Shorty na Grupie Azoty sięgają 2,51 proc.

Na akcjach Grupy Azoty widoczne są obecnie trzy publicznie ujawnione krótkie pozycje netto. Największą ma FIL Investment Management (Hong Kong) Limited – 1,31 proc. kapitału spółki. Pozycja Arrowstreet Capital wynosi 0,68 proc., a Millennium Capital (DIFC) Limited – 0,52 proc. Łącznie daje to 2,51 proc.

Na tle GPW to wysoki poziom. Pod koniec sierpnia Grupa Azoty zajmowała drugie miejsce pod względem łącznej wielkości publicznie ujawnionych krótkich pozycji netto. Wyżej było jedynie MODIVO z wynikiem 4,75 proc., natomiast za Grupą Azoty znajdowała się JSW z 2,48 proc.

Trzeba jednak pamiętać, że 2,51 proc. nie pokazuje pełnej skali krótkich pozycji na akcjach spółki. Publicznie ujawniane są pozycje pojedynczego inwestora od poziomu 0,5 proc. kapitału. Mniejsze mogą więc istnieć, choć nie są widoczne w publicznym rejestrze.

Arrowstreet Capital zmniejsza pozycję na Grupie Azoty

Najciekawsza zmiana dotyczy Arrowstreet Capital. 24 czerwca pozycja funduszu przekroczyła próg publicznego ujawnienia i wyniosła 0,52 proc. Później rosła: do 0,61 proc. 9 lipca, 0,70 proc. 21 lipca i 0,80 proc. 28 lipca.

W sierpniu kierunek się odwrócił. 11 sierpnia pozycja spadła do 0,79 proc., a 27 sierpnia do 0,68 proc. Można więc stwierdzić, że po wcześniejszym zwiększaniu krótkiej pozycji Arrowstreet zaczął ją redukować.

Grupa Azoty poprawia wyniki, ale restrukturyzacja trwa

Sytuacja Grupy Azoty nie jest jednoznaczna. Spółka nadal prowadzi restrukturyzację finansową, a porozumienia standstill z instytucjami finansującymi mogą zostać warunkowo wydłużone do 30 września.

Grupa Azoty podtrzymuje też plan emisji do 33,7 mln nowych akcji serii E skierowanych do Skarbu Państwa. Na 22 września zwołano Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie, które ma umożliwić wydłużenie terminu realizacji tego procesu. Jeśli emisja dojdzie do skutku, zwiększy liczbę akcji i rozwodni procentowe udziały obecnych akcjonariuszy.

Jednocześnie wyniki operacyjne spółki wyraźnie się poprawiły. W I kwartale 2026 r. Grupa Azoty wypracowała 317 mln zł EBITDA wobec minus 8 mln zł rok wcześniej. Marża EBITDA wzrosła do 8,6 proc., a po wyłączeniu wpływu Grupy Azoty Polyolefins EBITDA wyniosła 341 mln zł.

Polyolefins wciąż ważne dla przyszłości Grupy Azoty

Istotnym elementem pozostaje również planowane przejęcie Grupy Azoty Polyolefins przez Orlen. Grupa Azoty określiła wartość transakcji na 1,183 mld zł w formule cash-free, debt-free.

Nie jest to jednak kwota, którą Grupa Azoty otrzyma za same akcje. Orlen informował, że ich cena wynosi symboliczne 4 zł, a koncern ma jednocześnie zapewnić 1,35 mld zł finansowania potrzebnego do restrukturyzacji Polyolefins.

Dla Grupy Azoty najważniejsze może być więc ograniczenie obciążeń związanych z projektem Polimery Police, który spółka zaliczała do swoich najistotniejszych problemów inwestycyjnych i finansowych.

Co dalej z shortami Grupy Azoty?

Na dziś Grupa Azoty pozostaje jedną z najmocniej shortowanych spółek na GPW, ale sam poziom krótkich pozycji nie przesądza o dalszym kierunku kursu.

Z jednej strony grupie ciąży zadłużenie, trwająca restrukturyzacja finansowa, planowana emisja nowych akcji i wciąż nierozwiązane do końca kwestie związane z Polyolefins. Z drugiej strony, wyniki operacyjne wyraźnie się poprawiły, proces porządkowania grupy postępuje, a jeden z dużych inwestorów zaczął ograniczać krótką pozycję.

Grupa Azoty nadal pozostaje pod presją wielu ryzyk, ale jednocześnie ma kilka realnych czynników, które mogą poprawić jej sytuację i zmienić nastawienie rynku. Warto w tym kontekście przypomnieć, że w sierpniu DM BOŚ podniósł 12-miesięczną cenę docelową akcji Grupy Azoty z 21 do 24 zł , pozostawiając rekomendację „kupuj”. W chwili sporządzania raportu kurs wynosił 19,66 zł, a obecnie to ponad 23 zł. Prognozy zakładają EBITDA na poziomie około 1,1 mld zł w 2026 roku i 1,6 mld zł rok później.

KGHM nie wyklucza przejęć

Najbardziej konkretny sygnał dotyczący planów akwizycyjnych spółki padł 20 sierpnia podczas konferencji poświęconej wynikom za pierwsze półrocze br. Wiceprezes ds. finansowych Piotr Krzyżewski, odnosząc się do fuzji i przejęć, zaznaczył, że koncern analizuje takie możliwości, ale nie zamierza realizować transakcji za wszelką cenę.

Jednocześnie potwierdził, że KGHM znajduje się już w procesie nabycia aktywa na zasadach ekskluzywności. Jak powiedział: „KGHM jest obecnie w trakcie ekskluzywnego procesu akwizycyjnego, który pozostaje wysoce poufny, dlatego spółka nie ujawnia jego szczegółów”.

Krzyżewski dodał, że jeśli proces zakończy się powodzeniem, przy kolejnej konferencji wynikowej KGHM może już mieć nowe aktywo w swoim portfelu. Oznacza to, że rozmowy wyszły poza etap ogólnego badania możliwości przejęć, choć ich finalizacja nie jest jeszcze przesądzona.

Nie wiadomo również, czy proces dotyczy aktywa zagranicznego, a tym bardziej Argentyny. KGHM nie podał kraju, wartości potencjalnej transakcji ani nazwy projektu.

Argentyna już wcześniej znalazła się na radarze KGHM

Argentyński kierunek nie jest jednak przypadkową spekulacją. Ubiegłoroczne doniesienia wskazywały na wizytę przedstawicieli KGHM w prowincji San Juan i rozmowy z miejscowymi władzami prowadzone przy wsparciu polskiej ambasady. Kontakty te wiązano z perspektywą przyszłych inwestycji polskiego koncernu w tamtejszym sektorze wydobywczym.

Zainteresowanie tym regionem byłoby dla KGHM naturalne również ze względu na dotychczasową obecność w Chile poprzez projekt Sierra Gorda. Złoża po obu stronach Andów należą do rozległego pasa geologicznego, a San Juan koncentruje kilka najbardziej perspektywicznych argentyńskich przedsięwzięć miedziowych.

Skala całego rynku jest znaczna. Według danych przywołanych w opracowaniu Payne Institute w Argentynie rozpoznano 76 projektów miedziowych, a ich łączne zasoby oceniano na 116 mln ton, przy 17,1 mln ton rezerw. Większość przedsięwzięć pozostaje jednak na etapach poszukiwań i prac eksploracyjnych, co pokazuje, że kraj dopiero buduje bazę przyszłej produkcji na dużą skalę.

San Juan i Chile zacieśniają górniczą współpracę

Znaczenie San Juan dodatkowo wzrosło pod koniec sierpnia. 27 sierpnia Argentyna i Chile zatwierdziły rozwiązania operacyjne dla przygranicznych projektów Vicuña, NexoAndino oraz Filo Sur. Obejmują one m.in. Josemaría po stronie argentyńskiej, Filo del Sol po obu stronach granicy oraz Lunahuasi w Argentynie. Wszystkie znajdują się na obszarze pomiędzy prowincją San Juan a chilijskim regionem Atakama.

Celem nowych protokołów jest ułatwienie wspólnego rozwijania złóż przecinających granicę państwową. Według chilijskiego Ministerstwa Górnictwa portfel takich projektów przekracza 20,7 mld dolarów. Jednocześnie w Argentynie siedem przedsięwzięć objętych systemem zachęt dla dużych inwestycji RIGI reprezentuje łącznie około 22 mld dolarów.

Orlen: Norweski kierunek nabiera znaczenia

Orlen rozwija swoją obecność w Norwegii równocześnie na kilku poziomach. Z jednej strony zwiększa własną produkcję gazu i ropy, z drugiej poszerza portfel złóż poprzez przejęcia, a dodatkowo zabezpiecza dostawy surowców z norweskiego kierunku w ramach wieloletnich umów. Tak budowana obecność sprawia, że Norwegia staje się dla koncernu jednym z kluczowych elementów całego łańcucha zaopatrzenia.

Znaczenie tego kierunku dobrze pokazuje rynek gazu. Surowiec wydobywany na Norweskim Szelfie trafia do Polski poprzez gazociąg Baltic Pipe. W ubiegłym roku dostawy tą trasą odpowiadały za ponad 40 proc. krajowego zapotrzebowania, przy czym istotna część gazu pochodziła z własnych złóż Orlenu.

Orlen: Nowe złoża zwiększają własną produkcję

Najbardziej bezpośrednim sposobem wzmacniania pozycji w Norwegii jest rozwój wydobycia. Tylko w okresie wakacyjnym pojawiło się kilka nowych informacji na ten temat. Orlen Upstream Norway rozpoczął już produkcję gazu ze złoża Idun Nord na Morzu Norweskim, a w kolejnych tygodniach mają do niego dołączyć Alve Nord i Ørn. Wszystkie znajdują się w rejonie Skarv i łącznie mają zapewnić spółce ponad 30 mln baryłek ekwiwalentu ropy, z czego większość przypada na gaz ziemny.

Łączne zasoby trzech złóż wynoszą 120 mln boe, natomiast na Orlen przypada ponad 30 mln boe. Około 80 proc. stanowi gaz, a szczególne znaczenie ma Ørn, z którego na koncern przypada około 22 mln boe. Po zakończeniu uruchamiania wszystkich trzech projektów liczba produkujących złóż Orlen na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wzrośnie do 24.

W tym przypadku istotna jest także efektywność inwestycji. Nowe złoża zostały podłączone do działającej już infrastruktury Skarv FPSO, co pozwoliło ograniczyć koszty i przyspieszyć rozpoczęcie produkcji. Według spółki wydobycie rusza o rok wcześniej, niż pierwotnie zakładano.

Orlen: Kolejne projekty w Norwegii już w przygotowaniu

Norweski portfel Orlenu będzie powiększany również w następnych latach. Koncern podjął decyzję inwestycyjną dotyczącą złoża Cerisa na Morzu Północnym. Produkcja ma ruszyć w 2027 roku, a na ORLEN przypadnie 8,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy, w tym około 0,8 mld m3 gazu.

Cerisa zostanie połączona z już istniejącą infrastrukturą wykorzystywaną przy eksploatacji złoża Duva. Ma to obniżyć koszty i skrócić realizację projektu. W dalszej perspektywie Orlen uczestniczy również w projektach Albuskjell, Vest Ekofisk i Tommeliten Gamma, których uruchomienie planowane jest na 2028 rok. Mają one zapewnić spółce około 23 mln boe, w tym około 3 mld m3 gazu.

