oraz większą liczbę kampanii informacyjnych.

W całym 2025 roku maklerzy otworzyli rekordowe 232 tys. IKE oraz 109 tys. IKZE. Po pierwszym półroczu 2026 roku zrealizowano już odpowiednio 44% i 41% tamtego wyniku. Przedstawiciele branży są przekonani, że tegoroczny sezonowy efekt będzie co najmniej równie silny.

„Jestem przekonany, że w drugiej połowie roku zainteresowanie IKE i IKZE będzie jeszcze większe. Od lat widzimy, że szczególnie ostatni kwartał roku jest okresem, w którym Polacy intensywniej myślą o produktach emerytalnych. Spodziewamy się, że 2026 r. będzie pod tym względem rekordowy nie tylko dla XTB, ale również dla całej branży” – podsumowuje Filip Kaczmarzyk.

Nowa konkurencja na horyzoncie

Choć rok 2026 zapowiada się wyjątkowo, w przyszłości na rynku może pojawić się nowy produkt – Obywatelskie Konta Inwestycyjne (OKI), których debiut zaplanowano na 1 stycznia 2027 roku. Część oszczędzających może wstrzymać się z decyzjami i poczekać na nową opcję. Na razie jednak branża maklerska ma przed sobą perspektywę kolejnego rekordowego roku na rynku IKE i IKZE.

ETF-y buforowe brzmią jak świetny pomysł: chronią przed spadkami na giełdzie, a przy okazji pozwalają zarobić na wzrostach. Brzmi zbyt pięknie, by było prawdziwe? Rzeczywistość jest nieco bardziej skomplikowana. Zanim rzucisz się na te produkty, sprawdź, jak naprawdę działają i gdzie tkwi haczyk.

Jak działa mechanizm bufora?

Fundusze te opierają się na zaawansowanej konstrukcji opcyjnej. W dużym uproszczeniu: kupują opcje kupna deep-in-the-money, by odzwierciedlić zachowanie indeksu (najczęściej S&P 500), a następnie tworzą bufor strat przez kombinację opcji put (tzw. spread put). Dzięki temu pierwsze 10-15% spadku indeksu jest kompensowane. Ostatni element to sprzedaż opcji kupna – to właśnie ogranicza maksymalny zysk inwestora. Premia z tej sprzedaży finansuje ochronę.

Oznacza to, że ochrona przed stratami nie jest darmowa. Inwestor godzi się na górny limit zysków w zamian za częściowe zabezpieczenie przed przeceną. To klasyczny kompromis: ograniczasz ryzyko, ale tracisz część potencjalnych zysków podczas hossy.

Kiedy ETF-y buforowe faktycznie dają przewagę?

Analizy pokazują, że te fundusze najlepiej sprawdzają się podczas gwałtownych, krótkotrwałych przecen. Gdy pierwsza fala wyprzedaży pojawia się nagle, bufor skutecznie amortyzuje straty. W takich warunkach potrafią osiągać lepsze wyniki niż tradycyjne portfele akcji i obligacji.

Jednak w przypadku długotrwałych rynków niedźwiedzia przewaga maleje. Podobny poziom ochrony oferują inne strategie opcyjne. Co więcej, gdy po spadkach następuje dynamiczne odbicie, ETF buforowy pozostaje w tyle, bo bierze udział we wzrostach tylko do ustalonego limitu. W teorii idealnie byłoby włączyć ochronę podczas spadków, a przed odbiciem przeskoczyć do zwykłych ETF-ów. W praktyce to wymaga idealnego wyczucia rynku – nawet dla doświadczonych inwestorów to wyjątkowo trudne.

Europejskie ETF-y UCITS vs. amerykańskie – kluczowe różnice

Fundusze buforowe pojawiły się w USA w 2018 roku. Europejscy inwestorzy musieli czekać na wersje zgodne z regulacjami UCITS aż do 2023 roku. Pierwszym takim funduszem był produkt Global X na indeks S&P 500, a później dołączył m.in. BlackRock.

Europejskie ETF-y są rejestrowane głównie w Irlandii i notowane na giełdach London Stock Exchange, Euronext Amsterdam oraz XETRA. Koszty zarządzania wynoszą około 0,50% rocznie – drożej niż w przypadku klasycznych ETF-ów.

