Europejskie ceny gazu wzrosły do najwyższych poziomów od końca 2022 r. Ograniczenia dostaw LNG z Zatoki Perskiej zbiegły się z wyraźnie niższym poziomem unijnych zapasów przed sezonem grzewczym. Rynek wycenia dziś nie tylko bieżący deficyt paliwa. Co więcej, bierze pod uwagę także ryzyko, że Europa będzie musiała agresywnie konkurować o każdy dostępny ładunek LNG.
Kontrakt front-month na holenderskim hubie TTF przekroczył w tym tygodniu 80 EUR za MWh. Osiągnął w ten sposób najwyższy poziom od grudnia 2022 r. Jeszcze 8 września cena wynosiła około 74,95 EUR za MWh. Jednak napięcia wokół dostaw z Bliskiego Wschodu oraz wyścig o uzupełnienie magazynów szybko podniosły notowania.
Kluczowym czynnikiem jest de facto ograniczenie żeglugi przez Cieśninę Ormuz — trasę, przez którą przed kryzysem przechodziło około 20 proc. światowego handlu skroplonym gazem ziemnym. Zakłócenie szczególnie uderza w dostawy z Kataru, jednego z największych eksporterów LNG. Dodatkowo zmniejsza to pulę ładunków dostępnych na rynku spotowym.
Dla Europy problem nie sprowadza się wyłącznie do wolumenu gazu. Kontynent musi zaoferować wyższą cenę niż konkurenci w Azji, by przyciągnąć elastyczne dostawy LNG — przede wszystkim z USA i innych producentów spoza Zatoki. To mechanizm, który przenosi geopolityczne ryzyko bezpośrednio na rachunki przedsiębiorstw energetycznych. Dodatkowo wpływa na przemysł i gospodarstwa domowe.
Rynek ma przy tym niewiele czasu na reakcję. Sezon grzewczy rozpocznie się za niespełna miesiąc. Dotychczasowa struktura cen terminowych nie sprzyjała zatłaczaniu gazu do magazynów. Wysokie ceny dostaw natychmiastowych wobec części kontraktów zimowych ograniczały finansową opłacalność kupowania paliwa dziś i przechowywania go na później.
Według danych Gas Infrastructure Europe unijne magazyny gazu były 8 września wypełnione w około 67 proc. To znacznie mniej niż sezonowa norma, szacowana na 83–84 proc. Jest to poniżej około 80 proc. notowanych o tej porze rok wcześniej.
Skala problemu jest nierówna. Polska, z magazynami wypełnionymi w około 96 proc., należy do najlepiej przygotowanych państw UE. Zupełnie inaczej wygląda sytuacja w Niemczech. Tam poziom zapasów wynosił około 55 proc., mimo że kraj dysponuje największą pojemnością magazynową w Unii.
Te liczby nie oznaczają automatycznie fizycznego niedoboru gazu. Podnoszą jednak koszt ubezpieczenia się przed zimą. Jeżeli chłody nadejdą wcześnie, albo kryzys w Zatoce się przedłuży, europejscy importerzy będą zmuszeni kupować więcej LNG na rynku bieżącym. Tam ceny są najbardziej podatne na zakłócenia podaży i konkurencję ze strony Azji.
Energetyczny wstrząs zaczyna już wpływać na politykę pieniężną. Europejski Bank Centralny podniósł 10 września wszystkie trzy podstawowe stopy procentowe o 25 punktów bazowych. Stopa depozytowa wzrośnie od 16 września do 2,50 proc. Stopa refinansowa będzie wynosić 2,65 proc., a stopa kredytu krańcowego 2,90 proc.
Decyzja przyszła po tym, jak inflacja w strefie euro przyspieszyła w sierpniu do 3,3 proc. z 2,9 proc. w lipcu. EBC prognozuje obecnie średnią inflację na poziomie 3,0 proc. w 2026 r., 2,5 proc. w 2027 r. i 2,1 proc. w 2028 r.
To stawia bank centralny w niewygodnej sytuacji. Wyższe ceny energii pogarszają perspektywy wzrostu, zwłaszcza dla energochłonnego przemysłu. Jednocześnie grożą utrwaleniem presji cenowej. Europa ryzykuje więc powtórkę z kryzysu energetycznego sprzed czterech lat. Zagrożeniem nie jest tylko racjonowanie gazu, lecz także długotrwała premia kosztowa, osłabiająca konkurencyjność gospodarki.
Najważniejszym wskaźnikiem w najbliższych tygodniach będzie tempo odbudowy magazynów. Istotna będzie również możliwość przywrócenia regularnych przepływów LNG z regionu Zatoki. Szacunki cytowane przez Reuters sugerują, że europejskie zapasy mogą osiągnąć przed zimą jedynie 70–75 proc. pojemności. W 2025 r. poziom ten wynosił 83 proc.
Dla Warszawy relatywnie wysokie zapasy dają bufor bezpieczeństwa. Dla całej Unii nie zmienia to jednak podstawowej zależności: jeśli Cieśnina Ormuz pozostanie zakłócona, europejska cena gazu będzie musiała pozostać wystarczająco wysoka, by przyciągać LNG. A to oznacza, że koszt geopolityki będzie nadal przenoszony na inflację, przemysł i politykę EBC.
BA/S
]]>Eskalacja konfliktu wokół Iranu i przejęcie przez Huti portu Mocha w Jemenie podniosły ceny ropy do najwyższych poziomów od miesięcy. Rynki wyceniają ryzyko jednoczesnego zakłócenia transportu przez cieśninę Ormuz i Bab al-Mandab — dwa strategiczne gardła światowego handlu energią.
Brent dzisiaj przejściowo kosztował 110,19 USD za baryłkę, a amerykańska ropa WTI osiągnęła 104,46 USD. W skali tygodnia oba benchmarki zyskały ponad 10 proc., notując najsilniejsze wzrosty od lipca.
Źródłem zwyżki jest narastające ryzyko dla żeglugi w pobliżu cieśniny Ormuz, przez którą przechodzi istotna część światowego eksportu ropy. Dodatkowo zagrożenie dotyczy Bab al-Mandab — wejścia do Morza Czerwonego od strony Zatoki Adeńskiej. Iran poinformował o ataku na 10 statków w rejonie Ormuzu po amerykańskich uderzeniach w pięć irańskich tankowców.
Równolegle wspierani przez Teheran Huti przejęli port Mocha w Jemenie. Posunięcie wzmacnia ich pozycję przy Bab al-Mandab i zwiększa presję na transport przez Morze Czerwone.
Rozwój wydarzeń szczególnie uderza w Arabię Saudyjską. Rijad miał zwiększać wykorzystanie terminalu Yanbu nad Morzem Czerwonym jako alternatywy dla eksportu przez Zatokę Perską. Było to w odpowiedzi na pogarszające się bezpieczeństwo żeglugi w Ormuzie.
Kontrola Huti nad Mochą może jednak zagrozić także temu kierunkowi. Według przedstawionych danych przez korytarz Morza Czerwonego kierowano 4–5 mln baryłek saudyjskiej ropy dziennie. Ewentualne ograniczenie obu tras utrudniłoby największemu eksporterowi ropy szybkie przekierowanie dostaw.
W sierpniu saudyjska produkcja ropy miała spaść do 6,238 mln baryłek dziennie — o 23 proc. wobec lipca i do najniższego poziomu od 1990 r. Eksport obniżył się do około 3 mln baryłek dziennie, najniżej od dziewięciu lat.
Skok cen ropy natychmiast podbija obawy o kolejną falę inflacji. W USA ceny diesla przekroczyły 6 USD za galon, a średnia cena benzyny regularnej wyniosła 4,28 USD za galon.
Jednocześnie rosną oczekiwania, że Rezerwa Federalna może ponownie zaostrzyć politykę pieniężną. Kontrakty terminowe wyceniają niemal 70-procentowe prawdopodobieństwo podwyżki stóp przez Fed na posiedzeniu w przyszłym tygodniu, wobec 49 proc. tydzień wcześniej.
