En el primer semestre del año 2012, ISAGEN tuvo ingresos operacionales de $832.434 millones, 3% superiores a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior. La utilidad neta registrada en este periodo fue de $233.920 millones. A continuación, presentamos los principales hechos ocurridos en el mercado energético y en ISAGEN, que influenciaron la obtención de los resultados durante el segundo trimestre del año. REGULACIÓN INDUSTRIA Las principales normas expedidas en el segundo trimestre del año fueron las siguientes: NORMAS ASOCIADAS A LA INTERCONEXIÓN CON PANAMÁ RESOLUCIÓN ASEP AN 5280 DE 2012: Mediante dicha resolución, ASEP- de Panamá, aprobó la Adenda No. 1 al Documento de Licitación (DDL) 01-12, presentado por la Empresa de Transmisión Eléctrica -ETESA- correspondiente al Acto Competitivo de Concurrencia, para la compra de potencia firme y energía asociada de largo plazo para el periodo comprendido del 1 de enero de 2016 al 31 de diciembre de 2030. Las modificaciones realizadas a los DDL están asociadas únicamente a la ampliación del plazo para la presentación de ofertas, que pasó del 24 de mayo al 10 de julio de 2012, sin embargo, mediante la Adenda No. 4 de julio de 2012, se realizó un nuevo aplazamiento al Acto de Concurrencia para el 23 de agosto de 2012. REGLAMENTO DE LA SUBASTA DE DFACI: El día 07 de mayo de 2012, Interconexión Eléctrica Colombia Panamá (ICP) recibió el concepto de No Objeción por parte de la CREG al Reglamento de la Subasta de los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión (DFACI) del enlace internacional Colombia Panamá, así como de la misma manera lo había hecho ASEP el 15 de marzo de este año. Por lo anterior, ICP, invitó formalmente a participar en el proceso mediante el cual se adquiere el derecho a presentar propuesta(s) en la Subasta de los DFACI, de acuerdo con lo estipulado en el citado reglamento. Las reglas establecen los términos y las condiciones que rigen la Subasta de los DFACI, en ambos sentidos de flujo de la energía (desde Colombia hacia Panamá y de Panamá hacia Colombia). Igualmente, fue expedido el Contrato de los DFACI entre Colombia y Panamá, el cual hace parte integral del reglamento de la subasta para la adquisición de dichos derechos e incluye algunos ajustes acorde con las inquietudes planteadas por varios agentes. Mediante dicho contrato, los vendedores venden DFACI, sujeto a los plazos, términos y condiciones previstos allí, y el comprador se obliga a pagar, en la proporción establecida, el precio previsto en el contrato. La entrega de los DFACI y el pago del precio, se realizará en períodos mensuales.
RESOLUCIONES ASEP 5300 Y CREG 057 DE 2012: Mediante dichas resoluciones, ASEP- de Panamá y CREG de Colombia, publicaron para comentarios el Acuerdo Operativo y el Acuerdo Comercial, elaborados por el Centro Nacional de Despacho de Panamá (CND de Panamá) y el Centro Nacional de Despacho de Colombia (CND de Colombia), en el marco del proyecto de Interconexión que permita los intercambios de potencia firme y energía firme entre Panamá y Colombia. NORMAS ASOCIADAS A ENERGÍA ELÉCTRICA RESOLUCIONES CREG 051 Y 053 DE 2012: Mediante la resolución 051 se definen las reglas de las Subastas de Reconfiguración, las cuales tienen por objeto ajustar los requerimientos anuales que deben ser cubiertos con las Obligaciones de Energía Firme (OEF) por cambios en las proyecciones de demanda. La CREG representa a la demanda en la compra o venta mediante dos tipos de subastas: Reconfiguración de Venta: La CREG vende los excedentes de OEF que la demanda no requiere. Reconfiguración de Compra: La CREG compra las necesidades adicionales de OEF que requiere la demanda. Con la Resolución 053, la CREG convocó a una subasta de Reconfiguración de Venta en la que participan sólo las plantas con OEF asignada para el periodo a subastar y deben ofertar un Precio margen (USD/MWh) sobre el precio de la OEF a subastar por el ASIC y una Cantidad máxima y mínima de acuerdo a sus expectativas. Existen dos posibilidades para las plantas en construcción que participan en la subasta de Reconfiguración de Venta: Que logre cobertura total de la OEF, en cuyo caso se considera cumplida la OEF y se aplaza el periodo de inicio de la obligación. Que solo logre una cobertura parcial de la OEF, en cuyo caso el faltante deberá cubrirlo con energía en el Mercado Secundario. El Artículo 5. de dicha resolución evita la Declaración de Incumplimiento Grave e Insalvable del cronograma y por lo tanto la ejecución de las garantías, si se declara interés en participar en la Subasta de Reconfiguración. NORMAS ASOCIADAS A GAS NATURAL RESOLUCIÓN CREG 054 DE 2012: Proyecto de Resolución que pretende establecer los criterios de confiabilidad, fijar las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural. Esta propuesta aplica a los proyectos de inversión en confiabilidad para el período de transición, los cuales son: 1. Planta de regasificación y almacenamiento. Punto de inyección (Cartagena, Bolívar).
2A. Terminal tipo FSRU (Floating Storage Regasification Unit) en la costa Pacífica. 2B. Gasoducto conectado al STN en Yumbo (Valle). Se establece el valor que se remunerará por inversión y gastos AOM de las inversiones por confiabilidad aprobadas, el cual se determinará mediante un concurso, cuyos principios están definidos en la propuesta. Igualmente, se establece que la CREG determinará en resolución aparte la forma en que las plantas de GNI (Gas Natural Importado) y el gasoducto Buenaventura-Yumbo serán remunerados por su servicio de seguridad de abastecimiento o de confiabilidad prestado, así como los requisitos exigibles a las plantas de GNI y al gasoducto Buenaventura-Yumbo, a fin de que puedan acceder al ingreso regulado. Por otro lado, se proponen las disposiciones aplicables a los proyectos de inversión en confiabilidad para períodos posteriores al período de transición y los protocolos operativos. RESOLUCIÓN CREG 055 DE 2012: Modifica la fecha de entrega de los contratos de combustibles líquidos para las Obligaciones de Energía Firme del período 2013-2014 y 2014-2015 y la fecha de la manifestación escrita para acogerse a la OPACGNI (Opción de Respaldo con Gas Natural Importado) para 2015-2016. Esto con el fin de otorgar tiempos adicionales para concretar la entrada de los proyectos de Gas Natural Importado.
MERCADO ENERGÉTICO DEMANDA DE ENERGÍA En el primer semestre del año la Demanda Nacional de energía eléctrica presentó un incremento del 4,1%, comparando 29.121,3 GWh en el primer semestre del año 2012, frente a 27.963,5 registrado en el mismo periodo del año anterior. Sin embargo, si se excluye el consumo de la Mina de Cerromatoso, que estuvo en mantenimiento de uno de sus hornos entre febrero y agosto de 2011, el crecimiento de la demanda en los últimos doce meses fue de 3,4%, y en los primeros seis meses de 2012 del 3,2%. La Demanda de energía en el segundo trimestre de 2012 continua presentando crecimientos similares en el sector regulado (Residencial) y mas notorios en el mercado no regulado, donde el sector minero energético ha presentado un aumento importante en el 2012. El crecimiento de la demanda no regulada en el mes de junio creció 8,0%, frente al 2,0% de crecimiento de la demanda regulada (consumo residencial). Demanda Nacional (GWh) Fuente: XM - Neón
GENERACIÓN DE ENERGÍA En el primer semestre del año, la generación total de ISAGEN fue de 5.322 GWh, presentando una disminución del 7% frente a la obtenida en el mismo periodo del año anterior que fue de 5.727 GWh. Adicionalmente representó el 18% de la Demanda Total Nacional del país. Este decrecimiento es congruente con las diferentes condiciones hidrológicas de los periodos en comparación por cuanto, el primer semestre del año 2011 estaba afectado por el fenómeno La Niña, fenómeno que se caracteriza por el registro de altas precipitaciones y particularmente el del 2011 originó altas afluencias a los embalses del sistema y de ISAGEN, mientras que este año las condiciones han sido de transición de La Niña a condiciones Neutrales, principalmente en el segundo trimestre de 2012. Igualmente si se compara la generación trimestral de los años 2011 y 2012, el segundo trimestre del 2011 fue el periodo que registró mayor nivel de generación, por tanto, se espera una mayor variación entre dichos trimestres. Por otro lado, en junio, se presentó una disminución del 33% frente a la obtenida en el mismo mes del año anterior, debido en gran medida a una disminución de aportes y reservas frente al año anterior. En este mes, a diferencia de los meses anteriores, los aportes hídricos naturales como porcentaje de los niveles históricos estuvieron por debajo del 100% ubicándose en 82% tanto en el SIN como en Antioquia, donde ISAGEN tiene ubicadas sus principales centrales. Como dato importante para los meses venideros, de acuerdo con el pronóstico oficial de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica NOOA durante el trimestre junio julio agosto, se espera una transición de condiciones Neutrales a desarrollo de condiciones de El Niño, que se espera continúen por el resto del año. Generación de ISAGEN (GWh) Fuente: ISAGEN
Generación de ISAGEN trimestral (GWh) Fuente: ISAGEN Generación de ISAGEN por centrales (GWh) Fuente: ISAGEN La generación de cada una de las centrales de ISAGEN ha sido inferior a la presentada en el año 2011, presentándose las variaciones más significativas en los casos de las centrales Termocentro y Calderas. En el caso de Calderas por el mantenimiento y Termocentro debido a que durante los primeros meses del año no se requirió usar la central pues se contaba con reservas hídricas suficientes y los precios del sistema no cubrían los costos de operación de las térmicas.