Najważniejsza różnica to okres rozliczeniowy. W USA standardem jest rok i opcje FLEX. W Europie fundusze UCITS działają zazwyczaj w trzymiesięcznych okresach wynikowych i często korzystają ze swapów całkowitego zwrotu. Krótszy okres nieco łagodzi problem z timingiem, ale go nie eliminuje. Dla inwestorów w Niemczech istotne jest też, że UCITS są traktowane jako fundusze akcyjne, co daje częściowe zwolnienie podatkowe.

Co mówią badania? Wyniki zaskakują

Materiały marketingowe często pokazują prosty wykres: małe spadki są amortyzowane, większe – nie. Rzeczywistość jest inna. Badanie opublikowane w 2025 roku w „Journal of Portfolio Management” przez Cliffa Asnessa i współautorów przeanalizowało 401 funduszy o zdefiniowanym wyniku. Wynik? Rzeczywiste efekty ochronne często odbiegają od obietnic.

Pełna ochrona działa tylko dla inwestorów, którzy kupią fundusz dokładnie na początku okresu wynikowego i zostaną do końca. Przy każdym innym terminie zakupu rezultaty mogą być zupełnie inne. Autorzy wykazali, że w 84-87% przypadków, gdy spadki indeksu przekraczały zakres ochrony, fundusze wypadały gorzej niż sugerowały diagramy producentów. Powód? Koszty zakupu opcji zabezpieczających, ich regularne rolowanie oraz opłaty za zarządzanie.

Co więcej, analiza największych spadków od 2020 roku pokazała, że prostszy portfel – klasyczny ETF akcyjny plus odpowiednia część gotówki – często osiągał lepsze wyniki skorygowane o ryzyko niż ETF-y buforowe.

Dla kogo więc są te fundusze?

ETF-y buforowe nie są rozwiązaniem uniwersalnym ani prostym zamiennikiem tradycyjnych inwestycji w akcje. Ich największą wartością nie zawsze jest wyższa stopa zwrotu, lecz większa przewidywalność i komfort psychiczny w okresach podwyższonej niepewności. Sprawdzają się jako narzędzie do realizacji konkretnej strategii – dla inwestorów, którzy świadomie godzą się na ograniczenie potencjalnych zysków w zamian za z góry określony poziom ochrony kapitału.

Gdy kierowcy na całym świecie nerwowo spoglądają na ceny paliw, największe koncerny naftowe zacierają ręce. Brytyjski Shell właśnie ogłosił, że w drugim kwartale 2026 roku zarobił 10,8 miliarda dolarów netto – to aż trzykrotnie więcej niż w analogicznym okresie rok wcześniej (3,6 mld dol.). To najlepszy wynik koncernu od czterech lat.

Shell: potrojenie zysku mimo problemów w Katarze

Finansowy skok Shella to efekt gwałtownych wzrostów cen ropy i gazu, wyższych obrotów w handlu LNG i ropą oraz poprawy marż w segmencie chemicznym. Wszystko to zrekompensowało niższe wolumeny sprzedaży spowodowane zakłóceniami w Katarze. Zakład skraplania gazu Pearl w Katarze stoi od marca, po tym jak jedna z dwóch linii produkcyjnych została uszkodzona w wyniku ataku Iranu. Firma szacuje, że naprawy potrwają około roku. Bliski Wschód odpowiada za około 20 proc. produkcji ropy i gazu Shella.

Jak podaje Reuters, koncern utrzymuje tempo skupu własnych akcji w wysokości 3 miliardów dolarów w ciągu najbliższych trzech miesięcy. Przychody giganta wzrosły o 45 proc., sięgając 96,4 miliarda dolarów. Prezes Shella Wael Sawan powiedział:

Drugi kwartał charakteryzowały „ogromne zawirowania na światowych rynkach energetycznych”, ale wydajność operacyjna Shella umożliwiła osiągnięcie „bardzo dobrych wyników”.

