Presentación - EPM · trados por los Comités de Desarrollo y Control Social de los Servicios Públicos Domiciliarios. ... Guillermo Álvarez Higuita, Juan Camilo Restre-po Salazar,

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Algunas historias se escriben con la imagina-ción, otras son el registro de unas experiencias, de unos hechos, de las cosas que se hacen todos los días. Ese sentido de lo cotidiano es lo que EPM quiere expresar en estos informes que junto a sus muchas cifras de proyectos realizados, de ac-ciones de responsabilidad social y de resultados financieros, dejan percibir la huella de todas las personas que hacen posible este relato de la em-presa del año 2009.

Por eso, un informe de esta naturaleza no deja de ser un reconocimiento al trabajo de los emplea-dos, a la fidelidad de los clientes, al apoyo de los proveedores y contratistas, a la relación clara con la comunidad, con el dueño, con el Estado y con las empresas que en Colombia y en América Lati-na también dedican sus esfuerzos a fortalecer el sector de los servicios públicos.

Para EPM lo más importante es poder contar en estas páginas que sus realizaciones se sustentan en una estrategia, que es crecer con la gente, y que el propósito de la empresa es la sostenibili-dad, es decir, el desarrollo equilibrado de todo el sistema social.

Programas como Antioquia Iluminada y Energía Prepago, iniciativas como el modelo de acueduc-tos regionales y obras como Porce III, Porce IV y la planta de tratamiento de aguas residuales que se construirá en el Norte del Valle de Aburrá, son una muestra de esa convicción empresarial y del

conocimiento y el compromiso de todos esos ac-tores sociales que en definitiva son los autores de este informe.

La responsabilidad social tiene un sentido profun-do para EPM. Nos sentimos orgullosos de ser los primeros en prestar los mejores servicios públicos, pero también es importante para nosotros partici-par en esos otros momentos de la vida de la gente que se reflejan en los procesos educativos, en los espacios de cultura y recreación, en la creación de empleo y en la protección del medio ambiente para que todos vivamos mejor.

Como Grupo Empresarial, EPM va ahora más allá de Medellín, que es su mercado de origen, para seguir llegando a todos los municipios de Antioquia y a otras comunidades del país y de América Latina.

Cada día son más las personas que hacen parte de este universo de EPM. Eso resulta maravilloso para una empresa pública que sabe y le gusta re-lacionarse con la gente, que genera confianza y se proyecta con transparencia.

Por eso hay mucho para contar de lo que hicimos en 2009. Un trozo de historia que es la historia de todos.

Presentación

Federico Restrepo PosadaGerente General

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Alonso Salazar Jaramillo

Carlos Guillermo Álvarez Higuita

Alberto Arroyave Lema

Juan Camilo Restrepo Salazar

Tatyana Aristizábal Londoño

Francisco Correa Molina

Rubén Hernando Fernández Andrade

Gabriel Ricardo Maya Maya

Luis Fernando Arbeláez Sierra

Invitados permanentes

Carlos Hernando Jaramillo Arango

Iván Mauricio Pérez Salazar

Junta Directiva

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Grupo Directivo


Jesús Arturo Aristizábal GuevaraDirector de Energía

Francisco Javier Piedrahíta DíazDirector de Aguas

Adriana María Palau ÁngelDirectora de Planeación Institucional

Eduardo Esteban Cadavid RestrepoDirector de Servicios Institucionales

Hernán Darío Vergara CastroDirector de Control Interno

Patricia Duque GarcíaSecretaria General

Paula Restrepo DuqueDirectora de Responsabilidad Empresarial

Óscar Herrera RestrepoDirector de Finanzas Institucionales

Gloria Haidee Isaza VelásquezDirectora de Gestión Humana y Organizacional

Gabriel Jaime Betancourt MesaDirector de Crecimiento Internacional

Ana Cristina Navarro PosadaJefe Unidad de Comunicaciones

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Informe de la Junta Directiva de EPM

Presentado por el Presidente de la Junta Directiva, Alonso Salazar Jaramillo, a los señores miembros de la Junta Directiva.

Señores Miembros de la Junta Directiva, Tatyana Aristizábal LondoñoCarlos Guillermo Álvarez HiguitaJuan Camilo Restrepo SalazarGabriel Ricardo Maya MayaAlberto Arroyave LemaFrancisco Correa MolinaRubén Hernando Fernández AndradeLuis Fernando Arbeláez Sierra

Señor Gerente de Empresas Públicas de Medellín E.S.P., Federico Restrepo PosadaSeñores Secretarios de Despacho,Iván Mauricio Pérez Salazar, Secretario de HaciendaMauricio Valencia Correa, Director de Planeación

Como Presidente de la Junta Directiva de Empre-sas Públicas de Medellín, y en cumplimiento de lo consagrado en los Estatutos, Acuerdo No. 12 de 1998, y en el Código de Gobierno Corporativo, presento a ustedes la siguiente información:

Composición de la Junta Directiva

Los estatutos de EPM, contenidos en el Acuerdo 12 de 1998, establecen en su artículo 7 que la

Junta Directiva de Empresas Públicas de Medellín E.S.P. estará integrada por las si-guientes personas:

a) El Alcalde de Medellín quien la preside, o el de-legado que él designe para que lo reemplace en las ausencias temporales. Éste deberá ser funcionario de la Administración Municipal.

b) Cinco (5) personas designadas libremente por el Alcalde de Medellín.

Alonso Salazar Jaramillo - Alcalde de Medellín.

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c) Tres (3) personas escogidas por el Alcalde de Medellín, entre los vocales de control regis-trados por los Comités de Desarrollo y Control Social de los Servicios Públicos Domiciliarios. De esta manera se asegura la participación de los usuarios en la gestión de la empresa.

El Alcalde de Medellín, Alonso Salazar Jaramillo, en su calidad de Presidente de la Junta Directiva de EPM, mantuvo intacta la estructura de la Jun-ta, la cual fue conformada mediante los decretos 0351 de febrero y 0570 de abril de 2008.

En consecuencia, la Junta Directiva de EPM es-tuvo integrada durante el año 2009 por los si-guientes miembros: el Alcalde de Medellín y los doctores Tatyana Aristizábal Londoño, Carlos Guillermo Álvarez Higuita, Juan Camilo Restre-po Salazar, Rubén Hernando Fernández Andrade, Luis Fernando Arbeláez Sierra, Gabriel Ricardo Maya Maya, Alberto Arroyave Lema y Francisco Correa Molina; estas tres últimas personas fue-ron las escogidas por el Alcalde de Medellín en-tre los vocales de control; los demás son miem-bros independientes.

