13
1 Al cierre de septiembre, EPSA registró ingresos operacionales por $856.600 millones El Ebitda fue de $403.187 millones, equivalente a un margen Ebitda del 47%, y la utilidad neta ascendió a $185.323 millones. La generación de EPSA se incrementó en un 37% con respecto a septiembre de 2010 para un total de 3.007 GWh, lo que representa un 7% de la demanda nacional. La calificadora Fitch Ratings ratificó la calificación AAA y F1+ del programa de emisión y colocación de papeles comerciales y bonos ordinarios de EPSA. Los ingresos operacionales de Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., EPSA, fueron de $856.600 millones durante lo corrido de 2011; de estos, $359.308 millones corresponden a ingresos por generación; $347.177 millones, a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $138.582 millones, a uso y conexión de redes, y $11.533 millones a otros servicios. Por su parte, el Ebitda ascendió a $403.187 millones, para un margen del 47%, mientras que la utilidad neta fue de $185.323 millones. EPSA, junto con la Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P., Cetsa, generó 3.007 GWh durante los primeros nueve meses del año, un 37% más que en el mismo período de 2010, equivalentes a un 7% de la demanda nacional. En cuanto al negocio de distribución, las ventas consolidadas de energía en la comercialización minorista fueron de 1.204 GWh durante lo corrido del año, de los cuales 770,7 GWh fueron entregados al mercado regulado y 433,1 GWh al mercado no regulado, con un nivel de pérdidas del 10% y un recaudo del 99,2%. Plan de expansión EPSA continuó avanzando en la ejecución de su plan de expansión en el negocio de generación, compuesto por tres centrales hidroeléctricas (Alto Tuluá, Bajo Tuluá y Cucuana) que representan un total de 95 MW y que permitirán incrementar su capacidad instalada en un 9%. La construcción de la cadena Tuluá, que aporta 40 MW, alcanzó al cierre de septiembre un avance de obra del 97% para el Alto Tuluá y del 83% para el Bajo Tuluá. Por su parte, el proyecto Cucuana, de 55 MW, presentó una ejecución del 13,12%. INFORME TRIMESTRAL A septiembre de 2011

Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

  • Upload
    epsa

  • View
    218

  • Download
    1

Embed Size (px)

DESCRIPTION

Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

Citation preview

Page 1: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

1

Al cierre de septiembre, EPSA registró ingresos operacionales por $856.600 millones

El Ebitda fue de $403.187 millones, equivalente a un margen Ebitda del 47%, y la utilidad neta ascendió a $185.323 millones.

La generación de EPSA se incrementó en un 37% con respecto a septiembre de 2010 para un total de 3.007 GWh, lo que representa un 7%

de la demanda nacional.

La calificadora Fitch Ratings ratificó la calificación AAA y F1+ del programa de emisión y colocación de papeles comerciales y bonos

ordinarios de EPSA.

Los ingresos operacionales de Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., EPSA, fueron de $856.600 millones durante lo corrido de 2011; de estos, $359.308 millones corresponden a ingresos por generación; $347.177 millones, a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $138.582 millones, a uso y conexión de redes, y $11.533 millones a otros servicios. Por su parte, el Ebitda ascendió a $403.187 millones, para un margen del 47%, mientras que la utilidad neta fue de $185.323 millones. EPSA, junto con la Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P., Cetsa, generó 3.007 GWh durante los primeros nueve meses del año, un 37% más que en el mismo período de 2010, equivalentes a un 7% de la demanda nacional. En cuanto al negocio de distribución, las ventas consolidadas de energía en la comercialización minorista fueron de 1.204 GWh durante lo corrido del año, de los cuales 770,7 GWh fueron entregados al mercado regulado y 433,1 GWh al mercado no regulado, con un nivel de pérdidas del 10% y un recaudo del 99,2%. Plan de expansión EPSA continuó avanzando en la ejecución de su plan de expansión en el negocio de

generación, compuesto por tres centrales hidroeléctricas (Alto Tuluá, Bajo Tuluá y

Cucuana) que representan un total de 95 MW y que permitirán incrementar su

capacidad instalada en un 9%. La construcción de la cadena Tuluá, que aporta 40

MW, alcanzó al cierre de septiembre un avance de obra del 97% para el Alto Tuluá y

del 83% para el Bajo Tuluá. Por su parte, el proyecto Cucuana, de 55 MW, presentó

una ejecución del 13,12%.

