El Banco Central de la República Argentina (BCRA) dio su mirada sobre cómo se dará de acá en más el proceso de crecimiento económico. Y a través de un informe presentado por su vicepresidente, Vladimir Werning, detalló de qué manera se dará el proceso de derrame desde sectores “naturalmente ganadores” a otros que lucen más rezagados.

“La recuperación de la actividad se consolidará, abarcando progresivamente a otros sectores”, explican en un informe. Los sectores ganadores en esta etapa del ciclo, explican, requieren de insumos, infraestructura, servicios urbanos y logística. “El eslabonamiento con otros sectores contribuirá a la creación de oportunidades de empleo”.

Se trata de la teoría del “derrame”. Es decir algunos sectores que impulsan la actividad pero que luego permiten que otros segmentos que no están directamente beneficiados por las nuevas reglas de juego terminen también sumándose a la reactivación.

De hecho el crecimiento que muestran los índices oficiales están básicamente sostenidos por algunos sectores puntuales, pero que crecen muy fuerte: agro, energía y minería son los más relevantes.

En 2026 se estima que el PBI crecería cerca de 3,5%, pero con estos sectores creciendo a más del doble o incluso el triple de velocidad. Mientras tanto, otros se mantienen rezagados, no crecen o directamente siguen cayendo.

En relación a la inversión privada, el Central reconoce que cayó recientemente pero por efecto de la incertidumbre electoral: “Hoy se observa una expansión del financiamiento corporativo doméstico y externo que anticipa el tercer motor de la expansión económica en curso, la inversión”.

El informe también se muestra optimista en relación a la evolución del consumo, pero, al mismo tiempo, reconoce que hay cambios en el contexto que vale la pena tener en cuenta.

Uno de ellos tiene que ver con los cambios en los canales de comercialización, como la innovación digital. “El sector privado -señala- deberá adaptarse a márgenes que están siendo redefinidos rápidamente”.

La baja del riesgo país también es algo que se menciona como un impacto para el sector privado: “Los retornos se ajustan por riesgo, que disminuye. No será factible preservar márgenes vigentes cuando el riesgo país era más alto que ahora”.

La transición a un régimen de baja inflación, agregan, afecta la composición de márgenes. “La contribución financiera cae automáticamente y aumenta la productividad operativa, en la medida que se capitaliza la empresa”, marcan.

Por otra parte, enfatizan que el volumen es lo que explicará la rentabilidad futura de las empresas al considerar que en la facturación “aportará más el esfuerzo por aumentar ventas versus la velocidad de remarcación de precios”.

Y, por último, puntualizan que con tasas de interés reales positivas es clave la rotación de productos y “se requiere optimizar el manejo de inventarios”.

Werning también se centró en el proceso de baja de la inflación. En ese sentido, explica que una serie de factores la hicieron subir pero temporalmente. Entre ellos, mencionó el impacto que tuvo la incertidumbre preelectoral del año pasado. Aunque no lo menciona explícitamente se produjo una suba del tipo de cambio que meses después generó un impacto en los precios.

Pero luego también se refiere a algunos shocks internacionales, más precisamente el aumento de la nafta por la guerra en Medio Oriente y también el aumento internacional de la carne que también se sintió en el mercado local.

La buena noticia, sostiene, es que se sigue esperando un descenso de la inflación en los próximos meses. El índice porteño arrojó 2,1% en mayo y el Relevamiento de Expectativa de Mercado (REM) estimó un 2,3% para la inflación nacional del mes pasado. El proceso de desinflación se mantendría, perforando el 2% en agosto aunque algunos economistas como Fernando Marull estiman que esto podría ocurrir incluso en junio.

Al cierre de la jornada, los inversores pusieron el foco en el dato pendiente: el menú de Letras que el Tesoro ofrecerá en la licitación de mañana, donde vencerán más de 5 billones de pesos.

Conocida la inflación de la ciudad de Buenos Aires de 2,1%, la más baja desde agosto de 2025, se desprendieron de bonos CER que ajustan por el Índice de Precios al Consumidor (IPC). Optaron por venderlos con la expectativa de que la licitación incluya estos títulos y así poder adquirirlos a precios acordes con el nuevo escenario de menor inflación.

El Tesoro no los defraudó porque no solo hay bonos CER, sino que son duales y dan la opción de elegir a su vencimiento entre el ajuste por inflación o por la tasa variable TAMAR, que es la que se paga por plazos fijos a entre 30 y 35 días por más de $1.000 millones y que actualmente rinde 19,75% anual.

Según Inversiones Pergamino “la nueva licitación del Tesoro deja un mensaje interesante: desaparecen los instrumentos a tasa fija y el menú queda concentrado en CER, TAMAR, dollar linked (atado a la devaluación) y AO28. El Gobierno parece priorizar extender plazos y ofrecer cobertura antes que convalidar tasas más altas en pesos”.

