Blog

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.

OPEC+ właśnie zakończył jeden z rozdziałów swojej polityki naftowej. Podczas niedzielnego posiedzenia sojusz zatwierdził wrześniową podwyżkę wydobycia o około 188 000 baryłek dziennie, finalizując tym samym wycofywanie dobrowolnych cięć uzgodnionych w 2023 roku. Decyzja zapadła w momencie, gdy realna produkcja grupy wciąż pozostaje daleko w tyle za limitami, a ceny ropy – po wcześniejszym skoku do 100 USD za baryłkę – gwałtownie spadły w poniedziałek. Kontrakty terminowe na West Texas Intermediate straciły ponad 16 procent do poziomu 79,52 USD za baryłkę, a międzynarodowy benchmark ropa Brent spadł o ponad 5 procent do 83,50 USD za baryłkę. Wyprzedaż napędzały głównie nadzieje na deeskalację konfliktu na Bliskim Wschodzie.

Kto podnosi wydobycie?

Podwyżkę uzgodniła siódemka kluczowych producentów: Arabia Saudyjska, Rosja, Irak, Kuwejt, Algieria, Kazachstan i Oman. To ta sama grupa, która od kwietnia systematycznie zwiększała limity – łącznie od kwietnia do sierpnia podniosły je o 958 000 baryłek dziennie. Wrześniowy wzrost o 188 000 baryłek dziennie domyka proces odwracania dobrowolnych cięć o 1,65 mln baryłek dziennie uzgodnionych w 2023 roku. Gdy zawierano tamto porozumienie, wśród sygnatariuszy znajdowały się jeszcze Zjednoczone Emiraty Arabskie; opuściły one OPEC w maju tego roku. Źródła agencji Reuters, które zastrzegły anonimowość, podały, że ostateczna decyzja nie zapadła, a OPEC i władze Rosji nie odpowiedziały na prośbę o komentarz.

Realna produkcja daleko w tyle

Choć limity rosną, rzeczywiste wydobycie pozostaje znacznie poniżej ustalonych kwot. Główną przyczyną są zakłócenia eksportu z krajów Zatoki Perskiej spowodowane wojną z Iranem. Według danych OPEC w czerwcu grupa wydobywała zaledwie 36,28 mln baryłek dziennie – dla porównania w lutym, przed wybuchem konfliktu, było to blisko 43 mln baryłek dziennie. Różnica pokazuje, że podnoszenie celów ma w dużej mierze charakter deklaratywny. Dodatkowo w ostatnich dniach doszły utrudnienia na Morzu Czerwonym, gdzie Huti zaatakowali saudyjskie tankowce, zakłócając główną trasę omijającą Zatokę, wykorzystywaną przez saudyjski eksport.

Kontekst cenowy i polityczny

Przed posiedzeniem ceny ropy sięgnęły 100 USD za baryłkę po tym, jak upadło wstępne porozumienie pokojowe między USA a Iranem. Wcześniejsze ustalenia ułatwiały transport przez cieśninę Ormuz, a ich zerwanie ponownie ograniczyło globalny przepływ surowca. Obecny spadek cen wynika z nadziei na deeskalację, ale sytuacja pozostaje napięta.

Co dalej? Pauza w czwartym kwartale?

Komunikat po posiedzeniu nie zawierał żadnej wzmianki o planach na ostatnie trzy miesiące 2026 roku. Choć przed posiedzeniem źródła w OPEC+ sugerowały, że sojusz najprawdopodobniej wstrzyma podwyżki wydobycia w czwartym kwartale, oficjalne oświadczenie milczy w tej sprawie. Analitycy spodziewają się jednak pauzy.

„Naszym scenariuszem bazowym jest pauza w czwartym kwartale, podczas gdy grupa przygotowuje się do negocjacji kwot na 2027 rok” – ocenił Jorge Leon z Rystad Energy. Dodał, że po zakończeniu kampanii przywracania produkcji grupa ma niewielką motywację, by spieszyć się z dalszymi zmianami podaży. Zastrzegł przy tym, że są to prognozy warunkowe, zależne od dalszego rozwoju sytuacji na rynku.