El hecho de no presentar modificaciones en su con-formación, permite que el direccionamiento estraté-gico de mediano y largo plazo, así como las políticas y directrices fijadas por la Junta Directiva tengan continuidad en la entidad, dando cumplimiento a lo establecido en el Convenio Marco de Relaciones sus-crito entre EPM y el Municipio de Medellín.

Es de anotar que el Alcalde de Medellín o su de-legado desempeñan cargos públicos y los miem-bros de la Junta Directiva manifestaron cumplir con el régimen de inhabilidades e incompatibili-dades establecido en la Ley.

Operatividad de las reuniones de Junta Directiva

Programación

Durante el año 2009 la Junta Directiva se reunió ordinariamente en las fechas determinadas en su programación anual (en total 11 sesiones). Esta programación se cumplió aproximada-mente en el ochenta y tres por ciento (83%) de las reuniones, ya que sólo fue modificada para prescindir de la sesión de marzo, en virtud de que los temas previstos para la misma fueron tratados en la sesión del 24 de febrero, y en noviembre se desplazó la fecha de la reunión para realizarla en las instalaciones del proyecto “Porce III”, evento último en el que la nueva fe-cha fue acordada por la Administración con los miembros de la Junta.

Parque Explora.

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Por excepción, la Junta Directiva fue convocada a reuniones extraordinarias por el Presidente (en total 3 oportunidades), e igualmente por excep-ción se realizó una (1) reunión no presencial (Me-canismo para la toma de decisiones establecido en los artículos 20 de la Ley 222 de 1995 y 10 del Acuerdo 12 de 1998 – Estatutos).

Citación

La citación a las reuniones se cumplió con la pro-gramación previamente establecida para ellas, y con la remisión de la información para la corres-pondiente reunión. Igualmente, por correo elec-trónico y con la programación de las reuniones publicada en la agenda del sitio web interno de la Junta Directiva, se cumplió con la citación a las reuniones de la Junta Directiva.

Disponibilidad de la información

Con el fin de garantizar la oportunidad en el co-nocimiento de la información de los temas que se sometieron a consideración de la Junta Di-rectiva en cada una de sus sesiones realizadas durante el año 2009, por medio de la Secretaría General se envió a los miembros de la Junta la información a tratar en cada reunión, así como el orden del día respectivo. Dicha información se remitió tanto en medio físico como electrónico, y además se publicó en el sitio web de la Junta Directiva, sitio creado y destinado exclusivamen-te para tal propósito.

Para cumplir con lo establecido en el Reglamen-to Interno de la Junta Directiva (modificado me-diante el Decreto 259 de diciembre 1 de 2008), se procuró remitir a los miembros de la Junta Directiva la información correspondiente a cada reunión con la debida antelación.

Quórum

Durante el año 2009, las reuniones de la Junta Directiva contaron tanto con el quórum estable-cido para deliberar (mayoría de sus miembros), como con el quórum establecido para decidir (mayoría de sus miembros), acorde con lo esta-blecido en el artículo 13 del Acuerdo 12 de 1998 (Estatutos de la entidad).

De acuerdo con el mecanismo para la toma de de-cisiones establecida en los artículos 20 de la Ley 222 de 1995 y 10 del Acuerdo 12 de 1998, durante los días 29, 30 y 31 de enero, y 1 y 2 de febrero de 2009, se citó a una reunión virtual que no tuvo quórum. Ante este hecho, los temas de la agenda fueron re-programados para posterior reunión presencial.

Orden del día

Durante el año 2009, al inicio de cada sesión y luego de verificado el quórum, se sometió para consideración y aprobación de los miembros de la Junta Directiva el orden del día respectivo, dado a conocer previamente a cada uno de ellos. En dos (2) de las reuniones el orden del día se modificó o ajustó previa aprobación de los miembros.

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Asistencia

Los miembros de la Junta Directiva asistieron con regularidad a las reuniones realizadas durante el año 2009. En los casos en que no lo hicieron, comunicaron a la Administración las razones de la inasistencia, entre otras por encontrarse fuera del país o por la necesidad de atender compro-misos previamente adquiridos.

Temas pendientes

La Secretaría General elaboró un listado de los asun-tos pendientes derivados de las reuniones de la Jun-ta Directiva y los presentó en el Comité Institucional de la semana posterior a cada sesión, donde se asig-naron los responsables de su cumplimiento.

Igualmente, en el sitio web del Comité Institu-cional, en el subsitio “Temas Pendientes Junta Directiva 2009”, se publicaron los asuntos pen-dientes, incluyendo sus responsables y los tér-minos previstos para su atención, con el propó-sito de facilitar el seguimiento a los mismos por cada dependencia responsable.

Periódicamente, la Secretaría General remitió a los responsables los asuntos pendientes de atención a su cargo, con el fin de obtener infor-mación sobre su cumplimiento.

A partir de la sesión del 2 de junio (Acta 1504), se incluyó en el orden del día el punto correspondien-te a “Temas Pendientes Junta Directiva”, al tiempo que la Secretaría General presentó la información sobre el avance de su atención con el propósito de que los miembros de la Junta pudieran hacer el res-pectivo seguimiento.

Aprobación de actas

Las actas de las reuniones de la Junta Directiva del año 2009 fueron puestas a consideración de los miembros para su aprobación durante la reunión siguiente. Así mismo, se remitieron los proyectos de acta como parte de la información correspondiente a la sesión en que se aprobaron, lo que permitió que los miembros presentaran las observaciones a las mismas.

Comisiones de estudio

Durante el año 2009 se conformaron algunas comisiones de estudio para el análisis de algu-nos de los temas que fueron presentados a este órgano para su aprobación, tal como la corres-pondiente al estudio de la participación de EPM en el proceso de venta de las electrificadoras por parte del Gobierno Nacional (acta 1501 del 24 de febrero de 2009 punto 3), pero no hubo lugar a la contratación de terceros expertos, posibilidad que está consignada en el Reglamento Interno de Junta Directiva.

Obras en la ciudad de Medellín.

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Comités de la Junta Directiva

Comité de Auditoría

El Comité de Auditoría de EPM está integrado por los doctores Gabriel Ricardo Maya Maya, Carlos Guillermo Álvarez Higuita y Tatyana Aris-tizábal Londoño. En el Comité participaron tam-bién, con voz y sin voto, el Auditor Externo y el Director de Control Interno.

Durante el año 2009 el Comité efectuó un total de diez (10) sesiones, en las cuales se abordaron te-mas como: pre-aprobación de Estados Financieros 2008, aprobación del Código de Ética del Auditor Interno, revisión y aprobación del Reglamento del Comité de Auditoría, revisión y aprobación del Estatuto para la Actividad de Auditoría Inter-na, revisión periódica de Estados Financieros de EPM y los consolidados del Grupo Empresarial, seguimiento al Plan de Gobierno Corporativo 2009, revisión y validación del presupuesto de EPM año 2010 y seguimiento al plan de trabajo de la Dirección de Control Interno.