Europejski Bank Centralny podniósł w czwartek główną stopę o 25 punktów bazowych do 2,5 proc., wskazując na utrzymującą się presję cenową związaną z konfliktem.
Najbliższa trajektoria cen zależy od tego, czy napięcie wokół szlaków żeglugowych przerodzi się w trwałe fizyczne ograniczenia podaży. Analitycy IG oceniają, że WTI może ponownie testować marcowy szczyt 119,48 USD za baryłkę, jeśli konflikt będzie się rozszerzał. Goldman Sachs wskazuje z kolei, że rośnie prawdopodobieństwo wzrostu Brenta powyżej 120 USD.
Dodatkowym czynnikiem jest popyt z Chin. Niezależne chińskie rafinerie zwiększają zakupy ropy z Afryki Zachodniej, Kanady i Ameryki Południowej. Dzieje się tak, gdy dostawy z Bliskiego Wschodu stają się mniej dostępne. W rezultacie osłabia to dotychczasowy argument spadkowy oparty na słabszym popycie w największym na świecie importerze surowc
BAS/S
]]>Antonio Filosa, prezes Stellantisa, ostrzegł, że globalny przemysł motoryzacyjny coraz wyraźniej dzieli się na dwa odrębne rynki: Stany Zjednoczone oraz resztę świata. Koncern rozwija więc działalność w dwóch torach — z amerykańską inżynierią dla USA i współpracą z chińskimi producentami poza tym rynkiem.
Stellantis przygotowuje się na trwałe rozdzielenie światowego rynku samochodowego. Dzieje się tak, ponieważ napięcia handlowe i polityczne między Waszyngtonem a Pekinem zmuszają producentów do budowy równoległych łańcuchów dostaw, technologii i partnerstw.
Antonio Filosa, dyrektor generalny koncernu, powiedział inwestorom podczas konferencji Jefferies Global Industrials Conference w Nowym Jorku. Stwierdził, że branża funkcjonuje dziś w dwóch coraz mniej kompatybilnych rzeczywistościach.
– Wyraźnie widzimy świat podzielony na dwie części: Stany Zjednoczone i resztę świata — stwierdził Filosa.
Dla Stellantisa oznacza to konieczność szczególnego traktowania amerykańskiego rynku. Ten rynek pozostaje kluczowym źródłem zysków grupy, właściciela marek Jeep, Ram, Peugeot, Fiat i Opel. Firma ma opierać rozwój produktów przeznaczonych dla USA na własnych, krajowych kompetencjach inżynieryjnych i technologicznych. Co ważne, nie planuje wykorzystywania modeli powstających we współpracy z chińskimi partnerami.
Poza Stanami Zjednoczonymi strategia wygląda inaczej. Stellantis rozwija współpracę z chińskimi producentami Leapmotor i Dongfeng, zwłaszcza w Europie i na innych rynkach. Dzięki temu koncern chce szybciej obniżać koszty rozwoju samochodów elektrycznych i konkurować z coraz silniejszą ekspansją firm z Chin.
Filosa podkreślił, że pojazdy opracowywane z chińskimi firmami nie są przeznaczone na rynek amerykański. Sam fakt zawierania takich sojuszy stał się jednak politycznie drażliwy w USA. Wynika to z tego, że administracja Donalda Trumpa oraz część przedstawicieli Kongresu coraz ostrzej reagują na współpracę zachodnich producentów z chińskim sektorem motoryzacyjnym.
Podobne napięcia dotknęły Forda, którego europejskie powiązania z Geely spotkały się z krytyką amerykańskich władz. Ford argumentował, że partnerstwa są odpowiedzią na nową rzeczywistość konkurencyjną i mają pomóc firmie obniżać koszty oraz przyspieszać rozwój technologii.
Dla europejskich producentów problem jest szczególnie złożony. Z jednej strony muszą bronić udziałów w rynku przed chińskimi markami oferującymi konkurencyjne cenowo auta elektryczne. Z drugiej — nie mogą ryzykować pogorszenia dostępu do rynku USA ani konfliktu z amerykańską polityką handlową i bezpieczeństwa gospodarczego.
Wypowiedź Filosy padła w momencie, gdy Stellantis próbuje odzyskać zaufanie inwestorów po okresie wyraźnego pogorszenia wyników. Grupa realizuje plan FaSTLAne 2030, ogłoszony w maju, który zakłada około 60 mld EUR inwestycji i powrót do dodatnich przepływów pieniężnych do 2027 r.
W drugim kwartale 2026 r. Stellantis osiągnął 43,5 mld EUR przychodów, o 13 proc. więcej niż rok wcześniej. Skorygowana marża operacyjna wyniosła jednak zaledwie 1,8 proc., co pokazuje skalę presji na rentowność. Filosa przyznał, że rynek oczekuje szybszej poprawy po okresie, w którym grupa poniosła około 22 mld EUR rocznej straty.
Prezes argumentował jednak, że odbudowa pozycji rynkowej i marż będzie wymagała czasu. Firma musi równocześnie uporządkować ofertę produktową, poprawić wyniki w poszczególnych regionach i zachować zdolność do konkurowania w segmencie aut elektrycznych.
Diagnoza Stellantisa pokazuje, że konflikt handlowy między USA a Chinami przestaje być jedynie kwestią ceł. Coraz bardziej wpływa na to, gdzie samochody są projektowane, skąd pochodzą ich komponenty, jakie oprogramowanie wykorzystują i z kim producenci mogą zawierać alianse technologiczne.
Dla globalnych grup motoryzacyjnych oznacza to rosnące koszty. Zamiast jednej platformy technicznej i jednego modelu globalnej produkcji mogą być zmuszone utrzymywać dwa zestawy rozwiązań. Jeden odpowiada wymogom politycznym i regulacyjnym USA, z kolei drugi przeznaczony jest dla Europy, Azji i pozostałych rynków.
Stellantis stawia zatem na strategię rozdzielenia ryzyk. Pytanie, które pozostaje otwarte dla całej branży, brzmi, czy producenci będą w stanie finansować taki dwutorowy model wystarczająco długo. Równocześnie powinni odzyskać marże i utrzymać tempo transformacji elektrycznej.
BA/S
]]>Fala zwolnień zleconych przez Jeffa Bezosa dała rywalowi okazję do zbudowania nowej redakcji z byłych dziennikarzy najsłynniejszej gazety Waszyngtonu.
4 lutego 2026 roku Jeff Bezos zlecił zwolnienie około jednej trzeciej personelu The Washington Post — ponad 300 z 800 dziennikarzy. Nakazał także likwidację działu sportowego i książkowego, okrojenie korespondentów zagranicznych oraz zamknięcie flagowego podcastu „Post Reports”. Kilka dni później stanowisko stracił także wydawca i dyrektor generalny Will Lewis.
Dla wielu obserwatorów był to kolejny rozdział powolnego demontażu instytucji, która od 150 lat definiowała amerykańskie dziennikarstwo śledcze. Robert Allbritton dostrzegł w tym coś innego: okazję
Założyciel Politico, którego rodzina niegdyś posiadała The Washington Star — historycznego rywala Post, wygaszonego w 1981 roku — od lat prowadził niewielki, wyspecjalizowany serwis polityczny NOTUS.
Gdy nóż gilotyny opadł na waszyngtońską redakcję, Allbritton i redaktor naczelny Tim Grieve zaczęli metodycznie podkupywać czołowe nazwiska Post. Przejmowali felietonistę Danę Milbanka, wieloletniego korespondenta Kongresu Paula Kane’a, głównego korespondenta ekonomicznego Jeffa Steina, a także krytyka kulinarnego Toma Sietsemę. Ponadto pozyskali dziennikarzy sportowych Thomasa Boswella i Dave’a Sheinina.