Nadal obowiązują starsze cięcia

Wrześniowa podwyżka nie oznacza całkowitego powrotu do produkcji sprzed cięć. Wciąż obowiązują starsze ograniczenia – cięcia na poziomie około 2 mln baryłek dziennie z 2022 roku, które są ważne do końca bieżącego roku. OPEC+ prowadzi przegląd mocy produkcyjnych poszczególnych członków. Ustalenia z tego przeglądu posłużą jako podstawa do wyznaczenia limitów wydobycia na 2027 rok. Rozmowy o nowych kwotach mogą być napięte, ponieważ część państw – w tym Irak – zabiega o wyższe indywidualne wartości, odzwierciedlające ich zwiększony potencjał.

Kolejne spotkanie siedmiu kluczowych producentów zaplanowano na 6 września. To właśnie wtedy rynek pozna pierwsze sygnały dotyczące strategii OPEC+ na ostatni kwartał 2026 roku i ewentualne przygotowania do negocjacji kwot na 2027 rok.

Związkowa Alternatywa rzuca na stół rewolucyjny pomysł: zamiast zakazu handlu w niedziele – znacznie wyższe wynagrodzenie dla pracowników. Według propozycji każda godzina pracy w niedzielę miałaby być płacona 2,5 razy więcej niż standardowa stawka. To odpowiedź na obowiązujące od 2018 r. przepisy, które – zdaniem związkowców – w praktyce stały się „kompletną fikcją”.

Obecne zasady nie działają?

Przewodniczący Związkowej Alternatywy Piotr Szumlewicz nie ma wątpliwości, że obecna ustawa nie spełnia swojej roli. Liczne wyjątki sprawiają, że zakaz handlu w niedziele nie działa tak, jak zakładano. Jak argumentuje, z regulacji korzystają przede wszystkim największe sieci, które znalazły sposoby na obchodzenie przepisów, podczas gdy mniejsze placówki pozostają w gorszej sytuacji.

Związkowcy wskazują też na nowelizację z 2021 r., która pozwoliła przedsiębiorcom na korzystanie z nieodpłatnej pomocy członków rodziny – m.in. małżonków, dzieci, rodziców, rodzeństwa, dziadków czy wnuków. W efekcie w niedziele zamknięte są głównie duże sklepy, a w części mniejszych placówek rodziny właścicieli mogą pracować bez wynagrodzenia.

Co proponuje Związkowa Alternatywa?

Organizacja chce całkowitego odejścia od administracyjnego zakazu. Zamiast tego proponuje wprowadzenie wysokich dodatków za pracę w niedzielę. Każda godzina miałaby być wynagradzana stawką 2,5 razy wyższą niż w dni powszednie. Przy obecnej minimalnej stawce godzinowej oznaczałoby to 78,50 zł za godzinę, a minimalna płaca za ośmiogodzinny dzień pracy wyniosłaby 628 zł.

Co ważne, rozwiązanie nie dotyczyłoby tylko handlu. Związkowcy chcą, aby wyższe wynagrodzenie za niedzielną pracę objęło wszystkie branże, w których praca tego dnia jest wykonywana – m.in. gastronomię, transport, ochronę zdrowia, policję, pomoc społeczną, energetykę czy sektor rozrywki.

Praca w niedzielę miałaby być dobrowolna i odpowiednio rekompensowana – nie tylko wyższym wynagrodzeniem, ale także dodatkowym dniem wolnym w tygodniu. Związkowcy przekonują, że otwarcie hipermarketów i galerii handlowych w niedziele mogłoby rozłożyć ruch klientów na cały weekend, odciążając sklepy w piątki i soboty.

„Ustawa nie sprzyja nikomu”

Piotr Szumlewicz wprost mówi, że obecne przepisy nie działają na korzyść żadnej ze stron. Jak podkreśla:

„Obecnie obowiązująca ustawa nie sprzyja nikomu – ani pracownikom, ani pracodawcom, ani klientom. W tej sytuacji uważamy, że ustawa o handlu w niedziele powinna być całkowicie odrzucona.”

Związkowcy zwracają też uwagę na zmiany za granicą. Niemcy złagodziły niedawno przepisy dotyczące handlu w miejscowościach turystycznych, a z badań ma wynikać, że blisko 60 proc. obywateli tego kraju opowiada się za całkowitą likwidacją zakazu handlu w niedziele.

Co dalej z zakazem?