Norwegia także miejscem dużych przejęć

Rozwój organiczny uzupełniają akwizycje. Orlen Upstream Norway podpisał z Vår Energi umowę zakupu 20 proc. udziałów w pięciu koncesjach obejmujących m.in. produkujące złoże Goliat. Transakcja ma zwiększyć zasoby spółki o blisko 60 mln boe i w kolejnych latach podnieść wydobycie z przejętych aktywów do 12 tys. boe dziennie.

Na Orlen ma przypadać ponad 36 mln boe zasobów związanych z Goliatem oraz kolejne 22 mln boe z Goliat Ridge. Łącznie obejmuje to również około 3 mld m3 gazu. Złoża mają pozostawać w produkcji co najmniej do 2040 roku, dając koncernowi długoterminowe zaplecze wydobywcze.

Norweska ropa zabezpieczy rafinerie Orlenu

Norwegia pełni jeszcze jedną rolę - jest źródłem surowca kupowanego w ramach długoterminowych kontraktów. Orlen zawarł z Equinorem trzyletnią umowę na dostawy ropy, której podstawą będzie surowiec ze złoża Johan Sverdrup. Wolumen może wynosić od blisko 5 mln do ponad 9 mln ton rocznie, co w górnym przedziale odpowiada nawet jednej czwartej rocznego zapotrzebowania grupy. Ropa ma trafiać do rafinerii w Polsce, Czechach i na Litwie. Decyzja ma zapewne związek z dywersyfikacją dostaw i niepewną sytuacją w Zatoce Perskiej (chodzi o import ropy od Saudi Aramco).

Co z tego wynika?

Dla inwestora norweska ekspansja Orlenu oznacza przede wszystkim wzrost znaczenia segmentu wydobywczego i większą przewidywalność dostępu do surowców. Nowe złoża zwiększają własną bazę gazu i ropy, a wykorzystanie istniejącej infrastruktury może poprawiać ekonomikę projektów dzięki niższym kosztom i szybszemu uruchamianiu produkcji. Jednocześnie zakup udziałów w kolejnych aktywach oraz długoterminowy kontrakt na dostawy ropy z Equinorem ograniczają ryzyko zakłóceń zaopatrzenia rafinerii.

Grupa Azoty: Instalacje amoniaku nabierają znaczenia

Przez ostatnie lata problemy finansowe ograniczały możliwości bieżącego utrzymania i remontów części instalacji Grupy Azoty. Obecne otoczenie rynkowe sprawia jednak, że aktywa wcześniej pozostające na uboczu ponownie mogą mieć strategiczne znaczenie. W Policach uruchomiono instalację amoniaku o zdolności produkcyjnej do 300 tys. ton rocznie. Zarząd zapowiada też powrót instalacji w Puławach w pierwszej części przyszłego roku.

Moment reaktywacji może działać na korzyść spółki. Zakłócenia w Zatoce Perskiej ograniczyły dostępność LNG i amoniaku, a wyłączanie części instalacji w Azji przełożyło się na jego niedobory oraz wzrost cen. Dla Azotów oznacza to możliwość zwiększania produkcji w czasie, gdy część konkurentów zmaga się z problemami podażowymi. Amoniak jest przy tym kluczowym surowcem do produkcji mocznika i nawozów azotowych. Grupa może wytwarzać około 2,4 mln ton amoniaku rocznie, natomiast jej produkty odpowiadają za około 50–55 proc. krajowego rynku nawozowego.

Grupa Azoty: własna siarka to wielka szansa

Tymczasem kryzys na rynku siarki i kwasu siarkowego pokazał, jak szybko problemy transportowe mogą uderzyć w dostępność podstawowych surowców chemicznych. Zakłócenia na szlakach prowadzących przez Bliski Wschód ograniczyły znaczącą część światowego handlu siarką, a ceny znajdowały się pod silną presją już przed eskalacją konfliktu. Kwas siarkowy jest niezbędny przede wszystkim do produkcji nawozów fosforowych, ale znajduje także szerokie zastosowanie w przetwórstwie surowców mineralnych.

Grupa Azoty znajduje się pod tym względem w korzystniejszej sytuacji niż producenci całkowicie zależni od zakupów zewnętrznych. Siarkopol wydobywa ponad 500 tys. ton rodzimej siarki rocznie, zapewniając dostęp do surowca zakładom w Policach i Gdańsku. Taki model ogranicza ryzyko przestojów i daje większą swobodę w okresach niedoboru. Własne źródło siarki może więc należeć do najtrudniejszych do skopiowania przewag koncernu, zwłaszcza gdy inni producenci są zmuszeni ograniczać działalność z powodu niedostępności lub wysokich cen surowców.

Analitycy podnoszą wycenę Azotów

Potencjał odbudowy dostrzegają również analitycy. W tym miesiącu DM BOŚ podniósł 12-miesięczną cenę docelową akcji Grupy Azoty z 21 do 24 zł , pozostawiając rekomendację „kupuj”. W chwili sporządzania raportu kurs wynosił 19,66 zł, a obecnie to ponad 22 zł. Prognozy zakładają EBITDA na poziomie około 1,1 mld zł w 2026 roku i 1,6 mld zł rok później.

Co dalej?

Najważniejsze dla Grupy Azoty jest dziś to, że część jej potencjalnych przewag ma charakter operacyjny, a nie tylko koniunkturalny. Powrót instalacji amoniaku zwiększa zdolność reagowania na niedobory, własna siarka zmniejsza zależność od zaburzonych łańcuchów dostaw, a wyższa cena docelowa akcji pokazuje, że analitycy uwzględniają możliwość poprawy wyników. Jeżeli spółka połączy te atuty z restrukturyzacją finansową i kontrolą kosztów, obecne zawirowania mogą stać się fundamentem do trwałej poprawy wyników.

Pierwsze zawiadomienie Grupa Azoty złożyła w listopadzie 2025 r. Od tego czasu analiza dokumentacji miała doprowadzić do ujawnienia kolejnych kwestii, które zdaniem obecnych władz spółki powinny zostać ocenione przez organy ścigania. 20 sierpnia prezes Grupy Azoty Polyolefins, Małgorzata Królak poinformowała, że przygotowywane są następne zawiadomienia.

Grupa Azoty: Nowe wątki wokół Polimerów

Jeden z nowych wątków sprawy dotyczy uruchomienia zakładu w 2023 r. Grupa Azoty twierdzi, że produkcję rozpoczęto bez wymaganych pozwoleń i zanim instalacja była w pełni przygotowana technicznie i formalnie. Władze spółki wskazują również na wady i usterki oraz na ryzyko związane z wykorzystaniem łatwopalnych i wybuchowych węglowodorów. Są to na tym etapie zarzuty formułowane przez spółkę, których zasadność będzie musiała zostać zweryfikowana w postępowaniu.

Kolejna sprawa ma dotyczyć kosztów ponoszonych w latach 2021–2023. Według Grupy Azoty rozbudowywano wówczas zatrudnienie na stanowiskach dyrektorskich oraz prowadzono działania marketingowe i premarketingowe, mimo że stan projektu nie uzasadniał takiej skali wydatków. Spółka ocenia, że mogło to przynieść wielomilionową szkodę.

Na tym lista się nie kończy. Następny wątek obejmuje niezabezpieczone pożyczki udzielane Grupa Azoty Polyolefins. Według obecnych władz spółki podmioty należące do grupy przekazały w ten sposób ponad 220 mln zł. Osobno badane ma być pozyskanie od spółek Grupy Azoty finansowania o wartości 1,8 mld zł. Materiał w tej sprawie ma trafić do prokuratury w kolejnych tygodniach.

Polimery jako studnia bez dna

Dzisiejszych działań nie sposób oddzielić od historii inwestycji, choć to właśnie nowe zawiadomienia są obecnie najważniejszym elementem sprawy. Polimery Police miały umożliwić Grupie Azoty wejście szerzej na rynek tworzyw sztucznych. Projekt obejmował instalację do produkcji propylenu, zakład polipropylenu oraz infrastrukturę logistyczną z terminalem portowym. Za jego realizację odpowiadała Grupa Azoty Polyolefins, a generalnym wykonawcą został Hyundai Engineering.

Pierwotna koncepcja sięgała 2015 r. i była znacznie skromniejsza. Dwa lata później zdecydowano o rozszerzeniu przedsięwzięcia o produkcję polipropylenu, co zwiększyło jego skalę i zapotrzebowanie na kapitał. W kolejnych latach pojawiały się opóźnienia, zmiany harmonogramu i problemy techniczne. Produkcję uruchamiano etapami w latach 2023–2024, ale zakład nie osiągnął zakładanych parametrów.
Według najnowszych danych przedstawionych przez spółkę budżet wzrósł z około 4,5 mld do 7 mld zł. Grupa Azoty podaje jednocześnie, że realizacja przedsięwzięcia zwiększyła zadłużenie grupy do 18,2 mld zł. Po restrukturyzacji Poliolefin ma ono spaść do 13,2 mld zł, a same koszty odsetkowe w całej grupie mają sięgać około 800 mln zł rocznie. Władze koncernu wiążą obciążenie finansowe projektu z ograniczeniem możliwości realizowania innych inwestycji.

Grupa Azoty: coraz szerszy zakres rozliczeń

Sprawa Polimerów Police nie sprowadza się więc już do pytania o przekroczenie budżetu czy problemy techniczne zakładu. Obecne władze Grupy Azoty chcą, aby organy ścigania zbadały także sposób uruchamiania instalacji, wydatkowania pieniędzy oraz finansowania projektu. Pierwsze śledztwo dotyczące podejrzenia wyrządzenia szkody majątkowej wielkich rozmiarów zostało już wcześniej wszczęte przez Prokuraturę Okręgową w Tarnowie.

Zapowiedziane 20 sierpnia kolejne zawiadomienia mogą znacząco poszerzyć zakres prawnej oceny wieloletniej inwestycji. Dopiero postępowania prowadzone przez właściwe organy pokażą jednak, czy wskazywane dziś przez spółkę decyzje i zaniechania rzeczywiście wyczerpywały znamiona przestępstw oraz kto ewentualnie ponosi za nie odpowiedzialność. Należy się więc wstrzymać na tym etapie sprawy z jej ostateczną oceną.

Problemy JSW: brakujące 1,6 mld zł i protest związków

Jednym z głównych…

Read more

Grupa Azoty z lepszymi prognozami

Analitycy DM BOŚ podnieśli 12-miesięczną cenę docelową akcji Grupy Azoty z 21 do 24 zł, utrzymując rekomendację „kupuj”. W dniu sporządzenia raportu kurs wynosił 19,66 zł. Według nowych prognoz EBITDA grupy może osiągnąć około 1,1 mld zł w 2026 roku, a rok później wzrosnąć do 1,6 mld zł. Poprawę mają wspierać wyższa produkcja oraz korzystniejsze warunki w sektorach nawozów, chemikaliów i tworzyw sztucznych.

Jednym z ważniejszych elementów pozostaje jednak restrukturyzacja finansowa. Analitycy zakładają, że jej tempo może wzrosnąć po sprzedaży projektu PDH, co mogłoby ułatwić dalsze rozmowy z bankami. W planach pozostaje również emisja 33,7 mln akcji skierowana do Skarbu Państwa.