Plany rebrandingu nie obyły się bez perturbacji. Zapowiedziana w kwietniu zmiana nazwy na „The Star” trafiła na spór sądowy. Prawa do znaku towarowego rościł sobie Dovid Efune, reanimujący historyczny tytuł. W rezultacie strony dogadały się w czerwcu. NOTUS wycofał się z nazwy.
We wrześniu firma zarejestrowała inny szyld, przygotowywany od lutego jako plan awaryjny: The Washington Sun.
Redakcja rusza z rozmachem trudnym do wyobrażenia jeszcze rok temu dla start-upu medialnego. Obecnie to 110-osobowa obsada, w tym co najmniej 28 weteranów Washington Post. Pod skrzydła nowego tytułu trafiła też Capital Weather — dawna prognostyczna marka Post — na mocy umowy licencyjnej. Model biznesowy ma być hybrydowy. Planują darmowe newslettery jako lejek pozyskiwania czytelników oraz płatną subskrypcję za 9,99 dolara miesięcznie. Ta ostatnia była wprowadzana jeszcze we wrześniu.
– To wielki eksperyment sprawdzający, czy istnieje rynek w stolicy kraju dla publikacji łączącej wiadomości lokalne, kulturę i sport, które spajają każdą społeczność — napisał Milbank, ogłaszając start tytułu, dodając, że celem jest udowodnienie, iż ogólnotematyczna publikacja może przetrwać w XXI wieku.
Dla branży to sygnał wykraczający poza samą Post. Fala zwolnień w dużych, zadłużonych redakcjach — od nadawców po dzienniki — zderza się z apetytem inwestorów. Coraz częściej gotowi są oni finansować lżejsze, cyfrowe alternatywy. Budują je wokół rozpoznawalnych nazwisk, a nie fizycznej infrastruktury drukarni. Allbritton, który w 2007 roku uczynił z Politico wzór takiego przejścia, po raz drugi próbuje zamienić słabość konkurenta w swoją przewagę.
Czy Washington Sun stanie się trwałym filarem stołecznego dziennikarstwa, czy pozostanie ciekawym eksperymentem finansowanym przez zamożnego mecenasa, pokaże dopiero to, ilu czytelników zechce zapłacić za nową markę. Warto zauważyć, że nie za stare nazwiska, które za nią stoją.
BA/S
]]>Strategiczne zapasy Pekinu ograniczyły skutki zakłóceń w cieśninie Ormuz. Jednak powrót Chin na rynek importowy może ponownie podbić ceny ropy. W rezultacie może zwiększyć presję na światową gospodarkę. W tej sytuacji warto zauważyć, że Chiny zużywają rezerwy ropy, co ma wpływ na globalny rynek.
Chińskie strategiczne zapasy ropy pomogły ograniczyć skalę globalnego wstrząsu energetycznego po zakłóceniach dostaw przez cieśninę Ormuz. To jeden z najważniejszych szlaków eksportu ropy na świecie, a fakt, że Chiny zużywają rezerwy ropy, okazał się kluczowy.
Według Paula Gruenwalda, głównego ekonomisty globalnego S&P Global Ratings, zapasy zgromadzone przez Pekin pozwoliły uniknąć scenariusza gwałtownego niedoboru surowca na światowym rynku. Zaznaczył, że Chiny „w pewnym sensie uratowały sytuację”. Stało się tak, gdy ograniczenia żeglugi przez Ormuz dotknęły przepływów odpowiadających za około 20 proc. światowych dostaw energii.
Amerykańska Energy Information Administration szacowała, że w grudniu 2025 r. Chiny dysponowały 1,4 mld baryłek strategicznych zapasów ropy. Dla porównania, w USA było to 825 mln baryłek. Natomiast Pekin ograniczył w maju i czerwcu import ropy poniżej 8 mln baryłek dziennie — po raz pierwszy od 2016 r. W tym czasie korzystał ze zgromadzonych rezerw zamiast kupować surowiec na rynku spot. To dobitny przykład, jak Chiny zużywają rezerwy ropy w trudnych sytuacjach rynkowych.
Na początku konfliktu analitycy przewidywali, że ropa może podrożeć nawet do 150–200 USD za baryłkę. Prognozy te nie sprawdziły się w pełni, choć ceny pozostają wyraźnie podwyższone.
Notowania ropy Brent przekroczyły w środę 100 USD za baryłkę, po odnowieniu działań zbrojnych wokół cieśniny Ormuz. W czwartek kontrakty terminowe nieznacznie spadły, ale utrzymały się powyżej tego poziomu. Od minimów z początku sierpnia ropa Brent zdrożała o niemal 30 proc.
Zdaniem Gruenwalda obecny poziom cen, choć bolesny dla importerów energii i ryzykowny dla inflacji, wciąż nie oznacza scenariusza destabilizującego światową gospodarkę na skalę, której obawiano się w pierwszych tygodniach kryzysu. Co więcej, tak długo, jak Chiny zużywają rezerwy ropy, ich wpływ na światowe ceny pozostaje znaczący.
Największym ryzykiem dla rynku pozostaje moment, w którym Chiny przestaną wykorzystywać rezerwy i wrócą do zakupów na poziomach sprzed wojny.
Dane wskazują, że ten proces już się rozpoczął. Import ropy do Chin wzrósł w lipcu o 22 proc. miesiąc do miesiąca, a w sierpniu o kolejne 6,2 proc. Analitycy ING wskazują, że chińscy nabywcy zwiększyli w ostatnich tygodniach zakupy, wspierając fizyczny rynek ropy. Rafinerie w Chinach intensyfikują również zakupy rosyjskiej ropy z wybrzeża Pacyfiku, ponieważ dostępne źródła dostaw stają się coraz bardziej ograniczone.
Krishna Srinivasan, dyrektor departamentu Azji i Pacyfiku w Międzynarodowym Funduszu Walutowym, ostrzegł, że powrót Chin do importu ropy w tempie sprzed konfliktu zwiększyłby koszt wysokich cen energii dla światowego wzrostu. Ponadto Daan Struyven, ekonomista Goldman Sachs, ocenił, że przy utrzymujących się zakłóceniach w żegludze cena ropy może wzrosnąć do 120 USD za baryłkę.
Dan Wang, dyrektorka Eurasia Group na Chiny, szacuje, że państwowe rezerwy Pekinu wystarczyłyby na około cztery miesiące zużycia ropy. Dodatkowo nowa ustawa energetyczna, uchwalona w ubiegłym roku, zobowiązuje największe koncerny naftowe do utrzymywania własnych dodatkowych zapasów.
Chińskiej gospodarce pomaga też struktura krajowego miksu energetycznego. Węgiel odpowiada za około 53 proc. zużywanej w kraju energii. To daje Pekinowi większą możliwość ograniczania zużycia ropy w okresie silnego wzrostu cen.
Ta przewaga ma jednak charakter przejściowy. Im szybciej Chiny będą odbudowywać rezerwy i zwiększać import, tym silniejsza będzie konkurencja o dostępne ładunki na rynku globalnym. W związku z tym rośnie ryzyko, że kryzys w Ormuz przerodzi się z regionalnego zakłócenia w szerszy problem dla inflacji i wzrostu gospodarczego.
BA/S
]]>Polski koncern znosi wymóg posiadania rachunku maklerskiego u partnera programu. To teoretycznie otwiera ORLEN w Portfelu na połowę ze 170 tys. indywidualnych akcjonariuszy dotąd pozbawionych dostępu.
PKN Orlen zniósł jedną z głównych barier utrudniających drobnym akcjonariuszom udział w swoim programie lojalnościowym ORLEN w Portfelu. Teraz umożliwia rejestrację bezpośrednio przez formularz online — bez pośrednictwa domu maklerskiego.
Zmiana otwiera dostęp do programu połowie z ponad 170 tys. indywidualnych akcjonariuszy spółki. Ci akcjonariusze dotąd nie mieli konta w jednym z sześciu biur maklerskich współpracujących z programem.