Los bonos duales vencen el 15 de diciembre de 2028, el 14 de diciembre de 2029 y el 28 de junio de 2030. Los títulos atados al dólar, que ofrecen cobertura contra devaluaciones, tienen presencia en el menú a través de los que vencen el 31 de agosto próximo y el del 5 de diciembre de 2028.

También forma parte del menú el Bonar 2028 que se licita en dólares a una tasa de 8% y vence el 31 de octubre de 2028. La tasa de interés se paga mes a mes y, al vencimiento, se devuelve el capital. El bono tendrá mañana una primera vuelta de USD 200 millones y de 100 millones en la segunda.

La ausencia de LECAP y BONCAP resultó evidente. Estos bonos en pesos, que ofrecen tasas fijas de entre 1,46% efectivo mensual para finales de junio y 1,6% a mediados de julio, no superan el 1,7% mensual hasta noviembre.

La licitación llega en medio de un alza generalizada de las cotizaciones del dólar. Esta era una tendencia que se insinuaba la semana pasada, pero se reafirmó ayer a pesar de que cada tanto hay una ayuda oficial para contenerlo. Los inversores se cubren a cuenta de la menor liquidación del agro en la segunda parte del año.

En el Mercado Libre de Cambios (MLC), el monto de negocio bajó a USD 46 millones y el Banco Central compró 71 millones de dólares. El tipo de cambio mayorista subió $6 (0,4%) a 1.446,50 pesos.

Los dólares financieros siguieron la tendencia y el MEP aumentó $8,3 (+0,6%) a $1.467, mientras el contado con liquidación (CCL) avanzó $14,61 (+1%) a 1.527 pesos. El “blue” anotó una suba de $10 (+0,7%) a 1.445 pesos.

Los bonos soberanos registraron alzas moderadas en los tramos más cortos, mientras que en los de mayor plazo, como el bono con vencimiento en 2046, el aumento alcanzó el 1,6 por ciento. Este comportamiento contribuyó a una reducción del riesgo país, que descendió 1% y se ubicó en 493 puntos básicos.

La Bolsa mejoró y acompañó al mejor humor que hubo en el Nasdaq de Nueva York que aumentó 0,96% mientras el S&P500 el más representativo, subió 0,30 por ciento.

En tanto, el S&P Merval de las acciones líderes tuvo una suba de 0,89% impulsada por IRSA (+3,7%) y Transportadora de Gas del Norte (+3,5%. YPF aumentó 1,1 por ciento.

La consultora F2 que dirige Andrés Reschini señaló que el dólar bajó en el mundo “pero no así el real que cerró perdiendo terreno contra la divisa norteamericana. El peso argentino tuvo un desempeño más alineado con su par brasileño y cerró con la quinta alza entre las seis ruedas que lleva junio”.

Sobre el mercado de futuros indicó que “los instrumentos de cobertura iniciaron la semana con menor volumen de operaciones. En futuros se negociaron 959.738 contratos luego de 4 ruedas por encima del millón. El interés abierto agregó otros USD 78,6 millones con fin de junio y julio como protagonistas y en soberanos dollar linked se operaron USD 264 millones (VN en BYMA t+) que, si bien es inferior al registro previo, sigue siendo un valor relativamente alto que deja entrever la mano del BCRA del lado de la oferta“.

“Así, las implícitas más cortas fueron empujadas a la baja manteniendo el atractivo de la curva de sintéticos, lo que ayuda a contener la presión alcista en el spot. Como vemos, se mantiene la misma tónica de la semana anterior en el mercado. Un tipo de cambio influenciado por el escenario internacional y el BCRA inyectando cobertura para suavizar la variación”, agregó.

En el overnite, que opera hasta la apertura de los mercados, estaba sucediendo algo frecuente: a un día de suba de las Bolsas le sucede otro día negativo. Por eso los tres principales índices de Nueva York estaban hasta 0,40% abajo.

El alto el fuego que pidió Estados Unidos a Israel contra Irán, hizo que se prolongara la baja del petróleo y anoche operaba con leves bajas en hasta USD 94 para el Brent, el crudo de referencia en la Argentina. El oro bajaba 0,45%, mientras el dólar tenía una importante suba de 0,25% frente a las principales monedas del mundo. El Bitcoin retomaba su camino a la baja y cotizaba a 62.673 dólares. Hasta ahora, el mercado opina que su piso es de USD 60 mil, pero nada es firme. Hace unos meses el piso estratégico era 96.000 dólares.

Para hoy se espera una rueda cauta en acciones y todo girará alrededor de lo que pueda suceder mañana con la licitación de bonos del Tesoro.

El usuario residencial de ingresos bajos o medios apenas paga el 32% del costo real de la energía eléctrica en la Argentina, y esta cobertura parcial de la tarifa hogareña obliga al Estado nacional a financiar el 68% restante del sistema mediante subsidios directos. Es decir que el esfuerzo fiscal del Gobierno y el encarecimiento de los servicios públicos todavía no logran corregir el desequilibrio estructural del sector.