INFORME TRIMESTRAL A septiembre de 2011

Page 2: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

2

Por su parte, en el negocio de distribución, con el fin de mantener la calidad del servicio prestado a los usuarios y ampliar la capacidad instalada para atender el crecimiento de su base de clientes y de la demanda de energía, EPSA continúa adelantando los planes de modernización, reposición y ampliación de redes y subestaciones. La subestación Jamundí de 2 x 25 MVA y que atiende las necesidades de la zona sur del Valle del Cauca, entró su primera fase en servicio en agosto y quedará totalmente concluida en noviembre. En las subestaciones Palmaseca de 25 MVA y Bahía de 25 MVA, se están adelantando los trámites legales, técnicos y ambientales con el objetivo de iniciar su construcción en noviembre de 2011 y febrero de 2012, respectivamente. Finalmente, la compañía continúa avanzando en los trabajos de modernización de las subestaciones Buga y Tuluá, los trabajos de arquitectura de red en niveles 34,5 kV y 13,2 kV, además de los estudios de impacto ambiental y el diseño de la línea Calima – Buenaventura a 115 kV.

Calificación crediticia Fitch Ratings renovó la calificación AAA y F1+ al programa de emisión y colocación de papeles comerciales y bonos ordinarios de EPSA. Resaltando los siguientes aspectos: la estrategia de inversión enfocada en mantener la competitividad, la consistente generación de efectivo y amplio acceso a crédito y las sólidas métricas crediticias de la Empresa.

-

Page 3: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

3

Informe del mercado eléctrico

Comportamiento de la demanda nacional

La demanda de energía del SIN acumulada a septiembre fue de 42.582 GWh, lo que

corresponde a un incremento del 1,4% con respecto al mismo período de 2010.

La demanda del mercado regulado fue de 28.563 GWh, la cual creció un 0,9%

durante el trimestre, mientras que la demanda del mercado no regulado creció un

2,2%. Es importante destacar que la demanda de energía proveniente de la

explotación de minas y canteras se vio afectada principalmenre por actividades de

mantenimiento realizadas en Cerromatoso, presentando una disminución del 9%.

Comportamiento hidrológico

Las condiciones hidrológicas presentadas durante el 2011 han estado influenciadas

por el fenómeno de La Niña que se registró durante el primer semestre, al igual que

las prolongadas condiciones de lluvia evidenciadas en los siguientes meses. Los

aportes hídricos en este período fueron de 52.448 GWh, superiores en un 54% a los

del mismo período del año pasado, cuando estuvo presente el fenómeno de El Niño.

En abril se alcanzó el nivel máximo de aportes mensuales, cuando se ubicaron 139%

por encima de los niveles históricos; por su parte en septiembre, se ubicaron un 4%

por debajo.

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

3.600

3.800

4.000

4.200

4.400

4.600

4.800

5.000

5.200

ene-1

0

feb-1

0

ma

r-10

abr-

10

ma

y-1

0

jun-1

0

jul-10

ago-1

0

sep

-10

oct-

10

nov-1

0

dic

-10

ene-1

1

feb-1

1

ma

r-11

abr-

11

ma

y-1

1

jun-1

1

jul-11

ago-1

1

sep

-11

GW

h

Demanda energía - SIN

Demanda del SIN Variación acumulada (%)

Page 4: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

4

Comportamiento del precio de la energía

Las condiciones hidrológicas evidenciadas durante lo corrido del año permitieron una

mayor participación de las centrales hidroeléctricas en la oferta de energía, haciendo

que el precio de Bolsa se situara en niveles inferiores a los del 2010, cuando las

plantas térmicas produjeron una importante cantidad de la energía del SIN.

El precio promedio de Bolsa hasta septiembre de 2011 fue de 79,2 $/kWh, lo que

significa una disminución del 44% con respecto al precio promedio del mismo

período del año anterior, el cual fue de 141 $/kWh.

El precio promedio de contratos, por su parte, se ubicó en 118 $/kWh, un 7%

superior al presentado durante el mismo período de 2010.

