La inflación subyacente de EE.UU. disminuyó por cuarto mes consecutivo

La evolución del IPC (Índice de precios al consumidor) de julio se mantuvo alineada a las expectativas, en la variación mensual, y se desacelero por cuarto mes consecutivo. De esta manera, la inflación general fue 0,2% mensual (en línea con lo esperado) y 2,9% interanual (vs 3,0% esperado). Por su parte, la inflación núcleo, que descuenta servicios regulados y estacionales, avanzó 0,2% mensual, y 3,2% interanual, ambas mediciones alineadas con las expectativas.

En línea con esto, según la Encuesta de Expectativas del Consumidor de julio, de la FED de NY, las expectativas de inflación de los consumidores a tres años disminuyeron 0,6 puntos porcentuales, situándose en 2,3%. Este valor es el más bajo registrado desde que la encuesta comenzó en junio de 2013. Combinado con un mercado laboral en enfriamiento, se anticipa ampliamente que la Reserva Federal comience a reducir las tasas de interés el próximo mes.

En sintonía, hoy también se publicó el informe de inflación del Reino Unido y los resultados fueron mejores de lo esperado. La inflación general avanzó 2,2% interanual, mientras que el promedio de los analistas proyectaba 2,3%, y el BOE 2,4%. La desaceleración vino por el lado del sector de servicios que mostró un mayor descenso a lo esperado, 5,2% vs 5,5%, siendo este rubro el que más dolores de cabeza le está dando al Banco Central para alcanzar la meta de 2% en la general. Estos datos llevaron a que la libra esterlina se depreciara hasta GBP/USD 1,28 (desde el máximo GBP/USD 1,30 que tocó en julio), debido a que los inversores aumentaron sus expectativas de que el Banco de Inglaterra reducirá las tasas de interés en dos ocasiones más este año.

La renta fija se mantiene optimista

La inflación mayorista en Estados Unidos trajo un buen clima a los mercados emergentes/frontera. Así, en un contexto en que las tasas de los Treasuries estadounidenses comprimieron, el ETF EMB de créditos emergentes aumentó 0,5%, lo que contribuyó positivamente con el comportamiento que exhibieron los bonos soberanos hard dollar argentinos. Este viento de cola del exterior generó que los Globales subieran entre 0,4% y 0,9% luego de dos ruedas sin grandes cambios. Detallando los avances, los new indenture más líquidos (GD29 y GD30) tuvieron la performance más magra al avanzar 0,4%, mientras que, tanto el GD35 como el GD46 sumaron 0,6%. Finalmente, los old indenture (GD38 y GD41) tuvieron la mejor performance e incrementaron 0,9%. Este desempeño ubicó el precio promedio ponderado por outstanding en US$46,06 frente a los US$45,78 del lunes (+0,6% diario).

Por otra parte, ayer mencionábamos que sería relevante ver qué sucedía con las tasas de las LECAPs largas en la antesala de la licitación del Tesoro. Al cierre de la jornada, las tasas de las Letras comprimieron, siendo el tramo largo el que mostró la reducción más marcada. Esta reacción es lógica dado el menú propuesto, ya que, se ofrecerá una nueva letra con vencimiento en junio con una TEM mínima de 3,95%, 13bps por debajo de lo que priceaba el mercado para la letra de marzo previo a las condiciones publicadas este lunes. De modo que, la TEM de esta LECAP se redujo de 4,1% a 3,9%, mientras que las tasas del resto de la curva pasaron del rango 3,4/3,9% a 3,1/3,8%. Recordemos que la licitación se llevará a cabo hoy y nuestros clientes podrán ingresar ordenes hasta las 13hs.

Soja y maíz en caída libre

En una buena jornada para los activos locales, el golpe bajo lo dio el precio internacional de dos de los commodities claves para las exportaciones argentinas: la soja y el maíz disminuyeron 2,3% a US$363,4 por tonelada y 1,4% a US$148,7 por tonelada, respectivamente. Así, se desplomaron 16,8% y 8,2% desde los picos de principios de julio de US$436,7 y US$161,9 por tonelada. Este lunes la publicación del informe mensual del Departamento de Agricultura de los EE.UU. (USDA por sus siglas en inglés) trajo motivos para que la caída se profundice. Las condiciones climáticas fueron mejor de lo previstas en EE.UU., por lo que la producción estimada de la soja y el maíz superó las expectativas y se acercó a sus récords. Esta mayor oferta a nivel mundial no es compensada por una mayor demanda, la cual se encuentra reprimida ante la desaceleración de la economía China y del sector de biocombustibles.