Globalne napięcia mogą wspierać Grupę Azoty

Perspektywy Grupy Azoty poprawiają także czynniki podażowe. DM BOŚ wskazuje na skutki konfliktu w Iranie, problemy rosyjskich zakładów produkujących nawozy i chemikalia oraz rosnące ryzyko ograniczenia podaży zbóż. Mniejsza dostępność produktów na światowym rynku może wspierać ceny i marże europejskich producentów.

Znaczenie ma również rynek rolny. Ograniczenie rosyjskiego eksportu zbóż może sprzyjać ich wyższym cenom, a to zwiększać możliwości finansowe gospodarstw i popyt na nawożenie. Połączenie wysokich cen zbóż z ograniczeniami podaży nawozów byłoby dla segmentu agro szczególnie korzystne.

Energia i ETS pozostają największym obciążeniem

Lepsza koniunktura nie usuwa jednego z podstawowych problemów europejskiego przemysłu chemicznego – wysokich kosztów energii, gazu i emisji CO2. Grupa Azoty próbuje ograniczać zużycie energii poprzez centralizację zarządzania, odzysk ciepła i elektryfikację procesów, a także analizuje możliwość wykorzystania własnych terenów pod instalacje fotowoltaiczne.

Istotnym źródłem niepewności pozostaje ostateczny kształt EU ETS. Zastrzeżenia spółki dotyczą przede wszystkim dalszego ograniczania puli bezpłatnych uprawnień dla branż objętych CBAM. Wątpliwości budzi również powiązanie ich przydziału z obowiązkiem przygotowania i realizowania planów dekarbonizacyjnych. Zdaniem Grupy Azoty takie rozwiązanie może nie uwzględniać różnic między poszczególnymi gałęziami przemysłu, zwłaszcza tam, gdzie technologie pozwalające znacząco ograniczyć emisje nadal są trudno dostępne albo ekonomicznie nieuzasadnione.

Koncern krytycznie ocenia także planowany mechanizm ETS Investment Booster. Problemem ma być zarówno sposób rozdzielania wsparcia według kolejności zgłoszeń, jak i jego skala. Na lata 2028–2030 przewidziano 400 mln uprawnień, co w ocenie spółki może nie odpowiadać potrzebom całego europejskiego przemysłu. Znaczenie kosztów emisji dobrze pokazują dane samej Grupy Azoty: w 2025 roku przyznano jej blisko 3,4 mln uprawnień do emisji CO2, czyli o 17 proc. mniej niż rok wcześniej.

Napięcia również wewnątrz grupy

Warto również podkreślić, że proces odbudowy potencjału Grupy Azoty odbywa się równolegle ze sporem pracowniczym. Szczególnie napięta atmosfera panuje w Puławach i Policach, gdzie formalne procedury sporów zbiorowych weszły na oficjalną drogę wymiany pism procesowych. Przedstawiciele załóg konsekwentnie podtrzymują swoje żądania płacowe i organizacyjne, wskazując, że dotychczasowe wdrożenia systemowe nie przełożyły się na odczuwalny wzrost wynagrodzeń dla większości pracowników. W ocenie strony społecznej podejmowane z zarządem rozmowy miały charakter iluzoryczny, a władze podejmowały szereg arbitralnych decyzji – od przeprowadzania referendów dotyczących systemów pracy bez wcześniejszych uzgodnień, po cięcia w funduszach nagród czy ograniczanie autonomii lokalnych fabryk na rzecz centrali.

Pracownicy podkreślają, że zgłoszone postulaty są reakcją na wieloletni spadek realnej wartości pensji i brak rzeczywistego partnerstwa. Do kwestii finansowych dochodzą również obawy o stan techniczny instalacji przemysłowych oraz warunki bezpieczeństwa, co skłoniło strony społeczne do wystąpienia o niezależne audyty. Związkowcy zaznaczają, że dialog nie może opierać się na samych spotkaniach informacyjnych, lecz musi uwzględniać realny głos załóg.

Co z tego wynika?

Grupa Azoty dostała szansę na poprawę wyników dzięki korzystniejszemu otoczeniu rynkowemu i regulacyjnemu. Trwała zmiana będzie jednak zależała od skutecznej restrukturyzacji, ograniczenia kosztów energii, modernizacji zakładów i rozwiązania napięć społecznych. Dopiero połączenie tych elementów pokaże, czy obecna poprawa stanie się początkiem długoterminowej odbudowy.

Odessa pod coraz większą presją

Sytuacja na Morzu Czarnym ponownie staje się jednym z najważniejszych ograniczeń dla ukraińskiej gospodarki. Rosyjskie działania nie sprowadzają się już do ataków na samą infrastrukturę portową. Uderzenia w statki handlowe, szlaki transportowe i zaplecze energetyczne regionu wpływają również na decyzje armatorów oraz możliwości sprowadzania do kraju potrzebnych surowców.

Przykładowo 22 lipca przez ukraiński korytarz zbożowy nie przepłynął ani jeden cywilny statek. Z kolei 4 sierpnia rosyjskie wojska przeprowadziły atak rakietowy na obrzeża Odessy, a wcześniejsze działania obejmowały również porty, sieć energetyczną i alternatywne połączenia transportowe. Uderzenia dotknęły m.in. drogi Odessa–Reni oraz mostu w Majakach nad Dniestrem, a więc infrastruktury istotnej także dla transportu prowadzonego w kierunku portów naddunajskich.

Rosnące ryzyko zaczęło przekładać się na decyzje sektora logistycznego. Operatorzy feederowi współpracujący z Hapag-Lloyd zawiesili do odwołania zawijanie do Czarnomorska, Odessy i Piwdennego. W zależności od możliwości część ładunków może trafiać do Reni, a gdy również ten wariant jest niemożliwy – do portów rumuńskich lub polskich.

Znaczenie tego ograniczenia pokazują dane historyczne. W 2025 roku porty nad Dunajem obsłużyły 8,9 mln ton ładunków. W portach Morza Czarnego wolumen był ponad ośmiokrotnie większy i sięgnął około 73,3 mln ton. Jeszcze wcześniej, od uruchomienia ukraińskiego korytarza czarnomorskiego w sierpniu 2023 roku do połowy 2024 roku, przetransportowano nim około 64,4 mln ton ładunków, w tym 43,5 mln ton zboża.

To oznacza, że alternatywne trasy mogą ograniczać skutki problemów z żeglugą, ale nie dysponują porównywalną przepustowością. Szczególnie istotne jest to w przypadku ładunków masowych, do których należą również surowce wykorzystywane przez przemysł ciężki.

Konsekwencje są widoczne także na rynku przewozów węgla. Pod koniec lipca liczba dostępnych masowców spadła do 97, czyli o 28 proc. w porównaniu z analogicznym okresem poprzedniego roku. Wskazywano przy tym na problemy z ubezpieczeniem ryzyka, przekierowywanie większych statków na inne trasy i wycofywanie części mniejszych jednostek.

Kłopoty żeglugi uderzają w ukraiński koks

Znaczenie blokady dla hutnictwa pokazują najnowsze dane Zaporiżkoks. W lipcu 2026 roku przedsiębiorstwo wyprodukowało 63,4 tys. ton koksu wielkopiecowego. To o 15,3 proc. mniej niż miesiąc wcześniej i o 19,6 proc. mniej niż w lipcu 2025 roku.

Problemem nie są wyłącznie możliwości produkcyjne samego zakładu. Zaporiżkoks wskazuje na pogorszenie dostępności koncentratu węglowego. Dostawy surowca zmniejszyły się wraz z blokowaniem portów czarnomorskich i rosyjskimi atakami na statki handlowe przewożące materiały dla ukraińskiego przemysłu stalowego.

W pierwszych siedmiu miesiącach 2026 roku Zaporiżkoks wytworzył 497,75 tys. ton koksu, o 2,9 proc. mniej niż rok wcześniej. Spadek nabiera dodatkowego znaczenia w zestawieniu z wynikiem za 2025 rok, kiedy produkcja wzrosła o 2,7 proc. i osiągnęła 898,3 tys. ton.

Zakład należy do największych ukraińskich producentów koksu, a jego głównym odbiorcą jest Zaporiżstal. Zaburzenia w dostawach surowca nie są więc jedynie problemem pojedynczego przedsiębiorstwa, lecz dotyczą części łańcucha zaopatrującego ukraińskie hutnictwo.

Ukraina straciła znaczną część własnego zaplecza

Obecne problemy z transportem morskim nakładają się na długotrwały spadek krajowych możliwości produkcyjnych. Porównanie z 2013 rokiem pokazuje skalę zmian. Do 2024 roku ukraińska produkcja węgla koksującego zmniejszyła się o 74 proc., natomiast w przypadku koksu spadek zbliżył się do 85 proc. Jednocześnie 64 proc. kopalń i przedsiębiorstw koksochemicznych znajduje się obecnie pod kontrolą rosyjską.

Zmniejszające się własne zasoby zmusiły Ukrainę do coraz większego korzystania z importu. Szczególnie wyraźnie widać to na kierunku polskim. Od stycznia do listopada 2025 roku Ukraina sprowadziła z Polski ponad 602 tys. ton koksu. Dla porównania z Indonezji pochodziło około 27,7 tys. ton, a dostawy z Czech były jeszcze mniejsze. W samym listopadzie polski wolumen wyniósł 83,87 tys. ton i zwiększył się o 32,4 proc. w stosunku do października.

Dane te pokazują, że jeszcze przed najnowszym pogorszeniem bezpieczeństwa żeglugi Polska miała bardzo duże znaczenie dla zaopatrzenia ukraińskiego rynku w koks.

Tymczasem GMK Center ocenia skalę ukraińskiego zapotrzebowania na około 3,2 mln ton koksu rocznie. Taki wolumen byłby potrzebny przy obecnym poziomie aktywności przemysłowej, w tym produkcji związanej z sektorem zbrojeniowym.

JSW zyskuje na znaczeniu dla ukraińskiego rynku

W takich warunkach rośnie znaczenie producentów, którzy już są obecni na Ukrainie i mogą oferować surowce niezbędne do produkcji koksu i stali. JSW należy do tej grupy. Spółka informowała, że od wielu lat sprzedaje ukraińskim odbiorcom zarówno węgiel koksujący, jak i koks. Jednocześnie zastrzegała, że skala tej sprzedaży zależy od sytuacji geopolitycznej i możliwości lokowania produktów na rynku ukraińskim.

Dziś warunki geopolityczne ponownie zmieniają układ sił. Z jednej strony Ukraina utraciła dużą część własnego wydobycia węgla koksującego i produkcji koksu. Z drugiej pogorszenie bezpieczeństwa na Morzu Czarnym utrudnia sprowadzanie koncentratu węglowego i innych surowców do zakładów metalurgicznych. Dane Zaporiżkoks pokazują, że wpływ tych ograniczeń jest już widoczny w bieżącej produkcji.

Wyniki Orlenu a globalna koniunktura

Globalny rynek surowców w br. znajdował się pod silnym wpływem zawirowań geopolitycznych, w tym konfliktu na Bliskim Wschodzie oraz blokady cieśniny Ormuz, co wywołało skokowy wzrost cen ropy naftowej i paliw.

