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.

El gobierno de Javier Milei propone la desregulación del mercado de biocombustibles en la Argentina y fundamenta el cambio en la madurez alcanzada por el sector, el impacto fiscal del régimen vigente y las posibilidades de inserción internacional. Según la posición oficial, el esquema de protección establecido en 2007 ya no responde a las condiciones actuales de la industria.

La semana pasada ingresó al Senado un proyecto promovido por Patricia Bullrich, resultado de casi dos años de diálogo entre la Secretaría de Energía y representantes de la cadena productiva. La iniciativa, que cuenta con amplio apoyo político, plantea aumentar el porcentaje obligatorio de biodiésel en el gasoil de 7,5% a 10% y el de bioetanol en las naftas de 12% a 15%, incorporar motores Flex Fuel y establecer un sistema electrónico para la comercialización.

El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, fue el primero en exponer y defendió la iniciativa con una admisión llamativa: “Tiene ganadores, perdedores, afectados”, sostuvo ante los senadores. Consideró “oportuno discutir una nueva ley” y afirmó que el proyecto “contiene los lineamientos que venimos trabajando hace casi dos años”.

Sobre el biodiesel, González advirtió que su costo es “muchísimo más alto que el fósil” y descartó duplicar el corte, porque implicaría “una suba estructural y permanente en el gasoil, con mayor costo de transporte, agro y consumidores finales”.

La Ley 26.093 fijó la mezcla obligatoria de biocombustibles con combustibles fósiles, estableciendo un corte del 12% de bioetanol en la nafta y del 7,5% de biodiésel en el gasoil, junto con incentivos fiscales para la construcción de plantas productoras. El objetivo fue promover alternativas energéticas renovables en un contexto internacional marcado por el alto precio del petróleo.

De acuerdo con la visión oficial, el sector productivo argentino de biocombustibles, principalmente biodiésel y bioetanol de maíz, alcanzó una escala industrial y tecnológica que permite competir sin precios administrados ni un mercado cautivo. El Gobierno considera que la industria cuenta con capacidad instalada y acceso a materias primas competitivas a nivel internacional.

Entre los argumentos presentados, el Gobierno señala el costo fiscal del régimen actual. Estima que los beneficios impositivos generaron un gasto de 6.000 millones de dólares en 15 años, sumado a una pérdida de divisas de 1.400 millones de dólares por exportaciones agrícolas no realizadas, debido a la obligación de destinar parte de la producción de maíz y soja al mercado interno de biocombustibles.

La estructura del sector es otro punto central de la argumentación oficial. Si bien el objetivo original fue promover la participación de pequeñas y medianas empresas, la mayor parte de la capacidad productiva está concentrada en grandes grupos empresarios. Un caso citado es el Grupo Bahía Energía, que controla seis empresas y concentra el 22,5% de la producción total asignada, lo que, según la postura oficial, limita la competencia.

La eficiencia energética de los biocombustibles es un aspecto señalado por el Gobierno y se sirve de datos de la Asociación de Fábricas de Automotores (Adefa) que indican que el etanol ofrece un 75% del poder energético de la nafta y el biodiésel un 87% del gasoil. Esta diferencia reduce la autonomía de los vehículos y representa un costo adicional para los usuarios.

El oficialismo considera que el contexto internacional resulta favorable para la inserción externa de los biocombustibles argentinos. La Argentina es el tercer exportador mundial de maíz y el principal proveedor global de aceite de soja, materias primas esenciales para la producción de biodiésel y bioetanol. De acuerdo con la visión oficial, la apertura del mercado permitiría desarrollar una industria menos dependiente de regulaciones locales y con mayor proyección exportadora.

En el caso del bioetanol de caña de azúcar, la posición oficial reconoce las particularidades de las economías regionales del noroeste argentino, donde la sobreoferta global y las restricciones a la exportación plantean la necesidad de un tratamiento diferenciado para ese segmento.

El debate legislativo en torno a la desregulación se desarrolla con posiciones encontradas entre distintos sectores, pero el Gobierno sostiene que un mercado más abierto responde a la necesidad de mejorar la asignación de recursos públicos, reducir distorsiones y fortalecer la competitividad de la producción nacional.