Na razie propozycja Związkowej Alternatywy ma charakter postulatu. Obecna koalicja rządząca zapowiadała przegląd przepisów dotyczących handlu w niedziele, ale do tej pory nie przedstawiła żadnych konkretnych projektów. Prace legislacyjne w tym zakresie nie są prowadzone, a w 2026 r. nadal obowiązują dotychczasowe zasady – sklepy będą otwarte przez osiem niedziel handlowych.

To oznacza, że w najbliższym czasie zakaz pozostanie w mocy, a dyskusja o jego przyszłości – wraz z propozycją wyższych wynagrodzeń – z pewnością będzie wracać. Na razie jednak konkrety po stronie rządu nie padły.

Prezydent Karol Nawrocki nie rezygnuje z pomysłu narodowej debaty na temat unijnej polityki klimatycznej. Po tym, jak Senat odrzucił w maju jego pierwszy wniosek o referendum, głowa państwa w czwartek złożyła nową propozycję – tym razem z zupełnie innym, neutralnym pytaniem.

Nowe pytanie, nowa szansa?

Podczas spotkania z mieszkańcami Dębicy Nawrocki ogłosił, że tuż przed wyjazdem złożył drugi wniosek. Poprzednie pytanie – „Czy jest Pan/Pani za realizacją unijnej polityki klimatycznej, która doprowadziła do wzrostu kosztów życia obywateli, cen energii i prowadzenia działalności gospodarczej i rolniczej?” – zostało uznane przez senatorów za sugerujące odpowiedź. Teraz prezydent proponuje znacznie prostsze sformułowanie: „Czy jest Pan/Pani za realizacją przez Polskę polityki klimatycznej Unii Europejskiej?”

– Przy pierwszej próbie nie odpowiadało pytanie, było złe pytanie. Ja szukam kompromisów, szukam rozwiązań. Jeśli Senatowi nie odpowiadało pytanie, to przygotowaliśmy w Kancelarii Prezydenta zupełnie inne, nowe pytanie – powiedział Nawrocki.

Senat znów na drodze?

Pierwszy wniosek trafił do Senatu w pierwszej połowie roku. Oprócz zarzutu o sugerowanie odpowiedzi, senacka komisja oraz większość senatorów zgłosili obiekcje natury formalno-prawnej, wskazując na nieprecyzyjne sformułowanie pytań. W głosowaniu plenarnym wniosek przepadł.

Prezydent wyraził rozczarowanie postawą wyższej izby parlamentu. Jego zdaniem, podobnie jak w Sejmie unika się dyskusji nad prezydenckimi inicjatywami, tak Senat obawia się ogólnokrajowego głosowania.

Ceny energii i „zielone podatki”

Nawrocki ponownie skrytykował unijną politykę klimatyczną, wskazując na jej realne skutki dla portfeli Polaków. Według danych przedstawionych przez prezydenta polscy przedsiębiorcy płacą 252 euro za megawatogodzinę prądu. Dla porównania: w Niemczech stawka wynosi 237 euro, we Francji 166 euro, a w Hiszpanii 158 euro.

Głowa państwa zaatakowała również Ministerstwo Energii, które – jego zdaniem – przygotowuje rozporządzenie mające ukryć na rachunkach wysokość opłat wynikających z polityki klimatycznej. Nawrocki argumentował, że propozycja ministerstwa zakłada dalsze pobieranie opłat z tytułu ETS, ale bez ujawniania na fakturach, ile dokładnie wynoszą składki związane z Zielonym Ładem. – Nie róbcie takich rzeczy – zaapelował prezydent, dodając, że obywatele nie powinni być pozbawiani wiedzy o tym, za co płacą.

Prezydent: 41 wet i przetrzymywane ustawy

Podczas wystąpienia Nawrocki podsumował też swoją działalność legislacyjną. Poinformował o podpisaniu 245 ustaw i zastosowaniu prawa weta wobec 41 projektów. Zaznaczył, że podpisał znacznie więcej ustaw niż zawetował, i odrzucił zarzuty, jakoby zbyt często korzystał z weta.

Prezydent zarzucił też marszałkowi Sejmu Włodzimierzowi Czarzastemu przetrzymywanie prezydenckich projektów ustaw, m.in. dotyczących obniżki cen energii oraz inicjatywy „PIT 0 proc. dla rodzin, rodzina na plus”.