Más allá de lo que ocurrió en el último mes, la tendencia a la baja inició mucho antes: ambos vienen en caída libre desde los máximos de marzo/abril 2022 en un contexto que el dólar se fortaleció y la economía China se debilitó. Desde entonces, la soja y el maíz se hundieron 44,5% y 55,3% en términos reales, lo que llevó a ubicarlos en un promedio de US$374,9 y US$150,8 por tonelada en lo que va de agosto, el menor nivel real desde septiembre/octubre 2016. Por ende, ambos ya se encuentran por debajo de los niveles alcanzados en abril/mayo 2020 durante la pandemia.

Observando el último año, la oleaginosa se derrumbó 34,4% real desde US$571,1 por tonelada promedio en julio 2023, mientras que el maíz hizo lo propio en 43,4% desde US$266,7 por tonelada promedio en abril 2023. La pregunta del millón es cómo afecta este desplome de la soja y el maíz a la Argentina:

1. Por un lado, afecta negativamente a los términos de intercambio, lo que presiona a que el peso argentino se deprecie. Es decir, para obtener el mismo superávit de cuenta corriente, se requiere un tipo de cambio más alto, lo que podría llevar a que la devaluación requerida para salir del cepo sea mayor.
2. Por otra parte, implica una menor entrada de divisas del campo, lo que complica la acumulación de reservas por parte del BCRA. Para tomar dimensión, la cosecha gruesa tenía un valor estimado de US$31.800 millones a fines de 2023, cuando la soja y el maíz estaban en US$481,5 y US$184,7 por tonelada (promedio diciembre). Con el correr de los meses, se perdió casi US$4.000 millones al reducirse el valor de la cosecha gruesa a US$27.900 millones, tomando un precio promedio de US$418,5 por tonelada para la soja y de US$166,2 por tonelada para el maíz (período abril/agosto).

Lo que podría contribuir en el corto plazo a moderar la tendencia bajista de la soja y el maíz es un cambio en la política de tasas de EE.UU. Si se concretan los recortes de tasas que espera el mercado, el dólar podría depreciarse. Esto podría contribuir a una mayor demanda por los commodities al volverse relativamente más baratos para los países que se aprecien frente al dólar.

El Merval extendió la suba 

El índice de acciones argentinas tuvo una nueva jornada alcista, en la que aumentó 1,5% para posarse en US$1.254, la mayor marca desde el 13 de junio. Nuevamente, la variación en pesos fue pequeña, de 0,2%, pero la baja del tipo de cambio (-1,3%) impulsó las ganancias en moneda dura. En la bolsa local, las acciones terminaron mayoritariamente con variaciones negativas, encabezadas por COME (-2,9%), TGSU2 (-2,6%) y PAMP (-1,3%), mientras que, del otro lado, MIRG (+3,6%), BMA (+3,3%) y TXAR (+1,9%) estuvieron al frente de las subas. En cambio, en el exterior, los ADRs cerraron el día con más verdes que rojos. Entre los primeros, se destacaron BMA (+3,9%), GLOB (+2,6%) y SUPV (+2,4%), mientras que TGS (-1,8%), PAM (-0,3%) y VIST (-0,1%) fueron los únicos que mostraron pérdidas.

Esta semana, fueron noticia las empresas del Grupo Albanesi. Decidieron lanzar un canje por las obligaciones negociables actualmente emitidas con el fin de reducir la cantidad de series en circulación. Así, Generación Mediterránea (GEMSA) ofrece cuatro nuevas ONs en canje por 18 de las que tienen actualmente emitidas. La estructura de la nueva deuda será: una ON hard dollar con cupón del 9,75% y vencimiento a 36 meses, una ON dollar linked step-up del 6,75% con vencimiento a 36 meses, ON dollar linked step-up del 6,75% con vencimiento a 48 meses y una ON UVA con un margen aplicable del 4% y vencimiento a 36 meses. Cabe mencionar que la propuesta no contempla el canje de la ON de GEMSA emitida bajo legislación extranjera. En caso de alcanzar las mayorías necesarias, existe una cláusula que extiende el canje a toda la serie. En tanto, Albanesi Energía (AESA) realizará la misma operación con bonos de idéntica estructura por 8 de las ONs emitidas. Recordemos que, pocos días atrás, ambas empresas expresaron su intención de fusionarse. A su vez, según se conoció ayer, AESA recibió un aporte de capital de $25.218 millones, para que su patrimonio neto vuelva a terreno positivo.

¡Pampa a todo gas!