Do tej pory z programu korzystało 37 tys. inwestorów indywidualnych, kontrolujących łącznie około 5 proc. kapitału Orlenu, wycenianych na blisko 9 mld zł. W 2025 r. uczestnicy programu osiągnęli średnią stopę zwrotu na poziomie 123 proc. Na ten wynik złożyły się wzrost kursu akcji (ok. 104 proc.), dywidenda (ok. 13 proc.) oraz same korzyści programowe (ok. 6 proc.).
– ORLEN w Portfelu dostarcza naszym akcjonariuszom dodatkową wartość. Umożliwiając bezpośrednią rejestrację w programie, chcemy dotrzeć do większej liczby inwestorów. Chcemy także wzmocnić atrakcyjność inwestowania w akcje Orlenu — powiedział Jakub Frejlich, dyrektor Biura Relacji Inwestorskich PKN Orlen.
Warunkiem uczestnictwa pozostaje posiadanie co najmniej 50 akcji spółki. Rejestracja za pośrednictwem partnerskich biur maklerskich nadal jest dostępna równolegle z nowym kanałem online.
Uruchomiony w 2018 r. program — pierwszy tego typu na polskim rynku kapitałowym — oferuje uczestnikom rabaty na paliwa (10 gr/l na EFECTA i LPG, 15 gr/l na VERVA). Daje także 10-procentową zniżkę na produkty pozapaliwowe na stacjach oraz bezpłatny dostęp do webinarów i warsztatów edukacyjnych.
BA/S
]]>Dolar amerykański (USD) znalazł się pod presją mimo kombinacji czynników, które w normalnych warunkach powinny go wspierać. Chodzi o rosnące ceny ropy, napięcia geopolityczne i oczekiwania na bardziej restrykcyjną politykę Fed.
Kurs USD/JPY spadł w środę o 0,23 proc. do 153,65. Dzień wcześniej osiągnął 152,89 — najniższy poziom USD wobec JPY od siedmiu miesięcy. JPY zyskał już około 4 proc. od początku miesiąca, co czyni go głównym źródłem presji na USD wśród walut G10. Indeks USD, mierzący wartość amerykańskiej waluty wobec sześciu głównych odpowiedników, utrzymywał się w okolicy 98,83. Blisko najniższego poziomu od prawie dwóch tygodni.
Skala ruchu na JPY ma znaczenie większe niż sama zmiana kursu USD/JPY. Przez lata niskie stopy w Japonii sprzyjały strategiom carry trade. Inwestorzy pożyczali tanio w JPY, a następnie lokowali środki w aktywach o wyższej rentowności. Od obligacji i USD po waluty rynków wschodzących. Obecne umocnienie JPY podważa ekonomiczną podstawę tych transakcji i zmusza część uczestników rynku do ich zamykania.
W efekcie JPY umacnia się nie tylko wobec USD. Także wobec EUR, GBP oraz walut tradycyjnie wykorzystywanych w strategiach carry trade, takich jak MXN i TRY. Rynek wycenia, że Bank Japonii może podnieść stopy o 25 pb podczas posiedzenia 17–18 września.
Dla USD jest to niekomfortowe z dwóch powodów. Po pierwsze, zwężająca się różnica rentowności między aktywami w USD i JPY zmniejsza atrakcyjność posiadania dolarów. Po drugie, silniejszy JPY może uruchomić przepływy repatriacyjne, gdy japońscy inwestorzy ograniczają ekspozycję zagraniczną lub zwiększają udział aktywów krajowych. W takim otoczeniu USD/JPY staje się nie tylko parą walutową, ale też barometrem odporności globalnego apetytu na ryzyko.
Dodatkowym paradoksem jest zachowanie USD wobec ropy. Brent zakończył środową sesję na poziomie USD101,21 za baryłkę, po wzroście o 3,36 proc. — najwyżej od maja. Rynek reaguje na eskalację konfliktu na Bliskim Wschodzie. Ataki Huti, amerykańskie uderzenia oraz irański atak na amerykańską bazę w Jordanii zwiększyły premię geopolityczną w cenach surowca.
Wyższa ropa zwykle może działać na USD dwojako. Z jednej strony podnosi ryzyko inflacji w USA. To zwiększa oczekiwania na wyższe stopy Fed i poprawia relatywną atrakcyjność aktywów w USD. Z drugiej — wzmacnia globalną awersję do ryzyka, a USD tradycyjnie korzystał na ucieczce inwestorów do płynnych aktywów uznawanych za bezpieczne.
Tym razem żadna z tych zależności nie działa w sposób jednoznaczny. Rynek wydaje się traktować skok ceny ropy przede wszystkim jako zagrożenie dla realnych dochodów, marż przedsiębiorstw i globalnego wzrostu. Jednocześnie energia staje się problemem dla USA nie tylko ze względu na inflację. Ale też dlatego, że wyższe oczekiwania inflacyjne podbijają rentowności długoterminowych obligacji skarbowych.
To właśnie na tym rynku rozgrywa się szersza historia dotycząca USD. Ropa może podnieść krótkoterminowe prawdopodobieństwo podwyżki stóp Fed. Ale jeśli jednocześnie zwiększa premię za ryzyko fiskalne i inflacyjne na amerykańskim długu, korzyść dla USD może zostać zneutralizowana.
Najbardziej politycznie wrażliwym elementem układanki jest decyzja Departamentu Skarbu USA z 19 sierpnia. O zwiększeniu skupu obligacji z terminem zapadalności od 10 do 30 lat. Limit pojedynczej operacji został podniesiony z USD2 mld do co najmniej USD4 mld. Program obowiązuje od 9 września do 4 listopada. Decyzję ogłoszono po tym, jak rentowność 30-letnich obligacji USA sięgnęła 5,34 proc., najwyższego poziomu od 19 lat.
Oficjalnie Treasury argumentuje, że chodzi o zapewnienie płynności na rynku starszych serii obligacji. Jednak dla inwestorów timing ma znaczenie równie duże jak formalny cel programu. Zwiększenie skupu nastąpiło w chwili, gdy rynek długu wyraźnie sygnalizował rosnące obawy dotyczące inflacji, podaży papierów skarbowych oraz kosztów obsługi amerykańskiego zadłużenia.
Rynek odebrał to jako próbę ograniczenia wzrostu rentowności długoterminowych, nawet jeśli administracja nie deklaruje zamiaru ustalania ich docelowego poziomu. Jedna operacja jest relatywnie niewielka wobec skali amerykańskiego rynku obligacji, ale sygnał polityczny jest znacznie większy: państwo o największym i najbardziej płynnym rynku długu publicznego na świecie wydaje się mniej komfortowo reagować na rynkową wycenę własnego ryzyka.
MUFG (Mitsubishi UFJ Financial Group) wskazuje, że indeks USD pozostaje około 1 proc. niżej niż przed decyzją Treasury z 19 sierpnia, mimo że krótkoterminowe fundamenty teoretycznie sprzyjają USD. Rentowność 2-letnich obligacji USA wzrosła od tego czasu o prawie 25 pb, wspierana wyższymi cenami energii i bardziej jastrzębim przejściem rynku w oczekiwaniach wobec Fed.
Ta rozbieżność jest kluczowa. Jeżeli wyższe oczekiwania na stopy Fed nie wystarczają, aby wesprzeć USD, oznacza to, że inwestorzy przypisują coraz większą wagę długoterminowej premii za ryzyko polityki USA — nie tylko perspektywie stóp, lecz także trwałości fiskalnej, niezależności banku centralnego i funkcjonowaniu rynku Treasury.
W języku rynkowym coraz częściej powraca pojęcie „USD debasement trade” — zakładu, że realna wartość USD będzie z czasem erodowana przez utrzymywanie polityki zbyt łagodnej wobec inflacji, rosnącego zadłużenia lub politycznej presji na ograniczanie kosztów finansowania państwa.