Firma zaznaczyła, że wyższe ceny zostały częściowo zrównoważone przez mniejsze wolumeny sprzedaży. Przykładowo produkcja gazu w drugim kwartale wyraźnie spadła w porównaniu z pierwszym kwartałem z powodu utrudnień wywołanych wojną w Zatoce Perskiej.

BP korzysta z marż rafineryjnych

Brytyjski BP odnotował w drugim kwartale skorygowany zysk netto w wysokości 5,73 miliarda dolarów. Na wynik ten wpłynęły przede wszystkim wysokie marże w segmencie rafineryjnym i handlowym. Konflikt na Bliskim Wschodzie, który zakłócił światowe przepływy surowców, stworzył dogodne warunki dla traderów i wytwórców energii. Do tego ceny gotowych paliw – zwłaszcza diesla i paliwa lotniczego – rosły szybciej niż notowania surowej ropy, co dodatkowo poprawiło rentowność rafinerii. BP poinformowało także o rozpoczęciu procesu sprzedaży Archaea Energy, firmy zajmującej się odnawialnym gazem ziemnym.

Aramco przebija prognozy

Jeszcze bardziej spektakularne wyniki przedstawiło saudyjskie Saudi Aramco. Największy producent ropy na świecie zwiększył skorygowany zysk netto o 33 proc., do 33,4 miliarda dolarów (rok wcześniej 25,2 mld dol.). Rezultat wyraźnie przebił rynkowe prognozy, które zakładały 31,1 mld dol. Średnia cena ropy Brent w kwartale wyniosła niemal 97 dolarów za baryłkę.

Saudyjski koncern mógł utrzymać eksport dzięki strategicznym rurociągom, w tym East-West Pipeline biegnącemu do portów nad Morzem Czerwonym. Pozwoliło to skierować dostawy z ominięciem zablokowanej Cieśniny Ormuz. Prezes Aramco Amin Nasser podkreślił, że wykorzystanie rurociągu, magazynów i terminali eksportowych umożliwiło utrzymanie produkcji oraz realizację kluczowych inwestycji.

Aramco korzystało nie tylko z wysokich cen ropy, ale też z wyjątkowo korzystnej sytuacji na rynku paliw. Średnia cena, po której koncern sprzedawał ropę, wyniosła 108,10 dolara za baryłkę – rok wcześniej było to 66,70 dolara. Jednocześnie koncern odnotował spadek produkcji: wydobycie węglowodorów płynnych zmalało o 28 proc. (do 7,57 mln baryłek dziennie), a gazu ziemnego o 16 proc. Spółka zaznaczyła, że część jej infrastruktury była celem ataków w lipcu, ale na razie nie miało to istotnego wpływu na wyniki finansowe ani działalność operacyjną.

Co przyniósł konflikt?

Jak pisze agencja Bloomberga, wojna na Bliskim Wschodzie doprowadziła do zakłóceń w przepływach surowców, co przełożyło się na wzrost zmienności rynku i podniesienie marż rafineryjnych. Dla największych graczy sektora energetycznego oznaczało to nowe możliwości zarobku. Shell tymczasem zapowiedział kontynuację skupu własnych akcji o wartości 3 mld dol. w nadchodzących trzech miesiącach.

We wtorek 4 sierpnia 2026 roku Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) sięgnęły po narzędzie, którego historia pamięta zaledwie trzy poprzednie przypadki. Ogłoszono okres przywołania na rynku mocy – mechanizm prewencyjny, który mobilizuje wszystkie rezerwy systemu, gdy prognozy wskazują, że zabraknie prądu. Powód? Woda w rzekach wykorzystywana do chłodzenia elektrowni węglowych zrobiła się bardzo ciepła – w głównej elektrowni temperatura chłodziwa zbliżyła się do dopuszczalnej granicy 35 stopni Celsjusza, co zmusiło kilka jednostek do ograniczenia produkcji w szczycie upałów.

Dlaczego woda ma znaczenie dla prądu?