Kontrowersje wokół ustaw

Nawrocki skrytykował również praktykę dołączania do dobrych rozwiązań legislacyjnych przepisów, które uznał za nieakceptowalne. Jako przykład podał ustawę o statusie osoby najbliższej, która – jego zdaniem – miała zmieniać ponad 200 aktów prawnych i podważać artykuł 18 Konstytucji, mówiący o małżeństwie jako związku kobiety i mężczyzny. Określił takie działania mianem kuglarstwa i zapowiedział, że się na nie nie zgadza.

Co dalej z wnioskiem?

Komentatorzy nie mają wątpliwości, że nowy wniosek również spotka się z oporem większości senackiej. Zdaniem publicystów – jak czytamy w felietonie na łamach Interii – obecna parlamentarna większość zdaje sobie sprawę, że gdyby do plebiscytu doszło, Polacy powiedzieliby unijnej polityce klimatycznej zdecydowane „nie”. Obawy przed wynikiem referendum, a także przed zadrażnieniami z Brukselą, mają blokować zgodę na głosowanie. Dodatkowo, jak wskazują, polityczni oponenci nie chcą dać prezydentowi Nawrockiemu satysfakcji politycznego sukcesu.

W tekście podkreślono również, że unijna polityka klimatyczna ma realny wpływ na życie codzienne. Chodzi m.in. o wzrost cen paliw na stacjach, rosnące rachunki za energię dla obywateli i firm oraz zmniejszanie marż zysku w wielu gałęziach przemysłu, co przekłada się na mniejsze zatrudnienie i erozję miejsc pracy. Autor felietonu Rafał Woś zwraca uwagę, że blokowanie narodowej dyskusji na ten temat nie może trwać wiecznie, ponieważ skutki polityki klimatycznej są odczuwalne dla milionów obywateli.

Na razie wniosek trafił do Senatu. To, czy nowe, neutralne pytanie spełni formalne wymogi izby, okaże się w najbliższych tygodniach.

Nad Polskę nadciąga fala ekstremalnych upałów, a wraz z nią powracają obawy o bezpieczeństwo dostaw prądu. Minister energii Miłosz Motyka uspokaja – krajowy system elektroenergetyczny jest dziś znacznie lepiej przygotowany na wysokie temperatury niż kilka lat temu, głównie dzięki przyspieszonej modernizacji infrastruktury.

„Mieliśmy rekordy i system dał radę”

W rozmowie z mediami minister podkreślił, że w ciągu ostatniego pół roku Polska zmierzyła się już z rekordowymi wyzwaniami.

„Mieliśmy rekordową zimę, rekordowe zapotrzebowanie na ponad 30 GW mocy i rekordowo wysokie temperatury w zaledwie pół roku […], ale Polska jest na to przygotowana. Nasz system jest odporny i przygotowany na takie temperatury” — zapewnił Miłosz Motyka.

Jednocześnie zaznaczył, że żadne państwo nie jest całkowicie odporne na wszystkie możliwe awarie związane z pogodą.

Ryzyko przeciążenia przy ekstremalnych upałach

Minister przyznał, że wraz ze wzrostem temperatury rośnie ryzyko przeciążenia sieci. Zapotrzebowanie na energię gwałtownie skacze – klimatyzatory, chłodnictwo i wentylacja pracują pełną parą. Dodatkowym problemem jest spadek wydajności paneli fotowoltaicznych, które optymalnie działają przy około 25–27°C. Przy wyższych temperaturach ich efektywność maleje, co w godzinach szczytu bywa odczuwalne.

Operator sieci: rezerwy są bezpieczne

Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) zapewniają, że na ten moment nie ma zagrożenia przerwami w dostawach prądu. Operator dysponuje wystarczającymi rezerwami mocy, a w ciągu dnia system wspiera dynamicznie rozwijająca się fotowoltaika. Jak wskazuje minister Motyka, w czasie największych upałów panele słoneczne pracują najwydajniej, co pomaga bilansować system i odpowiadać na zwiększone zapotrzebowanie związane z klimatyzacją.