Nie jest to jeszcze opis dominującego scenariusza dla USD. Jest to jednak ryzyko, którego nie można ignorować, gdy Treasury zwiększa zakupy długiego długu w okresie rosnących cen energii i podwyższonych oczekiwań inflacyjnych. MUFG ocenia, że działania USA wobec rentowności długoterminowych osłabiły zaufanie do USD i ponownie rozbudziły obawy przed jego „rozwadnianiem”.
Mechanizm jest prosty. Jeżeli inwestorzy uznają, że administracja chce hamować wzrost rentowności, podczas gdy inflacja może przyspieszać, będą żądać wyższej premii za posiadanie obligacji USA. Jeżeli Fed nie odpowie przekonującym zaostrzeniem polityki, część inwestorów może ograniczać ekspozycję nie tylko na długi koniec krzywej Treasury, ale również na USD.
Jednocześnie porównanie z programem Operation Twist z lat 2011–2012 nakazuje ostrożność. Wówczas działania Fed ukierunkowane na obniżenie długoterminowych rentowności nie przeszkodziły umocnieniu USD: indeks dolarowy wzrósł w tamtym okresie o około 8 proc., głównie dlatego, że kryzys zadłużeniowy w strefie EUR zwiększał popyt na amerykańskie aktywa. Dzisiejsza sytuacja różni się jednak tym, że rynek rozważa równocześnie inflację, kwestie fiskalne i rosnącą konkurencję JPY jako waluty defensywnej.
Najbliższym sprawdzianem będą dane o inflacji w USA. W czwartek opublikowany zostanie sierpniowy PPI, a w piątek CPI. Ankieta agencji Reuters wskazuje, że ekonomiści oczekują wzrostu CPI o 0,4 proc. miesiąc do miesiąca oraz wzrostu inflacji bazowej o 0,2 proc.
Dane te będą ostatnim ważnym sygnałem przed posiedzeniem Fed zaplanowanym na 15–16 września. Dla rynku nie wystarczy już sama podwyżka stóp. Liczyć się będzie jej uzasadnienie i komunikacja dotycząca dalszej ścieżki polityki. Fed musiałby przekonać inwestorów, że ewentualne zaostrzenie polityki jest częścią wiarygodnej odpowiedzi na ryzyko inflacyjne, a nie wyłącznie jednorazową reakcją na skok cen energii.
Stawką jest więcej niż krótkoterminowy kierunek USD. Jeśli Fed potwierdzi gotowość do działania, może przywrócić część premii wiarygodności amerykańskiej waluty i ograniczyć presję wynikającą z rosnącej ceny ropy oraz silniejszego JPY. Jeżeli jednak bank centralny będzie ostrożny, a Treasury nadal będzie postrzegany jako instytucja próbująca łagodzić wzrost długoterminowych rentowności, rynek może uznać, że USD stracił jedno ze swoich najważniejszych źródeł przewagi: przekonanie, że USA pozwalają cenom aktywów i kosztowi pieniądza odzwierciedlać rzeczywiste ryzyko.
BA/S
]]>Bitcoin przedłużył serię spadków do czterech sesji. Gwałtowny wzrost cen ropy i obawy o ponowny wzrost inflacji wywołały falę przymusowego zamykania lewarowanych pozycji na rynku kryptowalut. W ciągu 24 godzin zlikwidowano ponad 142 tys. pozycji o łącznej wartości 388 mln USD.
Największą część strat ponieśli inwestorzy grający na wzrosty. Długie pozycje odpowiadały za około 272 mln USD, czyli blisko 70 proc. całkowitej wartości likwidacji. Dane agregowane przez CoinGlass pokazują skalę presji na rynek po tym, jak bitcoin zbliżył się do poziomu 78 tys. USD.
Tąpnięcie na kryptowalutach zbiegło się z silnym wzrostem cen ropy. Notowania ropy Brent przekroczyły w środę 100 USD za baryłkę po raz pierwszy od lipca. Stało się tak, ponieważ eskalacja napięć między USA a Iranem zwiększyła ryzyko zakłóceń dostaw przez cieśninę Ormuz.
Droższa energia może ponownie podbić presję cenową w gospodarce. To ogranicza przestrzeń do szybkiego łagodzenia polityki pieniężnej przez Rezerwę Federalną. Rentowności amerykańskich obligacji skarbowych pozostawały wysokie, a indeksy na Wall Street spadały. W rezultacie dodatkowo osłabiło to apetyt inwestorów na aktywa uznawane za bardziej ryzykowne.
Spadki objęły także największe altcoiny, przy czym ich skala była większa niż w przypadku bitcoina. Ether, XRP i solana traciły około 2 proc. Tymczasem mniejsze tokeny — w tym UNI, ARB, WLD i TRUMP — zniżkowały o ponad 10 proc.
Taka reakcja odzwierciedla ograniczoną płynność wielu mniejszych kryptowalut. W okresach wzmożonej awersji do ryzyka kapitał odpływa z nich zwykle szybciej niż z bitcoina. Warto zauważyć, że bitcoin pozostaje głównym punktem odniesienia dla całego rynku.
Poziom 78 tys. USD stał się dla bitcoina najbliższym technicznym i psychologicznym testem. Jego trwałe przełamanie mogłoby skierować uwagę rynku na przedział 75–76 tys. USD.
Dla rynku kryptowalut najbliższe dni będą zależały nie tylko od utrzymania tego poziomu. Także ważny będzie dalszy rozwój sytuacji na rynku ropy oraz to, czy wyższe ceny energii przełożą się na trwałą rewizję oczekiwań dotyczących inflacji i stóp procentowych.
BA/S
]]>W Estonii od 2026 roku nowe budynki mają mieć wbudowane schrony. Koszt tego obowiązku to 2–3 proc. wartości inwestycji. W Polsce za podobne pieniądze budowane są obiekty, które w razie pożaru lub skażenia chemicznego nie dają schronienia.
Od 1 lipca 2026 roku każdy nowy budynek mieszkalny lub użyteczności publicznej w Estonii o powierzchni przekraczającej 1 200 metrów kwadratowych będzie musiał posiadać wbudowany schron. Nowelizację ustawy o zarządzaniu kryzysowym estoński parlament przyjął 24 września 2025 roku zdecydowaną większością głosów. Ponadto skrócono przy tym pierwotny harmonogram wdrożenia o dwa lata.
Rozwiązanie opiera się na sprawdzonym wzorcu fińskim, obowiązującym w Finlandii od 1954 roku i obejmującym dziś ponad 50 tysięcy obiektów chroniących ponad 85 proc. populacji. Standardowy schron klasy S1 wytrzymuje falę uderzeniową 100 kPa. Jest w pełni hermetyczny i wyposażony w filtrację CBRN. Co ważne, na co dzień pełni funkcję komórki lokatorskiej lub parkingu.
Według estońskiego Ministerstwa Spraw Wewnętrznych, powołującego się na dane fińskie, koszt takiego rozwiązania podnosi cenę budowy o 2–3 proc. Typowy projekt i tak zakłada powstanie kondygnacji podziemnej. Dodatkowy koszt to wyłącznie podniesienie jej do standardu schronowego.
Koszt metra kwadratowego samego schronu szacowany jest na 1 600–3 200 EUR.
Estońska agencja nieruchomości Riigi Kinnisvara zamówiła już za 520 tys. EUR plany schronowe dla do 400 budynków, z terminem realizacji do 2027 roku. Celem strategicznym jest zapewnienie miejsc schronienia dla połowy populacji kraju do 2034 roku.
W Polsce, gdzie w przyszłym roku rusza pięcioletni, wielomiliardowy program budowy infrastruktury ochrony ludności, przyjęto odmienne podejście. Bazuje ono na miejscach doraźnego schronienia (MDS) i ukryciach, które nie posiadają pełnej hermetyzacji ani filtrowentylacji.
Zdaniem Piotra Jarosza, prezesa zarządu spółki Holdfort, specjalizującej się w budowlach ochronnych, brak reguły łączącej pojemność obiektu z jego klasą odporności skłania samorządy do wyboru tańszych, wielkogabarytowych ukryć zamiast mniejszych, w pełni szczelnych schronów. Mimo to, właśnie hermetyzacja, a nie grubość ścian, decyduje o przeżyciu w scenariuszu pożaru czy skażenia chemicznego.