Comité de Asuntos Administrativos

El Decreto 268 de la Junta Directiva, del 7 de julio de 2009, dio origen a la creación del Comité de Asuntos Administrativos de Junta, definió sus funciones y es-tableció el mecanismo de funcionamiento. Se inte-gró por los doctores Francisco Correa Molina, Rubén Hernando Fernández Andrade y Luis Fernando Ar-beláez Sierra. En el Comité participan también, con voz y sin voto, la Secretaria General o su designado, y los servidores de la entidad que a juicio del mismo sean requeridos. La Secretaría del Comité es ejercida por la Directora de Planeación Institucional o su de-

signado. Durante el año 2009 el Comité efectuó un total de dos (2) sesiones, en las cuales se abordaron temas propios del alcance de sus funciones.

Comité de Nuevos Negocios

En su sesión del 1 de diciembre de 2009 (acta 1511) la Junta Directiva aprobó la creación del Comité de Nuevos Negocios, para lo cual solicitó a la Administración presentar en una próxima sesión una propuesta de sus funciones y la re-glamentación de su funcionamiento.

Remuneraciones y beneficios

Con excepción del Alcalde o su delegado, los miembros de la Junta Directiva recibieron la suma de $1.000.000 mensuales por asistencia a la Junta Directiva (establecidos en el Decreto 0587 de 2008) hasta el 12 de agosto de 2009, fecha de expedición del Decreto 1165 de 2009 mediante el cual se estableció, como honorarios para los miembros de Junta Directiva, la suma de tres (3) salarios mínimos legales mensuales vigentes por la asistencia a cada sesión de Junta Directiva o a cada reunión del Comité de la Junta Directiva al que pertenezcan.

Por su parte, los miembros del Comité de Audito-ría recibieron hasta el 12 de agosto de 2009, ho-norarios de $1.000.000 por sesión del Comité (de conformidad con lo establecido en el Decreto 2739 de 2006), fecha de expedición del Decreto 1165 de 2009 mediante el cual se estableció como honora-rios para los miembros de Junta Directiva la suma de tres (3) salarios mínimos legales mensuales vi-gentes, por la asistencia a cada reunión del Comi-té de la Junta Directiva al que pertenezcan.

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En el siguiente cuadro se señala el total recibido por cada miembro de la Junta y su discriminación por honorarios como miembros de la Junta, honorarios por pertenecer a un comité de la Junta y el valor recibido por concepto de viáticos:

Miembro de la Junta

Directiva

Honorarios Junta

Directiva

Honorarios Comité

Auditoría

Viáticospara

capacitación

Honorarios Comité Asuntos

Administrativos

Total recibido

2009

Alonso Salazar Jaramillo - - - - -

Tatyana Aristizábal Londoño $12,453,500 $10.453.500 - - $22.907.000

Carlos Guillermo Álvarez Higuita $14,944,200 $12.453.500 $1,378,000 - $28.775.500

Juan Camilo Restrepo Salazar $9.962,800 - - - $9.962,800

Rubén Hernando Fernández Andrade $10,472,100 - - $2’981.400 $ 13.453.500

Luis Fernando Arbeláez Sierra $13,453,500 - $1,300,000 $1’490.700 $16.244.200

Gabriel Ricardo Maya Maya $14,944,200 $12.453.500 $1,378,000 $28.775.500

Francisco Correa Molina $14,944,200 - $1,300,000 $2’981.400 $19.225.600

Alberto Arroyave Lema $14,944,200 - $1,664,000 - $16.608.200

Plaza Botero.

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Conflictos de interés

Durante el año 2009 se presentó únicamen-te una situación de probable conflicto de inte-rés en la que un miembro de la Junta Directiva manifestó que, dada su condición de miembro del Comité Directivo de la Federación Nacional de Cafeteros, se abstendría de votar la solicitud presentada para la posible adquisición por par-te de EPM de acciones de Centrales Eléctricas de Norte de Santander S.A. E.S.P. -CENS- ofrecidas por la Federación Nacional de Cafeteros de Co-lombia - Comité Departamental de Cafeteros de Norte de Santander. De dicha circunstancia se dejó constancia en el acta correspondiente a la sesión (acta 1502 del 3 de abril de 2009).

Autoevaluación de los miembros de Junta Directiva

En el año 2009 se realizó la autoevaluación de los miembros de Junta Directiva, abordando los si-guientes aspectos: la relación de la Junta con la Ad-ministración de la empresa, la gestión de la Junta como máximo órgano de decisión y el desempeño individual como miembro del cuerpo colegiado.

En promedio, la calificación de la evaluación fue de 3.7 sobre 4. Se resalta la mejora en el resultado fren-te a la calificación de 3.4 del año anterior. A conti-nuación se destacan los aspectos más relevantes:

Relación con la Administración de la empresa:

Para la Junta Directiva de EPM la información sumi-nistrada por la administración es adecuada y sufi-

ciente. La calificación que obtuvo menor valor fue la de capacitación sobre el tema de Grupo Empresa-rial, aspecto que debe reforzarse para el año 2010.

Junta Directiva como órgano colegiado:

Se destaca el cumplimiento del Código de Go-bierno Corporativo, el reglamento interno de la Junta y la respuesta a todas las citaciones a las sesiones. Así mismo, la Junta actúa de manera independiente del representante legal de la em-presa y solo por medio de los canales previstos. Por otro lado, la Junta Directiva hace explícita la necesidad de dedicar mayor tiempo de las sesio-nes u otros espacios para la discusión de temas estratégicos.

Gestión como miembro de la Junta Directiva:

Como el aspecto mejor evaluado por los miem-bros (3.9), se resalta la independencia e idoneidad del desempeño de cada uno en la Junta Directiva.

Sea esta la oportunidad para agradecer a los de-más miembros de la Junta por su compromiso en el desempeño de sus funciones, que no es una responsabilidad sólo con nuestra empresa, sino con el futuro de Medellín, de Antioquia, de las re-giones del país y de otros países donde EPM está presente como Grupo Empresarial. Este agrade-cimiento es extensivo a los funcionarios de EPM y sus filiales en Colombia y Panamá por la dedi-cación y empeño por hacer de EPM una empresa con proyección nacional e internacional.

Nuestro principal objetivo es ser cada vez mejo-res en lo que hacemos y alcanzar la sostenibilidad de EPM para las generaciones venideras. ¡Con el compromiso de todos, lo estamos logrando!