Potrzebne dalsze inwestycje

Sam rozwój OZE nie rozwiązuje jednak wszystkich problemów. Minister wskazuje, że bez rozbudowy sieci przesyłowych, magazynów energii i nowych mocy wytwórczych trudno będzie zapewnić stabilność w przyszłości. Resort stawia także na energetykę wiatrową i modernizację istniejącej infrastruktury – to kluczowe elementy długoterminowego bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Koszty ekstremalnych upałów

Fala upałów przechodząca przez Europę stawia temat bezpieczeństwa energetycznego w centrum uwagi. Według raportu przygotowanego w ramach akcji „Test Upałów” (Onet i inne redakcje), ekstremalne zjawiska pogodowe kosztują polską gospodarkę średnio około 6 mld zł rocznie. Jeden dzień fali upałów może generować straty przekraczające 100 mln zł.

Upały i susza to czynniki, które zdaniem ekspertów mogą negatywnie wpływać na pracę elektrowni i zwiększać prawdopodobieństwo problemów w sieci. Poza sektorem energetycznym upały uderzają w transport, ochronę zdrowia, rolnictwo i zwykłych obywateli, którzy wydają więcej na chłodzenie swoich domów.

Długofalowe rozwiązania to nowa norma

Minister Motyka przekonuje, że kluczowe są długoterminowe nakłady na wzmocnienie odporności kraju wobec ekstremalnych zjawisk atmosferycznych. Jak zauważa, takie zjawiska jak fale upałów stają się coraz częstsze i przestają być odosobnionym przypadkiem. Wymaga to systematycznych działań ze strony państwa.

Na razie jednak, według zapewnień rządu i operatora, sieć energetyczna jest gotowa na nadchodzące upały. Motyka przypomina, że już teraz sytuacja w energetyce jest znacznie lepsza niż podczas kryzysów sprzed kilku lat – głównie dzięki gwałtownemu wzrostowi mocy fotowoltaicznej, która w upalne dni pomaga utrzymać stabilność sieci.

PolTREG właśnie postawił kolejny konkretny krok na drodze do komercjalizacji swojej przełomowej terapii komórkowej PTG-007. Gdańska spółka biotechnologiczna podpisała w czwartek 30 lipca 2026 roku ramową umowę doradczą z Parexel International – jedną z największych na świecie organizacji badawczo-rozwojowych (CRO). Celem jest kompleksowe przygotowanie dokumentacji i uzyskanie unijnego pozwolenia na dopuszczenie do obrotu (MAA) dla leku na cukrzycę typu 1 w stadium 3.

Umowa z Parexel – krok milowy

Zakres współpracy obejmuje wsparcie regulacyjne na każdym etapie procedury centralnej Europejskiej Agencji Leków (EMA). Parexel pomoże w przygotowaniu i koordynacji dokumentacji rejestracyjnej, prowadzeniu komunikacji z EMA, a także w opracowaniu planu zarządzania ryzykiem (RMP) i planu badań pediatrycznych (PIP). Co ważne, umowa przewiduje również przygotowanie dokumentacji na potrzeby wspólnej oceny klinicznej na poziomie UE (JCA) – to kluczowy element, który po rejestracji ma przyspieszyć drogę do refundacji w poszczególnych krajach.

Zarząd PolTREG podkreśla, że zawarcie umowy jest realizacją zapowiedzi z lutego 2026 roku, kiedy to spółka otrzymała od EMA list uprawniający (eligibility letter). Potwierdzał on, że zebrane dane kliniczne są wystarczające, by złożyć wniosek rejestracyjny. Umowa z Parexel ma obowiązywać co najmniej do 31 grudnia 2027 roku, a wynagrodzenie ustalono na zasadach rynkowych, płatne w transzach w modelu unit-based pricing. Zdaniem zarządu współpraca z tak doświadczonym partnerem istotnie ogranicza ryzyka proceduralne i formalne, przy zachowaniu pełnej odpowiedzialności merytorycznej spółki za dane kliniczne.

Planowane złożenie wniosku na początku 2027

Zgodnie z informacjami ujawnionymi w mediach, złożenie kompletnego wniosku MAA (Marketing Authorisation Application) planowane jest na koniec lutego lub początek marca 2027 roku. To oznacza, że projekt wchodzi w fazę, którą w branży biotechnologicznej uznaje się za krytyczną dla budowania wartości. PolTREG przypomina, że PTG-007 to oparta na autologicznych limfocytach T regulatorowych (TREG) terapia, która może stać się pierwszą na świecie komórkową metodą modyfikującą przebieg cukrzycy typu 1 w stadium 3 – a jej rozwój opiera się na ponad 12 latach obserwacji pacjentów.