Pampa Energía (PAMP: BYMA; NYSE: PAM) presentó un trimestre en el cual sus ingresos por ventas crecieron 8% en términos interanuales, alcanzando US$500 millones (US$464 millones en 2Q23). De ese total, US$416 millones provinieron de ventas en el mercado local (+15% yoy) y los US$84 millones restantes del exterior (-17% yoy). A pesar del crecimiento en ventas, el EBITDA se mantuvo prácticamente flat en US$203 millones (apenas por debajo de los US$204 millones del 2Q23), al tiempo que el resultado operativo cayó 13% yoy hacia US$119 millones. Como contracara, el margen EBITDA se contrajo de 44,0% en 2Q23 al 40,6% actual, mientras que el margen operativo lo hizo de 29,5% a 23,8%. Ello se explica principalmente por un aumento significativo en el deterioro de activos financieros (-US$22 millones) por los intereses no reconocidos en el acuerdo de pago sobre las transacciones adeudadas por CAMMESA. Además, esto impactó en la pérdida por participación en negocios conjuntos y asociados (-US$22 millones), cuyos intereses de deuda tampoco fueron reconocidos. Finalmente, debido a un peor resultado financiero neto (-US$19 millones vs +US$60 millones en 2Q23) y un impuesto a las ganancias prácticamente nulo (-US$1 millón), el resultado neto del trimestre se situó en US$99 millones, un 40% por debajo de los US$164 millones obtenidos el año anterior.

Desglosando por segmentos, en Generación de Energía, Pampa obtuvo ingresos por US$168 millones, 2% por debajo del 2Q23. Las ventas por generación de energía en el trimestre cayeron por una menor demanda, que se vio principalmente afectada por la actividad industrial.  No obstante, sobre el final del trimestre los precios mejoraron el desempeño del segmento. En junio, la remuneración por generación de energía base en Argentina subió un 25%, beneficiando a las plantas de ciclo combinado (CC), que recibieron US$4.800 dólares por megavatio al mes (+16% yoy). Por su parte, las turbinas de ciclo abierto (turbinas de gas – TG – y turbinas de vapor – TV –) obtuvieron US$3.900 por megavatio al mes, un 4% más que en el 2Q23. Por último, las hidroeléctricas no mostraron mayor variaciones año a año, pero vieron un aumento del 20%, qoq, que alcanzó los US$2.000 por megavatio al mes. En cuanto a la generación de energía eléctrica, la empresa informó que se habilitaron los primeros 10 aerogeneradores (45 MW total) en su Parque Eólico Pampa Energía VI (PEPE VI), ubicado en Bahía Blanca, el cual sumaría 140 MW de energía renovable a partir de octubre.

Por el lado de Petróleo y Gas, generó ventas por US$218 millones (+17% yoy). Desglosando las mismas, fueron 53% superiores en el mercado local y 57% inferiores en el exterior. El aspecto fundamental que impulsó este segmento fue la producción de gas, que alcanzó números récord. En detalle, esta registró 14,5 millones de m3/día (tocando 16,8 mm3/d el 4 de junio, récord histórico de Pampa), un 37% superior al 2Q23, gracias a la gran performance se la productividad en los pozos shale en las áreas de El Mangrullo y Sierra Chata. Esto fue posible gracias a la entrada en vigencia de la última ronda de incentivo del “Plan Gas” (por el transporte del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner) y el factor estacional que fue exacerbado por temperaturas más bajas que las del 2Q23. Sin embargo, cabe destacar que, como mencionamos al principio, una menor demanda de exportación hizo que el precio del gas sea US$4 por MBTU, 14% por debajo del 2Q23. En cuanto a la producción de petróleo, también fue superior al segundo trimestre de 2023 (+7% yoy hasta 5,4 kbbl/d), explicado por el comienzo de la producción de shale oil en Rincón de Aranda (impulsó la producción +1,2 kbbl/d). En cuanto a las métricas financieras vinculadas a la producción, el lifting cost por boe se licuó 17% yoy hasta 5,3 US$/boe frente al mayor volumen de producción.

Por último, el segmento de Petroquímica generó US$134 millones en ventas (+2% yoy) principalmente impulsado por exportaciones (+36% yoy en US$54 millones). El volumen de ventas total creció 5% frente al 2Q23 hacia 111 mil toneladas, pero el precio promedio cayó 3%. Como mencionamos, las ventas fueron mayores en el exterior y esto se debe principalmente a un crecimiento en la demanda de aromáticos, mientras que en el mercado local el incremento se explica por mayores ventas de bases octánicas (componentes esenciales en la producción de combustibles de alto octanaje, como la nafta). No obstante, estos efectos fueron parcialmente compensados por la disminución en la demanda local de estireno, poliestireno y caucho sintético.