Alonso Salazar JaramilloAlcalde de Medellín

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Informe del Gerente General, Federico Restrepo Posada, a los miembros de la Junta Directiva de EPM.

El 2009 fue un año en el que EPM tuvo la oportu-nidad de consolidar muchos aspectos de una ges-tión iniciada en 2008, con un objetivo que resu-míamos afirmando nuestra intención de que la empresa se acercara más a la gente, y hacer que el lenguaje de la organización no solo fuera en-tendido sino también compartido y, sobre todo, fortalecido en el contacto con la comunidad.

Hoy, esa fortaleza institucional se refleja, junto a las positivas cifras del desempeño financiero, en hechos como el ajuste a la estructura de cargos de la curva de sostenimiento, con lo cual se con-solida en un 100% para toda la estructura de la empresa, como parte de un esfuerzo de la Junta Directiva dirigido al desarrollo del talento huma-no. A esto se suma el impulso a programas como Antioquia Iluminada, los resultados satisfactorios de la Energía Prepago y de Habilitación Viviendas y, desde luego, la aprobación que en 2009 hizo la Junta Directiva de la Política de Responsabilidad Social, como todo un marco de actuación cuyos pilares son, precisamente, el relacionamiento y el beneficio mutuo con la sociedad.

EPM entiende a cabalidad su quehacer y el ca-rácter de su presencia en el contexto de la socie-dad. Por eso, al hacer un balance de su gestión

para el año 2009, bien cabe empezar por recor-dar que la economía colombiana no ha sido aje-na a las dificultades surgidas a partir de la crisis mundial. Por esta razón, el año 2009 pasará a la historia como un periodo complejo para el cre-cimiento de los diferentes sectores económicos, en especial para la industria manufacturera, el comercio y el sector exportador.

El crecimiento del país estuvo cercano al 0%, al tiempo que indicadores económicos tan sen-sibles, como el empleo y la demanda interna, reflejaron poco dinamismo. Sin embargo, es pre-ciso destacar que otros factores de gran impor-tancia mostraron un mejor desempeño, y entre ellos podemos mencionar la inflación, la inver-sión extranjera y el mejoramiento en la produc-tividad de sectores ligados a las actividades mi-neras y de producción de energía.

Informe de gestión 2009

Federico Restrepo Posada - Gerente General de EPM.

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Frente a este panorama, y no obstante algunas señales del entorno que en cierto modo podrían resultar adversas para la empresa, EPM siguió en su empeño de impulsar la economía local, re-gional y nacional, demostrando una vez más su compromiso con el desarrollo sostenible de las regiones donde hace presencia, con niveles de inversión y crecimiento que se mantienen más allá de los avatares de la coyuntura nacional e internacional.

De esta manera, durante el año 2009 la empre-sa ejecutó inversiones de infraestructura por $1.032.615 millones, donde se destaca el avan-ce en el proyecto Porce III con una inversión de $734.689 millones que permitirá el cumplimien-to del compromiso que adquirió EPM de incre-mentar la oferta de energía firme para el país desde finales del año 2010, con lo cual se despe-jarán los riesgos de un eventual racionamiento en los próximos años.

Así mismo, en el programa de expansión de gas se realizaron inversiones por $36.082 millones y se registraron avances tan importantes como la conexión de 63.935 nuevos clientes del sector re-sidencial y la llegada con este servicio a los muni-cipios de La Ceja, La Unión y El Retiro con la nueva tecnología del gas natural comprimido (GNC), que ha permitido el ingreso de 1.768 nuevos clientes en estas localidades del Oriente de Antioquia.

En Aguas, por su parte, las inversiones fueron de $125.517 millones y uno de sus avances más destacados fue la conexión de 1.248 nuevas ins-talaciones a través de la ejecución del programa Habilitación Viviendas, que demandó una inver-sión de $4.409 millones.

Consolidar el Grupo Empresarial fue un aspecto central de la gestión de EPM durante el año 2009. Este es el sentido que tienen las adquisiciones y ca-pitalizaciones realizadas por $1.099.501 millones.

Dentro de esta dinámica de Grupo, que ha per-mitido a EPM compartir su experiencia y conoci-miento con otras comunidades y empresas para el desarrollo de los servicios públicos en Colom-bia y América Latina, se materializaron acciones como la capitalización en EPM Inversiones por $584.000 millones, con el propósito de adquirir a través de esta entidad filial un paquete accio-nario de las empresas Centrales Eléctricas de Norte de Santander -CENS- y Electrificadora de Santander -ESSA-.

Se destacan otras capitalizaciones como la rea-lizada en la filial Aguas Nacionales S.A. E.S.P., por un monto de $328.000 millones que se invertirán en la construcción de la planta de tratamiento de aguas residuales del Norte del Valle de Aburrá, a la cual se suma la capitalización del Proyecto Hi-droituango por $81.735 millones y la de la empre-sa Hidroecológica del Teribe -HET- en Panamá, por $26.099 millones.

Gracias a estas capitalizaciones EPM consolida su posición competitiva a nivel nacional para atender los mercados de Bogotá, Manizales, Armenia, Pereira, Bucaramanga, Cúcuta, Barran-quilla, Cartagena, Cali y Quibdó, además de su mercado de origen en Medellín y Antioquia.

Instalación redes de gas - Barrio Enciso.

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El factor climático también se vio reflejado en algunas de las acciones de EPM durante esta vi-gencia. Frente al periodo de sequía ocasionada por el Fenómeno de El Niño, fue decisiva la par-ticipación de la planta térmica La Sierra, junto con las demás termoeléctricas de Colombia, en el suministro continuo de la energía a los secto-res productivos del país. De este modo se evitó la necesidad de adoptar medidas de racionamien-to, con todo lo que esto significa en materia eco-nómica y social.

Otro de los hitos importantes de 2009 es el in-greso por primera vez al mercado internacional de capitales, con una operación exitosa de emi-sión de bonos por USD $500 millones. Esta fi-nanciación, que recibió una calificación de grado de inversión de Baa3 por Moody’s y BB+ por Fitch Ratings, registró una sobredemanda de los títu-los que superó 11 veces el monto ofrecido. Una nueva muestra de la confianza que genera EPM en el sector inversionista del mundo.

Y junto a esta emisión internacional, en el primer semestre del año también se realizaron otras en el mercado nacional por valor de $632.960 mi-llones, con lo cual se completaba el programa de bonos autorizado por un billón de pesos.