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

ene-1

0

feb-1

0

ma

r-10

abr-

10

ma

y-1

0

jun-1

0

jul-10

ago-1

0

sep

-10

oct-

10

nov-1

0

dic

-10

ene-1

1

feb-1

1

ma

r-11

abr-

11

ma

y-1

1

jun-1

1

jul-11

ago-1

1

sep

-11

GW

h

Aportes hídricos - SIN

Promedio histórico Real

-

50

100

150

200

250

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

CO

P / /kW

h

Precios de la energía SIN

Bolsa 2010 Bolsa 2011 Contratos 2010 Contratos 2011

Page 5: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

5

Producción de energía SIN

La energía total producida en el sistema a septiembre fue de 43.577 GWh, la cual fue

suministrada en un 78% por las plantas hidroeléctricas, en un 16% por las térmicas y

en un 6% por las plantas menores y de cogeneración, a diferencia del 2010, cuando

la relación fue del 64%, 30% y 6%, respectivamente. En este mismo sentido, el

cambio de las condiciones hidrológicas del fenómeno de El Niño al fenómeno de La

Niña permitieron que la generación hidráulica del sistema se incrementara en un 25%

de un año al otro.

Informe de operaciones

Negocio de generación

La energía hidráulica generada en el tercer trimestre de 2011 por las plantas de EPSA y CETSA fue de 813 GWh, inferior en un 7% a la generada en el mismo período de 2010, debido a las condiciones hidrológicas presentadas en el período.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

ene-1

0

feb-1

0

ma

r-10

abr-

10

ma

y-1

0

jun-1

0

jul-10

ago-1

0

sep

-10

oct-

10

nov-1

0

dic

-10

ene-1

1

feb-1

1

ma

r-11

abr-

11

ma

y-1

1

jun-1

1

jul-11

ago-1

1

sep

-11

GW

h

Generación por tecnologías SIN

Hidro. Térmo. Cogen. Menores Participación térmicas (%)

Page 6: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

6

En el período enero – septiembre de 2011 se presenta una generación de 3.007 GWh, un 37% superior a la del mismo período de 2010. En comercialización mayorista se vendieron un total de 4.053 GWh durante el período, de estos, el 49% fue vendido en contratos, y el 51% en Bolsa. Las ventas en Bolsa presentaron un incremento del 33%, debido, principalmente, a la mayor producción de energía obtenida durante este período. Por su parte, las ventas en contratos se incrementaron en un 18%. En el período enero - septiembre, la tarifa media de venta en el mercado spot ha sido inferior en $72 /kWh en 2011 respecto de 2010.

0

100

200

300

400

500

600

Ene

-10

Feb

-10

Mar

-10

Ab

r-1

0

May

-10

Jun

-10

Jul-

10

Ago

-10

Sep

-10

Oct

-10

No

v-1

0

Dic

-10

Ene

-11

Feb

-11

Mar

-11

Ab

r-1

1

May

-11

Jun

-11

Jul-

11

Ago

-11

Sep

-11

GW

h

Generación consolidada EPSA

Alto y Bajo Anchicayá Calima Prado Salvajina Menores

1.7032.002

15432051

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

a Sept 2010 a Sept 2011

GW

h

Ventas de energía Grupo EPSA

Ventas en contratos Ventas en Bolsa

Page 7: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

7

Negocio de distribución

En el tercer trimestre del año, la demanda de energía de EPSA, como operador de

red, se mantuvo estable con respecto al comportamiento del mismo período de 2010;

sin embargo, la variación de la demanda acumulada a septiembre 2011 es negativa

en un 3,8%, lo cual se explica principalmente por los efectos de los fenómenos de El

Niño durante 2010 y La Niña durante el primer semestre de 2011. Como

consecuencia se ha presentado un menor uso de los sistemas de riego y drenaje y

una disminución en las actividades operativas de algunas industrias que se vieron

afectadas por los efectos del intenso invierno y menor consumo en el sector

residencial por menor uso de electrodomésticos y sistemas de refrigeración.

Por otra parte, las ventas de energía en la comercialización minorista fueron de 1.204

GWh durante lo corrido del año, un 0,8% inferiores al mismo período del año pasado.