Mirando hacia el futuro, Pampa Energía preparó el terreno para enfrentarse a numerosas oportunidades. El desarrollo de shale oil en el yacimiento Rincón de Aranda se perfila como la gran apuesta de la compañía para los próximos años, con la expectativa de alcanzar una producción de 45 kbbl/d. También, la implementación de nuevas regulaciones tarifarias apunta a una mejor rentabilidad en el futuro cercano, y los proyectos en curso para aumentar la producción de gas y energía renovable serán clave para sostener su crecimiento y estabilidad financiera en el mediano plazo.

CEPU: mayor generación y mejoras en los precios

Central Puerto (BYMA: CEPU; NYSE: CEPU) presentó los resultados del 2Q24. Tuvo ingresos por US$168 millones (+15% yoy), mientras que los costos de ventas se redujeron 9% yoy, siendo el resultado bruto US$65 millones (+92% yoy). Sin embargo, el resultado operativo se redujo a US$46 millones (vs US$87 millones en el 2Q23) como consecuencia de la baja en otros resultados operativos hasta US$29 millones (-59% yoy) y el aumento de otros gastos operativos (pasó de US$1 millón a US$35 millones). Esto se explica, principalmente, por las pérdidas registradas por el pago de CAMMESA en AE38 a valor par (US$22,5 millones). Por otro lado, los resultados financieros netos fueron negativos en US$21 millones por menores intereses devengados y variación en el valor razonable de los activos financieros. Estás pérdidas fueron parcialmente compensadas por la utilidad de empresas asociadas en US$7 millones y US$1 millón en ganancias por la reciente inversión en Abra Silver Resource. Así, el resultado antes de impuestos alcanzó US$33 millones. Descontando el impuesto del ejercicio (ascendió a US$26 millones), el resultado del ejercicio fue de US$8 millones, un 54% menor que los US$17 millones registrados en el 2Q23.

Adentrándonos en las métricas de producción, la generación eléctrica de CEPU aumentó 5% a 4,985 GWh. Esto se explica por un considerable aumento en la generación hidroeléctrica en la central Piedra del Águila, que alcanzó 978 GWh (vs 504 GWh en 2023) producto de los mayores caudales en los ríos Limay (+82% yoy) y Collón Curá (+40% yoy). En la misma línea, pero en menor magnitud, las renovables aumentaron 5% yoy. Si bien la generación eólica disminuyó 8% producto del impacto de la tormenta en Bahía Blanca en La Castellana II en diciembre de 2023 y los trabajos de mantenimiento en la Castellana I, la incorporación del parque solar Guañizuil II en octubre de 2023, más que compensó el efecto. A su vez, la mayor disponibilidad hidro y nucleares en el sistema provocó la menor necesidad de generación térmica (-7% yoy). En tanto, la producción de vapor aumentó 34% por un aumento del 17% de la planta de cogeneración en San Lorenzo y del 72% en la instalación de Luján de Cuyo. Ello fue gracias a una mayor disponibilidad en las turbinas de gas y una mayor demanda de parte de YPF.

Al cierre del ejercicio, la posición en efectivo y equivalentes del grupo ascendió a US$158 millones, mientras que la deuda total grupo asciende a US$387 millones. Así, la deuda neta se ubica en US$229, con un ratio Deuda Neta a EBITDA ajustado de 0,9x. Es importante recalcar también que la deuda que debe enfrentar la compañía en lo que queda de 2024 es US$30 millones y otros US$127 millones en 2025, con lo cual no representarán una mayor dificultad para la compañía. Máxime cuando tienen cuentas por cobrar FONI por US$238 millones y continúa la normalización tarifaria en el segmento de generación. 

Si bien CEPU nos tiene acostumbrados a mejores trimestres, debe tenerse en cuenta el impacto del resultado por la demora en los pagos de CAMMESA y las pérdidas asumidas. No obstante, esto trae aparejada la normalización de los flujos de pagos, lo cual es una buena noticia. Además, de cara al 3Q24 hay claras perspectivas de mejora. El pasado 14 de junio, la Secretaría de Energía actualizó las tarifas en el mercado spot en un 25%, a partir del 1 de junio. A su vez, el 1 de agosto, aumentó los valores de remuneración un 3% adicional lo que impactará, en mayor medida, en los ingresos del próximo trimestre siendo que la mayor proporción de generación de CEPU está destinada a dicho mercado.