Według prezesa Orlenu Ireneusza Fąfary, na początku sierpnia ropa naftowa była o 20 proc. droższa niż przed atakiem USA i Izraela na Iran, natomiast cena oleju napędowego wzrosła w tym czasie o ponad 60 proc. Fąfara wskazywał, że na ostateczny koszt paliwa na stacjach składają się koszty wytworzenia i importu, marża rafineryjna oraz detaliczna, a także obciążenia fiskalne, takie jak VAT, akcyza i inne daniny. Argumentował również, że w gospodarce rynkowej żaden pojedynczy uczestnik rynku nie ma decydującego wpływu na cenę końcową, ponieważ znaczenie mają globalny popyt, podaż, oczekiwania rynku, koszty hedgingu oraz apetyt na ryzyko.

W takim otoczeniu światowi giganci paliwowi zanotowali wyjątkowo wysokie wyniki finansowe. Saudyjski koncern Saudi Aramco osiągnął w pierwszym półroczu 2026 r. zysk netto na poziomie 67,2 mld USD (około 250 mld zł), co oznacza wzrost o blisko 44 proc. rok do roku. ExxonMobil wygenerował w tym samym okresie ok. 19 mld USD zysku netto, korzystając m.in. z wysokiej efektywności wydobycia m.in. w Gujanie. Chevron osiągnął z kolei 14,3 mld USD zysku netto w pierwszych sześciu miesiącach roku, a jego przychody i inne dochody w drugim kwartale wyniosły 70,1 mld USD.

Na tym tle skonsolidowane przychody ze sprzedaży Grupy Orlen od początku roku wyniosły 152,24 mld zł wobec 134,44 mld zł rok wcześniej, a skonsolidowany zysk netto sięgnął 15,87 mld zł wobec 5,67 mld zł w analogicznym okresie poprzedniego roku.

W samym drugim kwartale 2026 r. przychody Grupy ukształtowały się na poziomie 76,5 mld zł, wynik netto wyniósł 7,7 mld zł, a EBITDA LIFO osiągnęła 13,9 mld zł. Było to więcej niż 9,02 mld zł rok wcześniej i powyżej oczekiwań analityków, którzy zakładali wynik na poziomie 12,52 mld zł.

Warto zwrócić uwagę na to, że segment Downstream wypracował 5,9 mld zł EBITDA, co jasno wskazuje na wpływ czynników geopolitycznych na zyski nadzwyczajne Orlenu.

Wyniki Orlenu a ceny paliw

Według danych przedstawionych przez Orlen podczas prezentacji wyników, w drugim kwartale br. ceny paliw w Polsce należały do najniższych w Europie. Ireneusz Fąfara twierdził, że były około 20 proc. niższe od średniej unijnej i około 40 proc. niższe niż w państwach z najdroższymi paliwami.

Zdaniem władz koncernu obniżenie marży detalicznej, promocje oraz pakiet „Ceny Paliwa Niżej” pozwoliły utrzymać niższe ceny bez rezygnacji z mechanizmów rynkowych i bez konieczności sięgania po rezerwy strategiczne. Prezes nie wspomniał jednak, że to zyski z marży rafineryjnej napędzały wyniki koncernu.

Długofalowym celem przedsiębiorstwa - jak deklarował Fąfara - pozostaje zarabianie na bezpieczeństwie energetycznym oraz utrzymywanie warunków sprzyjających sile nabywczej konsumentów, niskiej inflacji i wzrostowi gospodarczemu, a nie wykorzystywanie krótkotrwałych wahań cen paliw.

Wyniki Orlenu – rząd wróci do windfall tax?

Wraz z ujawnieniem wysokich zysków powróciła debata polityczna dotycząca opodatkowania nadmiarowych dochodów, czyli windfall tax.

Zgodnie z założeniami uchwalonej ustawy dochody z nowej daniny miały częściowo zrekompensować ubytki w budżecie wynikające z obniżenia stawki VAT na paliwa do 8 proc. oraz redukcji akcyzy do minimalnych poziomów unijnych w ramach programu „Ceny Paliwa Niżej”. Zakładano pozyskanie łącznie 4 mld zł - 3,8 mld zł w 2026 r. i pozostałej kwoty w 2027 r. Sejm zaakceptował również poprawki Senatu wprowadzające limit maksymalnej kwoty podatku do zapłacenia.

Zarząd Orlenu pozytywnie oceniał samą koncepcję rekompensowania wydatków na pakiet CPN z nadmiarowych przychodów firm paliwowych. Ireneusz Fąfara argumentował, że rozwiązanie to leży w interesie firmy, klientów i kraju.

Projekt został jednak skierowany przez prezydenta Karola Nawrockiego do Trybunału Konstytucyjnego w trybie kontroli prewencyjnej. Prezydent wskazywał na zastrzeżenia dotyczące zasady niedziałania prawa wstecz, ponieważ podatek miał obejmować zyski osiągane już od marca 2026 r.

Decyzja prezydenta wywołała reakcję przedstawicieli rządu. Premier Donald Tusk zwrócił uwagę, że zysk netto Orlenu za pierwsze półrocze wzrósł rok do roku o blisko 10,2 mld zł, i skrytykował zablokowanie podatku, który według rządu miał służyć finansowaniu obniżek cen paliw.

Jednocześnie zarówno resort finansów, jak i Ministerstwo Energii sygnalizują możliwość przygotowania nowej wersji windfall tax. Minister finansów Andrzej Domański stwierdził, że kolejne podejście do opodatkowania koncernów paliwowych jest prawdopodobne, choć musi najpierw zakończyć się analiza sytuacji. Minister energii Miłosz Motyka informował z kolei, że rozważanych jest kilka koncepcji nowej daniny.

Co z tego wynika?

Wyniki Orlenu za pierwsze półrocze 2026 r. pokazują skalę poprawy rentowności w warunkach sprzyjających producentom i sprzedawcom paliw. Rekordowe wyniki finansowe podtrzymują polityczną debatę o sposobie podziału nadzwyczajnych zysków powstających w okresach kryzysowych. Pierwsza wersja windfall tax została skierowana do Trybunału Konstytucyjnego, ale przedstawiciele rządu już zapowiadają prace nad kolejnym podejściem do opodatkowania ponadprzeciętnych dochodów branży paliwowej.

Rozwój giełdowych firm z branży surowcowej wymaga mądrego inwestowania pieniędzy i budowania portfela projektów o wysokiej opłacalności. Warto w tym kontekście zwrócić uwagę na prace prowadzone przez notowaną na GPW spółkę GreenX Metals we wschodniej Grenlandii. Spółka pozyskała w tym regionie dwie nowe koncesje rozpoznawcze, powiększając portfel projektu Eleonore North do ok. 2 100 km2 w ramach czterech koncesji.

Choć już w 1983 roku eksperci zalecali dokładniejsze zbadanie wschodniej Grenlandii, projekt ostatecznie nie został wtedy komercyjnie wykorzystany. Przez kolejne dziesięciolecia bogate dane geologiczne leżały w publicznych archiwach rządu Grenlandii. Dopiero cyfrowa obróbka materiałów z badań lotniczych z 2000 roku pozwoliła precyzyjnie wskazać potencjalne złoża, co znacząco obniża koszty początkowych poszukiwań.

Region ten ma złożoną strukturę geologiczną - liczne uskoki przez wieki ułatwiały przepływ magmy i minerałów. W efekcie powstały tam specyficzne formacje granitowe, które według współczesnych analiz mają duży potencjał gospodarczy i mogą budować długoterminową wartość dla akcjonariuszy.

GreenX Metals ma solidne perspektywy

Równolegle inwestorzy giełdowi zwracają uwagę na postępy spółki w projekcie miedziowym Tannenberg w Niemczech. Analiza raportów z 1940 i 1984 roku oraz ponowne zbadanie dawnych próbek skał pozwalają z nowej perspektywy spojrzeć na złoże typu Kupferschiefer. Wstępne badania laboratoryjne potwierdzają obecność miedzi w kluczowych minerałach. Z kolei niezależna ocena technologiczna (wykonana przez MSA Mining Consulting UK) wskazuje, że do wydobycia można użyć tradycyjnej metody flotacji, stosowanej od lat m.in. w kopalniach KGHM, co znacząco zmniejsza ryzyko powodzenia projektu.

Nowoczesne podejście poszukiwawcze GreenX Metals zakłada obecność szeroko rozproszonych stref minerałów. W bliskim sąsiedztwie skał źródłowych występuje wolfram i antymon, a nieco dalej miedź, ołów, cynk oraz srebro. Wolfram i antymon znajdują się na listach surowców strategicznych Unii Europejskiej oraz USA. Ponieważ około 90 proc. światowych dostaw wolframu kontrolują kraje azjatyckie i wschodnie (same Chiny odpowiadają za blisko 80 proc. produkcji i od lutego 2025 roku wprowadzają ograniczenia eksportowe), posiadanie zachodnich złóż drastycznie podnosi rynkową wartość spółki.

GreenX Metals i kwestia arbitrażu

Dodatkowym filarem stabilności finansowej firmy jest pomyślny dla niej przebieg sporu prawnego. Międzynarodowy Sąd Handlowy w Singapurze odrzucił w całości wniosek Polski o unieważnienie wyroku arbitrażowego, utrzymując prawo spółki do odszkodowania za projekty na Lubelszczyźnie. Mimo że strona polska złożyła apelację (która ma zostać rozpatrzona we wrześniu 2026 roku), utrzymanie wyroku w mocy stanowi cenny aktyw i zabezpieczenie interesów akcjonariuszy.

Co z tego wynika?

GreenX Metals buduje wartość na GPW w oparciu o trzy filary: wielkoobszarowe poszukiwania we wschodniej Grenlandii z wykorzystaniem danych cyfrowych, obiecujący projekt miedziowy Tannenberg w Niemczech bogaty w surowce krytyczne (wolfram i antymon), a także zabezpieczenie finansowe w postaci pomyślnie utrzymanego wyroku arbitrażowego przyznającego spółce wielomilionowe odszkodowanie. Wszystko to stwarza potencjalnie ciekawe perspektywy dla inwestorów, choć obarczone sporym ryzykiem.

Wojna uderzyła w eksport siarki

Trwająca od lutego wojna z Iranem, mimo okresowych rozejmów, wyraźnie wpłynęła na globalny rynek chemiczny. Paraliż Cieśniny Ormuz doprowadził do odcięcia szlaku odpowiedzialnego za przepływ 40-50 tys. ton siarki dziennie. To wszystko zakłóciło niemal 47 proc. światowego eksportu morskiego tego surowca oraz odcięło rynki od państw Zatoki Perskiej, generujących 25 proc. globalnej produkcji i połowę handlu morskimi dostawami. Warto zauważyć, że rynek był napięty już wcześniej, a ceny kwasu wzrosły o niemal 500 proc. jeszcze przed wybuchem konfliktu, przy rezerwach producentów sięgających zaledwie od kilku tygodni do 2 miesięcy.