No obstante su carácter de empresa que ha logra-do incursionar más allá de sus mercados de origen para asumir nuevos retos en los ámbitos nacional e internacional, EPM mantiene y potencia aún más su papel de eje del desarrollo de Medellín y Antioquia. De esta realidad dan cuenta muchas acciones que podemos empezar a enumerar con el traslado de excedentes financieros a su dueño, el Municipio de Medellín, por $587.019 millones, recursos que son destinados a inversión social dentro del Plan de Desarrollo de la ciudad.

Así mismo se causaron impuestos por $508.000 millones, de los cuales el 63%, $321.000 millones, corresponden a impuestos nacionales y el otro 37% a impuestos territoriales que beneficiaron a los municipios donde EPM hace presencia.

Como parte de su estrategia de proyección in-ternacional, en 2009 se emprendió el Proyecto NIIF, con alcance a todo el Grupo EPM, para el es-tablecimiento de las Normas Internacionales de Información Financiera. Es un paso adelante en materia de internacionalización, transparencia, Gobierno Corporativo y participación efectiva en el mercado internacional de capitales.

Responsabilidad Social y Ambiental

Tal como está declarada en nuestra estrategia como organización, el propósito empresarial de EPM es la sostenibilidad, entendida como desa-rrollo en equilibrio de todo el sistema social del cual hacemos parte. De ahí que la Responsabi-lidad Social Empresarial sea el criterio central que aporta el hilo conductor para el accionar de la empresa y le da otros significados a las cifras que reflejan su eficiencia administrativa.

Indicadores como la agregación de valor para to-dos los grupos de interés y los recursos financieros destinados a acciones voluntarias de Responsabi-lidad Social Empresarial, hacen parte fundamen-tal de estos significados que le dan sentido y per-manencia a lo que hacemos en la empresa.

En este escenario, están en primer plano resulta-dos como el de la gestión con proveedores, que tiene un particular impacto sobre la sostenibi-lidad si tenemos en cuenta que en 2009 la ad-quisición de bienes y servicios fue del orden de $ 1.894.679 millones, de los cuales 54%, es decir $1,023.653 millones, circularon en la economía local y regional, pues fueron contratados con proveedores de Medellín y Antioquia. A su vez, el 35%, que equivale a $660,819 millones, se inyec-taron a la economía nacional a través de provee-dores del resto del país.

De este proceso resaltamos el programa de Con-tratación Social, que ya tiene trayectoria en EPM pero que ahora es objeto de un mayor esfuerzo para potenciarlo por todo lo que implica para la

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generación de empleo con las mismas organizacio-nes comunitarias. En 2009, la contratación por este concepto alcanzó la cifra de $25,984 millones.

En programas como Antioquia Iluminada, en 2009 EPM conectó 11.325 viviendas rurales al sistema eléctrico de EPM, con una inversión de $24.355 millones. En Energía Prepago fueron vin-culadas en el año 42.819 familias, que equivalen al 138% de la meta prevista para 2009. De estas viviendas, el 74% estaba en desconexión antes de vincularse y el 26% en riesgo, es decir, con fi-nanciaciones pendientes.

Por su parte, la Tarjeta Grupo EPM vinculó a 9.836 tarjetahabientes que se beneficiaron con créditos por $5.996 millones para mejorar sus viviendas y su dotación con equipos y termina-les de consumo de servicios públicos eficientes. Con las comunidades, otros aspectos para resal-tar de esta parte de nuestra gestión es el vínculo a proyectos de desarrollo, que este año tuvieron aportes por $6.600 millones, y el impulso a la Biblioteca EPM y a la Fundación EPM, a las cua-les se destinaron $3.107 millones y $ 3.920 millo-nes respectivamente.

EPM en Antioquia

Un capítulo especial merece la gestión realizada en todo el territorio antioqueño. Junto a iniciati-vas como Antioquia Iluminada, que abre nuevas perspectivas de calidad de vida a los sectores rurales de la región, se han establecidos alian-zas como la que dio lugar a la creación de las Empresas Públicas de Oriente, que prestará los

servicios de acueducto y alcantarillado a 120 mil habitantes de las zonas rurales y suburbanas de los municipios de Envigado, Rionegro y El Retiro, en el denominado Valle de San Nicolás. La cons-trucción de la infraestructura exigirá inversio-nes cercanas a los $90 mil millones, que serán asumidos en su totalidad por EPM.

Dentro de este panorama también cabe desta-car el impulso al Modelo de acueductos regiona-les, una respuesta de la región antioqueña a la política del Gobierno Nacional expresada en los Planes departamentales de agua potable y sa-neamiento básico. Los resultados se reflejan en la creación de nuevas empresas como Aguas de Urabá, Aguas de Occidente y Aguas de Oriente, que en conjunto atienden a más de 248 mil ha-bitantes, respectivamente con una cobertura en acueducto del 79%, 94% y 96%.

Un caso interesante es el de Aguas del Atrato, marca con la cual la filial de EPM Aguas Nacio-nales gestiona el sistema de acueducto, alcanta-rillado y aseo en el municipio de Quibdó. Hacia el año 2015 este proyecto le dará un vuelco a la vida de los habitantes de la capital chocoana.

Estamos seguros de que este tipo de iniciativas se van a seguir multiplicando por todo el país, para que cada vez más colombianos puedan te-ner acceso a un servicio de acueducto de calidad sin importar si están cerca o lejos de los grandes centros urbanos.

En otros aspectos de la gestión regional, se debe citar el pago de las transferencias del sector eléctrico definidas por la Ley 99 de 1993 para adelantar iniciativas de conservación ambien-tal, saneamiento y desarrollo. Mientras las cor-poraciones (Corantioquia, Cornare y Corpourabá) recibieron $21.162 millones por este concepto, a 49 municipios antioqueños se pagaron en total $20.564 millones.

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También hacen parte de estas realizaciones el impulso a proyectos de infraestructura en sanea-miento básico y mejoramiento de vías en distintos municipios, convenios de inversión social como es el caso de Anorí ($7.232 millones) y la puesta en marcha, como un correlato del ya existente para los estudiantes de Medellín, del fondo educativo para la educación superior de los bachilleres de la región, del que se han beneficiado hasta el mo-mento 197 jóvenes; para 2010 se tiene previsto vincular a bachilleres de Santander, Norte de San-tander, Quindío, Caldas y La Guajira.

Avances en Investigación y Desarrollo

Impulsar el conocimiento y poner en práctica nuevos hallazgos en materia de generación de energía o protección ambiental, entre otras ma-terias, es hoy un aspecto esencial de la gestión de los servicios públicos.

Así lo entendemos en EPM y por eso durante el año 2009 se desarrollaron 28 investigaciones, incluyen-do 11 a través del Centro de Investigación e Innova-ción en Energía – CIIEN- que lidera la empresa en alianza con varias universidades de Antioquia.