Elektrownie węglowe potrzebują ogromnych ilości wody do chłodzenia. Gdy temperatura wody chłodzącej zbliża się do 35°C, bloki muszą zdejmować moc. W samej Elektrowni Kozienice – największej węglowej elektrowni w kraju – pięć bloków we wtorek ograniczyło produkcję. Podobne problemy zgłosiła Elektrownia Połaniec. Około południa nie pracowały bloki 2, 3 i 4 w Kozienicach oraz bloki 5, 6 i 7 w Połańcu – wynika z raportów o ubytkach mocy publikowanych na podstawie unijnego rozporządzenia REMIT.

Krzysztof Bomba, kierownik Biura Komunikacji i PR Enei Wytwarzanie (do której należy Kozienice), przekazał PAP, że grupa na bieżąco monitoruje sytuację hydrologiczną Wisły.

„Na podstawie bieżących obserwacji parametrów hydrologicznych Enea Wytwarzanie odnotowuje okresowe wahania przepływów oraz obniżone stany wody, szczególnie w okresach wysokich temperatur i długotrwałego braku opadów. Zjawisko to jest szczególnie istotne na obszarze prowadzenia działalności Elektrowni Kozienice, gdzie dostępność wody z Wisły ma bezpośrednie znaczenie dla stabilności procesów technologicznych oraz bezpieczeństwa Krajowego Systemu Energetycznego.”

Justyna Kosowicz, rzeczniczka Enei Elektrownia Połaniec, dodała, że praca wybranych bloków jest dostosowywana do aktualnych warunków eksploatacyjnych, a zakład pozostaje do dyspozycji PSE.

Alarm, ale nie blackout

Komunikat PSE zabrzmiał groźnie, ale operator stanowczo odróżnia okres przywołania od stopni zasilania. Stopnie zasilania, czyli ograniczenia w poborze i dostarczaniu energii, to środek ostateczny – we wtorek nikt ich nie ogłosił. Okres przywołania wymaga od wytwórców i dużych odbiorców przemysłowych wypełnienia umów mocowych, ale dla gospodarstw domowych nie ma natychmiastowych skutków. To właśnie prewencyjna mobilizacja rezerw, która ma zapobiec przerwom w dostawach.

Rezerwy na wyczerpaniu

Decyzja o uruchomieniu mechanizmu zapadła, bo prognozowana poduszka bezpieczeństwa stopniała niebezpiecznie nisko. Między godziną 17 a 19 rezerwa mocy ma wynieść od 851 do zaledwie 656 MW – podczas gdy PSE przyjmują, że pojedyncza duża jednostka wytwórcza to około 1000 MW, a standard bezpieczeństwa zakłada rezerwę na poziomie 9 proc. ponad prognozowane zapotrzebowanie. Gdyby w takich warunkach doszło do awarii dużego bloku, rezerwa mogłaby spaść do zera. Dlatego operator ściąga do dyspozycji każdą zakontraktowaną megawatogodzinę.

Które elektrownie mają kłopoty?

Lista jednostek, które musiały ograniczyć pracę, pokazuje, jak bardzo polska energetyka węglowa zależy od pogody. W Kozienicach i Połańcu – obie należące do grupy Enea – problemem jest niski poziom Wisły i wysoka temperatura wody. Enea jest spółką giełdową z ponad 52-proc. udziałem Skarbu Państwa i drugim co do wielkości wytwórcą energii w Polsce.

Zupełnie inną sytuację mają jednostki Tauronu. Kamila Rożnowska z zespołu prasowego firmy wyjaśniła PAP, że elektrownie tej grupy korzystają z zamkniętych obiegów chłodzenia, więc nie pobierają bezpośrednio wody z rzek ani nie zrzucają jej do nich.

„W efekcie nasze jednostki są dużo bardziej odporne na okresy suszy, niskie stany wód czy fale upałów niż instalacje wykorzystujące otwarte systemy chłodzenia.”

To drugie w 2026 roku i czwarte w historii ogłoszenie okresu przywołania. Poprzednie miało miejsce 30 czerwca tego samego roku. Na razie mechanizm działa zgodnie z planem – prąd w gniazdkach jest, a operator trzyma rękę na pulsie.

Okres przywołania na rynku mocy obowiązuje we wtorek 4 sierpnia w godzinach 17–19. PSE podkreślają, że to działanie prewencyjne, a nie sygnał do ograniczeń dla odbiorców domowych.