Kryzys uderzył bezpośrednio w rynek kwasu siarkowego - kluczowego komponentu wykorzystywanego w 60 proc. do produkcji nawozów fosforowych, a także niezbędnego w górnictwie do pozyskiwania miedzi (chodzi o około 20 proc. światowego przetwórstwa), niklu (30 proc.), uranu (50 proc.) oraz litu i pierwiastków ziem rzadkich. Skutki podażowe okazały się drastyczne: na kluczowym rynku chińskim notowania siarki skoczyły z poziomu około 3700 juanów (niespełna 2 tys. zł) za tonę na początku roku do rekordowych 7516,67 juanów za tonę w czerwcu, co oznacza potężny wzrost o 205,85 proc. rok do roku. Dodatkowy nacisk na rynek wywarły rygorystyczne zakazy eksportowe siarki wprowadzone przez Rosję, Kazachstan czy Turcję, co trwale ograniczyło globalną podaż surowca.

Grupa Azoty skorzysta na kryzysie siarkowym

Kryzys paraliżujący eksport kwasu siarkowego może być dużą szansą dla Grupy Azoty. Wynika to z pełnej integracji pionowej oraz posiadania własnych zasobów surowcowych. Podczas gdy amerykańscy giganci, tacy jak Mosaic, notowali stratę netto rzędu 258 mln USD i zmuszeni byli ograniczyć produkcję o prawie 2 mln ton fosforanów (stanowiących 10 proc. całej produkcji USA), polski koncern utrzymał stabilność operacyjną. Dzięki eksploatacji złóż siarki rodzimej przez spółkę Siarkopol w ilości ponad 500 tys. ton rocznie, zakłady w Policach i Gdańsku mają zagwarantowany stały dostęp do surowca. W efekcie Polska, będąca unijnym liderem w produkcji związków fosforowych z wynikiem około 450 tys. ton tlenku fosforu V (P2O5) rocznie, zyskuje unikalną możliwość przejmowania udziałów w rynku europejskim i wypełniania luki po wyłączanych instalacjach w innych regionach świata.

Z punktu widzenia inwestycji giełdowych, szansą dla koncernu jest nie tylko stały strumień zysków generowany przez segment surowcowy, ale także odporność modelu biznesowego na wstrząsy zewnętrzne. Utrzymanie stabilnej produkcji przy jednoczesnym elastycznym bilansowaniu polityki cenowej powinno pozwolić spółce zabezpieczyć domowy rynek przed niedoborami.

Jednakże pełny obraz wymaga również uwzględnienia ryzyk, które część analityków sygnalizuje na przełomie czerwca i lipca. Wraz z barierą cenową u części odbiorców końcowych pojawiły się objawy spowolnienia – przykładowo stawki importowe w Ameryce Południowej spadły do 400 - 420 USD za tonę CFR z powodu oporu finansowego kupujących. Najnowsze sygnały z rynku z końca lipca, tj. zakaz eksportu kwasu siarkowego niskiej jakości z Chin, wskazują, że utrzymujące się wysokie koszty surowców wyczerpują możliwości finansowe niektórych przetwórców, ograniczając popyt. Na ostateczne wnioski jest jednak jeszcze zbyt wcześnie, tym bardziej że wojna w Iranie wciąż się tli.

Co z tego wynika?

Podsumowując przebieg kryzysu od lutowego szoku podażowego po lipcowe dostosowania cenowe, Grupa Azoty dysponuje unikalnym fundamentem w postaci własnego surowca, który stanowi rzadką przewagę na rynku europejskim. Integracja surowcowa chroni spółkę przed przestojami produkcyjnymi i otwiera drogę do ekspansji w regionie. Dla inwestorów kluczowym czynnikiem oceny walorów spółki w kolejnych kwartałach będzie zdolność zarządu do pełnego wykorzystania tej przewagi operacyjnej przy jednoczesnym mitygowaniu ryzyk wynikających nie tylko ze słabnącego popytu międzynarodowego, ale także wewnętrznych problemów (zadłużenie, spór ze związkami zawodowymi).

JSW szuka kredytu poza UE

Sytuacja JSW, w którym Skarb Państwa posiada 54,84 proc. udziałów, stała się przedmiotem szczegółowej analizy na posiedzeniu sejmowej Komisji do spraw Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych. Spółka od trzech lat pozostaje nierentowna, a na jej kondycję wpływ mają nie tylko trudne uwarunkowania rynkowe i geopolityczne, ale również regulacje klimatyczne. Unijny system klasyfikacji zrównoważonej działalności, tzw. taksonomia, oraz wymogi dotyczące wskaźników środowiskowych, społecznych i ładu korporacyjnego (ESG) wykluczyły możliwość pozyskania kapitału dla JSW na rynku europejskim. To właśnie dlatego prezes Bogusław Oleksy podkreślał w Sejmie, że gigant poszukuje finansowania z innych regionów świata.

Temat nie jest nowy. Już w marcu br. minister aktywów Wojciech Balczun przyznał otwarcie, że „JSW jest obecnie praktycznie niebankowalna”. W tym samym miesiącu zarząd podkreślił, że spółka koncentruje się na rozmowach z podmiotami działającymi na globalnym rynku finansowym, szukając kapitału tam, gdzie sentyment do paliw kopalnych nie jest obciążony unijnymi dyrektywami. Równolegle do tych doniesień pojawiały się sugestie o tym, że JSW mogłaby zostać zdjęta z giełdy a jej aktywami może być zainteresowany zagraniczny kupiec.

Poszukiwanie inwestorów oraz pożyczkodawców poza granicami Europy stało się kluczowym elementem strategii zarządu, a rozstrzygnięcie dotyczące warunków takiego finansowania zewnętrznego oraz ewentualnego wsparcia ze strony Skarbu Państwa ma nastąpić w ciągu dwóch tygodni.

Równolegle prowadzone są negocjacje z sektorem bankowym w sprawie odroczenia spłat i wydłużenia okresu spłaty dotychczasowego kredytu opiewającego na blisko 1,4 mld zł, które mają zakończyć się do końca sierpnia. Przedsiębiorstwo posiłkuje się także umowami przedpłat opiewającymi obecnie na kwotę około 500 mln zł. Wobec deficytu środków podjęto decyzję o czasowym ograniczeniu inwestycji operacyjnych, kierując bardzo ograniczony strumień pieniądza wyłącznie na przedsięwzięcia wydobywcze generujące dodatnią marżę.

JSW: Rządowe kroplówki

Podstawowym filarem krajowego wsparcia ma być pożyczka w wysokości 850 mln złotych z Agencji Rozwoju Przemysłu, dla której Walne Zgromadzenie ustanowiło wymagane zabezpieczenia 8 czerwca. Uruchomienie tego finansowania stało się możliwe dzięki nowelizacji przepisów o systemie instytucji rozwoju, a resorty aktywów państwowych, finansów i gospodarki przygotowują emisję obligacji przeznaczonych na ratowanie spółki. Całościowy plan domknięcia finansowania na bieżący rok wymaga jednak pozyskania łącznie około dwóch mld zł. Sytuację płynnościową skomplikowało przesunięcie terminu podpisania ostatecznej umowy sprzedaży udziałów w Przedsiębiorstwie Budowy Szybów oraz Jastrzębskich Zakładach Remontowych z końca czerwca na koniec lipca. Mimo wypłaty 400 mln zł zaliczki, opóźnienie to wstrzymało dopływ pozostałych 600 mln zł z całkowitej wartości transakcji szacowanej na ponad mld złotych.

JSW: Program osłonowy dla załogi

Mimo skonsolidowanej straty netto za 2025 rok sięgającej 6,25 mld zł przy ujemnym wyniku EBITDA na poziomie niemal 5 mld zł, w pierwszym kwartale br. zanotowano pewną poprawę efektywności i spadek straty netto do poziomu 615,9 mln zł. Szeroka baza produkcyjna spółki obejmuje kopalnie Borynia-Zofiówka, Budryk, Knurów-Szczygłowice oraz Pniówek, które w 2025 roku wyprodukowały ponad 13 mln ton węgla i 3,2 mln ton koksu. Kluczowym elementem wdrażanego programu naprawczego stało się porozumienie ze stroną społeczną przynoszące ograniczenie kosztów pracy o ponad 1,2 mld zł w latach 2026–2027. Na mocy znowelizowanej ustawy górniczej oraz umowy dotacyjnej z Ministerstwem Energii uruchomiono osłony społeczne, w tym urlopy górnicze płatne na poziomie 80 proc. wynagrodzenia oraz jednorazowe odprawy w wysokości 170 tys. zł. Z odpraw skorzystało dotychczas od 526 do 700 osób, natomiast na urlopy przeszło ponad tysiąc pracowników z grupy około czterech tysięcy osób uprawnionych.

JSW: Zobowiązania publicznoprawne

Rosnąca presja finansowa przekłada się na poważne zaległości płatnicze, w tym odroczenie składek pracowniczych przez ZUS, przy czym łączne zadłużenie wobec ZUS sięga mld złotych. Równocześnie zaległości wobec bezpośrednich dostawców przekroczyły 600 mln złotych, wywołując niedobory materiałów eksploatacyjnych w rejonach podziemnych, w tym pyłu kamiennego, elementów obudowy górniczej oraz paliwa do kolejek spągowych. Braki te stwarzają bezpośrednie zagrożenie dla bezpieczeństwa pracy i ciągłości wydobycia, skłaniając związki zawodowe do zapowiedzi interwencji w Wyższym Urzędzie Górniczym. Dialog wewnętrzny utrudnia wysoki wskaźnik uzwiązkowienia sięgający 180 proc. w ramach 83 organizacji związkowych oraz oddelegowanie 112 pracowników do działalności związkowej.

Co dalej?

Kluczowe decyzje dotyczące JSW powinny zapaść w ciągu kilku tygodni. W praktyce może chodzić o koniec wakacji (przełom sierpnia i września). To właśnie wtedy poznamy szczegółowe warunki potencjalnego finansowania zagranicznego, a być może doczekamy się finalizacji przelewów wynikających z umowy ARP. To wszystko jednak kwestie regulujące funkcjonowanie JSW do końca roku. Dotąd nie zarysowano scenariusza precyzującego dalszy los giganta.

Windfall tax miał pokryć koszty CPN

Decyzja prezydenta Karola Nawrockiego o przekazaniu ustawy o podatku od nadzwyczajnych zysków (tzw. windfall tax) do Trybunału Konstytucyjnego mocno skomplikowała sytuację krajowego budżetu. Głowa państwa argumentowała swoją decyzję poważnymi wątpliwościami prawnymi, wskazując na naruszenie fundamentu państwa prawa i złamanie reguły lex retro non agit, ponieważ podatkiem miały zostać objęte dochody uzyskiwane wstecz, już od początku marca 2026 roku. Ten konkretny krok prezydenta od razu zablokował spodziewane wpływy do budżetu w wysokości około 4 mld zł. Środki te rząd zamierzał przeznaczyć na pokrycie ubytku dochodów powstałego po zastosowaniu pakietu CPN, czyli tymczasowego obniżenia stawki VAT do 8 proc. oraz redukcji akcyzy na paliwa.

Branża paliwowa zaatakowała windfall tax

Próba nałożenia nowej daniny wywołała opór w branży paliwowej jeszcze przed decyzją prezydencką. Przedsiębiorcy podkreślali, że polskie rozwiązanie było znacznie surowsze niż wytyczne Unii Europejskiej np. próg udziału przychodów z działalności związanej z paliwami kopalnymi, kwalifikujący firmy do objęcia podatkiem, obniżono z unijnych 75 proc. do zaledwie 20 proc., przez co nową daniną objęto około 20–30 podmiotów, w tym prywatnych dystrybutorów.