Estos proyectos, que apuntan a suplir necesida-des o a buscar nuevas alternativas de crecimien-to para cada Unidad de Negocio, condujeron a la presentación de 9 solicitudes de patentes y al re-gistro de un modelo de utilidad, con inversiones por $4.000 millones. EPM aportará alrededor de $9.000 millones a partir del 2010 en los proyec-tos emprendidos con el CIIEN, las instituciones de educación superior $2.673 millones y Colcien-cias $675 millones a través de cofinanciación.

Ese mismo criterio de sostenibilidad social y ambiental dio lugar a actividades como la con-solidación del equipo de Cambio Climático y la renegociación de certificados de reducción de emisiones de gases efecto invernadero del par-

que eólico Jepírachi y de las micro-centrales La Vuelta y La Herradura, con ingresos para EPM del orden de US$2.1 millones.

De otro lado, para la constitución de la Corpora-ción RUTAn Medellín, cuyo propósito de dotar a la ciudad de un espacio con infraestructura especia-lizada y servicios para promover el emprendimien-to y la innovación, EPM aprobó un aporte para las obras físicas que asciende a $28.000 millones durante los años 2010 y 2011, mientras que para la constitución de la entidad misma se realizan aportes por $2.500 millones entre 2009 y 2010.

Desempeño financiero

Los resultados financieros de EPM durante el año 2009 son positivos y reflejan la dinámica de crecimiento del Grupo Empresarial y un control de costos y gastos acorde con las circunstancias, siempre en la búsqueda de su propósito empre-sarial: la sostenibilidad.

Al cierre del ejercicio económico 2009, las utilida-des de EPM totalizaron $1.697.812 millones, con un crecimiento del 27% frente al cierre del año 2008.

CRC - Centro Regional de Control Energía.

21

Los ingresos operativos presentaron un creci-miento del 15% donde se destaca el crecimiento en el negocio de generación eléctrica del 28% frente al año anterior.

EPM alcanzó un EBITDA de $1.994.300 millones, con un crecimiento del 18% frente al año 2008. El margen EBITDA es del 46%, superior en un 2% al del año 2008. Por su parte, la utilidad operativa presen-tó un crecimiento del 21% y ascendió a $1.638.647 millones con un margen operativo del 38%, superior en dos puntos porcentuales al del año anterior.

En los ingresos no operativos, se destacan las utilidades de sus filiales por el método de participación patrimonial que ascendieron a $270.790 millones, con un crecimiento del 11% frente al año anterior. En este resultado no ope-rativo es importante destacar el registro de un gasto por concepto de plusvalía sobre los terre-nos en donde se desarrollará la planta de trata-miento de aguas residuales del Norte del Valle de Aburrá, que fue pagada al municipio de Be-llo por $89.527 millones para emplearse, en la construcción de una nueva sede administrativa, vivienda de interés social, un intercambio vial y un bulevar, entre otras obras, de acuerdo con la Ley 388 de 1997.

Los activos de EPM totalizaron $23.607.551 millo-nes con un crecimiento del 28% frente al año an-terior, donde se destacan las compras de las elec-trificadoras CENS y ESSA. El Patrimonio ascendió a $17.696.642 millones con un crecimiento del 19%.

Para EPM los resultados financieros son una ex-presión de la capacidad de su talento humano y del apoyo de toda una comunidad que en Me-dellín, en Antioquia y en Colombia la identifican como una empresa que genera desarrollo, que inspira confianza y promueve innovadoras al-ternativas para mejorar la calidad de vida.

Es todo un proceso de avance en la institucionali-zación de la empresa, reflejado en sus políticas, en el desarrollo del talento humano y en sus prácti-cas de buen gobierno corporativo que, entre otras acciones, han permitido mantener la vigencia del Convenio Marco de relaciones Municipio de Mede-llín - EPM, como un compromiso adquirido frente a la ciudad de establecer relaciones equitativas y transparentes entre la empresa y su dueño.

Este informe, con todas sus cifras y su recuen-to de las actividades de la organización desa-rrolladas durante el año 2009, es fruto de esa concepción estratégica y del esfuerzo de sus trabajadores y directivos, de los contratistas y proveedores, de los usuarios y en general de todos los estamentos regionales, nacionales e internacionales, que se identifican con el que-hacer de EPM.

A todos ellos, y en primer término a los honora-bles miembros de la Junta Directiva de EPM, or-ganismo que regula el pulso de toda esa fuerza vital de la empresa, nuestra gratitud y reconoci-miento por los logros alcanzados.

Por su carácter de empresa pública, por los servi-cios que presta, por su gente y por la convicción que anima a cada uno de sus procesos, la Res-ponsabilidad Social tiene un sentido profundo para EPM: es su historia, su estrategia, su len-guaje y su naturaleza.

Comunidad Proyecto Porce III.


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Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

Dictamen de los Auditores Independientes

23

24

Certificación del Representante Legal y del Contador de la Empresa

27

Nota Diciembre 2009

Diciembre 2008

ACTIVO

CORRIENTE 2,278,891 1,363,141Efectivo 13 161,662 280,626Inversiones Transitorias 14 1,273,502 398,946

Deudores - Servicios públicos 843,983 725,982Provisión Deudores Servicios públicos (254,084) (233,796)

Deudores - Servicios públicos, neto 15 589,899 492,186

Otros deudores 16 199,428 134,954Inventarios 17 54,400 56,429

NO CORRIENTE 21,328,660 17,075,829Inversiones Permanentes 3,592,947 1,659,286Valorizaciones Inversiones 4,405,032 3,567,516

Inversiones permanentes, neto 18 7,997,979 5,226,802

Deudores - servicios públicos 15 197,412 170,921Créditos a vinculados económicos 16 192,717 166,975Otros deudores 16 144,833 178,105

Construcciones en curso 2,671,520 1,803,727Propiedades, planta y equipo 8,340,733 8,312,452Depreciación (3,287,624) (3,232,182)Valorizaciones Propiedades, planta y equipo 4,486,728 3,972,663

Propiedades, planta y equipo, neto 19 12,211,357 10,856,660

Encargos fiduciarios 20 268,618 254,266Diferidos 21 139,478 105,482Intangibles 22 59,337 67,963Otros activos 23 52,160 43,993Valorizaciones otros activos 23 64,769 4,662

TOTAL ACTIVO 23,607,551 18,438,970

CUENTAS DE ORDEN DEUDORAS 38 4,778,633 4,953,176

Las notas a los estados financieros son parte integral de los mismos.