Las ventas al mercado regulado disminuyeron un 1,8%, para un total de 770,7 GWh,

mientras que las del mercado no regulado fueron de 433,1 GWh, incrementando un

1,1%.

La tarifa media de venta para el mercado regulado durante 2011 ha sido prácticamente igual a la observada durante el mismo período de 2010, para el mercado no regulado ha sido un 6,2% más alta.

2,2%

3,8% 3,8%

-16,0%

-14,0%

-12,0%

-10,0%

-8,0%

-6,0%

-4,0%

-2,0%

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

jul-10

ago-1

0

sep

-10

oct-

10

nov-1

0

dic

-10

ene-1

1

feb-1

1

ma

r-11

abr-

11

ma

y-1

1

jun-1

1

jul-11

ago-1

1

sep

-11

Comportamiento anual demanda - Operador de Red

CETSA EPSA SIN

Page 8: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

8

Plan de expansión

En el plan de expansión en generación se invirtieron recursos, en el trimestre julio -

septiembre, por $5.407 millones.

• Alto Tuluá (19,9 MW), que está previsto para entrar en operación a principios

de 2012, alcanzó al cierre de septiembre un avance de obra del 96,9%. La

casa de máquinas y la tubería de carga presentaron una ejecución del 100% y

96%, respectivamente.

• Por su parte, el proyecto Bajo Tuluá (19,9 MW) presentó una ejecución del

83,3% y la excavación del túnel de conducción alcanzó un 86,7%; mientras

que la instalación de la tubería de carga obtuvo un 75% de ejecución. De

acuerdo con el cronograma del proyecto, esta central entrará en operación en

el segundo semestre de 2012.

• En relación con el proyecto Cucuana (55 MW), programado para empezar a

operar en 2014, se logró una ejecución del 13,12%. Durante el trimestre se

alcanzó un 25% de la adquisición y fabricación de los equipos

electromecánicos y se rehabilitó la vía Rovira a Roncesvalles.

• A pesar de que el proyecto Miel II no se va a realizar en el corto plazo EPSA

continúa evaluando su portafolio de proyectos de expansión con el fin de

identificar alternativas que le permitan continuar creciendo con rentabilidad.

Las inversiones del tercer trimestre realizadas en el negocio de distribución fueron

de $8.285 millones, básicamente en proyectos para operar y mantener la red,

principalmente en 34,5 – 13,2 kV, proyectos de construcción y modernización de

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Ene-

10

Feb-

10

Mar

-10

Abr

-10

May

-10

Jun-

10

Jul-1

0

Ago

-10

Sep-

10

Oct

-10

Nov

-10

Dic

-10

Ene-

11

Feb-

11

Mar

-11

Abr

-11

May

-11

Jun-

11

Jul-1

1

Ago

-11

Sep-

11

GW

h

Ventas de energía

Mercado Regulado Mercado No Regulado

Page 9: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

9

subestaciones de 115 kV, y equipos y materiales para alquiler por nuevos

suministros.

• La construcción de la Subestación Jamundí lleva una ejecución del 98%, la

primera fase (transformador 115/34,5 kV y circuitos asociados) está en

servicio desde agosto. Actualmente se están realizando pruebas al

transformador 115/13,2 kV de 25 MVA, la obra quedará totalmente concluida

la segunda semana de noviembre.

• La Subestación Palmaseca lleva un 90% en la gestión de trámites legales y

técnicos, se dispone de la licencia de construcción, permisos del INCO,

diseños aprobados de la subestación y línea de 115 kV; se encuentra

pendiente la expedición de la licencia ambiental, que deberá ser expedida a

más tardar la segunda semana de noviembre. Una vez recibida la licencia

ambiental se iniciará la construcción de la obra.

• La modernización de las subestaciones Tuluá y Buga 115 kV se encuentra en

un avance del 50% y 30%, respectivamente. Estas obras deben entrar en

servicio afínales de 2011 y principios de 2012.

• Igualmente avanzan los planes de arquitectura de red a 34,5 kV y 13,2 kV

para las estructuras planificadas para el presente año.

Page 10: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

10

Resultados financieros

Estado de Resultados

Los ingresos operacionales de la compañía fueron de $856.600 millones durante lo

corrido del 2011, lo que significa un incremento del 1% en comparación con 2010; de

estos, $359.308 millones corresponden a ingresos por generación; $347.177

millones a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no

regulado; $138.582 millones, a uso y conexión de redes, y $11.533 millones a otros

servicios.

Los ingresos obtenidos por ventas de energía en el negocio de generación

presentaron una disminución del 3%, frente al 2010. Estos estuvieron influenciados

por los menores precios spot presentados durante el período, los cuales hicieron que

los ingresos por ventas de energía en Bolsa descendieran un 38%, alcanzando un

total de $174.249 millones, a pesar del incremento en la cantidad de energía

vendida. Por su parte, los ingresos provenientes de ventas en contratos se

incrementaron en un 211%, para un total de $135.895 millones, debido a mayores

compromisos asumidos en contratos con otros comercializadores; en 2010 el

generador EPSA atendió el 100% de la demanda de energía del comercializador, y

en el presente período atiende el 60% de la misma.

En cuanto al negocio de comercialización, se obtuvieron ingresos inferiores en un

0.5% comparados con lo corrido del año anterior, producto principalmente de las

menores ventas al mercado regulado, por la disminución de la demanda ocasionada

por los efectos del fenómeno de La Niña.

Por otro lado, los ingresos recibidos por uso y conexión de redes alcanzaron un total

de $138.582 millones, superiores en un 19% a los registrados en el mismo período

del año anterior, principalmente, por la modificación regulatoria realizada para ajustar

las tarifas por la transición a las Áreas de Distribución (ADD).

Los costos y gastos de la operación, fueron de $488.840 millones, superiores en un

13% a los del año anterior, debido a mayores compras de energía para atender el

mercado regulado y compras a cogeneradores por $57.495 millones. El Margen

Bruto pasó del 49% en septiembre de 2010 al 43%.

Los gastos operacionales de administración son un 44% más bajo en comparación

al mismo período de 2010, principalmente, por la reclasificación de algunos gastos a

costos de ventas, por $12.894 millones, y por algunas provisiones de cartera y de

contingencias que se tenían en 2010, por $6.292 millones.

Page 11: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

11

Por su parte, la Utilidad Operacional fue de $338.520 millones, inferior en 7%

respecto al mismo período de 2010. Los efectos explicados, igualmente impactan los

resultados del EBITDA, inferior respecto a 2010 en un 9%, y del Margen EBITDA,

que pasa del 52% al 47% a septiembre de 2011.

Los ingresos financieros son inferiores en $544 millones, debido principalmente a los

rendimientos financieros generados por el portafolio de inversiones temporales. Por

su parte, los gastos financieros se incrementaron en $12.428 millones, un 26%

respecto a septiembre de 2010, principalmente por los intereses de los bonos que en

2010 se causaron a partir de mayo, y en el presente año, durante todo el periodo.

La cuenta de otros gastos no operacionales presenta un incremento de $21.900

millones, explicado principalmente, por la causación de la totalidad del impuesto al

patrimonio que se pagará en 2011, a septiembre el mayor valor es de $14.048

millones. Adicionalmente se incluyen $4.877 millones que corresponden a la

ejecución de la garantía bancaria que respaldaba el cargo por confiabilidad del

proyecto Miel II y el excedente se explica por los mayores pagos por concepto del

impuesto a las transacciones financieras.

Como resultado de lo anterior, la utilidad neta a septiembre de 2011 fue de $185.323

millones, lo que significa un margen neto del 21.6%.

Page 12: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

12

ESTADO DE RESULTADOS Por el período entre el 01 de enero y el 30 de septiembre de 2011

En millones de pesos Acumulado a septiembre

2010 2011 Var 2011 Vs 2010

INGRESOS OPERACIONALES Generación 370.615 359.308 -3%

Generación y ventas en bolsa 279.221 174.249 -38% Ventas de energía en contratos 43.749 135.895 >200% Ingresos cargo por confiabilidad 47.645 49.164 3%

Comercialización 348.869 347.177 0% Mercado regulado 255.111 246.483 -3% Mercado no regulado 93.758 100.694 7%