Skrytykowano również brak wyłączenia sprzedaży eksportowej oraz przyjęcie tylko jednego roku jako bazy do wyliczenia marży referencyjnej, zamiast powszechnej w Europie średniej czteroletniej. Spór doprowadził do głębokiego kryzysu w organizacji branżowej POPiHN i zawieszenia w niej członkostwa przez Orlen. Mimo że na etapie rządowym obniżono stawkę podatku z 75 do 60 proc., a Senat powiązał limit podatku z całkowitym dochodem firmy z jej podstawowej działalności gospodarczej, sektor wciąż ostrzegał przed zagrożeniem dla swojej płynności finansowej i inwestycji.

Globalny rynek paliw na zakręcie

Tymczasem światowy rynek paliw po wznowieniu działań wojennych w Iranie znów znalazł się na zakręcie. Paraliż kluczowych szlaków morskich, w tym Cieśniny Ormuz i Morza Czerwonego, ograniczył globalny transport ropy o około 1/5. Równolegle ukraińskie ataki dronów wyłączyły z użytku 20–27 proc. mocy przerobowych rosyjskich rafinerii, redukując ich moce do najniższego poziomu od ponad dwóch dekad. Sytuacji nie odbudowuje nawet produkcja w USA, gdzie rafinerie pracują na maksymalnym poziomie przerobu sięgającym 96,1 proc., podczas gdy komercyjne i strategiczne rezerwy ropy spadły do historycznych minimów. Rezerwa Strategiczna USA spadła do poziomu 311 mln baryłek, co stanowi najniższy wynik od 1983 roku.

W obecnych warunkach wystarczy jakikolwiek nieprzewidziany impuls – awaria techniczna, klęska żywiołowa czy dalsza eskalacja militarna – mogą wywołać reakcję łańcuchową.

Ryzyko powtórki CPN

Prezydent wywrócił stolik windfall tax z kilkoma mld zł od spółek paliwowych. To miały być wpływy budżetowe, które pokryłyby wydatki poniesione przez rząd na CPN. Tymczasem problem się pogłębia. Wojna w Iranie znów się nasila, mamy maksymalne obciążenie rafinerii w USA i 20 proc. wyłączeń rafinerii w Rosji z powodu ukraińskich ataków. Wystarczy jedna iskra i rynki stracą stabilność. Skąd wziąć pieniądze na nowy pakiet osłonowy jeśli pojawi się taka potrzeba? Dziś brakuje pieniędzy nawet na pokrycie rachunku za wygaszony mechanizm CPN…

JSW: anatomia upadku

Gwałtowne załamanie rynkowe i spadek wycen węgla koksującego z poziomu ponad 1500 zł do niecałych 700 zł za tonę w pierwszej połowie 2025 roku obnażyły słabości modelu biznesowego JSW. Załamaniu przychodów towarzyszył wcześniejszy skokowy wzrost wydatków operacyjnych, w ramach którego nakłady pracownicze wzrosły w latach 2021–2023 o niemal 3/4.

Efektem tego splotu wydarzeń była skonsolidowana strata netto Grupy JSW za 2025 rok sięgająca aż 6,25 mld zł przy ujemnym wyniku EBITDA na poziomie niemal 5 mld zł. Choć w pierwszym kwartale br. zanotowano pewne wyhamowanie dynamiki strat do kwoty niespełna 616 mln zł, a w drugim kwartale wyceny węgla koksującego i koksu nieznacznie wzrosły (osiągając odpowiednio 767,40 zł oraz 993,58 zł za tonę dla odbiorców zewnętrznych), kondycja firmy pozostaje krytyczna.

Obecnie przedsiębiorstwo funkcjonuje w trybie „zarządzania doraźnego” borykając się z dotkliwą luką płynnościową. Zaległości spółki wobec ZUS osiągnęły poziom 1 mld zł, natomiast długi wobec bezpośrednich dostawców przekraczają 600 mln zł. Ten ostatni element uderza w bieżące funkcjonowanie kopalń. Brak płatności dla kontrahentów skutkuje niedoborami pyłu kamiennego, paliwa do kolejek spągowych oraz elementów obudowy górniczej, co zagraża ciągłości wydobycia i stwarza bezpośrednie ryzyko dla bezpieczeństwa pracy pod ziemią.

JSW: redukcja zatrudnienia

Plan ratunkowy JSW opiera się na zewnętrznym zastrzyku kapitału oraz redukcji zatrudnienia, które pod koniec 2025 roku wynosiło 20 488 osób. Walne zgromadzenie wyraziło zgodę na zabezpieczenia pod pożyczkę z ARP w wysokości 850 mln zł, a rząd przygotowuje program emisji obligacji. Jednocześnie spółka czeka na sfinalizowanie transakcji sprzedaży udziałów w Przedsiębiorstwie Budowy Szybów oraz Jastrzębskich Zakładach Remontowych na rzecz ARP za ponad 1 mld zł. Przesunięcie terminu podpisania umowy z końca czerwca na koniec lipca wstrzymuje wypłatę pozostałych 600 mln zł.

W obszarze kosztów pracowniczych wdrażany jest program transformacji na lata 2026–2031. Na mocy porozumień z resortem energii uruchomiono osłony, z których od lipca korzysta ponad 1,1 tys. osób przebywających na urlopach górniczych (płatnych w wysokości 80 proc. pensji) oraz kilkaset osób pobierających jednorazowe odprawy w kwocie 170 tys. zł. Sumaryczny efekt tych działań ma przynieść firmie 1,2 mld zł oszczędności w latach 2026–2027.

JSW: związki zawodowe rosnącym problemem

Na trudną sytuację w spółce wpływa fakt, że w strukturach grupy działa aż 135 niezależnych organizacji związkowych. Przy niemal 38 tys. członków wskaźnik uzwiązkowienia w grupie skoczył do poziomu 123,6 proc. Mimo, że w lutym br. zarząd zdołał zawrzeć ze stroną społeczną porozumienie dotyczące ograniczenia kosztów pracy, relacje pozostają niezwykle napięte.

Oliwy do ognia dolały czerwcowe publiczne wypowiedzi ministra aktywów państwowych, Wojciecha Balczuna na temat 8-krotnie wyższych kosztów wydobycia węgla w JSW w porównaniu z konkurencją. Przedstawiciele załogi odrzucili te zarzuty domagając się sprostowania porównania do krajów o odmiennych standardach pracowniczych.

W cieniu wielkich sporów politycznych i miliardowych strat w samej załodze narasta rozczarowanie postawą dotychczasowych działaczy. Mimo funkcjonowania setki central i ponoszenia ogromnych nakładów na aparat związkowy, dotychczasowe struktury okazały się nieskuteczne w rozwiązywaniu elementarnych problemów codziennych. Na tym tle wyrosła oddolna inicjatywa na terenie kopalni Knurów. W Ruchu Knurów grupa górników ścianowych pod przewodnictwem Mateusza Demczuka powołała komitet założycielski Wolnego Związku Zawodowego „Sierpień 80”. O sprawie poinformował 9 lipca sam Demczuk.

Czy w gąszczu związków da się uratować spółkę?

Pojawienie się kolejnego podmiotu reprezentacyjnego w zakładzie stojącym na krawędzi finansowej rodzi głęboki paradoks. Z jednej strony powstanie nowego związku jest naturalną reakcją załogi na bezradność dotychczasowych, kosztownych struktur w sprawach podstawowego BHP. Z drugiej strony oznacza to dostawienie kolejnego krzesła do i tak już przepełnionego stołu strony społecznej.

W sytuacji, gdy JSW generuje wielomiliardowe straty, posiada miliardową zaległość w ZUS i musi walczyć o odzyskanie płynności poprzez trudne programy osłonowe oraz pożyczki z instytucji państwowych, dbanie o spójność działań restrukturyzacyjnych staje się sprawą kluczową. Dalsze rozdrobnienie reprezentacji pracowniczej zwiększa ryzyko paraliżu decyzyjnego i wydłuża proces uzgadniania niezbędnych oszczędności.

Pozycja Chile jako producenta odpowiadającego za około 1/4 światowego wydobycia miedzi sprawia, że wszelkie anomalie pogodowe w tym kraju odbijają się szerokim echem na całym globie. Współczesny przemysł opierający się na OZE, produkcji pojazdów elektrycznych, systemach klimatyzacyjnych oraz rozbudowie nowoczesnych centrów danych, jest niezwykle wrażliwy na stabilność dostaw tego surowca.

Sytuację komplikuje fakt, że chilijski sektor wydobywczy już wcześniej zmagał się z długofalowymi wyzwaniami, takimi jak spadająca jakość rudy czy trudności operacyjne, co zmuszało przedsiębiorstwa do ponoszenia ogromnych nakładów inwestycyjnych w celu samego podtrzymania dotychczasowych poziomów produkcji. W tak napiętym otoczeniu rynkowym nadejście fali ekstremalnych opadów deszczu i śniegu zintensyfikowało obawy inwestorów o podaż czerwonego metalu.

Ceny miedzi rosną przez sytuację w Chile

Bezpośrednim efektem doniesień o podtopieniach kopalń oraz restrykcjach w ruchu statków był widoczny wzrost cen miedzi na najważniejszych parkietach świata. Na Londyńskiej Giełdzie Metali cena miedzi w dostawach trzymiesięcznych wzrosła, plasując się powyżej poziomu 13526 USD za tonę, co wpisuje się w szerszy trend wzrostowy, w ramach którego surowiec ten zyskał od początku roku niemal 9 proc.

Podobną tendencję odnotowano na nowojorskiej giełdzie Comex, gdzie stawki wzrosły o niecałe 0,2 proc. do poziomu ponad 6,2 USD za funt, a także w Szanghaju, gdzie cena osiągnęła pułap 104,020 juanów za tonę. Maklerzy i inwestorzy z uwagą analizowali napływające z Ameryki Południowej komunikaty, starając się oszacować stopień przełożenia lokalnych problemów logistycznych na płynność międzynarodowych łańcuchów dostaw.

Skala zagrożenia wynikająca z faktu, że region nawiedziła seria połączonych frontów atmosferycznych, a nie pojedyncza, krótkotrwała nawałnica, skłoniła chilijskie władze do podjęcia natychmiastowych działań prewencyjnych. Minister gospodarki i górnictwa, Daniel Mas zwołał pilne spotkanie z przedstawicielami największych koncernów sektora, takich jak Codelco, Antofagasta oraz Teck Resources, w celu szczegółowej weryfikacji planów awaryjnych. Równolegle państwowy regulator Sernageomin aktywował komitet kryzysowy ukierunkowany na monitorowanie ryzyka lawin błotnych i osuwisk ziemi, które mogłyby zagrozić wyrobiskom odkrywkowym, zalać infrastrukturę drogową lub zniszczyć linie przesyłowe koncentratu.

KGHM prawdopodobnie uniknął problemów

Podczas gdy północne dystrykty górnicze kraju, w których swoje operacje prowadzi między innymi KGHM, pozostały całkowicie poza zasięgiem żywiołu i funkcjonowały w pełni normalnie, zakłady w środkowej części Chile musiały wdrożyć rygorystyczne procedury bezpieczeństwa.