Potencjał przychodowy – ponad 250 mln zł rocznie

Spółka zdradziła również bardzo konkretne szacunki finansowe. Nawet przy konserwatywnych założeniach cenowych, obecna infrastruktura produkcyjna pozwoliłaby generować ponad 250 milionów złotych rocznych przychodów przy wysokiej rentowności. Zarząd zaznacza, że ograniczeniem nie jest popyt, ale właśnie moce wytwórcze – ich rozbudowa mogłaby jeszcze bardziej zwiększyć potencjał biznesowy. Choć podstawowym scenariuszem pozostaje podpisanie umowy partnerskiej z globalnym koncernem farmaceutycznym, spółka rozważa też model samodzielnej produkcji i sprzedaży.

Reakcje rynku – odbicie akcji o 57%

Wiadomości o postępach w procesie rejestracyjnym nie pozostały bez echa na warszawskiej giełdzie. Jak podaje serwis Comparic, kurs akcji PolTREG odbił od marcowego dołka o ponad 57%, a sam lipiec przyniósł wzrost o ponad 43%. To wyraźna zmiana nastrojów po głębokiej korekcie, która od sierpnia 2023 roku zjadała nawet 75% wartości spółki. Dla inwestorów biotechnologicznych takie wahania nie są jednak zaskoczeniem – to branża, w której przez lata finansuje się kosztowne badania kliniczne bez gwarancji sukcesu.

„Nasze osiągnięcia w rozwoju terapii komórkowej opartej na autologicznych limfocytach T regulatorowych w leczeniu cukrzycy typu 1, budowane przez lata w laboratorium i w badaniach pacjentów, zostały docenione przez EMA, co potwierdziło otrzymanie listu uprawniającego w lutym, stwierdzającego, że dane kliniczne są wystarczające do złożenia wniosku o dopuszczenie do obrotu” – powiedział Piotr Trzonkowski, współzałożyciel i prezes PolTREG.

Co dalej?

Zarząd wyraźnie zaznacza, że podpisanie umowy z Parexel nie przesądza o konkretnym terminie złożenia wniosku ani o pozytywnym wyniku postępowania rejestracyjnego. Decyzja o dopuszczeniu leku do obrotu należy do unijnych organów i zależy od oceny pełnej dokumentacji. Spółka zapowiada, że będzie informować o dalszych istotnych zdarzeniach w trybie raportów bieżących. Tymczasem umowa z Parexel obowiązuje na cały okres obecnego projektu autoryzacji, nie krócej niż do 31 grudnia 2027 roku, a wynagrodzenie rozliczane jest w modelu unit-based pricing, co zapewnia kontrolę nad budżetem i efektywność kosztową.

Polska złożyła oficjalną propozycję utworzenia trójstronnej koprodukcji pocisków do systemów Patriot – z udziałem Stanów Zjednoczonych, Ukrainy i Polski. Podczas dwudniowej wizyty w Waszyngtonie wiceminister obrony narodowej Magdalena Sobkowiak-Czarnecka zaproponowała lokalizację bezpiecznej fabryki na terytorium Polski.

Od pomysłu do konkretnej oferty

Inicjatywa wpisuje się w szersze rozmowy o bezpieczeństwie, które nabrały tempa po szczycie NATO w Ankarze. To właśnie tam prezydent USA Donald Trump zadeklarował rozważenie budowy fabryki Patriotów na Ukrainie. Polska propozycja jest odpowiedzią na amerykańskie obawy dotyczące bezpieczeństwa takiej inwestycji w kraju ogarniętym wojną.

„Oferta, jaką dzisiaj złożyłam ze strony polskiej, jest wychodząca naprzeciw pewnym obawom ze strony amerykańskiej” – powiedziała Sobkowiak-Czarnecka podczas briefingu w Waszyngtonie. „Zaproponowaliśmy, żeby to była współpraca w trójkącie, czyli Stany Zjednoczone, Ukraina, ale też Polska, bo chodzi o zabezpieczenie tej produkcji, żeby ta produkcja odbywała się po prostu w miejscu bezpiecznym”.

Jak podkreśliła wiceszefowa MON, pociski Patriot to produkt potrzebny na całym świecie, co uzasadnia zaangażowanie Polski w koprodukcję. Polska delegacja przedstawiła tę propozycję w czwartek na spotkaniach w Pentagonie i Departamencie Stanu, a w piątek – ostatniego dnia wizyty – omawiała ją z kierownictwem Lockheed Martin.