Los datos surgen del Monitor Eléctrico de abril de 2026 elaborado por la RICSA Alyc, según el cual el Precio Estacional (PEST) de la energía mayorista registró una suba del 36,4% interanual en pesos al alcanzar los $86.929 por megavatio-hora (MWh).

Sin embargo, la brecha de subsidios en el servicio eléctrico persiste porque conviven realidades opuestas: mientras los usuarios residenciales sin subsidio cubren el 93% del costo real abonando unos $107.430/MWh, el segmento base paga una tarifa regulada de apenas $37.693/MWh, quedando muy lejos de los u$s 84,0 por MWh que promedia el costo monómico total del mercado asignado.

La oscilación de las variables operativas y climáticas encareció la generación local durante abril y amplió la necesidad de asistencia pública. La temperatura media en el Gran Buenos Aires se ubicó en 19,7 °C , una marca que superó en 1,3 °C al registro de abril de 2025 y en 1,8 °C al promedio histórico otoñal. Este factor meteorológico estiró el uso de los equipos de climatización y provocó un salto del 7,7% interanual en la demanda eléctrica global, traccionada principalmente por el consumo residencial.

El desequilibrio entre oferta y demanda

A la mayor presión de la demanda se sumó un frente crítico en el lado de la oferta, y es que la generación del parque nuclear argentino sufrió una severa contracción del 51,9% interanual. Las centrales nucleares, que aportan energía de base limpia y a costos previsibles, pasaron de despachar 898 GWh en abril del año pasado a tan solo 432 GWh en el mes bajo análisis. Esta merma dejó un bache de 466 GWh que obligó al sistema a recalcular su estrategia para garantizar el abastecimiento de la red.

La respuesta operativa para cubrir el faltante nuclear consistió en incrementar el uso del parque de generación térmica. El despacho termoeléctrico subió un 13,3% interanual para inyectar unos 721 GWh adicionales al sistema interconectado. Al tener que quemar un volumen superior de combustibles fósiles, el Costo Marginal Operativo (CMO) de la electricidad en dólares experimentó un salto del 37,2% mensual y se ubicó en un promedio de u$s 86,2 por MWh, un encarecimiento de la energía.

En paralelo, el mercado eléctrico continuó exhibiendo su histórica segmentación operativa entre bloques regulados y áreas expuestas a precios de mercado. El segmento de Generación Asignada, orientado a abastecer a la demanda estacionalizada residencial con precios fijados por la autoridad regulatoria, representó el 49% de la oferta total con 5.372 GWh. En contraposición, el Mercado Spot y el Mercado a Término (MAT) explicaron el 36% y el 15% restante de la energía comercializada.

La composición del costo monómico final ratifica por qué el mercado asignado resulta más oneroso para las arcas públicas. Mientras que el Precio Spot totalizó u$s 72,8 por MWh, el Costo Asignado trepó hasta los u$s 84,0 por MWh debido a que el precio específico de la energía para blindar a los usuarios regulados promedió los u$s 60,7 por MWh frente a los u$s 52,7 por MWh del mercado no regulado. 

Los datos consolidados demuestran que la quita de subsidios eléctricos se encuentra ante un techo difícil de perforar bajo las condiciones macroeconómicas actuales. Cada evento imprevisto en la generación o cada oscilación hacia arriba en el termómetro se traduce en una mayor dependencia del parque térmico de gas, elevando los costos de un sistema monómico que el usuario residencial base todavía mira de lejos en sus boletas finales.

Los subsidios energéticos se duplicaron  

De acuerdo a otro informe, a pesar del severo ajuste implementado sobre las cuentas públicas y el sostenimiento del superávit fiscal a fuerza de recortes en el gasto real, las partidas de subsidios destinadas a sostener el sistema energético nacional exhibieron para el equipo económico que encabeza Luis Caputo una preocupante tendencia alcista durante el arranque del año.

Los subsidios energéticos registraron un incremento del 105% medidos en dólares durante los primeros cuatro meses de 2026 en comparación con el mismo período del año anterior, alcanzando un desembolso total de u$s1.240 millones, algo que enciende alarmas en el Palacio de Hacienda por su impacto sobre la sostenibilidad de la política sectorial.

La consultora especializada Economía y Energía explicó que esta fuerte expansión de las transferencias estatales encuentra su explicación principal en la reconfiguración del sector eléctrico, donde el costo de abastecimiento residencial promedio sufrió una escalada del 18% interanual, ubicándose en torno a los u$s81 por megavatio-hora (USD/MWh). 

El alza estuvo traccionada de manera directa por las reformas normativas aplicadas al parque de generación, las cuales conllevaron una mayor remuneración para las centrales hidroeléctricas binacionales y concesionadas, encareciendo de modo sistémico la provisión mayorista de energía que debe absorber la demanda prioritaria.