Jarosz wskazuje, że skorygowanie systemu nie wymaga nowelizacji ustawy, a jedynie zmiany rozporządzenia ministerialnego określającego warunki techniczne dla budowli ochronnych. Wskazuje także na konieczność wprowadzenia progów pojemności analogicznych do fińskich oraz uproszczenia wymogów dla podstawowego schronu klasy S-1. Polski odpowiednik tego schronu może dziś kosztować nawet dwukrotnie więcej niż fiński pierwowzór.
Program ruszy, zanim rozstrzygnie się, czy zmiana przepisów nastąpi.
BA/S
]]>31 sierpnia wygasła umowa, na podstawie której Elektrociepłownia Zagłębie Dąbrowskie sprzedawała ciepło do sieci Tauron Ciepło. Dzień później oba źródła zostały fizycznie rozłączone. Do sezonu grzewczego zostały tygodnie, a system ciepłowniczy Sosnowca stracił jedno z pracujących w nim źródeł — po dwóch i pół roku negocjacji, które do niczego nie doprowadziły. Spór trafił do Prezesa URE.
O tym, dlaczego doszło do rozłączenia, co znaczy sporna liczba 220 MWt i kto odpowiada, jeśli zimą zabraknie ciepła, rozmawiamy z prezesem zarządu EC Zagłębie Dąbrowskie.
Biznes Alert: Fizycznie odcięliście dostawy ciepła do sieci Tauronu tydzień przed sezonem grzewczym. Czy nie obawia się Pan, że to wygląda jak wzięcie 800 tysięcy mieszkańców na zakładnika w sporze handlowym?
Sławomir Wołyniec, prezes zarządu EC Zagłębie Dąbrowskie: Zdecydowanie odrzucam takie przedstawienie sytuacji. Mieszkańcy nie są i nigdy nie powinni być zakładnikami sporu między przedsiębiorstwami. Właśnie dlatego robiliśmy wszystko, żeby do obecnej sytuacji nie doszło.
Rozmowy z Tauron Ciepło zainicjowaliśmy 31 stycznia 2024 r. — ponad dwa i pół roku przed wygaśnięciem umowy. Nie obudziliśmy się w sierpniu 2026 r. Przez kolejne miesiące przedstawialiśmy propozycje, projekty umów i warianty możliwe do przyjęcia przez naszą spółkę. Porozumienia nie osiągnęliśmy.
Umowa nie została zerwana ani wypowiedziana w środku sezonu. Po prostu upłynął okres, na jaki ją zawarto, a nowej Tauron Ciepło z nami nie podpisał. Dzień później, za porozumieniem stron i przy udziale przedstawicieli Tauron Ciepło, sieć została odłączona od naszej instalacji wytwórczej.
Najważniejsze jest jednak to, co zrobiliśmy później. Zwróciliśmy się do Prezesa URE nie tylko o rozstrzygnięcie sporu, ale też o postanowienie tymczasowe, które pozwoli niezwłocznie wznowić dostawy na czas postępowania. Proponujemy przy tym powrót do warunków umowy z 2013 r. — mimo że są dla nas ekonomicznie niekorzystne. Kto chciałby używać mieszkańców jako narzędzia nacisku, nie prosiłby regulatora o zgodę na dostawy na warunkach niekorzystnych dla siebie.
I jedna rzecz, o której nie można zapominać: zagrożeń związanych z pracą systemu bez ECZD nie wymyśliliśmy na potrzeby tego sporu. W piśmie z 31 lipca 2026 r. samo Tauron Ciepło, powołując się na własne analizy, wskazał, że przy braku dostaw z ECZD i kilku dniach temperatur poniżej -15°C może dojść do niedotrzymania standardów jakościowych i obniżenia komfortu cieplnego. Wskazało również na zwiększone ryzyko awarii sieci i pozostałych źródeł, pracujących pod większym obciążeniem.
Podstawowe pytanie brzmi więc nie „kto kogo bierze na zakładnika”, tylko dlaczego po dwóch i pół roku rozmów działające źródło zostaje odłączone od systemu — mimo że sam operator sieci te ryzyka identyfikuje.
Umowa wygasła 31 sierpnia, a Wy mieliście świadomość zbliżającego się sezonu grzewczego od miesięcy. Dlaczego ECZD nie zgodziła się na choćby tymczasowe przedłużenie dostaw na dotychczasowych warunkach do czasu rozstrzygnięcia sporu przez URE?
Jest dokładnie odwrotnie — właśnie o takie rozwiązanie wystąpiliśmy do Prezesa URE. Proponujemy, żeby na czas postępowania dostawy odbywały się na zasadach umowy z 19 grudnia 2013 r. wraz z aneksami. Mówimy wprost: dopóki regulator nie rozstrzygnie sporu, mieszkańcy nie powinni ponosić jego konsekwencji.
Trzeba jednak rozróżnić dwie sytuacje. Do 31 sierpnia negocjowaliśmy nowy kontrakt. Po 31 sierpnia poprzednia umowa przestała obowiązywać i powstał nowy stan prawny. ECZD nie może jednostronnie przedłużyć umowy zawartej między dwoma podmiotami ani narzucić Tauron Ciepło obowiązku odbioru ciepła.
Dlatego skierowaliśmy sprawę do Prezesa URE. To jedyne wyjście i naszym zdaniem najbardziej odpowiedzialne: skoro dwie spółki nie potrafiły się porozumieć, nie zostawiamy mieszkańców w niepewności, tylko prosimy niezależny organ państwa o rozstrzygnięcie i zabezpieczenie sytuacji na czas postępowania.
Domagacie się teraz 220 MWt na stałe, choć jeszcze niedawno mówiliście o minimum 190 MWt. Skąd ta zmiana i czy to nie dowód, że stawka jest kwestią negocjacyjną, a nie realnym zapotrzebowaniem systemu?
Nie można sprowadzać całych negocjacji do jednej liczby wyrwanej z konkretnego wariantu handlowego. Nasza korespondencja pokazuje coś odwrotnego — byliśmy elastyczni i przedstawiliśmy różne modele współpracy.
8 czerwca zaproponowaliśmy współpracę przy mocy zaczynającej się nawet od 80 MWt, w formie umowy warunkowej: pod warunkiem, że Prezes URE zatwierdzi taryfę pozwalającą zakładowi funkcjonować przy tak ograniczonym odbiorze. Po spotkaniu z udziałem Prezydenta Sosnowca przedstawiliśmy 11 czerwca trzy kolejne warianty, a jako najkorzystniejszy dla odbiorców rekomendowaliśmy 220 MWt.
220 MWt nie oznacza, że przez 365 dni w roku Tauron Ciepło ma pobierać dokładnie taką moc. Chodzi o konstrukcję umowy: wielkość zamówionej mocy i wynikający z niej gwarantowany wolumen odbioru. Tauron Ciepło proponuje 80 MWt i około 500 tys. GJ rocznie. My — 220 MWt i 2 mln GJ. Ta różnica ma ogromne znaczenie dla jednostkowego kosztu wytworzenia ciepła.
Warto też spojrzeć na historię. W 2019 r. Tauron Ciepło odebrało od nas 2,325 mln GJ. W 2025 r. — około 1,076 mln GJ. Dziś proponuje około 500 tys. GJ. Mówimy więc o spadku odbioru od niezależnego producenta o niemal 80 proc. względem 2019 r. Konsekwentne ograniczanie zakupów od ECZD przy jednoczesnej kontroli sieci dystrybucyjnej jest jednym z elementów, które nasi pełnomocnicy analizują pod kątem nadużywania pozycji dominującej.
Twierdzicie, że większy odbiór ciepła obniża koszty jednostkowe dla mieszkańców. Ale czy to nie jest przede wszystkim korzystne dla rentowności samej ECZD?