Reakcja amerykańskiego przemysłu

Sobkowiak-Czarnecka relacjonowała, że jej rozmówcy z amerykańskiego przemysłu przyjęli polską propozycję z wyraźną ulgą.

„Dla nich najważniejsze jest bezpieczeństwo ich pracowników, bezpieczeństwo lokalizacji produkcji i (…) podkreślają, że faktycznie Polska jest tym bezpiecznym terytorium” – dodała wiceszefowa MON, wskazując na codzienne ataki na Ukrainę jako dowód, że wojna nie wygasła.

Przedstawiciele przemysłu podzielają obawy strony rządowej i podkreślają, że Polska jest bezpiecznym terytorium, szczególnie w obliczu codziennych ataków na Ukrainę. Rozmówcy zapewnili, że „z ulgą usłyszeli” o polskiej ofercie, a także – jak zaznaczyła wiceminister – słyszeli już o niej wcześniej od strony rządowej. Sobkowiak-Czarnecka zapewniła, że strona amerykańska zadeklarowała, iż zrobi wszystko, aby opóźnienia w dostawach sprzętu wojskowego jak najmniej dotknęły Polskę.

Centrum serwisowe dla rakiet PAC-3 MSE

To nie jedyny projekt, o który Polska zabiega w USA. Równolegle toczą się intensywne rozmowy w sprawie utworzenia w Polsce europejskiego centrum serwisowego dla rakiet PAC-3 MSE, które są kluczowe dla obsługi wyrzutni Patriot.

Podczas szczytu NATO w Ankarze wicepremier Władysław Kosiniak-Kamysz podpisał wspólną deklarację ze Stanami Zjednoczonymi, Niemcami, Holandią i Szwecją o utworzeniu takiego centrum serwisowego w Europie. Sobkowiak-Czarnecka podkreśliła: „Teraz oczywiście cała gra toczy się o to, żeby takie centrum serwisowe powstało na terenie Polski”.

Amerykańska baza w Polsce – konkretne kroki

Wiceminister przypomniała również o postępach w kwestii potencjalnej stałej bazy wojsk USA w Polsce. Powołano już dwa zespoły robocze – polski i amerykański – które mają opracować szczegółowe wymagania infrastrukturalne.

Jak zaznaczyła Sobkowiak-Czarnecka, aby baza mogła powstać, konieczna jest zmiana istniejącej umowy EDCA między USA a Polską, dostosowująca jej treść do wymogów nowej infrastruktury. Zespoły robocze mają opracować amerykańskie wymagania dotyczące przyjęcia żołnierzy, przede wszystkim w zakresie infrastruktury. To pozwoli polskiej stronie oszacować koszty, a docelowo potrzebna będzie specjalna ustawa regulująca finansowanie bazy.

Pytana przez PAP o termin przybycia dodatkowych amerykańskich żołnierzy, wiceszefowa MON wyjaśniła, że chodzi przede wszystkim o uzupełnienie tzw. opóźnionej rotacji. Przypomniała też o deklaracji prezydenta Trumpa dotyczącej dodatkowych 5 tysięcy żołnierzy. „Dzisiaj przede wszystkim czekamy na konkretny termin, kiedy to się wydarzy. Ja mam nadzieję, że to się wydarzy w ciągu kilku tygodni” – powiedziała.

Zaznaczyła również, że choć pewne wycofania amerykańskich sił z Europy mają miejsce i będą kontynuowane, to nie dotkną one Polski, co uznała za ważną deklarację dla polskiego bezpieczeństwa.

Polska jako hub dla amerykańskich firm

Sobkowiak-Czarnecka wzięła także udział w konferencji EU Defence Night w Waszyngtonie, podczas której podkreślała, że Polska może być hubem dla amerykańskich firm na terenie Unii Europejskiej.

Co dalej?

Wiceszefowa MON zapowiedziała, że teraz będą toczyły się dalsze rozmowy w tej sprawie między USA, Ukrainą a Polską. Polska czeka na odpowiedź strony amerykańskiej. Amerykańscy rozmówcy zapewnili, że będą robić wszystko, aby opóźnienia dostaw sprzętu wojskowego jak najmniej dotknęły Polski.