La zona euro registró en agosto una inflación anual del 3%, según el reporte preliminar de Eurostat, la agencia de estadística de la Unión Europea. Es el dato de inflación anual más alto desde noviembre de 2011 y el sector de energía fue el componente que registró el mayor salto, con un incremento del 15,4% anual.

El salto de precios en el mercado spot de la electricidad y del gas natural preocupa a los gobiernos de los países de la zona euro y el Reino Unido debido a que las cifras ya están impactando en las facturas de los hogares, comercios e industrias.

Los altos precios de la energía en Europa se condicen con una mayor demanda impulsada por la reactivación económica y las altas temperaturas en el verano europeo. No obstante, hay dos factores que están incidiendo con fuerza sobre estos precios: el impuesto europeo a las emisiones de carbono y una oferta de gas más limitada.

Además de la energía, en el último año los precios del alcohol, los alimentos y el tabaco subieron un 2% y los productos industriales aumentaron un 2,7%. La inflación núcleo se duplicó hasta el 1,6%, alcanzando su nivel más alto desde 2012. Estonia, Lituania y Bélgica registraron los mayores aumentos de precios.

Energía cara

El Banco Central Europeo, que fija un objetivo de inflación anual del 2%, considera que el aumento en los precios al consumidor se debe a efectos puntuales relacionados con la pandemia y la recuperación económica. «Si la inflación y la economía se recuperan, lógicamente habrá una normalización gradual de la política monetaria y también de la política fiscal», dijo el vicepresidente del BCE, Luis de Guindos.

En la mañana del lunes, el precio del gas en el principal mercado de referencia en Europa, el Dutch TTF, tocó los 53 euros por megavatio/hora (MWh), unos € 18 por millón de BTU, el precio más alto en la historia de este mercado. El Dutch TTF viene escalando desde principios de año, pasando de la zona de los € 10 MWh a la zona de los € 40 MWh en el último mes. En los mercados spot de la energía eléctrica también se vienen registrando precios altos cercanos e incluso muy por encima de los € 100 MWh en los últimos dos meses.

España y Portugal son los países más afectados, con precios récord históricos en el mercado ibérico eléctrico. La semana pasada, el mercado español batió su precio histórico durante cuatro jornadas consecutivas, promediando unos € 140,23 MWh. En el Reino Unido, el precio promedio de la energía cerró ayer en € 219 MWh, el más alto en su historia.

El mayor temor es que el encarecimiento de la energía termine por afectar la recuperación económica. Céntrica, la compañía propietaria de British Gas, advirtió que, debido a una crisis de suministro global, las industrias con uso intensivo de la energía podrían verse obligadas a frenar su actividad en el invierno, ya sea por falta de combustible o precios altos.

Límite de emisiones de carbono

En la Unión Europea, las industrias y los generadores de energía tienen un límite de emisiones de carbono. Existe un mercado en el que las empresas venden y compran derechos de emisión de CO2 según sus necesidades. Por ejemplo, las industrias que contaminan por encima del límite necesitan comprar más derechos de emisión para estar en regla.

En los últimos doce meses, el precio de esos derechos, medido en euros por tonelada de carbono, se duplicó, cotizando ya en la zona de los 60 euros por tonelada. Este lunes, la tonelada tocó un precio de 63 euros, un nuevo récord histórico. Estos precios inciden en la estructura de costos de las usinas eléctricas a gas natural y carbón, y se terminan trasladando a los precios mayoristas, encareciendo considerablemente el MWh.

Lejos de bajar, se espera que el precio de la tonelada de CO2 o “impuesto al carbono” siga escalando. La Comisión Europea entiende que los precios al carbono son la principal herramienta para encarecer los combustibles fósiles y favorecer los precios y el desarrollo de otras alternativas energéticas como la producción de hidrógeno verde para cumplir con la meta europea de reducción de las emisiones en un 55% para el 2030.

Menor generación eólica

Europa también viene registrando problemas para abastecerse de gas natural. Los reservorios de gas están en niveles bajos, debido a la alta demanda de gas en el último invierno. También hay un menor flujo de fluido desde Rusia. A esto hay que sumar la demanda asiática de GNL, que ha dificultado la provisión europea para sus usinas termoeléctricas durante el verano.

La provisión de gas desde Rusia es seguida con particular atención en los mercados europeos, con el ojo puesto en el próximo invierno. El ministro de Energía de Rusia, Nikolay Shulginov, afirmó que buscan llenar sus almacenes y reservorios de gas de cara al invierno, una operación que podría demorar dos meses y que genera nuevas dudas en Europa sobre la provisión de gas ruso.

Otro factor que también complica los precios es la disminución en la velocidad de los vientos. Este es uno de los peores años de producción eólica en Europa desde que se tienen registros, a tal punto que Ørsted, la principal compañía desarrolladora de parques eólicos offshore del mundo, registró una ganancia neta menor en la primera mitad de año debido a los vientos menos veloces. La situación con la variabilidad del viento es tal que este lunes el operador de la red británica pagó £ 4950 MWh a una usina termoeléctrica para entrar en operación de forma inmediata debido a una baja abrupta en la generación eólica.

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