Oczywiście, że przedsiębiorstwo musi działać ekonomicznie — nie udajemy, że ekonomia nie istnieje. Zarząd nie może świadomie podpisywać umowy prowadzącej do trwałych strat. W naszym przypadku nie chodzi jednak o większe zyski, tylko o to, by nie generować strat.
Mechanizm jest prosty i dotyczy również odbiorcy końcowego. Elektrociepłownia ponosi te same koszty stałe niezależnie od tego, czy produkuje 500 tys. GJ, milion czy dwa miliony. Im mniej gigadżuli, tym wyższy koszt jednostkowy. Im więcej — tym niższy.
Dlatego w czerwcu wskazywaliśmy, że przy wariancie 220 MWt jesteśmy w stanie zaoferować Tauron Ciepło cenę poniżej aktualnej taryfy aglomeracyjnej, czyli tej, po której Tauron Ciepło sprzedaje ciepło odbiorcom końcowym. W naszej ocenie stwarzałoby to możliwość obniżenia kosztów także dla mieszkańców.
Przez sześć lat dostarczaliście awaryjne wsparcie magistrali nr 5 średnio raz na dwa miesiące. Czy to nie oznacza, że system Tauronu i tak strukturalnie potrzebował waszej mocy?
Właśnie dlatego od miesięcy powtarzamy, że o bezpieczeństwie systemu nie można rozmawiać wyłącznie na podstawie nominalnej mocy źródeł.
W latach 2020–2022 Tauron Ciepło 22 razy zlecał nam zastąpienie Elektrowni Łagisza w zasilaniu magistrali nr 5. W latach 2023–2025 — 18 razy. Łącznie 40 sytuacji w ciągu sześciu lat.
To pokazuje, czym bezpieczeństwo systemowe jest w praktyce. Nie chodzi o to, czy na papierze suma mocy wszystkich urządzeń wystarcza. Chodzi o to, co się dzieje, gdy jedno źródło ma awarię, gdy trwają prace serwisowe albo gdy przychodzą ekstremalne mrozy.
Dotąd, gdy trzeba było zastąpić Łagiszę, Tauron Ciepło mógł sięgnąć po ECZD. Po wygaśnięciu umowy i fizycznym odłączeniu tej możliwości nie ma. To tym bardziej istotne, że w piśmie z 31 lipca Tauron Ciepło sam wskazał, że bez dostaw z ECZD rośnie ryzyko awarii sieci i pozostałych źródeł. Rośnie więc ryzyko awarii, a jednocześnie trudniej będzie ją zastąpić. Dlatego chcemy ponownego włączenia naszego źródła do systemu na czas rozstrzygania sporu.
Złożyliście wezwanie przedsądowe, zapowiedź pozwu do SOKiK, pozew o ochronę dóbr osobistych i wniosek do URE. Czy to nie jest strategia maksymalnej presji prawnej?
Nie. To trzy różne problemy i trzy różne obszary prawne.
Z punktu widzenia mieszkańców najważniejszy jest dziś wniosek do Prezesa URE — o rozstrzygnięcie sporu i określenie zasad dalszej współpracy, a wraz z nim o postanowienie tymczasowe, żeby czas potrzebny organowi nie obciążał odbiorców.
Osobną sprawą jest dobre imię spółki. Jeżeli rozpowszechniane są o nas informacje nieprawdziwe i uderzające w reputację, mamy prawo i obowiązek bronić się w sądzie.
Jeszcze innym problemem jest sposób funkcjonowania rynku. Tauron Ciepło nie jest wyłącznie naszym kontrahentem — kontroluje też sieć dystrybucyjną, przez którą ciepło dociera do odbiorców. W ocenie naszych pełnomocników systematyczne ograniczanie zakupów od niezależnego producenta i sposób prowadzenia negocjacji mogą wypełniać znamiona czynu nieuczciwej konkurencji polegającego na nadużywaniu pozycji dominującej. Dlatego 24 sierpnia skierowaliśmy wezwanie do zaniechania takich praktyk.
To nie działania prawne zabrały czas na negocjacje. Rozmowy zaczęliśmy w styczniu 2024 r., ale przez pierwsze dwa lata mieliśmy wrażenie, że druga strona nie jest zainteresowana rzeczową rozmową. Potem próbowano narzucić nam warunki, których nie mogliśmy przyjąć. Zgoda na ograniczenie odbioru o 80 proc. względem 2019 r. byłaby działaniem na szkodę spółki — naraziłaby mnie na odpowiedzialność cywilną i karną, a zakład na utratę zdolności do funkcjonowania.
Oskarżacie Tauron o nadużywanie pozycji dominującej. Ale czy ECZD samo nie znajduje się w pozycji, którą można wykorzystać do dyktowania warunków?
ECZD nie kontroluje sieci ciepłowniczej Tauron Ciepło i nie ma możliwości sprzedaży ciepła mieszkańcom Sosnowca z jej pominięciem. To zasadnicza różnica.
Możemy mieć ważne źródło wytwórcze, techniczne możliwości produkcji i być istotnym elementem bezpieczeństwa systemu. Ale to Tauron Ciepło jako operator sieci decyduje, od kogo i ile ciepła do niej trafi. W kilka lat wolumen kupowany od nas spadł z 2,325 mln GJ w 2019 r. do 1,076 mln GJ w 2025 r., a dziś proponowane jest około 500 tys. GJ. Zdaniem naszych pełnomocników taki układ wymaga analizy pod kątem zasad uczciwej konkurencji.
Najlepszym dowodem, że nie próbujemy niczego dyktować, jest nasze obecne zachowanie. Nie stawiamy ultimatum „220 MWt albo nic”. Prosimy niezależny organ, żeby ocenił stanowiska obu stron i określił zasady współpracy. We wniosku wprost zaznaczamy, że nie chodzi o zagwarantowanie nam poziomu przychodów, tylko o stabilność systemu i ochronę odbiorców.
Gdyby zimą doszło do problemów, czy ECZD wzięłaby na siebie część odpowiedzialności?
Za swoje działania zawsze bierzemy odpowiedzialność. Nie możemy natomiast odpowiadać za system zarządzany przez inny podmiot ani za jego decyzje o tym, z jakich źródeł chce go zasilać.
Nasza elektrociepłownia pozostaje technicznie gotowa do dostarczania ciepła. Nie ma natomiast podstawy prawnej do sprzedaży go do sieci Tauron Ciepło. Robimy więc wszystko, co możemy: składamy wniosek do URE, prosimy o rozstrzygnięcie i o rozwiązanie tymczasowe, deklarujemy gotowość wznowienia dostaw nawet na zasadach poprzedniej umowy.
Nie możemy też ignorować pisma Tauron Ciepło z 31 lipca. Ta spółka, na podstawie własnych analiz, wskazała ryzyko niedotrzymania standardów jakościowych, obniżenia komfortu cieplnego i awarii przy kilkudniowych temperaturach poniżej -15°C. Trudno zrozumieć sytuację, w której z jednej strony takie ryzyka przedstawia się władzom, a z drugiej publicznie zapewnia, że problemu nie ma. Nie chcemy uczestniczyć w przerzucaniu odpowiedzialności. Chcemy, żeby źródło było dostępne dla systemu, zanim ktoś zacznie szukać winnych.
Czy informowanie władz było realną próbą rozwiązania, czy budowaniem presji politycznej?
O bezpieczeństwie cieplnym odbiorców nie można rozmawiać tak, jak o sporze dwóch firm o fakturę. Jeżeli problem może dotyczyć funkcjonowania systemu i mieszkańców, właściwe organy muszą o nim wiedzieć. Dlatego poinformowaliśmy Prezydenta Sosnowca, Wojewodę Śląskiego, Marszałka Województwa Śląskiego, Ministra Energii, Ministra Aktywów Państwowych i Prezesa URE.
Zresztą Tauron Ciepło również uznał, że sprawa wymaga poinformowania władz — jego pismo z 31 lipca trafiło do Prezydenta Sosnowca oraz do wiadomości administracji samorządowej i rządowej.
