Trend wzrostowy na rynkach obserwujemy od schyłku lata 2017. O ile jesienią ceny gazu na rynkach zazwyczaj rosną ze względu na zwiększony popyt w chłodniejszej części roku, to w 2018 ceny nie zachowały się typowo i latem nie spadły. Trend wzrostowy był kontynuowany.
Z analiz publikowanych przez Komisję Europejską wynika, że od dłuższego czasu konsumpcja gazu w UE nieznacznie spada, natomiast import zależy też od poziomu unijnego wydobycia, które też raczej ma tendencję spadkową. Na przykład III kwartale 2018 r. import całej Unii spadł o 5%, a zużycie o 3%, licząc rok do roku. W tym samym czasie giełdowe ceny spot sięgnęły poziomu najwyższego od grudnia 2013. A generalnie ceny w hubach były o połowę wyższe niż przed rokiem! DG Energy szacuje, że w III kwartale zeszłego roku podwyżki na giełdach dosięgły już odbiorców przemysłowych, którzy muszą płacić 10 proc. drożej niż rok wcześniej.
Widać, że drożej jest nie tylko na giełdach, ale też w kontraktach pozagiełdowych. W Niemczech wskaźnikiem jest cena na granicy, w krajach jak Czechy, Słowacja czy Węgry szacuje się natomiast ceny gazu z Rosji. Wszystkie te wskaźniki rosną. Prawdopodobnie droższy jest również gaz w kontrakcie jamalskim, który łączy PGNiG i Gazprom.
Czytaj także: PGE chce mieć największe bloki gazowe w Europie
Jak Komisja tłumaczy wzrosty? Tymi samymi czynnikami, jak w przypadku prądu. Przede wszystkim generalnym trendem wzrostowym energii i jej nośników, jak węgiel, a także CO2 i ropy, do której są indeksowane niektóre gazowe kontrakty. Oraz chwilowym odpływem LNG do Azji. Chwilowym, bo to zjawisko właśnie ulega odwróceniu, LNG w Azji potaniał, więc bardziej opłaca się sprzedawać ten gaz w Europie. Być może ogólny wzrost jest też powiązany z dobrą koniunkturą, chociaż niektórzy wieszczą już jej kres i początek spowolnienia. Potwierdzać by to mogły kontrakty terminowe na gaz. Na niemieckiej giełdzie za gaz w forwardach na następne 3 lata trzeba płacić 19-21 euro za MWh, sporo taniej niż w produktach krótkoterminowych. 
W przypadku Polski widać, że polska giełda gazu dość mocno podąża za niemiecką, spready w dostawach spot średnio utrzymują się sporo poniżej 2 euro na MWh. Średnia różnica cen z ostatnich 2 lat to niecałe 1,75 euro. A to oznacza, że podwyżki też nas dotykają. Wielcy polscy odbiorcy – zwłaszcza państwowi – mają długoterminowe kontrakty z PGNiG, ale trudno podejrzewać, że są one na tyle oderwane od rynku, że nie uwzględnią ostatnich wzrostów. Największym odbiorcą gazu w Polsce jest tzw. „ciężka chemia” czyli producenci nawozów. Zakłady Azotowe w Puławach, jedna z pereł polskiej chemii, zapłaciły za surowiec przez pierwsze trzy kwartały 2018 r. o 44 mln zł więcej niż od stycznia do września 2017 r. Wysokim cenom gazu towarzyszył spadek popytu na nawozy. Police, inny zakład z Grupy Azoty, pisze w sprawozdaniu za trzy kwartały 2018 r. „Koszty zużycia gazu ziemnego wzrosły w mniejszym stopniu, ponieważ bardzo wysokiemu wzrostowi cen gazu towarzyszył spadek ilości jego zużycia, wynikający z niższej produkcji. W III kwartale 2018 roku cena gazu kontynuowała trend wzrostowy, osiągając we wrześniu swój najwyższy, średniomiesięczny poziom od początku roku. Średnia cena gazu do zużycia była wyższa o 45% od ceny z analogicznego okresu roku ubiegłego”.
Czytaj także: Sześć powodów dla których LNG jest popularniejszy niż rurociągi
Na wrażliwej części rynku, czyli chronionych taryfą gospodarstw domowych, w tym roku udało się jeszcze uniknąć podwyżek dzięki obniżeniu opłat dystrybucyjnych PSG. Ale pole do tego typu manewrów w przyszłości jest coraz mniejsze. Prawdopodobnie na taką samą skalę nie da się powtórzyć bez negatywnych efektów dla największego dystrybutora – takich jak choćby spowolnienia gazyfikacji.
Jeżeli jednak szerszy trend się utrzyma, to dla polskiego przemysłu oznacza dodatkowy kłopot. Popyt na gaz szybko rośnie, co nie jest czynnikiem sprzyjającym spadkowi cen.
Czytaj także: Klątwa gazowej turbiny