Otros servicios de Energía 129.120 150.115 16% Uso y Conexión de Redes 116.620 138.582 19% Ingresos Otros Servicios Operacionales 12.499 11.533 -8%

INGRESOS OPERACIONALES 848.604 856.600 1% Compras de Energía (177.470) (234.965) 32% Costos de Producción (159.860) (190.368) 19% Otros Costos Bienes y Servicios (96.812) (63.507) -34%

COSTOS DE OPERACION Y VENTAS (434.142) (488.840) 13% MARGEN BRUTO 414.462 367.759 -11% Gastos operacionales de administración (51.857) (29.229) -44% UTILIDAD OPERACIONAL 362.605 338.530 -7% EBITDA 442.735 403.187 -9% MARGEN EBITDA 52% 47% -10%

Ingresos Financieros 12.653 12.109 -4% Ingresos Actividades de Inversión 11.995 11.348 -5% Ingresos No Operacionales 18.018 1.796 -90% Gastos Financieros (47.538) (59.966) 26% Otros Gastos No Operacionales (14.742) (36.653) 149% Diferencia en Cambio Neta 16.001 3.109 -81%

OTROS INGRESOS Y GASTOS NETO (3.614) (68.258) <-200% UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 358.991 270.273 -25% IMPUESTO DE RENTA (115.148) (84.950) -26% UTILIDAD NETA 243.843 185.323 -24% Para efectos de presentación de los Estados Financieros a junio 30 de 2010 y 2011, el Impuesto al Patrimonio registrado como gasto operacional de acuerdo con las disposiciones de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, se presenta en la cuenta de gastos no operacionales.

Page 13: Tercer Informe Trimestral EPSA 2011

13

BALANCE GENERAL Al 31 de diciembre de 2010 y al 30 de septiembre de 2011

diciembre

2010 septiembre

2011 Var. %

Activo Activo Corriente

Disponible 5.300 95.371 >200% Inversiones temporales 344.455 145.845 -58%

Deudores, neto 200.758 283.004 41% Inventarios 8.600 11.427 33% Gastos pagados por anticipado 475 8.180 >200%

Total Activo Corriente 559.588 543.827 -3% Activo No Corriente

Inversiones permanentes, neto 110.676 105.498 -5%

Deudores, neto 1.398 23.147 >200% Propiedades, planta y equipo, neto 2.027.820 2.090.351 3% Cargos diferidos, neto 43.166 43.314 0%

Intangibles, neto 212.698 205.429 -3% Valorizaciones y desvalorizaciones, neto 1.159.257 1.158.286 0%

Total Activo No Corriente 3.555.015 3.626.025 2%

Total Activo 4.114.603 4.169.852 1% Pasivo y Patrimonio de los Accionistas

Pasivo Corriente Obligaciones financieras 14.515 14.960 3% Bonos y papeles comerciales 9.321 10.060 8% Proveedores 76.277 85.556 12%

Cuentas por pagar 145.094 145.712 0% Impuestos, gravámenes y tasas 72.862 3.875 -95% Obligaciones laborales y de seguridad social 5.090 1.270 -75%

Pasivos estimados y provisiones 47.648 185.592 >200%

Accionistas 143 169 18% Otros pasivos 6.900 9.615 39%

Total Pasivo Corriente 377.849 456.808 21%

Pasivo No Corriente Obligaciones financieras 92.027 127.868 39% Bonos y papeles comerciales 600.000 600.000 0% Pensiones de jubilación 73.717 74.480 1% Otros pasivos 41.991 41.528 -1%

Total Pasivo No Corriente 807.735 843.876 4%

Total Pasivo 1.185.585 1.300.684 10% Patrimonio

Capital suscrito y pagado 1.128.166 1.128.166 0% Prima en colocación de acciones 0,17 0,17 1% Reservas 327.184 373.497 14%

Resultados de ejercicios anteriores 1.417 1.417 0% Resultado del ejercicio 289.004 185.323 -36% Superavit 1.182.954 1.180.472 0%

Revalorización del patrimonio 293 293 0% Total Patrimonio 2.929.018 2.869.168 -2%

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 4.114.603 4.169.852 1%

Valor intrinseco (Valor en Pesos) 8.448,25 8.275,62