Jest natomiast istotna różnica. My, informując władze, wskazaliśmy jednocześnie konkretne rozwiązanie prawne: skierowanie sprawy do Prezesa URE i wystąpienie o zabezpieczenie dostaw na czas postępowania. Nie poprzestaliśmy na stwierdzeniu, że problem należy do kogoś innego.
Pozwaliście wiceprezesa Tauronu. Czy eskalacja nie utrudnia porozumienia?
Najpierw sprostowanie: nie pozwaliśmy wiceprezesa Tauronu ani żadnej innej osoby fizycznej. Pozwanym jest Tauron Ciepło sp. z o.o. Pozew dotyczy ochrony dóbr osobistych ECZD i informacji rozpowszechnianych przez Tauron Ciepło, które w naszej ocenie są niezgodne z rzeczywistością.
Nie widzę sprzeczności między obroną dobrego imienia a gotowością do rozmów handlowych. Możemy jutro usiąść do stołu i jednocześnie uważać, że wcześniejsze twierdzenia na nasz temat wymagają sprostowania. Zwłaszcza że dokumentacja pokazuje rozbieżności — Tauron Ciepło twierdzi na przykład, że ECZD odstąpiło od własnej propozycji umowy, podczas gdy z posiadanych przez nas dokumentów wynika, że taka sytuacja nie miała miejsca. Nieprawdziwe są też twierdzenia, że nasze propozycje były niekorzystne dla mieszkańców Sosnowca.
Jakimi konkretnie danymi dysponuje ECZD, twierdząc, że potrzeba więcej niż 80 MWt?
Przede wszystkim rzeczywistymi danymi z wieloletniej współpracy. W 2019 r. Tauron Ciepło odebrał od nas 2,325 mln GJ. W 2025 r., mimo wieloletniego ograniczania odbioru, wciąż około 1,076 mln GJ. Proponowane dziś około 500 tys. GJ oznaczałoby kolejny spadek o ponad 55 proc. względem 2025 r. i niemal 80 proc. względem 2019 r.
Nawet bez pogłębionych analiz można stwierdzić z całą pewnością, że zapotrzebowanie odbiorców końcowych na ciepło nie spadło od 2019 r. o 80 proc.
Nowe źródło Tauronu przy Łagiszy ma ruszyć dopiero w 2030 roku. Czy była propozycja pomostowa?
Okres obowiązywania nowej umowy nie był przedmiotem sporu — miała obowiązywać do 31 sierpnia 2030 r. O współpracy w kolejnych latach nie rozmawialiśmy, trudno więc mówić o propozycji pomostowej.
Dziś idziemy dalej: proponujemy rozwiązanie pomostowe na czas postępowania przed URE, czyli powrót do warunków poprzedniej umowy do chwili rozstrzygnięcia sporu.
Na marginesie — sama deklaracja o budowie nowego źródła do 2030 r. nie oznacza jeszcze, że inwestycja powstanie w tym terminie. Tauron zapowiadał przez lata różne inwestycje, które, czasem niezależnie od jego woli, były przesuwane albo nie dochodziły do skutku. Tymczasem ECZD zostało odłączone od sieci już teraz i ryzyka z tego wynikające istnieją już teraz. Mówimy o kilku sezonach grzewczych bez źródła, które czterdzieści razy zastępowało Elektrownię Łagisza. O planach budowy nowego źródła dowiedzieliśmy się zresztą z komunikatu prasowego Tauron Ciepło z 1 września 2026 r.
Co jeśli URE wyda rozstrzygnięcie niekorzystne dla ECZD?
Po to oddajemy sprawę niezależnemu regulatorowi, żeby rozstrzygnięcie nie było jednostronną decyzją żadnej ze stron. Jeżeli będzie dla nas niekorzystne, przeanalizujemy zasadność odwołania.
Nie będę jednak zapowiadał kolejnych kroków, zanim Prezes URE wypowie się co do istoty sprawy. Naszym celem było i pozostaje trwałe porozumienie uwzględniające interesy obu stron, a przede wszystkim odbiorców.
Z perspektywy mieszkańców ważniejszy jest jednak drugi element wniosku. Postępowanie może potrwać, a zima nie będzie na nie czekała.
Dlatego wystąpiliśmy o rozwiązanie tymczasowe — żeby regulator spokojnie rozstrzygnął kwestie docelowe, ale zabezpieczył mieszkańców już teraz.
Jaka jest kondycja finansowa ECZD? Czy głównym motorem nie jest presja finansowa?
Jeśli chodzi o aktualną kondycję finansową ECZD i jej wpływ na możliwość zapewnienia ciągłości dostaw ciepła, należy wskazać, że spółka nie posiada żadnych wymagalnych zobowiązań pieniężnych. Wszystkie zobowiązania pieniężne są regulowane terminowo.
W 2025 r. Prezes URE udzielił spółce koncesji na przesyłanie i dystrybucję ciepła obowiązującej do końca 2045 r. Jednym z warunków jej udzielenia jest weryfikacja, czy kondycja finansowa przedsiębiorstwa gwarantuje stabilność działalności koncesjonowanej. Decyzja regulatora jest więc najlepszą rękojmią.
Nie będziemy natomiast udawać, że ekonomia nie ma znaczenia. ECZD zatrudnia ludzi, utrzymuje ogromną infrastrukturę i ponosi koszty niezależnie od wielkości produkcji. Zarząd ma obowiązek dbać o bezpieczeństwo ekonomiczne spółki.
Nie zgadzam się jednak z tezą, że chodzi nam o większy zarobek. Pytanie nie brzmi, czy spółka zarobi więcej, tylko czy nie będzie zmuszona produkować poniżej kosztów — co w konsekwencji może doprowadzić do jej upadku. To nie jest walka o zysk, tylko o przetrwanie zakładu pracy ze 113-letnią tradycją, która spełnia kryteria infrastruktury krytycznej.
I raz jeszcze: we wniosku do URE zaproponowaliśmy powrót na czas postępowania do warunków poprzedniej umowy, mimo że sami określamy je jako ekonomicznie niekorzystne. Robimy to dlatego, że mieszkańcy nie mogą czekać, aż dwie spółki zakończą spór.
Gdyby Pana rodzina mieszkała w Sosnowcu i temperatura spadła poniżej 15°C, czy uważa Pan obecną strategię za właściwą?
Gdyby moja rodzina mieszkała w Sosnowcu, chciałbym przede wszystkim wiedzieć, że wszyscy odpowiedzialni za system zrobili co trzeba, zanim temperatura spadnie do -15°C — a nie zaczynają działać dopiero wtedy, kiedy pojawi się problem.
Rozmowy zaczęliśmy w styczniu 2024 r., nie kilka tygodni przed zimą. Przedstawialiśmy kolejne propozycje. Informowaliśmy instytucje. Po wygaśnięciu umowy skierowaliśmy sprawę do niezależnego regulatora i poprosiliśmy o rozwiązanie tymczasowe pozwalające przywrócić dostawy jeszcze przed rozstrzygnięciem.
Najbardziej niepokoi mnie natomiast to, że temperatura -15°C nie pochodzi z naszego komunikatu ani z naszej kampanii medialnej. To Tauron Ciepło wskazało taki scenariusz w oficjalnym piśmie opartym na własnych analizach.
Dlatego gdyby moja rodzina mieszkała w Sosnowcu, oczekiwałbym jednej rzeczy: żeby nikt nie przekonywał mnie, że problemu nie ma — skoro wcześniejsze analizy operatora systemu pokazują, że ryzyko istnieje.
Wprawdzie nie mam rodziny w Sosnowcu, ale mieszka w tym mieście wielu moich przyjaciół oraz pracowników naszej elektrociepłowni, a nasze działania zmierzające do umocnienia stabilności systemu ciepłowniczego są podejmowane między innymi w trosce o nich.
BA/S
Czytaj więcej TUTAJ: