INFORME CETSA rrm

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ESTADOS FINANCIEROS

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Informe del Revisor FiscalA los accionistas deCompañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. - CETSA E.S.P.

He auditado los balances generales de Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. - CETSA E.S.P. al 31 de diciembre de 2012 y 2011, y los correspondientes estados de resultados, de cambios en el pa-trimonio, de cambios en la situación financiera y de flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, y el resumen de las principales políticas contables y otras notas explicativas.

La administración es responsable por la preparación y correcta presentación de estos estados financie-ros de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia e instrucciones y prácticas contables establecidas por la Superintendencia de Servicios Públicos. Esta responsabilidad incluye: diseñar, implementar y mantener un sistema de control interno adecuado para la preparación y presentación de los estados financieros, libres de errores significativos, bien sea por fraude o error; seleccionar y aplicar las políticas contables apropiadas; así como efectuar las estimaciones contables que resulten razonables en las circunstancias.

Mi responsabilidad es expresar una opinión sobre estos estados financieros con base en mis auditorías. Obtuve las informaciones necesarias para cumplir mis funciones y llevar a cabo mi trabajo de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Colombia. Tales normas requieren que planifique y efec-túe la auditoría para obtener una seguridad razonable acerca de si los estados financieros están libres de errores significativos. Una auditoría de estados financieros incluye examinar, sobre una base selectiva, la evidencia que soporta las cifras y las revelaciones en los estados financieros. Los procedimientos de audi-toría seleccionados dependen del juicio profesional del auditor, incluyendo su evaluación de los riesgos de errores significativos en los estados financieros. En la evaluación del riesgo, el auditor considera el control interno de la Compañía que es relevante para la preparación y presentación razonable de los estados financieros, con el fin de diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados en las circunstancias. Una auditoría también incluye, evaluar los principios de contabilidad utilizados y las estimaciones conta-bles significativas hechas por la administración, así como evaluar la presentación general de los estados financieros. Considero que mis auditorías me proporcionan una base razonable para expresar mi opinión.

8.1. Estados financieros

8. Anexos

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Reporte integrado CETSA - Estados fi nancieros

En mi opinión, los estados fi nancieros antes mencionados, tomados de los libros de contabilidad, pre-sentan razonablemente, en todos los aspectos signifi cativos, la situación fi nanciera de Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. - CETSA E.S.P. al 31 de diciembre de 2012 y 2011, los resultados de sus operaciones, los cambios en su patrimonio, los cambios en su situación fi nanciera y sus fl ujos de efecti-vo por los años terminados en esas fechas, de conformidad con principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia e instrucciones y prácticas establecidas por la Superintendencia de Servicios Públicos, aplicadas sobre bases uniformes.

La ley que regula los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia permitió diferentes métodos para el registro del gasto y la obligación por impuesto al patrimonio y su sobretasa. Tal como se indica en la Nota 16, en 2011 la Compañía determinó su obligación por impuesto al patrimonio y su so-bretasa en $4.340, pagadera en 8 cuotas iguales de 2011 a 2014, la cual fue registrada en los libros de contabilidad de conformidad con la política contable descrita en la Nota 3. Al 31 de diciembre de 2012 el saldo por pagar asciende a $2.170.

Además, basado en el alcance de mis auditorías, informo que la Compañía ha llevado su contabilidad conforme a las normas legales y a la técnica contable; las operaciones registradas en los libros de con-tabilidad y los actos de los administradores se ajustan a los estatutos y a las decisiones de la Asamblea de Accionistas y de la Junta Directiva; la correspondencia, los comprobantes de las cuentas y los libros de actas y de registro de acciones se llevan y se conservan debidamente; el informe de gestión de los administradores guarda la debida concordancia con los estados fi nancieros básicos y la Compañía no se encuentra en mora por concepto de aportes al Sistema de Seguridad Social Integral. Mi evaluación del control interno, efectuada con el propósito de establecer el alcance de mis pruebas de auditoría, no puso de manifi esto que la Compañía no haya seguido medidas adecuadas de control interno y de conserva-ción y custodia de sus bienes y de los de terceros que estén en su poder. Mis recomendaciones sobre control interno las he comunicado en informes separados dirigidos a la administración.

Felipe Paz AgelvisRevisor FiscalT.P. No. 137340-TDesignado por Deloitte & Touche Ltda.

13 de febrero de 2013.

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Certifi cación del Representante Legaly de la Contadora de la Compañía

14 de febrero de 2013

A los señores accionistas de Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P.

Los suscritos Representante Legal y Contadora de Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. en adelante CETSA o La Compañía certifi camos que en los estados fi nancieros de la Compañía, con corte al 31 de diciembre de 2012 y 2011, antes de ser puestos a su disposición y de terceros se verifi có lo siguiente:

1. Todos los activos y pasivos, incluidos en los estados fi nancieros de la Compañía al 31 de di-ciembre de 2012 y 2011, existen y todas las transacciones incluidas en dichos estados se han realizado durante los años terminados en esas fechas.

2. Los activos representan probablemente benefi cios económicos futuros (derechos) y los pasivos representan probablemente sacrifi cios económicos futuros (obligaciones) obtenidos o a cargo de la Compañía al 31 de diciembre de 2012 y 2011.

3. Todos los hechos económicos realizados por la Compañía, durante los periodos terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, han sido reconocidos en los estados fi nancieros.

4. Los ingresos y egresos causados corresponden a la realidad de la Compañía y se han clasifi cado con base en las estipulaciones legales vigentes.

5. Todos los elementos han sido reconocidos por sus valores apropiados, de acuerdo con los prin-cipios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia e instrucciones y prácticas estable-cidas por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

6. Todos los hechos económicos que afectan la Compañía han sido correctamente clasifi cados, descritos y revelados en los estados fi nancieros.

7. Los estados fi nancieros y el informe de gestión no contienen vicios, imprecisiones o errores que impidan conocer la verdadera situación patrimonial o las operaciones de la Compañía.

Mauricio Lasso Toro Marina Inírida Agudelo Plaza Representante Legal Contadora Tarjeta Profesional No. 35053-T

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Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P.Balance generalAl 31 de diciembre de 2012 y 2011(Valores expresados en millones de pesos colombianos) Notas 2012 2011

Activo Activo corriente Disponible 4 782 2.240 Inversiones temporales 5 192 742Deudores, neto 6 7.288 8.205Inventarios 7 402 702Gastos pagados por anticipado 543 415

Total activo corriente 9.207 12.304 Activo no corriente

Deudores, neto 6 853 849Inversiones permanentes, neto 8 1.369 1.278Propiedades, planta y equipo, neto 9 72.713 70.879Cargos diferidos, neto 10 485 376Intangibles, neto 11 443 678Valorizaciones y desvalorizaciones, neto 12 42.192 41.808

Total activo no corriente 118.055 115.868

Total activo 127.262 128.172 Pasivo y patrimonio de los accionistas Pasivo corriente

Obligaciones fi nancieras 13 2.738 248Proveedores 14 3.553 3.134Cuentas por pagar 15 3.764 8.056Impuestos, gravámenes y tasas 16 3.240 2.389Obligaciones laborales y de seguridad social integral 363 349Pasivos estimados y provisiones 17 1.678 1.021

Total pasivo corriente 15.336 15.197 Pasivo no corriente

Obligaciones fi nancieras 13 - 233Impuestos, gravámenes y tasas 16 1.085 2.170Pensiones de jubilación 18 666 661Pasivos diferidos 163 28

Total pasivo no corriente 1.914 3.092Total pasivo 17.250 18.289 Patrimonio de los accionistas (ver estado adjunto) 19 110.012 109.883 Total pasivo y patrimonio de los accionistas 127.262 128.172 Cuentas de orden 20 182.853 166.649

Las notas 1 a 28 que acompañan forman parte integral de los estados fi nancieros

Mauricio Lasso Toro Marina Inírida Agudelo Plaza Leandro Felipe Paz Agelvis Representante Legal Contadora Revisor Fiscal (Ver certifi cación adjunta) Tarjeta Profesional No. 35053-T Tarjeta Profesional No. 137340-T (Ver certifi cación adjunta) Designado por Deloitte & Touche Ltda. (Ver opinión adjunta)


Mauricio Lasso Toro Marina Inírida Agudelo Plaza Leandro Felipe Paz Agelvis Representante Legal Contadora Revisor Fiscal Mauricio Lasso Toro Marina Inírida Agudelo Plaza Leandro Felipe Paz Agelvis

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Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P.Estados de ResultadosPor los años terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011(Valores expresados en millones de pesos colombianos)

Notas 2012 2011

Ingresos operacionales Ingresos por las actividades de prestación de servicios públicos 21 63.154 60.103 Costo de ventas

Costo de ventas por las actividades de prestación de servicios públicos 22 (39.700) (36.772) Utilidad bruta 23.454 23.331

Gastos operacionales de venta 23 (2.681) (2.567)Gastos operacionales de administración 24 (2.572) (2.652)

Utilidad operacional 18.201 18.112 Ingresos y gastos no operacionales

Ingresos no operacionales 25 1.712 1.555Gastos no operacionales 26 (1.092) (490)

Utilidad antes de provisión para impuesto sobre la renta 18.821 19.177 Provisión para impuesto sobre la renta 16 (6.073) (6.174) Utilidad neta del año 12.748 13.003 Utilidad neta por acción (en pesos colombianos) 38.398,28 39.166,37



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Compañía de electricidad de Tuluá S.A. E.S.P.Estados de cambios en el patrimonio de los Accionistas.Por los años terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011(Valores expresados en millones de pesos colombianos)

Notas 2012 2011

Capital suscrito y pagado Saldo al comienzo y al fi nal del año 19 3 3

Superávit de capital

Saldo al comienzo y al fi nal del año 6.784 6.784 Utilidades retenidas apropiadas

Saldo al comienzo y al fi nal del año 19 12.007 12.007 Utilidades retenidas no apropiadas

Saldo al comienzo del año 13.003 14.324Dividendos decretados en efectivo a razón de $39.166,37 pesos (2011 – $43.145,36 pesos) sobre 331.994 acciones 19 (13.003) (14.324)Utilidad neta del año 12.748 13.003Saldo al fi nal de año 12.748 13.003

Superávit por revalorización del patrimonio

Saldo al comienzo del año 36.278 40.618Causación del impuesto al patrimonio - (4.340)Saldo al fi nal de año 36.278 36.278

Superávit por valorizaciones

Saldo al comienzo del año 41.808 41.969Movimiento del año 19 384 (161)Saldo al fi nal de año 42.192 41.808

Total patrimonio de los accionistas 110.012 109.883



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Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P.Estado de Cambios en la Situación FinancieraPor los años terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011(Valores expresados en millones de pesos colombianos) 2012 2011 Recursos fi nancieros (utilizados en) provistos por: Utilidad neta del año 12.748 13.003 Más (menos) operaciones que no afectan el capital de trabajo: Depreciación de propiedades, planta y equipo 1.900 1.802Amortización de intangibles 352 576Amortización del cálculo actuarial 5 18Causación del impuesto diferido, neto 26 -

Total de recursos fi nancieros provistos en la operación del año 15.031 15.399 Recursos fi nancieros provistos por otras fuentes: Reconocimiento del impuesto al patrimonio por pagar en el largo plazo, registrado contra la revalorización del patrimonio - 2.170 Total de recursos fi nancieros provistos por otras fuentes - 2.170 Los recursos fi nancieros fueron utilizados en: Dividendos decretados y pagados (13.003) (14.324)Causación del impuesto al patrimonio registrado contra la revalorización del patrimonio - (4.340)Traslado de impuestos por pagar de lp a cp (1.085) -Adquisición de propiedades, planta y equipo (3.735) (3.934)Traslado al corto plazo y pago de obligaciones fi nancieras largo plazo (233) (238)Aumento de intangibles (116) (139)Adquisición de inversiones permanentes y dividendos recibidos en acciones (91) (113)Aumento en deudores de largo plazo (4) (109) Total de recursos fi nancieros utilizados 18.267 23.197 Total disminución en el capital de trabajo (3.236) (5.628) Cambios en los componentes del capital de trabajo Disponible (1.458) (745)Inversiones temporales (550) (843)Deudores, neto (917) 423Inventarios (300) (751)Gastos pagados por anticipado 128 401Obligaciones fi nancieras (2.490) (110)Proveedores (420) (1.899)Cuentas por pagar 4.293 (1.454)Impuestos gravámenes y tasas (851) (482)Obligaciones laborales y de seguridad social integral (14) (11)Pasivos estimados y provisiones (657) (157) Total disminución en el capital de trabajo (3.236) (5.628)

Las notas 1 a 28 que se acompañan forman parte integral de los estados fi nancieros


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Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P.Estado de Flujos de Efectivo Por los años terminados el 31 de diciembre de 2011 y 2010(Valores expresados en millones de pesos colombianos)

2012 2011

Flujos de efectivo provenientes de las actividades de operación Utilidad neta del año 12.748 13.003 Más (menos) cargos (créditos) que no implican movimiento de efectivo: Depreciación de propiedades, planta y equipo 1.900 1.802Amortización de intangibles 352 576Provisión de inventarios - 30Amortización de cálculo actuarial 5 18Provisión de deudores 81 -Efecto del impuesto diferido 26 -Provisión contingencias 640 -Cambios en activos y pasivos operacionales Deudores, neto 832 (532)Inventarios 300 721Gastos pagados por anticipado (128) (401)Proveedores 420 1.899Cuentas por pagar (4.292) 1.454Impuestos gravámenes y tasas (234) 2.652Obligaciones laborales y de seguridad social integral 14 11Pasivos estimados y provisiones 16 157Total fl ujos de efectivo provisto por las actividades de operación 12.680 21.390 Flujos de efectivo de las actividades de inversión

Adquisición de propiedades, planta y equipo (3.735) (3.934)Aumento de intangibles (116) (139)Adquisición inversiones permanentes y dividendos recibidos en acciones (91) (113)

Total fl ujo de efectivo utilizado en las actividades de inversión (3.942) (4.186) Flujos de efectivo de las actividades de fi nanciación

Aumento de obligaciones fi nancieras 6.543 6.070Pago de dividendos decretados (13.003) (14.324)Cancelación de obligaciones fi nancieras (4.286) (6.198)

Total fl ujo de efectivo utilizado por las actividades de fi nanciación (10.746) (14.452) Operaciones que no implicaron movimiento de efectivo

Causación del impuesto al patrimonio registrado contra la revalorización del patrimonio - (4.340)Total operaciones que no implicaron movimiento de efectivo - (4.340) Disminución neta en el efectivo y equivalentes de efectivo (2.008) (1.588)

Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del año 2.982 4.570

Efectivo y equivalentes de efectivo al fi nal del año 974 2.982



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Compañía de electricidad de Tuluá S.A. E.S.P.Notas a los Estados Financieros

Por los años terminados al 31 de diciembre de 2012 y 2011.

(Valores expresados en millones de pesos co-lombianos y en miles de dólares estadouniden-ses, excepto el valor nominal de las acciones que está expresado en pesos colombianos).

NOTA 1 - Entidad y objeto social

La Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. (CETSA E.S.P.) fue constituida por escritura públi-ca número 376 del 21 de septiembre de 1920, de la Notaría Primera de Tuluá.

Su domicilio social se encuentra en el municipio de Tuluá, Valle del Cauca, y su duración legal es indefinida.

Su objeto social principal es atender la ejecu-ción de las políticas, planes, programas y pro-yectos sobre la generación, distribución y co-mercialización de energía, su administración, manejo y aprovechamiento conforme a las re-gulaciones, pautas y directrices, expedidas por el Ministerio de Minas y Energía; las actuacio-nes de la sociedad se ajustan igualmente a lo

contemplado en las Leyes 142 (Régimen gene-ral de los servicios públicos) y 143 (Régimen de las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica) de 1994 y las disposiciones que las modifiquen y/o adicionen, así como la prestación de servicios conexos, contemplados y relacionados con las mismas actividades de servicios públicos, de acuerdo con el marco le-gal regulatorio.

Para llevar a cabo las actividades de generación de energía eléctrica, la Compañía opera tres centrales hídricas que aportan 14,19 MW de po-tencia, (Riofrío I y II, y El Rumor).

En relación con las actividades de distribución y comercialización atiende dos municipios del Valle del Cauca, donde tiene 55.005 clientes, entre usuarios residenciales, comerciales e industriales; además, cuenta con 48 km de lí-neas de distribución de 34,5 kV y 441,3 km de 13,2 kV.

NOTA 2 - Bases de presentación de los estados financieros

Período contable

Dando cumplimiento a las disposiciones estatu-tarias y legales en Colombia, la Compañía reali-za corte de cuentas al 31 de diciembre de cada año.

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Reporte integrado CETSA - Estados financieros

Comparabilidad de los estados financieros

La Compañía presenta los estados financieros con corte al 31 de diciembre de 2012 compara-tivos con los de 2011.

Ajustes por inflación

Hasta el 31 de diciembre de 2005, mediante el uso de índices generales de precios al con-sumidor (o porcentajes de ajuste del año grava-ble), se actualizaron monetariamente, en forma mensual, los activos y pasivos no monetarios y el patrimonio, con excepción de las cuentas de resultados y del superávit por valorizaciones de activos. Estos ajustes por inflación acumulados hacen parte del saldo de sus respectivas cuen-tas para todos los efectos contables. Conversión de moneda extranjera

Las transacciones en moneda extranjera se con-tabilizan a las tasas de cambio aplicables que estén vigentes en sus respectivas fechas.

Al cierre de cada ejercicio, los saldos por cobrar o por pagar y las inversiones corrientes en mo-neda extranjera se ajustan a la tasa de cambio representativa del mercado certificada por el Banco de la República de Colombia. En lo relati-vo a saldos por pagar, sólo se llevan a resultados las diferencias de cambio que no sean imputa-bles a costos de adquisición de activos.

La diferencia en cambio resultante de deudas en moneda extranjera por la compra de inventarios o activos fijos, son cargadas a dichos rubros, si ellos están en proceso de importación y/o cons-trucción, o a resultados, si ya se ha liquidado la respectiva importación y se ha concluido la puesta en operación de los activos.

Importancia relativa o materialidad

El reconocimiento y presentación de los hechos económicos se hace de acuerdo con su impor-tancia relativa. Un hecho económico es impor-tante cuando debido a su naturaleza o cuantía, su conocimiento o desconocimiento, teniendo en cuenta las circunstancias, puede alterar sig-nificativamente las decisiones económicas de los usuarios de la información.

La importancia relativa para preparar los esta-dos financieros y para propósitos de presenta-ción, en la Compañía se ha determinado como base un 5% del activo corriente y del activo total, del pasivo corriente y del pasivo total, del patri-monio, del capital de trabajo, de los ingresos operacionales y de los resultados del período, según corresponda.

Clasificación de activos y pasivos

Los activos y pasivos se clasifican de acuerdo con el uso a que se destinan o según su gra-do de realización, disponibilidad, exigibilidad o liquidación, en términos de tiempo y valores.

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Se entiende como activos corrientes aquellas sumas que serán realizables o estarán dispo-nibles en un plazo no mayor a un año y como pasivos corrientes aquellas sumas que serán exigibles o liquidables también en un plazo no mayor a un año.

Las demás sumas y saldos se presentan dentro del activo o pasivo no corriente.

Estados de flujos de efectivo

El estado de flujos de efectivo que se acompa-ña fue preparado usando el método indirecto. Para propósitos de la presentación en el estado de flujo de efectivo, la Compañía clasifica como equivalentes de efectivo, el disponible y las in-versiones temporales.

NOTA 3 - Principales políticas y prácticas contables

Los estados financieros fueron preparados de acuerdo con principios de contabilidad general-mente aceptados en Colombia, los cuales son prescritos por normas legales, en especial por el Decreto 2649 de 1.993 y las disposiciones de las Superintendencias Financiera y de Servi-cios Públicos Domiciliarios de Colombia. A conti-nuación se describen las principales políticas y prácticas que la Compañía ha adoptado en con-cordancia con lo anterior:

Inversiones temporales

Son las inversiones que están representadas en títulos o documentos de fácil enajenación, so-bre las cuales la Compañía tiene el propósito de realizar el derecho económico que incorporan en el corto plazo. Estas inversiones se registran al costo y posteriormente se actualizan con base en la tasa de interés pactada. Los respectivos rendimientos son registrados como mayor o me-nor valor de la inversión, cuando se capitalizan, con cargo o abono a resultados.

Inversiones permanentes

Son las inversiones sobre las cuales la Compa-ñía tiene el propósito de mantenerlas hasta la fecha de su vencimiento o de maduración o por lo menos durante un plazo de tres años cuando su plazo es superior o no tienen vencimiento.

Las inversiones en acciones o participaciones de capital (títulos participativos) de renta varia-ble en entidades donde no se tenga el control se registran al costo ajustado más el valor de los di-videndos recibidos en acciones y mensualmente se ajustan a su valor de mercado. El ajuste re-sultante, sea positivo o negativo, se registra en la cuenta de valorizaciones con abono o cargo al superávit por valorizaciones en el patrimonio de los accionistas, según el caso.

El valor de mercado de los títulos que no se co-tizan en Bolsa se determina con base en su va-lor intrínseco, calculado con base en los últimos

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estados financieros divulgados por el emisor del título.

Deudores y provisión para cuentas de dudoso recaudo

Los deudores representan los recursos que otor-gan la facultad de reclamar a un tercero la sa-tisfacción del derecho que incorporan, sea en dinero, bienes o servicios, según lo acordado entre las partes.

Se incluyen dentro de este rubro aquellos valores entregados en préstamo a terceros y empleados que no son negociables en el mercado, o que no tienen una intención de venta ni están valorados a valor razonable, y los saldos de clientes resul-tantes de la venta de los servicios de la Compañía.

Las cuentas por cobrar se contabilizan bajo el método del costo, el cual, cuando sea el caso, se ajusta de acuerdo con la unidad de medida o moneda funcional pactada para su pago. Al cierre de cada período, se evalúa su recuperabilidad y se reconocen las pérdidas de valor.

Se reconocen provisiones para cuentas de du-doso recaudo, por la diferencia existente entre el valor que se estima recuperar de las cuentas por cobrar y su valor en libros por las que se en-cuentran registradas.

Para la cartera de clientes, se reconoce como provisión los siguientes porcentajes de la carte-ra vencida, los cuales se encuentran asociados a los días de vencimiento:

Días de cartera Cobertura por tipo Porcentaje de vencida de estrato cartera provisionada Más de 180 y hasta 360 días 1, 2 y 3 40% Más de 360 días Todos 100%

Subsidios y contribuciones

Comprende los valores otorgados por el Estado y los aportados por los usuarios de los estratos 5 y 6, comerciales e industriales, para financiar subsidios a los usuarios de los estratos 1, 2 y 3. Las contribuciones pagadas por los usuarios de los servicios públicos de energía, deberán ser

facturadas y recaudadas por los entes prestado-res de servicios públicos domiciliarios para ser utilizados de conformidad con las normas espe-ciales vigentes.

Los subsidios y contribuciones se contabilizan por separado y en forma detallada en la cuenta de deudores.

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Como resultado del reconocimiento contable de los subsidios y contribuciones, se presenta un déficit entre los subsidios otorgados y las con-tribuciones recibidas de los usuarios de los es-tratos 5 y 6, y de los no residenciales, así como los aportes efectuados por la Nación a través del Ministerio de Minas y Energía, lo que implica el reconocimiento de una cuenta por cobrar al Ministerio.

Inventarios

Representados en materiales, suministros y consumibles de energía se contabilizan al costo, el cual se determina con base en el método del costo real promedio ponderado. Anualmente se evalúa la obsolescencia del inventario y se con-tabiliza la provisión, en caso de ser necesario.

Gastos pagados por anticipado

Los gastos pagados por anticipado correspon-den, principalmente, a primas de seguros que se amortizan durante la vigencia del seguro.

Propiedades, planta y equipo y depreciación

Las propiedades, planta y equipo son registra-das al costo de adquisición más los ajustes por

inflación hasta el 31 de diciembre de 2005 y se deprecian con base en el método de línea recta sobre las vidas útiles estimadas.

El costo de las adiciones o mejoras que aumen-tan la eficiencia o prolonguen la vida del activo, se capitalizan en la cuenta del respectivo activo.

Para las construcciones en curso, son suscepti-bles de capitalización todos aquellos conceptos que tengan relación directa con la construcción y montaje de las obras; así mismo, se podrán capitalizar como mayor valor del activo en cons-trucción los costos por intereses y otros costos relacionados con los préstamos obtenidos, con los cuales se está financiando la construcción y montaje de la obra.

Las ventas y retiros de tales activos se descar-gan al costo neto ajustado respectivo, y las dife-rencias entre el precio de venta y el costo neto ajustado se llevan a resultados.

La depreciación se calcula sobre el costo ajusta-do por el método de línea recta, con base en la vida útil probable de los activos.

De acuerdo con lo establecido en la Resolución 4493 de 1993 y con base en estudios técnicos realizados, las tasas anuales promedio de de-preciación utilizadas son las siguientes:

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Tasa Años

Obras civiles de las plantas hidroeléctricas y líneas de transmisión 1% 100Subestaciones, maquinaria y equipo electromecánico 2% 50Construcciones y edificaciones 2% 50Equipo de oficina y muebles y enseres 10% 10Equipos de transporte y vehículos 20% 5Equipo de computación y comunicación 20% 5

La Compañía no estima contablemente ningún valor residual para sus activos por considerar que éste no es material, siendo, por lo tanto, de-preciados en su totalidad. Los gastos de repara-ción y mantenimiento se cargan a los resultados a medida en que se incurren.

Métodos de valuación para activos

Con sujeción a las normas técnicas son criterios de valuación aceptados el valor o costo históri-co, el valor actual o de reposición, el valor de realización o de mercado y el valor presente o descontado.

a. Valor o costo histórico: Es el que representa el importe original obtenido en efectivo o en su equivalente en el momento de realización de un hecho económico.

b. Valor actual o de reposición: Es el que repre-senta el importe en efectivo que se consumi-ría para reponer un activo o se requeriría para liquidar una obligación en el momento actual.

c. Valor de realización o de mercado: Es el que representa el importe en efectivo, en el que

se espera sea convertido un activo o liquida-do un pasivo en el curso normal de los nego-cios.

d. Valor presente o descontado: Es el que re-presenta el valor presente de las entradas o salidas netas en efectivo, que generaría un activo o un pasivo.

La Compañía ha optado porque las propiedades, planta y equipo se valúan por el método de valor de realización o de mercado y el valor actual o de reposición, menos el demérito correspondiente.

Para efectos de la valuación a valor de realiza-ción o de mercado, éste se determina con su-jeción a avalúos comerciales que deben ser realizados con una periodicidad máxima de tres años calendario. Para efectuar estos avalúos, se exceptúan, por disposición legal, aquellos acti-vos cuyo valor ajustado sea inferior a veinte (20) salarios mínimos legales mensuales.

Los avalúos son efectuados por personas que no tienen ninguna relación con la Compañía que pueda dar origen a conflictos de interés; esto es, que no existe entre el avaluador y la Compañía

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nexos, relaciones u operaciones paralelas que involucren un interés que, real o potencialmen-te, impidan un pronunciamiento justo y equitati-vo, ajustado a la realidad del objeto del avalúo.

Con base en lo anterior, si el costo neto ajustado de las propiedades es superior a su valor de rea-lización, se hace una provisión con cargo a los resultados del ejercicio; en su defecto, se regis-tra una valorización con cargo al superávit por valorización.

Siempre y cuando no existan factores que indi-quen que ello sería inapropiado entre uno y otro avalúo, éstos se ajustan al cierre del período utilizando indicadores específicos de precios se-gún publicaciones oficiales.

Cargos diferidos

Se contabiliza como cargo diferido el impuesto diferido débito resultante del efecto de las dife-rencias temporales que impliquen el pago de un mayor impuesto en el año corriente, calculado a tasas actuales, siempre que exista una expec-tativa razonable de que se generará suficiente renta gravable en los periodos en los cuales ta-les diferencias se revertirán. Se amortizará el impuesto diferido en forma sistemática durante el lapso estimado de su recuperación.

Intangibles

Representan recursos que implican un derecho o privilegio oponible a terceros y de cuyo ejerci-

cio o explotación pueden obtenerse beneficios económicos durante varios períodos futuros. Se clasifican en esta categoría conceptos como li-cencias y software.

El costo de estos activos corresponde a eroga-ciones incurridas, claramente identificables. Para reconocer su contribución a la generación de ingresos, se amortizan de manera sistemáti-ca durante su vida útil.

Valorizaciones y desvalorizaciones

Las valorizaciones y desvalorizaciones de ac-tivos que forman parte del patrimonio inclu-yen:

a. Excedentes o defecto del valor de mercado o intrínseco de inversiones permanentes en compañías no controladas al fin del ejercicio sobre su costo neto ajustado y por el método de participación, según el caso. Cuando el va-lor de realización es inferior al costo en libros, la diferencia disminuye la valorización hasta su monto y en el evento de ser mayor, tal valor constituye una desvalorización, sin perjuicio que el saldo neto sea de naturaleza contraria.

b. Las valorizaciones relativas a las propieda-des, planta y equipo son generadas por el mayor valor entre el avalúo determinado téc-nicamente y el valor neto en libros. Cuando el valor de realización o reposición de las pro-piedades, planta y equipo es inferior al costo en libros, la diferencia disminuye la valoriza-

99


ción hasta su monto y en el evento de ser ma-yor, tal valor constituye una provisión.

Obligaciones financieras

Corresponden a obligaciones contraídas por la Compañía con establecimientos de crédito u otras instituciones financieras del país y del ex-terior.

El valor registrado inicialmente corresponde al monto principal recibido de la obligación, neto de los costos incurridos en la transacción. Los gastos financieros se registran como gastos acu-mulados por pagar.

Se incluyen también los sobregiros contables que resulten de la operación, sólo al cierre del ejercicio.

Cuentas por pagar

Representan obligaciones a cargo de la Compa-ñía originadas en bienes o servicios recibidos. Las cuentas por pagar se contabilizan bajo el método del costo, el cual, cuando sea el caso, se ajusta de acuerdo con la medida o moneda funcional pactada para su pago.

Impuestos, gravámenes y tasas

Representan el valor de los gravámenes de ca-rácter general y obligatorio a favor del Estado y a cargo de la Compañía, determinados con base en las liquidaciones privadas generadas en el

respectivo período fiscal. Comprende, entre otros, los impuestos de renta y complementa-rios, patrimonio, y de industria y comercio.

La provisión para el impuesto sobre la renta y complementarios se determina con base en la depuración del resultado contable teniendo en cuenta las disposiciones tributarias vigentes. De acuerdo con la depuración, el impuesto sobre la renta por pagar se determina con base en esti-maciones de la renta líquida.

Impuesto al patrimonio

Para el reconocimiento del impuesto al patrimo-nio de acuerdo con las alternativas de registro contable establecidas, la Compañía optó por re-gistrar el impuesto al patrimonio y su sobretasa contra la cuenta revalorización del patrimonio. Obligaciones laborales y de seguridad social integral

Las obligaciones laborales incluyen aquellos beneficios a favor del personal y a cargo de la Compañía, que han sido establecidos en virtud de las normas legales y las convenciones labora-les vigentes. Comprenden cesantías, intereses a las cesantías, vacaciones y prima de servicios, principalmente.

Durante el período, se registran estimaciones globales correspondientes a dichos beneficios, las cuales son ajustadas a su valor exacto al fi-nal del ejercicio, determinando así el monto a

100

favor de cada empleado, de conformidad con las disposiciones legales.

Pensiones de jubilación

Corresponde al valor presente de todas las me-sadas futuras que la Empresa deberá cancelar al personal que ingresó antes de la expedición de la Ley 100, el personal que la Empresa ha decidido realizar el 100% del pago de la mesada de jubila-ción y al personal sobre los que hay compartibili-dad con el Instituto de Seguros Sociales.

Los ajustes anuales del pasivo por pensiones de jubilación directamente a cargo de la Com-pañía correspondientes a personal antiguo, se hacen con base en estudios actuariales de con-formidad con las normas legales, sin inversión específica de fondos. El costo diferido se carga gradualmente a resultados, de acuerdo con las disposiciones del Decreto 051 del 13 de enero de 2003 que estipula la amortización gradual y sistemática del cálculo actuarial de pensiones de jubilación hasta el año 2023 en forma lineal. Con el Decreto 4565 del 7 de diciembre de 2010, el Gobierno nacional amplió el plazo para amortizar el pasivo pensional hasta el 2029. Los pagos de pensiones son cargados directamente a resultados. La Compañía tiene amortizado di-cho cálculo en el 100%.

Provisión para contingencias

Ciertas situaciones contingentes pueden existir a la fecha de los estados financieros, que pue-

den resultar en una pérdida futura cuando uno o más hechos sucedan o dejen de ocurrir. Si la evaluación de la contingencia indica una pérdi-da probable y cuantificable, se registra en los estados financieros. Si la evaluación indica que una pérdida potencial no es probable pero es in-cierto el resultado o es probable, pero no puede ser estimado el monto de la pérdida, entonces la naturaleza de la contingencia es revelada en notas a los estados financieros con una estima-ción del rango probable de pérdida. Contingen-cias de pérdida evaluadas como remotas no son reveladas.

Cuentas de orden

Se registran bajo cuentas de orden los compro-misos pendientes de cumplimiento y los dere-chos o responsabilidades contingentes, como las garantías otorgadas, los valores recibidos en custodia o garantía. Igualmente, se inclu-yen aquellas cuentas de registro utilizadas para efectos de control interno de los activos, infor-mación gerencial o control de futuras situacio-nes financieras y litigios y/o demandas. Por otra parte, se utilizan cuentas de orden, denomina-das fiscales, para registrar diferencias entre las cifras contables y las cifras para efectos tributa-rios.

Estimaciones contables

En la preparación de los estados financieros y de acuerdo con principios de contabilidad gene-ralmente aceptados, la administración requie-

101


re hacer ciertas estimaciones que afectan los montos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y para revelación de activos y pasivos contingen-tes a la fecha de los estados financieros. Si más adelante ocurriera algún cambio en las estima-ciones o supuestos debido a variaciones en las circunstancias en las que estuvieron basadas, el efecto del cambio sería incluido en la determi-nación de la utilidad o pérdida neta del ejercicio en que ocurra el cambio y de ejercicios futuros de ser el caso. Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

Los ingresos se reconocen en los resultados del ejercicio mediante el sistema de causación, cuando ha surgido un incremento de los benefi-cios económicos futuros, relacionado con un au-mento en los activos o una disminución de los pasivos y su valor es medible de manera confia-ble. Al reconocerse los ingresos, se reconocen todos los costos y gastos asociados a ellos.

Los ingresos por venta de energía son reconoci-dos con base en los kilovatios consumidos por los clientes, facturados y no facturados; la venta de servicios conexos, se reconoce al momento de facturarse. La energía no facturada al final del mes es estimada con base en información interna y externa, esta última suministrada por el regulador del mercado de energía.

Los costos y gastos se reconocen en los resul-tados del ejercicio mediante el sistema de cau-

sación. Se reconocen cuando ha surgido una disminución de los beneficios económicos, rela-cionada con una disminución de los activos o un aumento de los pasivos y su valor es medible de forma confiable.

Utilidad neta por acción

La utilidad neta por acción se calcula dividiendo el resultado del año sobre el promedio pondera-do de las acciones suscritas en circulación du-rante el mismo periodo.

Reclasificaciones

Algunas partidas en los estados financieros de 2011 han sido reclasificadas para hacer compa-rativa la presentación con los estados financie-ros al 31 de diciembre de 2012.

Convergencia a normas internacionales de información financiera

De conformidad con lo previsto en la Ley 1314 de 2009 y los decretos reglamentarios 2706 y 2784 de diciembre de 2012, la Compañía está obligada a iniciar el proceso de convergencia de los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia a las normas interna-cionales de información financiera (NIIF o IFRS por sus siglas en inglés). Para este propósito, el Consejo Técnico de la Contaduría Pública emitió el Direccionamiento Estratégico y clasificó las compañías en tres grupos.

102

Dado que la Compañía pertenece al Grupo 1, el período obligatorio de transición comienza el 1

de enero de 2014 y la emisión de los primeros estados financieros comparativos bajo NIIF será al 31 de diciembre de 2015.

NOTA 4 - Disponible

El saldo del disponible, al 31 de diciembre, comprendía: 2012 2011

Caja 2 2 Bancos y Corporaciones 780 2.238

782 2.240

El disponible no tenía restricciones que limitaran su uso.

NOTA 5 - Inversiones temporales

Las inversiones temporales, al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Certificados de depósito 32 31 Carteras colectivas 160 711

192 742

Ninguna de estas inversiones tenía restricciones que limitaran su uso.

103


NOTA 6 - Deudores, neto

El saldo de deudores, neto, al 31 de diciembre, comprendía:

2012 2011

Clientes (1) 5.708 6.731 Vinculados económicos (véase Nota 27) 460 271Anticipos y avances 543 513Anticipo de impuestos y contribuciones (2) 487 546Deudores varios (3) 2.013 1.982 9.211 10.043Menos provisión de deudores (1.070) (989)Neto deudores 8.141 9.054Menos deudores, neto a corto plazo (7.288) (8.205) Deudores, neto largo a plazo 853 849

(1) En 2012 la disminución se debe, principal-mente, por los giros recibidos del Ministerio de Minas y Energía por concepto de déficit subsidios y contribuciones.

(2) Corresponde a autoretenciones de ICA en el municipio de Tuluá.

(3) Incluye, principalmente, créditos a emplea-dos por $781 (2011 - $758), cartera clien-tes $662 (2011 - $629), cartera de recauda-dores de energía y particulares $431 (2011 - $360), cuentas por cobrar por servicios re-cibidos por $48 (2011 - $104), entre otros.

El movimiento de la provisión para deudores, es el siguiente:

2012 2011

Saldo al inicio del año 989 989Aumento de la provisión del año (1) 81 -

Provisión de deudores corto plazo 1.070 989

(1) En 2012 la provisión corresponde a cartera de clientes del mercado regulado, acorde con la política de provisionar deuda vencida con más de 360 días.

No existen restricciones o gravámenes sobre las cuentas por cobrar.

104

NOTA 7 - Inventarios

El saldo de inventarios, al 31 de diciembre de 2012, comprende materiales, suministros y consumi-bles de energía por $402 (2011 - $702).

Los inventarios no tienen restricciones que limitaran su uso o negociabilidad.

NOTA 8 - Inversiones permanentes, neto

Las inversiones permanentes, neto, al 31 de diciembre, comprendían:

No. de % de acciones participaciónEntidad en 2012 2012 2011Corporación Financiera Colombiana S.A. 61.954 0,03% 684 592 Gases de Occidente S.A. E.S.P. 29.766 1,54% 669 670Siderúrgica del Pacífico S.A. 10.424 0,02% 4 4Otras inversiones (1) 12 12

Inversiones permanentes, neto 1.369 1.278

Todas las inversiones permanentes se contabilizan por el método del costo.

(1) Incluye participaciones minoritarias inferiores al 1% en las sociedades Sucromiles S.A., Acerías Paz del Río S.A. y cuotas de participación en los clubes Campestre la Rivera, Colonial y Expofe-rias Tuluá.

A continuación se detallan los dividendos recibidos de las sociedades en que se posee inversiones (véase Nota 25):

2012 2011Gases de Occidente S.A. E.S.P. 951 985 Corporación Financiera Colombiana S.A. 249 176Sucromiles S.A. 1 1 1.201 1.162

105


Las valorizaciones y desvalorizaciones de inversiones, al 31 de diciembre, comprendían (véase Nota 12):

2012 2011

Gases de Occidente S.A. E.S.P. 3.301 2.956 Corporación Financiera Colombiana S.A. 343 306Siderúrgica del Pacífico S.A. (2) (3)Sucromiles S.A. 26 25 3.668 3.284

NOTA 9 - Propiedades, planta y equipo, netoLas propiedades, planta y equipo, neto, al 31 de diciembre de 2012, comprendían:

Costo Depreciación Costo Valor Valorización ajustado acumulada neto comercial (Nota 12) Terrenos 1.761 - 1.761 3.645 1.884 Construcciones y edificaciones 2.032 (419) 1.613 2.727 1.114Maquinaria y equipo 1.180 (826) 354 354 -Equipo de oficina 1.022 (737) 285 285 -Equipo de computación y comunicación 2.418 (2.040) 378 378 -Flota y equipo de transporte 1.228 (940) 288 288 -Acueducto, plantas y redes (1) 106.855 (42.704) 64.151 99.677 35.526Construcciones en curso (2) 4.189 - 4.189 42.713 - 120.685 (47.666) 73.019 150.067 38.524Provisión de propiedades, planta y equipo (306) Propiedades, planta y equipo, neto $ 72.713 Las propiedades, planta y equipo, neto, al 31 de diciembre de 2011, comprendían:

106

Costo Depreciación Costo Valor Valorización ajustado acumulada neto comercial (Nota 12) Terrenos 1.761 - 1.761 3.645 1.884Construcciones y edificaciones 2.032 (379) 1.653 2.767 1.114Maquinaria y equipo 1.163 (788) 375 375 - Equipo de oficina 1.011 (677) 334 334 - Equipo de computación y comunicación 2.340 (1.883) 457 457 - Flota y equipo de transporte 1.376 (920) 456 456 - Acueducto, plantas y redes (1) 104.996 (41.288) 63.708 99.234 35.526Construcciones en curso (2) 2.441 - 2.441 2.441 - 117.120 (45.935) 71.185 109.709 38.524Provisión de propiedades, planta y equipo (306) Propiedades, planta y equipo, neto 70.879

(1) En 2012 se efectuó capitalización de inver-siones adelantadas en líneas de 13,2 kV, de los circuitos de las Subestaciones La Varian-te, El Lago 1 y 13, San Pedro y Farfán 13 por $1.414. En transformadores de distribución por $295. En líneas de 34,5 kV de Tuluá - La Variante por $91.

En 2011 la Compañía realizó mantenimien-tos mayores en el canal de conducción de la bocatoma y reposición de la instrumenta-ción en la unidad uno de la planta El Rumor por $775. Igualmente, invirtió $575 en el cambio de instrumentación de los generado-res y en los puntos de anclaje de las planta Riofrío I y II.

(2) Entre las principales obras ejecutadas en construcciones en curso durante el 2012 están: modernización y reposición equi-pos electrónicos casa de máquinas Riofrío I por $182, Riofrío II por $143 y El Rumor

por $282; recuperación del canal de con-ducción afectado por ola invernal en Riofrío I por $273, Riofrío II por $200 y El Rumor por $377. Se presentó un mayor número de obras, tanto en el plan de arquitectura de red como en provisiones de servicio. Las princi-pales obras que se desarrollaron durante el año son: obras de arquitectura de red por $1.300; provisiones de servicio por $300; reposición de transformadores averiados por $180; reparación del transformador de subestación San Pedro 34,5 kV por $111.

En 2011 se realizaron las siguientes inver-

siones cargadas a la cuenta de construc-ciones en curso: arquitectura de red en los circuitos de 34,5 kV y 13,2 kV por $1.892; conexiones para suministrar el servicio a ocho nuevos proyectos urbanos y a 12 sec-tores, y la reposición de transformadores en la subestación San Pedro por un monto de $215; equipos para optimizar el control de

107


la medida por $38 y modernización de la plataforma tecnológica por $296.

Durante el período terminado el 31 de diciem-bre, se cargaron a los resultados del período $1.900 (2011 - $1.802) por depreciaciones de propiedades, planta y equipo.

La Compañía efectuó avalúos de las propieda-des, planta y equipo en 2010. El avalúo fue ela-borado de acuerdo con los criterios establecidos en la legislación actual por el perito independien-te Bienes y Desarrollos Ltda. De conformidad con el decreto 2649 artículo 64, dichos avalúos se actualizaron utilizando factores aplicables al

sector eléctrico, los cuales no generaron dife-rencias significativos ni se efectuaron ajustes.

Las propiedades, planta y equipo no tienen res-tricciones ni gravámenes que limiten su realiza-ción o negociabilidad.

La Compañía posee adecuadas pólizas de se-guros para proteger sus activos productivos, cubriendo, principalmente, daños materiales causados por incendio, explosión, corto circui-to, desastres naturales, terrorismo y otros ries-gos. Para esto, la Compañía tiene contratadas diferentes pólizas de seguros; entre otras, las siguientes:

Bien asegurado Riesgo cubiertoValor

asegurable enmiles de dólares Vencimiento

Activos asociados a la opera-ción y planta administrativa

Daños materiales y lucro cesante

50.898 24/12/2013

NOTA 10 - Cargos diferidos, neto

El saldo de cargos diferidos, neto al 31 de di-ciembre de 2012, corresponde al impuesto de renta diferido débito por $485 (2011 - $376).

NOTA 11 – Intangibles, neto

El saldo de los intangibles, neto al 31 de diciem-bre de 2012, corresponde a licencias y software por $443 (2011 - $678).

108

Durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2012, se cargaron a los resultados del pe-

(1) En 2012 se reconoció en corto plazo el saldo de la deuda por Libranza otorgada por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales para el pago del impuesto de renta de los años 1992 y 1993, cuya obli-gación tiene vencimiento en 2013 por va-lor de $481.

(2) Corresponde a préstamo otorgado por el Bancolombia en 2012 por $2.500 y saldo de la Libranza otorgada por la Dirección de Im-puestos y Aduanas Nacionales para el pago del impuesto de renta de los años 1992 y 1993, cuya obligación tiene vencimiento en 2013 por $233. Adicionalmente, incluye el valor de los intereses por $5.

riodo $352 (2011 - $576) por amortización de intangibles.

NOTA 12 - Valorizaciones y desvalorizaciones, neto

Las valorizaciones y desvalorizaciones, neto, al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Valorización y desvalorización de inversiones permanentes (véase Nota 8) 3.668 3.284 Valorizaciones de propiedades, planta y equipo (véase Nota 9) 38.524 38.524 42.192 41.808

NOTA 13 - Obligaciones financieras

Las obligaciones financieras, al 31 de diciembre, comprendían: 2012 2011

Ministerio de Hacienda (1) - 481 Menos obligaciones financieras de corto plazo (2) (2.738) (248)Obligaciones financieras de largo plazo - 233

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NOTA 14 - Proveedores

Los proveedores, al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011Servicios de energía (1) 2.359 1.658 Bienes y servicios 1.194 1.476 3.553 3.134

(1) En 2012 se incrementa por mayores compras de energía en contratos a otros agentes del mercado.

NOTA 15 – Cuentas por pagar

Las cuentas por pagar, al 31 de diciembre, comprendían: 2012 2011Acreedores 66 41 Vinculados económicos (véase Nota 27) 2.270 6.271Retención en la fuente 67 65Autorretenciones 54 58Retención de ICA 82 93Impuesto al valor agregado IVA 46 45Recaudos a favor de terceros 1.134 1.455Otros 45 28

3.764 8.056

NOTA 16 - Impuestos, gravámenes y tasas

Los impuestos, gravámenes y tasas, al 31 de diciembre, comprendían: 2012 2011Impuesto sobre la renta por pagar 1.837 986 Impuesto al patrimonio por pagar 2.170 3.255Impuesto de industria y comercio 318 318 4.325 4.559Menos porción de corto plazo (3.240) (2.389)Porción a largo plazo 1.085 2.170

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Impuesto sobre la renta y complementarios

Las disposiciones fiscales vigentes aplicables a la Compañía estipulan que:

1) Las rentas fiscales se gravan al 33%. Las ga-nancias ocasionales se depuran separada-mente de la renta ordinaria y se gravan a la misma tarifa indicada anteriormente. Se con-sideran ganancias ocasionales las obtenidas en la enajenación de activos fijos poseídos por dos o más años y los resultados origina-dos en la liquidación de sociedades.

Con la expedición de la Ley 1607 del 26 de diciembre de 2012 relacionada con la emi-sión de normas en materia tributaria, se in-trodujeron cambios en el impuesto sobre la renta y complementarios vigentes a partir de 2013. Se destaca la modificación de la tari-fa sobre la renta para personas jurídicas, la cual queda en el 25%. Se crea el impuesto sobre la renta para la equidad (CREE) deter-minado en forma independiente al impuesto sobre la renta, y con aplicación de una tarifa del 9% para 2013, 2014 y 2015, en adelante será del 8%. A partir del momento en que el gobierno nacional implemente el sistema de retenciones en la fuente para el recaudo del CREE, sobre quien recae el impuesto, estará exonerado del pago de aportes parafiscales a favor del Servicio Nacional de Aprendizaje (SENA) y del Instituto Colombiano de Bienes-tar Familiar (ICBF).

Para todos los efectos la base gravable del CREE no podrá ser inferior al 3% del patri-monio líquido del contribuyente en el último día del año gravable inmediatamente ante-rior.

2) Están excluidas de la determinación de la renta presuntiva las empresas de servicios públicos domiciliarios.

3) A partir del año gravable 2007, se elimina-ron los ajustes integrales por inflación para efectos fiscales. Los contribuyentes pueden reajustar anualmente el costo de los bienes muebles e inmuebles que tengan carácter de activos fijos. El porcentaje de ajuste para el año es del 3,04% (2011 – 3,65%) y tiene úni-camente efectos en el patrimonio fiscal.

4) A partir de 2011 se elimina la deducción es-pecial por inversiones efectivas realizadas en los activos fijos reales productivos.

5) A partir de 2012, podrá ser deducido del im-puesto sobre la renta y complementarios del respectivo año gravable, el 175% de las in-versiones realizadas en proyectos calificados como de investigación y desarrollo tecnológi-co y ésta no puede ser superior al 40% de la renta líquida. Dicha deducción excluye la apli-cación de la depreciación, amortización o de-ducción de los costos de personal incluidos en la inversión y no genera utilidad gravada en cabeza de los socios o accionistas.

111


6) Los usuarios industriales tendrán el beneficio de descontar del impuesto de renta a cargo del 2011, el 50% del valor de la sobretasa co-rrespondiente a la contribución del 20% del costo de prestación de servicio de energía. A partir del 2012, dichos usuarios estarán exen-tos del cobro de esta sobretasa; esto quedó reglamentado mediante los decretos 2915 del 12 de agosto y 4955 del 30 de diciembre, ambos del 2011, y cobija a los industriales cuya actividad principal esté dentro del rango 011 a 456 de la Resolución DIAN 00432 del 2008, que deben estar reflejados en el RUT. Este cobro de la contribución se traslada al Gobierno nacional dentro del rubro de subsi-dios y contribuciones.

Mediante la Ley 1376 del 8 de enero de 2010, se estableció que el Fondo de Apoyo Financie-ro para la Energización de las Zonas Rurales no Interconectadas (FAER) continuará hasta el 2018, conformándose con los recursos económicos que recaude el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) correspondientes a $1,34 por kilovatio hora despachado en la Bolsa de Energía. Esta tarifa se indexará anualmente con el índice de pre-cios al productor.

A continuación se detalla la conciliación entre la utilidad antes de provisión de impuesto sobre la renta y la renta líquida gravable por el periodo terminado al 31 de diciembre:

2012 2011

Utilidad antes de provisión para impuestos sobre la renta 18.821 19.177 Mas (menos): Partidas contables no gravadas 92 (469)Renta líquida gravable 18.913 18.708Provisión de impuesto sobre la renta y complementarios 6.073 6.174Amortización de impuestos diferidos 26 -Menos anticipo de impuesto sobre la renta (4.430) (5.188)Impuesto sobre la renta por pagar 1.669 986

La conciliación entre el patrimonio contable y fiscal, al 31 de diciembre, se presenta a continuación:

2012 2011

Patrimonio contable 110.012 109.883 Pasivos no fiscales 1.678 1.021Valorizaciones contables de activos fijos (38.524) (38.524)Otros activos no fiscales (870) (814)

Patrimonio líquido fiscal 72.296 71.566

112

Las declaraciones tributarias correspondientes a los años 2010, 2011 y 2012 están sujetas a revisión y aceptación por parte de las autorida-des fiscales. La administración y sus asesores legales consideran que la suma contabilizada como pasivo por impuestos por pagar, es sufi-ciente para atender cualquier pasivo que se pu-diera establecer con respecto a tales años.

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011, la Compa-ñía no cuenta con saldos de pérdidas fiscales.

Impuesto al patrimonio

De acuerdo con lo establecido en la Ley 1111 de 2006, a partir del 1 de enero de 2007 y hasta el año 2010 inclusive, la base para el cálculo de este impuesto será el patrimonio líquido al 1 de enero de 2007, siempre que sea mayor o igual a $3.000, y la tarifa será del 1,2 %. El valor pa-gado de este impuesto en 2012 fue de $1.085

(2011 - $1.085) y se registró con cargo a la cuenta de revalorización del patrimonio.

Mediante el Decreto de Emergencia núme-ro 4825 de diciembre de 2010, se incluyó un nuevo rango de contribuyentes obligados a este impuesto, estableciendo tarifa del 1% para pa-trimonios líquidos entre $1.000 y $2.000, 1,4% para patrimonios líquidos entre $2.000 y $3.000 y 4,8% para patrimonios superiores a $5.000. Adicionalmente, se estableció una sobretasa del 25% sobre este impuesto. El valor del impues-to, incluyendo la sobretasa con base en el patri-monio líquido al 1 de enero de 2011, asciende a $4.340. Dicho impuesto deberá pagarse en ocho cuotas iguales durante los siguientes cua-tro años, en dos cuotas iguales anuales.

La Compañía adoptó como práctica contable para el reconocimiento del impuesto al patrimonio, re-gistrar la totalidad del impuesto a cargo contra la cuenta de revalorización del patrimonio.

NOTA 17 - Pasivos estimados y provisiones

Los pasivos estimados y provisiones, al 31 de diciembre, correspondían a:

2012 2011

Contingencias civiles y administrativas 778 138 Provisión costos y gastos generales 900 883 1.678 1.021

113


NOTA 18 - Pensiones de jubilación

Las pensiones de jubilación, al 31 de diciembre, correspondían a:

2012 2011

Pensiones de jubilación 666 661

Corresponde a las pensiones de jubilación de la Compañía, las cuales al 31 de diciembre de 2012 y 2011, se determinaron usando un interés técnico de 4,8% real anual con proyección de sueldos y pensiones del 6,45%, de conformidad con las disposiciones legales. Asimismo para 2012 y 2011, se utilizó el supuesto de mortalidad establecido en la Resolución No.1555 del 7 de diciembre de 2010 emitido por la Superintendencia Financiera de Colombia.

El número de personas cobijadas en estas obligaciones es de ocho para 2012 (8 – 2011), y el por-centaje amortizado es de 100%.

Los pagos efectuados por concepto de pensiones de jubilación son $69 (2011 - $66).

Como resultado de la actualización del estudio para el año 2012 y según lo establecido en el Decre-to 4565 del 7 de diciembre de 2010, que había modificado el Decreto 51 del 13 de enero de 2003 y el Artículo 77 del Decreto 2649 de 1993, se calculó amortización por valor de $5 (2011 - $18).

NOTA 19 - Patrimonio de los accionistas

Capital

El capital autorizado de la Compañía está re-presentado en 600.000 acciones, con un valor nominal de $10 por acción; el capital suscrito y pagado asciende a $3 y el número de acciones en circulación asciende a 331.994.

Reserva legalLa Compañía está obligada por ley a apropiar el 10% de sus ganancias netas anuales para re-serva legal hasta que el saldo de esta reserva, que no puede distribuirse antes de la liquidación de la Compañía pero que se debe utilizar para absorber o reducir pérdidas, sea equivalente por lo menos al 50% del capital suscrito. La Com-pañía puede disponer del exceso de este monto para otras apropiaciones, de acuerdo con lo que disponga la Asamblea General de Accionistas. Al 31 de diciembre de 2012 el saldo por reserva legal es de $2 (2011 - $2).

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Reservas estatutarias

Incluye las reservas para futuras capitalizacio-nes y para reposición de activos, las cuales han sido constituidas por disposición de la Asamblea General de Accionistas con fines específicos. Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 es de $12.007.

Revalorización del patrimonio

Se han abonado a esta cuenta con cargo a resul-tados, los ajustes por inflación de los saldos de las cuentas del patrimonio originados hasta el 31 de diciembre de 2005, excepto el superávit por valorizaciones. De acuerdo con normas vigentes, este saldo no podrá distribuirse como utilidad hasta que se liquide la Compañía o se capitalice dicha revalorización; esta capitalización repre-

senta para los accionistas un ingreso no constitu-tivo de renta ni de ganancia ocasional.

De acuerdo con lo establecido en la Ley 1111 de 2006, hasta el año 2010, inclusive, se per-mitió registrar el impuesto al patrimonio, contra la revalorización del patrimonio, sin afectar los resultados del ejercicio.

Mediante el Decreto 514 de 2010 se permite que los contribuyentes imputen anualmente contra la cuenta de revalorización del patrimo-nio, el valor de las cuotas exigibles en el respec-tivo período del impuesto al patrimonio de que trata la Ley 1370 de 2009. La Compañía regis-tró el monto total del impuesto al patrimonio con cargo a la cuenta revalorización del patrimonio. El valor del impuesto, incluyendo la sobretasa, asciende a $4.340.

NOTA 20 - Cuentas de orden

Las cuentas de orden, al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Deudoras Recaudos a favor de terceros (1) 1.427 1.190 Deudoras fiscales (2) 71.177 84.674 Activos totalmente depreciados 3.673 3.673 Otros derechos contingentes 189 121 76.466 89.658Acreedoras Garantías de contratos otorgadas a terceros (3) 96.710 66.152 Diferencias fiscales contables (2) 9.677 10.839 106.387 76.991

182.853 166.649

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1) Corresponde a derechos por los contratos de facturación a terceros por los servicio de tasa de alumbrado público, aseo y otros.

(2) Corresponde a la actualización de las dife-rencias contables y fiscales entre el patrimo-

nio fiscal y el contable.

(3) Corresponde a compromisos de compras de energía en contratos de lago plazo, cuyo ven-cimiento se encuentra entre los años 2012 y 2014.

NOTA 21 - Ingresos operacionales

Los ingresos operacionales, al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Venta de energía: Comercialización en el mercado regulado (1) 45.630 43.889 Comercialización en el mercado no regulado (2) 7.273 4.066 En contratos (3) 2.801 - Alumbrado público (4) 1.192 3.833 Bolsa de energía 545 2.779 57.441 54.567Ventas de otros servicios de energía: Uso y conexión de redes 3.151 2.907 Otros servicios 2.562 2.629 5.713 5.536 63.154 60.103

(1) Corresponde a ventas a clientes a tarifa re-gulada.

(2) Corresponde a ventas a clientes a tarifa li-bre.

(3) Se incrementa por mayores ventas principal-mente a EPSA en 2012.

(4) La variación corresponde al cambio de mo-dalidad del contrato de concesión en el mu-nicipio de Tuluá, por lo cual la venta de ener-gía pasó a ser ingreso propio.

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NOTA 22 - Costo de ventas

Los costos de venta, al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Compras de energía (1) 22.619 21.058 Uso y conexión de redes (2) 9.513 8.444Servicios personales 1.853 1.592Depreciaciones 1.638 1.603Operación y mantenimiento 1.509 1.605Otros servicios de energía 1.082 1.105Seguros 279 342Impuestos y contribuciones 279 323Servicios públicos 245 138Comunicaciones y transportes 183 171Servicios de vigilancia 133 116Otros 129 78Combustibles y lubricantes 75 97Honorarios, comisiones y servicios 56 105Prestación de servicios 56 57Arrendamientos 36 66Casino y restaurante 15 16Costos aplicados a proyectos de inversión (3) - (144)

39.700 36.772

(1) El incremento se presenta por el contrato de compra de energía celebrado con CELSIA en 2012.

(2) La variación se presenta por mayores costos en peajes.

(3) Corresponde a los costos de transferidos a la cuenta de construcciones en curso, debi-do a que se encuentran asociados a la cons-trucción de proyectos.

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NOTA 23 - Gastos operacionales de venta

Los gastos operacionales de ventas, al 31 de diciembre, comprendían: 2012 2011Impuestos 767 700Servicios personales 717 698Mantenimiento y reparaciones 599 595Prestación de servicios 387 378Publicidad y propaganda 60 51Honorarios 58 45Otros 36 17Transportes, fletes y acarreos 27 24Depreciaciones 24 51Casino y cafetería 6 8 2.681 2.567

NOTA 24 - Gastos operacionales de administración

Los gastos operacionales de administración, al 31 de diciembre, comprendían: 2012 2011Servicios personales 731 674 Amortización intangibles 352 576Depreciación 238 148Honorarios, comisiones y servicios 227 223Mantenimiento y reparaciones 167 207Seguros 144 219Impuestos y contribuciones 121 136Impresos, publicaciones y suscripciones 108 105Comunicaciones y transportes 81 99Provisión para deudores 81 -Servicios públicos 80 7Otros 77 59Servicios de vigilancia 67 59Servicios de aseo y cafetería 44 61Gastos de viaje 28 39Arrendamientos 26 10Provisión inventarios - 30 2.572 2.652

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NOTA 25 - Ingresos no operacionales

Los ingresos no operacionales, al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Dividendos (véase Nota 8) 1.201 1.162 Intereses 281 348Utilidad en venta de activos 101 -Recuperaciones 76 42Diferencia en cambio, neta 27 -Diversos 26 3 1.712 1.555

NOTA 26 - Gastos no operacionales

Los gastos no operacionales, al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Gastos financieros Gravamen a los movimientos financieros 307 286 Intereses sobre obligaciones financieras 68 121 375 407

Otros gastos no operacionales Provisión para contingencias (1) 640 - Donaciones 70 70 Diferencia en cambio, neta - 11 Diversos 7 2 717 83 1.092 490

(1) En 2012 se incrementa por actualización de procesos jurídicos.

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NOTA 27 - Operaciones con vinculados económicos

Las operaciones con vinculados económicos, al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Compras de energía (*) Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. 6.025 (17.845) CELSIA S.A E.S.P. 4.047 -

Compras de otros servicios de energía (*) Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. 2.807 (1.748) 12.879 (19.593)Ventas de energía (*) Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. 2.801 -Ventas de otros servicios de energía (*) Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. 1.963 1.638 4.764 1.638 Saldos deudores (Véase Nota 6): Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. 460 271 460 271 Saldos acreedores (Véase Nota 15): Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. (1.499) (6.271)CELSIA S.A E.S.P. (771) - (2.270) (6.271)

(*) Las operaciones de compra - venta de ener-gía con vinculados se realizan, según lo es-tablecido en el Artículo 4° de la Resolución CREG 020/96, es decir, todas las compras de electricidad destinadas a cubrir la deman-da del mercado regulado se hicieron a través de convocatorias públicas donde participan los agentes del mercado debidamente regis-trados ante el Administrador de Intercambio Comerciales (ASIC).

La Compañía no realizó operaciones con sus vinculados y accionistas, administradores ni con sus representantes legales, de manera directa o mediante sus compañías vinculadas, con las siguientes características:

1. Operaciones cuyas características difieren de las realizadas con terceros, que impliquen di-ferencias entre los precios del mercado para operaciones similares.

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2. Préstamos sin interés o contraprestación.

3. Servicios o asesorías sin costo.

4. Transacciones por otros conceptos, a excep-ción de los pagos inherentes a la vinculación directa a miembros de Junta Directiva, repre-sentantes legales y administradores.

NOTA 28 - Eventos posteriores

A la fecha, la Compañía no presenta eventos subsecuentes que afecten materialmente sus estados financieros y/o situación financiera.

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Información suplementariaCompañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P.

Datos relevantes de los estados financieros

2012 2011Información financiera Activo total sin depreciaciones y provisiones 176.335 175.402 Activo total incluyendo valorizaciones 127.262 128.172Activo total sin valorizaciones 85.070 86.364Pasivo total 17.250 18.289Deudores a corto plazo 7.288 8.205Activos corriente 9.207 12.304Propiedades, planta y equipo sin depreciación y provisiones 120.686 117.120Propiedades, planta y equipo, neto 72.713 70.879Valorizaciones y desvalorizaciones neto 42.192 41.808Obligaciones financieras a corto plazo 2.738 248Obligaciones financieras a largo plazo - 233Pasivo corriente 15.336 15.197Patrimonio 110.012 109.883Cuentas de orden 182.853 166.649Ingresos operacionales 63.154 60.103Gastos no operacionales 1.092 490Utilidad operacional 18.201 18.112Utilidad antes de impuesto y gastos financieros 19.196 19.584Utilidad neta 12.748 13.003Gastos financieros 375 407 Acciones Valor nominal (en pesos) 10 10Acciones en circulación 331.994 331.994Valor intrínseco (en pesos) 331.366,83 330.978,87Utilidad neta por acción (en pesos) 38.398,28 39.166,37 Empleo (promedio) Número de empleados 59 60Salario integral mes (en pesos) 9.601.000 9.122.000Sueldos mes (en pesos) 94.117.000 89.823.000

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Indicadores financieros

2012 2011Liquidez Capital de trabajo (en millones) (6.130) (2.893)Razón corriente (número de veces) 0,60 0,81Prueba ácida de cuentas por cobrar (número de veces) 0,13 0,27Índice de propiedad 86,45% 85,73% Endeudamiento Total 13,55% 14,27%Corto plazo 88,90 83,09%Cobertura de intereses (número de veces) 267,66 149,69Endeudamiento financiero 2,15% 0,38% Apalancamiento Total 15,68% 16,64%Corto plazo 13,94% 13,83%Financiero total 2,49% 0,44%

Rendimiento Margen operacional de utilidad 28,82% 30,13%Margen neto de utilidad 20,19% 21,63%Rendimiento del patrimonio 11,59% 11,83%Rendimiento del activo total 10,02% 10,14%Ebitda 20.453 20.490Margen ebitda 32,39% 34,09%

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Indicador Fórmula Significado

Liquidez

Capital de trabajo Activo corriente / Pasivo corriente

Representa el margen de seguridad que tiene la Compañía para cumplir con sus obligaciones a corto plazo.

Razón corriente (númerode veces)

Activo corriente / Pasivo corriente

Indica cuál es la capacidad de la Com-pañía para hacer frente a sus deudas a corto plazo, comprometiendo sus acti-vos corrientes.

Prueba ácida de cuentas por cobrar (número de veces)

(Activo corriente - Deudores) / Pasivo corriente

Capacidad de la Compañía para cubrir pasivos a corto plazo, sin tener que re-currir al cobro de la cartera.

Índice de propiedad Patrimonio /Activo total * 100

Indica cuánto del activo total pertenece a los accionistas.

Endeudamiento

Total Total pasivos / Total activos * 100

Refleja el grado de apalancamiento que corresponde a la participación de los acreedores en los activos de la Compañía.

Corto plazo Pasivo corriente /Pasivo total * 100

Representa el porcentaje de participa-ción con terceros, cuyo vencimiento es a corto plazo.

Cobertura de intereses (veces) Utilidad operacional /Intereses

Capacidad de la Compañía para efec-tuar los pagos contractuales de intere-ses. Su resultado se interpreta como número de veces en que la utilidad operacional es superior a los intereses pagados.

Endeudamiento financiero Obligaciones financieras /Activo total * 100

Porcentaje que representan las obliga-ciones financieras de corto y largo plazo con respecto al activo total.

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Indicador Fórmula Significado

Apalancamiento

Total Pasivo total /Patrimonio total * 100

Mide el grado de compromiso del patri-monio de los accionistas para con los acreedores de la Compañía.

Corto plazo Total pasivo corriente / Patrimonio * 100

Mide el grado de compromiso del patri-monio de los accionistas para atender deudas a corto plazo.

Financiero total Pasivo con entidades financieras / Patrimonio * 100

Mide el grado de compromiso del patri-monio de los accionistas para atender obligaciones financieras.

Rendimiento

Margen operacional de utilidad

Utilidad operacional /Ingresos

operacionales * 100

Rentabilidad de la Compañía en desarro-llo de su objeto social. Representa cuán-to reporta cada peso de ingresos en la generación de utilidad operacional.

Margen neto de utilidad Utilidad neta / Ingresos operacionales * 100

Por cada peso de ingresos, cuántos pe-sos se generan utilidades, independien-temente de que correspondan o no al desarrollo del objeto social de la Com-pañía.

Rendimiento del Patrimonio Utilidad neta / Patrimonio * 100

Las utilidades netas qué porcentaje re-presentan sobre el patrimonio. Cuál es el rendimiento de la inversión del accionista.

Rendimientodel activo total

Utilidad neta / Activototal * 100

Cada peso invertido en activo total, cuánto genera de utilidad neta, inde-pendientemente de la forma como haya sido financiado.

Ebitda Utilidad operacional + depreciación + amortización

Representa la caja que genera la opera-ción de la Compañía.

Margen Ebitda Ebitda / Ingresos operacionales * 100

Representa la cantidad que por cada peso de ingresos se convierta en caja, con el fin de atender el pago de impues-tos, apoyar las inversiones, cubrir la deuda y repartir utilidades.

www.cetsa .com.coVigilada por la Superintendencia de Servicios Públicos

Documents

INFORME CETSA rrm