Państwowe przedsiębiorstwo Codelco podjęło decyzję o całkowitym wstrzymaniu prac na powierzchni w kopalni Andina, zlokalizowanej na północny wschód od Santiago, a obfite opady śniegu zalegające na zboczach wymusiły również przerwanie transportu rudy z odkrywki El Teniente. Z kolei firma Anglo American dostosowała bieżące operacje w kompleksie Los Bronces do dynamicznie zmieniających się warunków, zapewniając jednocześnie o stabilności swoich obiektów. Ograniczenia dotknęły także flagową kopalnię Los Pelambres należącą do Antofagasty, gdzie prewencyjnie zredukowano aktywność personelu niezwiązanego z zadaniami krytycznymi oraz czasowo ograniczono swobodę dostępu do infrastruktury górniczej. Dodatkowym utrudnieniem stały się decyzje administracji morskiej, która ze względu na sztormową pogodę i porywisty wiatr wprowadziła limitacje w ruchu jednostek pływających w kilku portach środkowego Chile.

Co z tego wynika?

Zimowy paraliż, który dotknął Chile, uwypuklił znaczenie tego państwa dla globalnej gospodarki. Co prawda zdolność chilijskich przedsiębiorstw do szybkiego wdrożenia planów awaryjnych pozwoliła uniknąć katastrofy infrastrukturalnej, jednak zakłócenia w portach i kopalniach wywołały natychmiastową reakcję spekulacyjną na giełdach. Długofalowe skutki tego wydarzenia nie są jeszcze jasne, ale najprawdopodobniej ominęły kopalnię Sierra Gorda, która znajduje się w północnej części kraju i jest najbardziej rentownym projektem KGHM.

Widmo strajku generalnego

Wewnętrzne napięcia w Grupie Azoty osiągnęły punkt krytyczny, grożąc całkowitym wstrzymaniem produkcji w kluczowych fabrykach chemicznych w kraju. Pracownicy zrzeszeni w strukturach NSZZ „Solidarność” reprezentujący zakłady w Puławach, Policach, Kędzierzynie, Tarnowie oraz Siarkopolu ogłosili zaostrzenie działań i oficjalnie weszli w stan pogotowia strajkowego. W przypadku Siarkopolu otwarty spór zbiorowy i mediacje trwają już od maja 2026 roku, natomiast w pozostałych lokalizacjach zarządy otrzymały zaledwie siedem dni na akceptację twardych warunków załogi pod groźbą natychmiastowego wejścia w procedury sporów zbiorowych.

Związkowcy kategorycznie sprzeciwiają się dalszemu przerzucaniu kosztów błędnych decyzji zarządczych na pracowników, którzy od trzech lat ponoszą niemal wyłączny ciężar ratowania przedsiębiorstwa. Wśród wspólnych i fundamentalnych żądań wysuniętych przez stronę społeczną znalazły się:

• Natychmiastowa podwyżka wynagrodzenia zasadniczego o 1500 zł netto dla każdego zatrudnionego, płatna najpóźniej od 1 września z wyrównaniem od czerwca 2026 roku.

• Pełne odwieszenie Zakładowych Układów Zbiorowych Pracy (ZUZP) z początkiem września oraz przywrócenie wszystkich zamrożonych świadczeń pracowniczych.

• Zatrzymanie jednostronnych zmian w strukturach organizacyjnych firmy i wprowadzenie obligatoryjnej procedury konsultacji zmierzającej do zawierania porozumień przed wdrażaniem reform.

• Bezwzględne przestrzeganie obowiązków informacyjnych dotyczących sytuacji finansowej i planowanych decyzji biznesowych przed ich oficjalnym ogłoszeniem.

Związkowcy podkreślają, że podczas gdy ich płace i prawa są zamrażane (a część pracowników zarabia poniżej płacy minimalnej), zarząd wydał w 2025 roku blisko 100 mln złotych na zewnętrzne usługi doradcze i prawne, wypłaca sowite odprawy rotującym dyrektorom i mnoży nowe stanowiska kierownicze.

Puławy: epicentrum buntu

Najsilniejszy opór społeczny ogniskuje się w Puławach, gdzie pracownicy otwarcie obawiają się utraty autonomii finansowej i decyzyjnej oraz marginalizacji tamtejszego zakładu na rzecz centrali w Tarnowie. Działające tam organizacje związkowe przedstawiły prezesowi listę aż 13 szczegółowych żądań.

Obok postulatów płacowych i powstrzymania centralizacji, puławska załoga domaga się m.in. wypłaty nagrody w wysokości średniej krajowej z okazji jubileuszu 65-lecia firmy, natychmiastowego uregulowania funduszu socjalnego (w tym zwrotu całości kwoty ze sprzedaży ośrodka Jawor) oraz wypłaty jednorazowych rekompensat za niewypłacone premie z początku roku.

Niezwykle zapalnym punktem jest również stan techniczny instalacji produkcyjnych. Ostatnie niekontrolowane emisje tlenków azotu wywołały głębokie zaniepokojenie mieszkańców i załogi. Pracownicy regularnie zgłaszają usterki urządzeń (np. w laboratoriach), które zagrażają bezpośrednio ich życiu, dlatego związki żądają pilnego przeprowadzenia niezależnego audytu bezpieczeństwa i ujawnienia jego wyników.

Grupa Azoty: zadłużenie i walka o płynność

Tłem dla narastającego buntu społecznego jest dramatyczna kondycja finansowa całej grupy, której historyczne zadłużenie urosło do poziomu kilkunastu mld złotych. Choć ubiegłoroczne sprawozdania finansowe wykazały gigantyczną stratę netto przekraczającą 5,1 mld zł (pokrytą z kapitału zapasowego), w strukturze bilansu zaczynają pojawiać się pierwsze, niezwykle kruche symptomy stabilizacji. Rok zamknął się dodatnim wynikiem EBITDA na poziomie 322,7 mln zł, a pierwszy kwartał 2026 roku przyniósł segmentowi chemicznemu dodatnie wskaźniki rentowności operacyjnej po raz pierwszy od końca 2023 roku. W tym samym okresie zakłady w Puławach osiągnęły 1,1 mld zł przychodów i zysk netto rzędu 27,4 mln zł, co stanowi znaczącą poprawę wobec wielkich strat z poprzedniego roku.

Aby uniknąć bankructwa, zarząd realizuje głęboki program restrukturyzacji pod nazwą „Nowe Horyzonty” oraz prowadzi trudne negocjacje z konsorcjum banków (w tym PKO BP i BGK) oraz instytucjami międzynarodowymi takimi jak EBI i EBOR. Podpisane porozumienia standstill zapewniają spółce ochronę przed roszczeniami wierzycieli jedynie do 30 września. Aby sfinalizować długoterminowy układ restrukturyzacyjny, konieczne jest ustanowienie zabezpieczeń hipotecznych na majątku firmy oraz wdrożenie drastycznych oszczędności, co bezpośrednio uderza w fundusz płac i wywołuje obecne protesty.

Dodatkowym balastem finansowym pozostaje sprawa inwestycji w Polimery Police, która pochłonęła ponad 8 mld zł, nie została oddana do komercyjnej eksploatacji i stała się przedmiotem prokuratorskiego śledztwa w sprawie wyrządzenia wielomilionowej szkody majątkowej. W ramach desperackiej walki o gotówkę, spółce udało się zabezpieczyć około pół mld zł z gwarancji bankowych wykonawcy. Kolejnym kluczowym krokiem ratunkowym jest planowana sprzedaż spółki Polyolefins koncernowi Orlen za kwotę 1,13 mld zł. Zarząd potwierdził akcjonariuszom, że całość uzyskanych środków zostanie niezwłocznie przeznaczona na spłatę wierzycieli objętych układem oraz uregulowanie zaległych zobowiązań pozaukładowych i długu wobec generalnego wykonawcy (HEC) w kwocie 118 mln zł.

Unijny kryzys nawozowy

Paraliż finansowy i strajkowy zbiega się z krytycznym momentem dla europejskiego rolnictwa. Napięcia na Bliskim Wschodzie – w tym konflikt USA i Izraela z Iranem oraz blokada cieśniny Ormuz – odcięły Europę od tradycyjnych rynków importowych, grożąc jesienią drastycznymi niedoborami nawozów sztucznych. W połączeniu z unijnymi cłami i ograniczeniem importu tanich produktów z Rosji, popyt na rodzimą chemię gwałtownie rośnie, dając polskim zakładom realną szansę na wyjście z kryzysu dzięki wysokim marżom handlowym.

Sukces tego scenariusza wisi jednak na włosku. Jeśli zarząd nie zdoła porozumieć się ze związkami zawodowymi i dopuści do eskalacji protestów w kierunku strajku generalnego, zatrzymanie produkcji w dobie najwyższego popytu pogłębi zapaść finansową spółki i zaprzepaści historyczną szansę na rynkowe odbicie.

Dekarbonizacja czy ucieczka biznesu?

EU ETS znalazł się w punkcie zwrotnym, zmagając się z głębokim kryzysem zaufania. Narzucony przedsiębiorstwom z określonych branż obowiązek płacenia za emitowane CO2, co prawda ma pozytywny wpływ środowiskowy, ale przekłada się także na olbrzymie koszty. Według Warsaw Enterprise Institute system obciąża polską gospodarkę kwotą sięgającą nawet 12,87 mld euro rocznie.

Sytuacja ta stawia krajowe i unijne firmy w skrajnie niekorzystnej pozycji wobec konkurentów ze Stanów Zjednoczonych i Chin, rodząc realne ryzyko ucieczki produkcji poza granice UE. Przykładowo cena tony CO2 w chińskim odpowiedniku EU ETS to 10-15 USD a w Unii Europejskiej około 80 euro.

Dotychczasowym instrumentem osłonowym dla biznesu była pula bezpłatnych pozwoleń na emisje, która miała chronić rodzimy przemysł. Bruksela dąży jednak do systematycznego ograniczania darmowych alokacji, chcąc w ten sposób zmusić przedsiębiorstwa do wdrażania technologii niskoemisyjnych. Ta polityka wywołuje stanowczy opór – organizacje zrzeszające przemysł otwarcie ostrzegają przed widmem masowych zwolnień i bankructw, wskazując, że dotychczasowe unijne instrumenty ochronne są jedynie fasadowe i nie przynoszą realnej ulgi.

Pod wpływem tej presji Komisja Europejska przygotowuje się do ustępstw, rozważając przedłużenie przyznawania bezpłatnych uprawnień poza pierwotnie planowaną granicę 2034 r. dla sektorów objętych mechanizmem CBAM (tzw. cła węglowego), co mogłoby potrwać nawet przez całą kolejną dekadę. Zgoda na to ma być jednak obwarowana twardym warunkiem nakazującym firmom realizowanie inwestycji transformacyjnych wyłącznie na terytorium Unii.