DISPONIBILIDAD DE LAS CENTRALES La disponibilidad total hidráulica acumulada en el primer semestre del año fue de 96,38% y la disponibilidad térmica acumulada fue de 98,75%. Se destaca la reducción en la disponibilidad de la central Calderas en los meses de mayo y junio por la ampliación en el alcance del mantenimiento del bloque de las unidades 1 y 2, con el objeto de llevar a cabo actividades de levantamiento de información y el transformador de respaldo. PRECIOS DE MERCADO Los precios promedio mensuales de la energía en bolsa, presentados durante el año 2012 han sido inferiores a los presentados en el año 2011, con excepción de los meses de marzo y junio donde las condiciones y expectativas climáticas influenciaron en el crecimiento de los precios de bolsa. En los demás meses la disminución de los precios se debe en gran medida al alto volumen de reservas acumuladas en los embalses y el atrapamiento de energía causado por indisponibilidades en las redes de transmisión, ambos eventos principalmente en la región Antioquia, que obligaron a los recursos hidráulicos a disminuir sus precios para obtener generación y disminuir vertimientos. Precio promedio Bolsa ($/kwh) Fuente: XM - Neón En cuanto a los precios promedio de venta de energía en contratos, estos presentaron una leve caída en los últimos meses, originada por igual comportamiento a la baja del IPP por cuanto la mayoría de los precios de los contratos están indexados a este índice.
Fuente: XM - Neón Precio promedio Contratos ($/kwh)
RESULTADOS SEGUNDO TRIMESTRE 2012 INGRESOS OPERACIONALES Los ingresos operacionales obtenidos en el segundo trimestre del año 2012 fueron de $409.082, lo cual representó una disminución del 0,1% frente a los registrados en el mismo periodo del año anterior. Este resultado esta explicado principalmente por: Las ventas de energía en contratos nacionales tuvieron una participación del 79% dentro del total de los ingresos operacionales del trimestre, con una disminución del 8% frente a igual trimestre del año anterior, producto de una menor venta de energía en contratos principalmente con mayoristas donde se vendieron 1.002 GWh frente a 1.266 GWh que se vendieron en el mismo trimestre del año anterior. En total, regulado y no regulado, se vendieron 2.179 GWh este trimestre frente a 2.353 GWh en igual trimestre del año 2011, lo cual representa una disminución del 7% en términos de energía vendida.
Las ventas de energía a Venezuela representaron el 8% del total de los ingresos operacionales, aumentando considerablemente frente al mismo periodo del año anterior Las transferencias de energía a Venezuela se realizaron a través del Circuito Corozo San Mateo y del circuito Cuestecitas Cuatricentenario. Ambos circuitos fueron utilizados en su mayor pate en las horas de media y alta carga del vecino país, totalizando exportaciones por 116,2 GWh en el trimestre. En el siguiente cuadro se muestra el detalle de las ventas de energía a Venezuela desde que se dio la reanudación del intercambio energético entre los dos países en abril de 2011, luego de 16 meses de haberse suspendido los despachos de electricidad. Las ventas de energía en bolsa tuvieron una participación del 8% dentro del total de los ingresos operaciones obtenidos en el segundo trimestre del año. Los ingresos por este concepto tuvieron un incremento del 6% frente a los registrados en el mismo periodo del año anterior. Su resultado se vio impactado por los muy bajos precios de la energía en los meses de abril y mayo y por la menor generación en junio que coincidió con un aumento del precio de bolsa. Los ingresos por ventas de gas fueron muy similares a los obtenidos en el segundo trimestre del año 2011, con una disminución del 1%. Este rubro representa la venta de gas en el mercado secundario por medio de ofertas mercantiles a Mayoristas y transacciones en SUBASTAGAS, que buscan recuperar el costo por compra de gas que no es usado para operar la planta térmica. Los ingresos por ventas de gas tuvieron una participación de 4% dentro del total de los ingresos del trimestre. Los ingresos por ventas de servicios técnicos presentaron un incremento del 78% frente a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior, reflejando como este servicio cada vez va ganando mayor dinamismo dentro de la estrategia de venta de la compañía.
COSTOS OPERACIONALES En el segundo trimestre del año, los costos operacionales de ISAGEN tuvieron un incremento del 11% frente a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior, dicho incremento está explicado principalmente por: El rubro de compras de energía creció un 45%, el cual está desagregado de la siguiente manera: Las compras representan las necesidades de energía para cubrir los compromisos adquiridos en ventas a contratos, en algunos momentos pico durante el día, cuando la generación propia no es suficiente. En este sentido, el mayor valor por compras se originó en el mes de junio cuando se presentó el menor nivel de generación de la Compañía Las devoluciones de Cargo por Confiabilidad fueron inferiores en un 17%, acorde con una generación igualmente menor. El incremento en los egresos por restricciones se originó por las indisponibilidades en algunas líneas de transmisión y a las restricciones internacionales, las cuales se generan por el incremento en el valor de las reconciliaciones para atender los requerimientos de energía de Venezuela, este valor representa un passtrough para ISAGEN. Los cargos por uso y conexión tuvieron una participación del 21% dentro del total de los Costos operacionales. El incremento presentado en este rubro se debe al mayor despacho de energía a Venezuela. Los egresos por compras de combustible tuvieron un incremento del 4% frente al segundo trimestre del año 2011. Este costo viene siendo recuperado a través de ventas de gas en el mercado secundario, reflejando en términos absolutos una mayor recuperación en este trimestre respecto al mismo del año anterior.
INGRESOS OPERACIONALES RESULTADOS PRIMER SEMESTRE 2012
Los ingresos operaciones acumulados a junio de 2012 ascendieron a $832.434 millones, 3% superiores a los generados en el mismo periodo del año anterior. Los principales hechos que influyeron en la obtención de estos resultados fueron: Mayores ventas de energía a Venezuela, luego de la renovación en el mes de enero del acuerdo de suministro de energía de Colombia hacia Venezuela, a través de los enlaces internacionales Corozo San Mateo y Cuestecitas Cuatricentenario. Igualmente el incremento se debe a que la vigencia de este contrato en el año 2011 inició en el mes de abril, mientras que en el año 2012 se han realizado transferencias de energía a Venezuela durante todo el semestre. Los ingresos por ventas de energía en contratos y en bolsa fueron levemente inferiores a los obtenidos en el primer semestre del año 2011, principalmente por una menor generación y más bajos precios en el mercado spot. Los ingresos por ventas de Gas obtenidos a través de ofertas mercantiles a Clientes Industriales y Mayoristas y las transacciones en SUBASTAGAS, crecieron 37%, logrando recuperar el 66% de los costos acumulados de los contratos de suministro de gas natural. COSTOS OPERACIONALES
Al cierre del primer semestre del año, los costos operacionales de ISAGEN tuvieron un incremento del 12% frente a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior, esto debido principalmente a: El rubro de compras de energía tuvo un crecimiento del 38%, el cual esta compuesto por: Los egresos por compras de energía en el mercado spot crecieron 89% en el semestre, comparados con igual periodo del año anterior. Las mayores compras se dieron en junio, mes en cual ISAGEN tuvo la menor generación de los últimos doce meses, representando el 48% del total de las compras del primer semestre. Los egresos por devolución de cargo por confiabilidad reflejan un nivel acorde con la disminución en generación de energía. Los egresos por restricciones fueron superiores a los del primer semestre de 2011, hecho explicado por una parte, por el efecto de indisponibilidades en algunas líneas de transmisión y la generación de seguridad de centrales térmicas (65%) y por otra parte, las restricciones internacionales (35%). Los cargos por uso y conexión fueron superiores por las mayores ventas de energía a Venezuela. Los egresos por este concepto tuvieron una participación del 22% dentro del total de costos operacionales de la Compañía.
UTILIDAD OPERACIONAL Y EBITDA En este segundo trimestre el resultado operacional se ha visto disminuido, no solo respecto a igual periodo del año anterior, sino también respecto al primer trimestre, afectando el resultado acumulado del año. Esta disminución obedece a un menor nivel de ingresos a causa de menores precios de la energía en bolsa y menor generación, frente a unos costos operacionales afectados principalmente por las compras de energía del mes de junio. UTILIDAD NETA El resultado neto obtenido refleja niveles muy similares a los presentados en igual periodo del año anterior, esto gracias a la menor provisión de impuesto de renta por el efecto de la deducción del 30% sobre la inversión en activos productivos (plan de expansión), que compensa la disminución en el resultado operacional.
RESULTADOS REALES FRENTE AL PROGRAMADO En todo caso, vale la pena resaltar que los resultados reales obtenidos vienen siendo superiores frente a los resultados programados para el año 2012, lo cual se observa en el siguiente cuadro: BALANCE GENERAL Activos Las principales variaciones presentadas en el activo durante el 2T2012 corresponden al registro de los avances en la construcción de los proyectos de generación que se reflejan en la disminución del activo corriente (efectivo e inversiones de corto plazo) y en el aumento en el rubro de construcciones en curso dentro de propiedad planta y equipo. En el trimestre se capitalizaron a los Proyectos en Construcción costos por $210.384 millones. Pasivo y Patrimonio Los principales movimientos que disminuyeron el pasivo en el segundo trimestre del año corresponden a: Pago de dividendos en el mes de abril por valor de $209.908 millones, los cuales fueron decretados en Marzo de 2012. Pago de la primera cuota del impuesto al patrimonio de 2012 por $15.161 millones. Pago de capital e intereses del crédito OPIC por $32.309 millones. Se terminó de pagar el impuesto de renta de 2011 por $3.990 millones. Por otro lado, el pasivo creció principalmente en los siguientes rubros: Registro de la provisión del impuesto de renta a junio de 2012 por $37.610 Incremento en la contratación de leasing por $19.801
Retenciones contractuales relacionadas con los pagos a contratistas para la construcción de los proyectos por valor de $13.343 Registro de impuesto diferido por $8.048
ACTIVO CORRIENTE BALANCE GENERAL (Millones de Pesos) Junio Diciembre PASIVO Y Junio Diciembre ACTIVO Variación Variación 2012 2011 PATRIMONIO 2012 2011 PASIVO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS 25.743 23.812 8% DISPONIBLE 199.506 561.139-64% PRIMA EMISION DE BONOS 6.232 6.232 0% RECAUDO DEMOCRATIZACION 204 203 0% CUENTAS POR PAGAR 186.661 205.241-9% INVERSIONES PORTAFOLIO 3.525 7.550-53% IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES 49.056 51.779-5% DEUDORES 323.063 307.313 5% OBLIGACIONES LABORALES 11.731 11.058 6% GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO 16.282 5.671 187% PASIVOS ESTIMADOS 49.247 14.234 246% INVENTARIOS 46.791 45.320 3% OTROS PASIVOS 52.503 55.968-6% OTROS ACTIVOS 22.625 21.103 7% TOTAL PASIVO CORRIENTE 381.173 368.324 3% TOTAL ACTIVO CORRIENTE 611.996 948.299-35% PASIVO NO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS OPIC 432.968 444.874-3% ACTIVO NO CORRIENTE OBLIGACION BONOS 850.000 850.000 0% PRIMA BONOS 44.176 47.330-7% DEUDORES