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OSCAR HERRERA RESTREPO CARLOS MARIO TOBÓN OSORIODirector Finanzas Institucionales Subdirector Contaduría

T.P 62449-TAdjunto certificación


Estado de Balance GeneralA 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008Cifras en millones de pesos colombianos

FEDERICO RESTREPO POSADAGerente GeneralAdjunto certificación


Nota Diciembre 2009

Diciembre 2008

PASIVOCORRIENTE 1,281,816 906,302

Operaciones de crédito público 24 82,311 149,050Operaciones manejo de deuda 25 35,839 25,230Obligaciones financieras 26 0 15,562Intereses por pagar 27 79,370 50,925Cuentas por pagar a proveedores 28 316,345 391,999Acreedores 29 471,366 101,606Impuestos por pagar 30 125,724 69,321Obligaciones laborales 31 96,730 57,487Recaudos de terceros 32 74,131 45,122

NO CORRIENTE 4,629,093 2,661,532Operaciones de crédito público 24 3,230,174 1,324,470Operaciones manejo de deuda 25 164,992 154,904Contingencias 33 56,237 38,062Obligación pensional y conmutación pensional 34 711,790 698,864Impuesto diferido 35 428,097 409,387Otros pasivos 36 37,803 35,845

TOTAL PASIVO 5,910,909 3,567,834

PATRIMONIO 37 17,696,642 14,871,136Capital fiscal 67 67Reservas 2,255,249 2,008,787Utilidad de ejercicios anteriores 1,581,736 1,420,989Resultado del ejercicio 1,697,812 1,331,729Superávit por donaciones 89,732 89,732Superávit por valorizaciones 8,956,529 7,544,841Superávit por el método de participación 853,062 212,536Revalorización del patrimonio 2,262,455 2,262,455

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 23,607,551 18,438,970

CUENTAS DE ORDEN ACREEDORAS 38 3,623,973 4,149,676

29

OSCAR HERRERA RESTREPO CARLOS MARIO TOBÓN OSORIODirector Finanzas Institucionales Subdirector Contaduría

T.P 62449-TAdjunto certificación

FEDERICO RESTREPO POSADAGerente GeneralAdjunto certificación


30

Concepto Nota Diciembre 2009

Diciembre 2008

Ingresos operativos 4,368,791 3,821,544Devoluciones, rebajas y descuentos (3,607) (11,334)

INGRESOS NETOS 39 4,365,184 3,810,210

Costos por prestación de servicios 40 (1,910,229) (1,746,095)

UTILIDAD BRUTA EFECTIVA 2,454,955 2,064,115

Gastos de administración 41 (460,655) (379,425)

EBITDA 1,994,300 1,684,690

Depreciaciones 42 (241,128) (233,326)Provisiones 42 (82,172) (44,134)Amortizaciones 42 (32,353) (51,286)

EXCEDENTE OPERACIONAL 1,638,647 1,355,944

INGRESOS NO OPERATIVOSFinancieros 43 192,087 159,245Ajustes por diferencia en cambio 44 67,114 0

Deuda 146,256 0Posición propia y otros (79,142) 0

Utilidad por efecto de subordinadas 45 270,790 251,687Otros ingresos 46 59,063 38,740

TOTAL INGRESOS NO OPERATIVOS 589,054 449,672

GASTOS NO OPERATIVOSCálculo actuarial 47 (71,831) (64,083)Financieros 48 (164,031) (124,092)Ajustes por diferencia en cambio 44 0 (76,974)

Deuda 0 (84,248)Posición propia y otros 0 7,274

Gasto por efecto de subordinadas 49 0 (2,941)Otros gastos 50 (88,328) (18,460)

TOTAL GASTOS NO OPERATIVOS (324,190) (286,550)

EXCEDENTE DEL EJERCICIO ANTES DE IMPUESTOS 1,903,511 1,519,066

Provisión impuesto de renta (205,699) (187,337)

EXCEDENTE DEL EJERCICIO 1,697,812 1,331,729

FEDERICO RESTREPO POSADA OSCAR HERRERA RESTREPO CARLOS MARIO TOBÓN OSORIOGerente General Director Finanzas Institucionales Subdirector ContaduríaAdjunto certificación T.P 62449-T

Adjunto certificación


Estado de Actividad Financiera, Económica, Social y AmbientalPor el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2009 y 2008Cifras en millones de pesos colombianos

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Flujos Nota Diciembre 2009

Diciembre 2008

Saldo inicial disponible 679,572 731,138

Actividades de operaciónExcedentes del período 1,697,812 1,331,729

Partidas no efectivas:Provisión Impuesto de renta 205,699 187,337Depreciación, amortizaciones y provisiones 355,652 328,745Cálculo actuarial 71,831 64,083Gastos financieros 149,064 120,554Método participación filiales (270,790) (248,746)Ingresos y gastos extraordinarios (187,841) 60,117

Efectivo generado en operación 51 2,021,427 1,843,819

Cambios en partidas operacionales:Variación en Deudores (192,460) (14,975)Variación en inventarios 9,167 4,699Variación en cuentas por pagar (10,852) 85,913Variación en recaudos de terceros y otros pasivos 14,054 (16,911)Pago impuesto de Renta (80,488) (57,308)Variación en obligaciones laborales 39,242 2,505

Flujo de efectivo neto en actividades de operación 1,800,090 1,847,742

Actividades de inversiónInversiones en activos e infraestructura (1,116,338) (907,661)Inversión en Filiales y Asociadas (1,099,501) (261,431)Dividendos recibidos Filiales y Asociadas 136,194 127,788Otros movimientos de inversión (117,547) (260,163)

Flujo de efectivo neto en actividades de inversión 52 (2,197,192) (1,301,467)

Actividades de financiaciónDeudaDesembolsos crédito público y tesorería 2,174,941 468,821Servicio de la deuda

Amortizaciones de capital (184,508) (255,225)Pago de intereses (177,659) (136,568)

Total servicio de la deuda 53 (362,167) (391,793)Otras actividades de financiación

Traslados de excedentes al Municipio 54 (587,019) (670,827)Otras obligaciones (73,061) (4,042)

Total otras actividades de financiación (660,080) (674,869)

Flujo de efectivo neto en actividades de financiación 1,152,694 (597,841)

Variación del disponible 755,592 (51,566)

Saldo final del disponible 1,435,164 679,572



Estado de Flujos de EfectivoPor el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2009 y 2008Cifras en millones de pesos colombianos

33



Fuentes y Aplicaciones Nota Diciembre 2009

Diciembre 2008

FUENTESRESULTADO DEL EJERCICIO 1,697,812 1,331,729

Partidas no efectivas:Provisión Impuesto de renta 205,699 187,337Depreciación, amortizaciones y provisiones 355,652 328,745Cálculo actuarial 71,831 64,083Método participación filiales (270,790) (248,746)Ingresos y gastos extraordinarios (35,609) 174,086