Nowa architektura ETS

Planowane modyfikacje systemu EU ETS, choć przez część analityków oceniane jedynie jako drobne korekty, a nie fundamentalna rewolucja strukturalna, niosą ze sobą istotne konsekwencje finansowe i operacyjne. Najważniejsza dyskusja toczy się wokół tempa redukcji ogólnego pułapu emisji. Choć Komisja Europejska usiłuje utrzymać kurs na redukcję emisji o 90 proc. do 2040 roku, to jednocześnie planuje wydłużyć proces wycofywania uprawnień z rynku. Zamiast całkowitego wygaszenia puli do końca lat trzydziestych, nowe ramy prawne zakładają emisję pozwoleń także w latach czterdziestych. Przełoży się to na obniżenie współczynnika liniowej redukcji (LRF), który obecnie wynosi ponad 4 proc. Bruksela wysyła sygnały, że spadek ten nie będzie drastyczny, niemniej szacunki ekspertów mocno się różnią – pojawiają się propozycje obniżenia LRF do poziomu około 3,4 proc. lub poszukiwania kompromisu w szerokim przedziale między 2,2 proc. a 4,3 proc. Sytuacja ta budzi duże obawy środowisk ekologicznych, które alarmują, że spadek tego współczynnika poniżej granicy 4 proc. pozbawi przedsiębiorstwa bodźców finansowych do przechodzenia na ekologiczne rozwiązania i uderzy w podmioty, które już poniosły gigantyczne koszty dekarbonizacji.

Reforma ma również zmienić sposób dystrybucji środków finansowych generowanych przez system. Dotychczasowe statystyki pokazują rażącą dysproporcję – niemal 4/5 wpływów zasilało bezpośrednio budżety państw członkowskich, podczas gdy na faktyczną transformację przemysłową trafiało zaledwie 5 proc. tych funduszy. Nowe przepisy mają zmusić stolice do realnego wspierania sektorów objętych restrykcjami, co już teraz zapowiada ostry opór ze strony niektórych rządów.

Aby złagodzić te napięcia i wspomóc branże najtrudniejsze do zmodernizowania, Unia planuje uruchomienie specjalnego instrumentu inwestycyjnego o wartości 30 mld euro, zasilanego ze sprzedaży 400 mln uprawnień, który ma stać się fundamentem dla przyszłego, 100-miliardowego Banku Dekarbonizacji Przemysłu. Jednocześnie rozważa się otwarcie systemu na krajowe, certyfikowane technologie pochłaniania CO2 oraz włączenie do ETS nowych obszarów, w tym lotów międzykontynentalnych, mniejszych jednostek morskich czy spalarni odpadów. Takie rozszerzenie sprawiłoby, że po 2030 roku rolnictwo pozostałoby jedynym kluczowym sektorem wolnym od bezpośrednich opłat emisyjnych.

Tarcia polityczne i walka o polski interes

W Polsce unijna polityka klimatyczna wyznacza oś najgłębszych podziałów politycznych, generując zupełnie odmienne wizje obrony interesów narodowych. Strona rządowa koncentruje się na działaniach osłonowych wewnątrz unijnego systemu, postulując wstrzymanie wdrożenia tzw. systemu ETS2 dla budownictwa i transportu, aby uchronić najuboższych obywateli przed gwałtownym wzrostem kosztów codziennego życia. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zabiega także o zwiększenie wsparcia dla ciepłownictwa oraz darmowych pul dla sektorów energochłonnych i obronnych.

Z kolei opozycja domaga się natychmiastowego zerwania z systemem i jednostronnego wyjścia z ETS, co eksperci uznają za krok będący wstępem do opuszczenia struktur unijnych. Swoje postulaty zgłasza również ośrodek prezydencki, proponując wprowadzenie sztucznych mechanizmów ograniczania cen uprawnień, choć koncepcja ta ze względu na wymóg jednomyślności podatkowej w UE uchodzi za mało realną.

Mimo wewnętrznych sporów Warszawa stara się aktywnie budować dyplomatyczne koalicje w Europie, by zyskać mocniejszą pozycję przetargową w nadchodzących negocjacjach. W ramach nieformalnych sojuszy Polska współpracuje z największymi unijnymi gospodarkami w celu ograniczenia spekulacji cenowych na rynku uprawnień, a także inicjuje spotkania państw Europy Środkowo-Wschodniej. Działania te przynoszą już pierwsze sukcesy proceduralne, takie jak poparcie postulatu, by darmowe uprawnienia regulować w odrębnym, szybszym akcie prawnym, czy obietnica Brukseli dotycząca weryfikacji wskaźników emisji. Głównym celem rządu pozostaje jednak maksymalne zabezpieczenie środków z Funduszu Modernizacyjnego, z którego Polska planuje pozyskać kilkanaście mld euro na cele proekologiczne. Wszystkie te kwestie będą kluczowym elementem zbliżających się, trudnych negocjacji nad nowym budżetem unijnym, których finalizacja w Parlamencie Europejskim i Radzie planowana jest na początek 2027 roku, przed ostatecznym wejściem w życie nowych przepisów w 2028 roku.

CEPS: Przełomowa decyzja NATO

Niedawny szczyt NATO w Ankarze przyniósł przełomowe rozstrzygnięcia w obszarze logistyki i obronności. Sekretarz generalny NATO, Mark Rutte ogłosił historyczny krok polegający na przeznaczeniu 27 mld euro na modernizację oraz rozbudowę istniejącej infrastruktury magazynowania i dystrybucji paliw, w tym budowę nowych rurociągów skierowanych na wschód.

Dla Polski, która stała się członkiem Sojuszu w 1999 roku, a do tej pory nie została połączona z tym systemem, decyzja ta ma znaczenie fundamentalne. Choć główny ciężar finansowania tych instalacji spadnie na kraje-gospodarzy, finansowe wsparcie ze strony NATO pozwoli zmodernizować i rozwinąć sieć rurociągów paliwowych CEPS (Central European Pipeline System) bezpośrednio w kierunku wschodniej flanki Paktu Północnoatlantyckiego.

Polskie władze, w tym minister obrony narodowej Władysław Kosiniak-Kamysz oraz wiceminister Cezary Tomczyk, potwierdzili pozytywne zakończenie wielomiesięcznych zabiegów dyplomatycznych, podczas których przekonywano m.in. Francję oraz Hiszpanię do strategicznej wagi tego projektu. Według wstępnych doniesień medialnych koszt samego polskiego odcinka może sięgać około 4 mld zł.

Czym jest CEPS?

System CEPS powstał w okresie zimnej wojny i stanowi obecnie największą część szerszego NATO Pipeline System, który obejmuje ponad 10 tys. km linii przesyłowych zlokalizowanych w 12 państwach. Sam podsystem CEPS liczy łącznie ponad 5 tys. km i funkcjonuje głównie na obszarze Francji, Belgii, Holandii, Luksemburgu i Niemiec. Co ciekawe, wschodnie Niemcy ze względów historycznych również nie są obecnie bezpośrednio połączone z zachodnią częścią CEPS, dlatego rozbudowa sieci na wschód leży w bezpośrednim interesie Berlina, zwłaszcza w kontekście zwiększania obecności wojsk niemieckich w krajach bałtyckich.

W czasie pokoju infrastruktura ta nie będzie bezużyteczna. CEPS obsługuje wtedy rynek cywilny, zaopatrując przede wszystkim lotniska, co pomaga finansować koszty jej utrzymania. Wpływy od klientów biznesowych pokrywają niemal 90 proc. rocznych kosztów operacyjnych szacowanych na około 180 mln euro. Nowe instalacje mogą w warunkach pokojowych wspierać lotnictwo cywilne, transport paliw syntetycznych oraz wzmacniać rynkową rolę podmiotów takich jak notowane na GPW: Orlen i Unimot.

CEPS to szansa dla spółek GPW

Planowana rozbudowa sieci przesyłowej NATO to gigantyczna szansa dla podmiotów notowanych na GPW. Analizując potencjalnych beneficjentów, inwestorzy muszą precyzyjnie ocenić dotychczasowe portfolio oraz zdolności inżynieryjne poszczególnych spółek. Głos w tej sprawie zabrał dr Damian Kaźmierczak, wiceprezes, członek zarządu i główny ekonomista Polskiego Związku Pracodawców Budownictwa. W rozmowie ze Strefą Inwestorów ekspert jednoznacznie ocenia skalę tego przedsięwzięcia: „Informacja o rozbudowie systemu paliwowego CEPS to bardzo dobra wiadomość dla krajowej branży budowlanej, która będzie musiała tę infrastrukturę na terenie Polski zbudować.”

Kaźmierczak wskazuje bezpośrednio na warszawski parkiet i radzi, czym się kierować przy selekcji podmiotów: „Na warszawskim parkiecie nie brakuje potencjalnych beneficjentów tego projektu. W ich poszukiwaniach zwracałbym szczególną uwagę na trzy aspekty. Pierwszym z nich jest specyficzne doświadczenie techniczne w obszarze magazynowania paliw płynnych. Po pierwsze, czy spółka ma doświadczenie w rozbudowie baz paliwowych dla cywilnego PERN, ponieważ poziom skomplikowania inwestycji paliwowych pod względem inżynieryjnym będzie bardzo podobny.”

Drugi istotny aspekt dotyczy kompetencji w zakresie przesyłania węglowodorów za pomocą rurociągów: „Po drugie, czy spółka potrafi budować gazociągi, na przykład dla Gaz-Systemu, bo układanie podziemnych rur służących do transportu gazu lub paliwa jest w swojej istocie bardzo podobne.” Trzecim, niezwykle rzadkim i pożądanym atutem jest wcześniejsza współpraca z sektorem obronnym. Według wiceprezesa PZPB: „Inwestycje wojskowe rządzą się bowiem swoimi prawami.” Do realizacji takich zadań konieczne jest spełnienie restrykcyjnych norm formalnych oraz posiadanie specyficznych uprawnień. Jak wyjaśnia ekspert: „Bardzo istotne są w tym przypadku dobre relacje i umiejętność prowadzenia biznesowego dialogu z wojskiem oraz posiadanie odpowiednich certyfikatów bezpieczeństwa, bez których nie można realizować inwestycji dla Wojska Polskiego i NATO.”

Realia wojskowych kontraktów

Wyłonienie partnerów do budowy rurociągów NATO nie będzie przypominało standardowych procedur znanych z klasycznego rynku komercyjnego. System realizacji zamówień dla armii charakteryzuje się głęboką specyfiką. Dr Kaźmierczak zwraca uwagę na realia rynkowe, o których rzadko dyskutuje się publicznie: „Nie zapominajmy, że sam model wykonawstwa w segmencie budownictwa wojskowego jest bardzo specyficzny.” Kontynuując ten wątek, podkreśla w rozmowie ze Strefą Inwestorów strukturę zawierania umów: „Wojsko bardzo często nie zleca prac bezpośrednio firmom prywatnym, tylko robi to za pośrednictwem wyspecjalizowanego podmiotu wykonawczego pozostającego pod nadzorem armii.” Taka konstrukcja prawno-organizacyjna wymusza na firmach komercyjnych elastyczność i gotowość do kooperacji na różnych szczeblach: „Taki podmiot albo dobiera prywatne firmy do wspólnych konsorcjów, albo podzleca im realizację inwestycji jak zwykłym podwykonawcom.” Właśnie z tego powodu realizacja tych projektów wymaga wyjątkowej odporności biznesowej, co Kaźmierczak podsumowuje jednoznacznie: „Ten osobliwy model sprawia, że inwestycje dla wojska należą do najtrudniejszych na całym rynku budowlanym.”

Co z tego wynika?

W naszej ocenie jest wiele spółek notowanych na GPW, które potencjalnie mogą skorzystać z zamówień związanych z budową CEPS. Wśród nich poza wymienionym Orlenem czy Unimotem m.in. Budimex, Polimex Mostostal, Mostostal Płock, Grupa Stalprofil czy Izostal.