Inflació a Portugal: preus moguts per l’electricitat?
Després de diversos anys en què ha estat possible combinar una taxa d’inflació baixa amb una política monetària molt acomodatícia, semblava que els problemes inflacionistes estaven adormits. No obstant això, en els últims mesos, una inflació a la zona de l’euro per damunt del 2% de forma persistent, i que ha arribat a assolir el 4,1% a l’octubre, ha fet saltar les alarmes. S’inicia així el debat sobre quan el BCE hauria de reduir el nivell de complaença de la seva política, recordant que l’objectiu últim del BCE és l’estabilitat dels preus.
Clarament, el component energètic destaca com a factor principal. En el cas portuguès, en els últims mesos del 2021 per als quals es disposa de dades, el component energètic explica més del 50% de l’augment de la inflació. Un comportament similar s’observa a la zona de l’euro, on l’evolució dels preus de l’energia és responsable de 2,1 p. p. del 4,1% de la variació interanual de l’IPCH general de l’octubre. Al setembre, la variació interanual del component energètic va ser del 10,9% a Portugal i d’un extraordinari 17,6% a la zona de l’euro (dada que, a l’octubre, va empitjorar fins al 23,5%).
L’escalada dels preus de l’energia té el màxim exponent en l’electricitat. Al mercat ibèric d’electricitat, el MIBEL, el preu mitjà entre el juliol i el setembre va ser de 122,8 EUR/MWh, xifra que contrasta amb els 39,6 EUR/MWh registrats, de mitjana, el 2020. Aquesta tendència de pujada accentuada va continuar a l’octubre, amb un pic de 288,3 EUR/MWh registrat el dia 7. Diverses raons expliquen aquest encariment, entre les quals destaca l’augment del preu dels drets d’emissió de CO₂ i del gas natural (combustible utilitzat a les centrals de cicle combinat). Generar un MWh d’electricitat en una central de gas necessita entre 1,7 i 2,0 MWh de gas natural i emet 0,4 tones de CO₂.
L’augment del preu del gas a Europa s’ha vist influït per la forta reactivació econòmica posterior a la COVID, per la perspectiva de l’arribada dels mesos d’hivern amb reserves de gas baixes en comparació amb anys anteriors i també per la incertesa sobre la quantitat d’aquesta primera matèria que subministrarà Rússia durant l’hivern. Així mateix, la falta de vent a moltes zones no va permetre que l’energia eòlica respongués a l’augment de la demanda d’electricitat (les eòliques produeixen al ritme de la naturalesa i no necessàriament del consum), la qual cosa va intensificar la demanda de gas com a font alternativa. Finalment, cal esmentar la manera com es formen els preus als mercats majoristes d’electricitat: el preu de tancament del mercat és el preu de la central marginal, és a dir, el que cobra l’última central necessària per respondre la demanda, i per això el més elevat. I les centrals de cicle combinat a gas són les que estan marcant aquest preu marginal.
Tot i que aquestes raons de l’escalada dels preus de l’energia han afectat tota la zona de l’euro, a Portugal, l’impacte sobre la inflació global ha estat més moderat, ja que l’augment dels preus de l’electricitat per al consumidor ha estat més contingut. Al setembre, l’IPCH de l’electricitat es va incrementar el 2,3% a Portugal, mentre que, a la zona de l’euro, ho va fer el 10,9%.
Principalment, hi ha hagut dos motius: el funcionament del mercat elèctric regulat i del pagament dels sobrecostos a les renovables. A Portugal, el preu està regulat per l’Estat i es manté fix durant l’any, tot i que es pot revisar a la meitat de l’any si els preus al MIBEL no s’ajusten a les previsions del regulador. Malgrat que la major part dels consumidors portuguesos estan al mercat liberalitzat, el fet que el trànsit al mercat regulat es pugui realitzar sense limitacions, juntament amb el manteniment de les tarifes del mercat regulat (BTN),1 vigents fins al 2025, redueix la volatilitat i exerceix de referència per al preu del mercat liberalitzat. D’altra banda, gairebé el 40% de la factura energètica (sense els impostos) té a veure amb el component de sobrecost de la PRE.2 Es tracta d’un sobrecost associat a la compra d’energia renovable (que té una tarifa garantida, normalment més alta que els preus de venda al mercat majorista). Les inversions en renovables de les últimes dècades es van realitzar amb la garantia donada als promotors que tota l’electricitat produïda durant un determinat període se’ls pagaria a preus per damunt del mercat (FIT,3 que, en el cas de l’energia eòlica, se situen al voltant de 90 EUR/MWh). En circumstàncies «normals», el preu de mercat al MIBEL se situa per sota dels 90 EUR/MWh i els consumidors pagaven en la parcel·la d’energia de la factura el preu del MIBEL més el diferencial per a la FIT. No obstant això, ara succeeix el contrari, la qual cosa ha esmorteït per al consumidor l’encariment que es produeix al mercat majorista.
Malgrat l’augment del 0,2% en la tarifa que s’aplicarà el 2022 als petits consumidors, el regulador indica que aquesta pujada quedarà compensada amb escreix pel menor pagament a les renovables, ja que, el 2022, s’espera un valor favorable per als consumidors de l’ordre d’1,7 mil milions d’euros.4 D’altra banda, els contractes de futurs de gas, com el Dutch TTF,5 assenyalen un preu per a l’abril del 2022 de 45 EUR/MWh (en l’actualitat, el preu per al desembre del 2021 ronda els 78 EUR/MWh). Amb el preu actual dels drets de CO2, això es traduiria en un preu de l’electricitat de 114 EUR/MWh a la primavera del 2022, encara per damunt del preu mitjà del MIBEL el 2021 fins al setembre (84,3 EUR/MWh). A això cal afegir les relacions tibants entre Algèria i el Marroc, que posen en dubte els proveïments pel gasoducte del Magreb, principal font de gas natural cap a la península ibèrica. Sembla evident que, a l’horitzó, hi ha tendències oposades: el component dels sobrecostos de les renovables evolucionarà de forma favorable, però la pressió del preu de l’electricitat sobre el mercat majorista encara es farà notar, tal com ha succeït en els últims mesos d’enguany.