OBLIGACIONES CREDITO CLUB DEAL 152.569 154.500-1% Clientes 3.507 5.038-30% LEASING LP 62.673 42.872 46% Dificil cobro 2.007 2285-12% IMPUESTO AL PATRIMONIO 45.482 60.585-25% Otros 18.543 17.373 7% OBLIGACIONES LABORALES 56.886 56.895 0% Anticipos y Avances proyectos 268.045 294.526-9% RETENCIONES CONTRACTUALES 39.820 26.477 50% Provisión deudores (5.514) (7.323) -25% LITIGIOS Y DEMANDAS 120.222 121.323-1% 286.588 311.899-8% CUENTAS POR PAGAR 7.406 10364-29% DEPOSITO FONDO SOLIDARIDAD 953 910 5% INVERSIONES 538 526 2% IMPUESTO DIFERIDO 331.163 323.115 2% PROPIEDADES PLANTA Y TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 2.144.318 2.139.245 0,2% EQUIPO, NETO 4.251.867 3.862.998 10% TOTAL PASIVO 2.525.491 2.507.569 0,7% 4.252.405 3.863.524 10% CAPITAL SOCIAL DIFERIDOS Y OTROS ACTIVOS Autorizado:2.726.072.000 acciones comunes de valor unitario de $25 Cargos Diferidos 38.206 38.801-2% SUSCRITO Y PAGADO 68.152 68.152 0% Otros Activos 37.957 42.496-11% RESERVA ART.130 E.T 699.059 632.954 10% Bienes Adq Leasing 62.673 42.872 46% RESERVA LEGAL 51.134 51.134 0% 138.836 124.169 12% SUPERÁVIT DE CAPITAL 49.344 49.344 0% REVALORIZACIÓN DEL PATRIMONIO 1.113.794 1.113.794 0% TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 4.677.829 4.299.592 9% RESERVA OCASIONAL INVERSIONES 568.331 365.231 56% UTILIDAD DEL EJERCICIO 233.920 479.112-51% VALORIZACIONES 634.839 634.556 0,045% EFECTO CAMBIO PGCP-AMORT ACUM -19.399-19.399 0% SUPERÁVIT POR VALORIZACION 634.839 634.556 0,04% TOTAL PATRIMONIO 3.399.174 3.374.878 0,7% TOTAL ACTIVOS 5.924.665 5.882.447 0,7% TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 5.924.665 5.882.447 0,7%
ESTADO DE RESULTADOS A 30 DE JUNIO DE 2011 Y 2012 (Millones de pesos) Trimestral 2012 Acumulado 1T 2T 1S 2011 1S 2012 Variación INGRESOS OPERACIONALES 423.352 409.082 811.325 832.434 3% Energía 394.748 389.509 776.353 784.257 1% Gas 27.268 16.948 32.318 44.216 37% Servicios tecnicos 1.336 2.625 2.654 3.961 49% COSTOS DE VENTAS 249.297 258.198 455.005 507.496 12% Compras de energía 72.051 83.010 111.978 155.061 38% Cargos por uso y conexion al STN 54.602 55.073 101.493 109.675 8% CND, CRD'S Y SIC 1.688 1.808 3.580 3.496-2% Transferencia Ley 99 / 93 10.019 9.987 20.706 20.006-3% Contribución FAZNI 3.154 3.069 6.395 6.223-3% Depreciación 25.265 25.872 49.607 51.137 3% Combustibles 44.935 37.200 78.982 82.135 4% Otros gastos operacionales 37.583 42.179 82.263 79.762-3% UTILIDAD BRUTA 174.055 150.884 356.680 324.939-9% GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN 21.474 24.595 42.275 46.069 9% UTILIDAD OPERACIONAL 152.581 126.289 314.047 278.869-11% MARGEN OPERACIONAL 36% 31% 39% 34% -13% INGRESOS NO OPERACIONALES Intereses 10.542 8.322 14.703 18.864 28% Portafolio 75 27 15.002 102-99% Diferencia en Cambio 1.118 1.338 2.748 2.456-11% Otros ingresos 4.966 3.999 9.921 8.965-10% 16.701 13.686 42.374 30.387-28% GASTOS NO OPERACIONALES Intereses 10.913 11.067 21.063 21.980 4% Portafolio 9-8.662 9-100% Diferencia en Cambio 170 41 3.476 211-94% Otros gastos 3.546 3.932 8.960 7.478-17% 14.638 15.040 42.161 29.678-30% UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 154.644 124.935 314.259 279.578-11% PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (32.521) (13.136) (68.020) (45.658) -33% UTILIDAD NETA 122.123 111.799 246.240 233.920-5% MARGEN NETO 29% 27% 30% 28% -7%