CAPITAL DE TRABAJO GENERADO POR LA OPERACIÓN 2,024,595 1,837,234InversionesDisminución por venta de acciones FEN y liquidación EPIE 0 13,249Dividendos recibidos 136,194 127,788

Total inversiones 136,194 141,037Propiedad planta y equipoRetiros propiedad planta y equipo 1,943 23,395

Total Propiedad planta y equipo 1,943 23,395DeudaAumento desembolsos deuda pública y créditos de tesorería 2,174,941 468,821

Otras fuentesDisminución Deudores 0 10,689Disminución abonos a capital filiales 47,000 0Disminución Otros deudores 48,227 56,502Aumento otros pasivos largo plazo 35,853 39,324

Total Otras fuentes 131,080 106,515TOTAL FUENTES 55 4,468,753 2,577,002APLICACIONES

InversionesIncremento capitalizaciones en filiales y asociadas 1,099,501 261,431

Total inversiones 1,099,501 261,431Propiedad planta y equipoIncremento construcciones en curso, Prop. planta y equipos 1,119,505 865,877

Total Propiedad planta y equipo 1,119,505 865,877DeudaDisminución Servicio a la Deuda 362,167 391,792

Total deuda 362,167 391,792Otras aplicacionesIncremento Deudores Servicios públicos largo plazo 0 40,628Incremento Deudores largo plazo 67,189 0Incremento Prestamos filiales 72,742 166,975Incremento Otros activos 48,980 119,968Disminución pago Jubilaciones y Redención de Bonos 48,419 42,322Excedentes Municipio Medellín 2009 587,019 520,827Excedentes extraordinarios por pagar 337,500 0Otras Variaciones patrimoniales 185,495 129,703

Total Otras aplicaciones 1,347,344 1,020,423

TOTAL APLICACIONES 56 3,928,517 2,539,523

AUMENTO EN CAPITAL DE TRABAJO 540,236 37,479



Estado de Cambios en la Situación FinancieraPor el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2009 y 2008Cifras en millones de pesos colombianos

34

(*) Incluye los ajustes por inflación generados hasta 2000

Total EPM2009 2008

Capital de Trabajo Margen de seguridad para cumplir con las obligaciones a corto plazo

997,074 456,839Activo Corriente - Pasivo Corriente

Liquidez Capacidad de pago de las deudas a corto plazo

1.78 1.50Activo Corriente/Pasivo Corriente

Endeudamiento (*) Porcentaje de la empresa que corresponde a los acreedores

25.04% 19.35%Pasivo Total/Activo Total

Propiedad (*) Porcentaje de la empresa que pertenece a los dueños

74.96% 80.65%

Activo Fijo al Activo Total sin cuentas valuativas (*)

Porcentaje de propiedades, planta y equipo con respecto al total de activos sin considerar provisiones y valorizaciones

32.81% 37.37%Propiedad, Planta y Equipo/Activo Total

Activo Fijo al Activo Total con cuentas valuativas (*)

Porcentaje de propiedades, planta y equipo con respecto al total de activos considerando provisiones y valorizaciones

52.00% 58.90%Propiedad, Planta y Equipo/Activo Total

Rentabilidad del Activo Operacional sin cuentas valuativas (*)

Rendimiento del activo en operación. Eficiencia en la operación sin considerar provisiones y valorizaciones

33.23% 26.85%Excedente Operacional/Promedio Propiedad, Planta y Equipo en Operación

Rentabilidad del Activo Operacional con cuentas valuativas (*)

Rendimiento del activo en operación. Eficiencia en la operación considerando provisiones y valorizaciones

17.77% 16.53%Excedente Operacional/Promedio Propiedad, Planta y Equipo en Operación

Rentabilidad del Patrimonio (*) Retribución por asumir el riesgo de la propiedad de la empresa

10.43% 9.79%Excedente del Ejercicio/Patrimonio Promedio

EBITDAExcedente operacional efectivo 1,994,300 1,684,688Excedente operacional - Partidas no efectivas

Margen EBITDA Contribución de los ingresos en el excedente operacional efectivo

45.69% 44.22%EBITDA/Ingresos de Operación

Margen Operacional Eficiencia de acuerdo con el nivel de ingresos

37.54% 35.59%Resultado Operacional/Ingresos de Operación

Margen de Utilidad NetaContribución de los ingresos de operación en el resultado del ejercicio

38.89% 34.95%Excedentes del Ejercicio/Ingresos de Operación


Indicadores

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Notas a los Estados FinancierosAl 31 de diciembre de 2009 y 2008Cifras en millones de pesos colombianos

Notas de caráctergeneral

Nota 1Naturaleza jurídica, función social y actividades que desarrollaEmpresas Públicas de Medellín E.S.P. (en adelante “EPM” o la “Compañía”), es la matriz de un grupo empresarial que, con las filiales que la integran, tiene presencia en el territorio nacional de Co-lombia y en el exterior, a través de la filial HET.

EPM es una entidad descentralizada del Orden Municipal, creada en Colombia mediante Acuer-do No.58 del 6 de agosto de 1955 del Consejo Administrativo de Medellín, como un Estable-cimiento Público Autónomo. Se transformó en empresa industrial y comercial del Estado del Orden Municipal, por Acuerdo No.069 del 10 de diciembre de 1997 expedido por el Concejo de Medellín. En razón de su naturaleza jurídica, EPM está dotada de autonomía administrativa, financiera y patrimonio propio, de acuerdo con el artículo 85 de la Ley 489 de 1998.

Es una entidad pública del Orden Municipal, y todo el capital con el que se constituyó y funciona, al igual que su patrimonio, es de naturaleza pú-blica, siendo su único propietario el Municipio de Medellín. Su domicilio principal está en la carrera 58 No. 42-125 de la ciudad de Medellín, Colombia. No tiene establecido un término de duración.

El objeto social de EPM es la prestación de los servicios públicos domiciliarios de acueducto, alcantarillado, energía, distribución de gas com-bustible, telefonía fija pública básica conmutada y telefonía local móvil en el sector rural, y demás servicios de telecomunicaciones. Puede también prestar el servicio público domiciliario de aseo, así como las actividades complementarias propias de todos y cada uno de estos servicios públicos y el tratamiento y aprovechamiento de las basuras.

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Los servicios de telecomunicaciones se prestan a través de la filial EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P., que se creó mediante el Acuerdo 45 de 2005, bajo la figura jurídica de empresa por acciones de servicios públicos oficial, descentralizada del Orden Municipal, con capital 100% público, en términos del Artículo 14.5 de la Ley 142 de 1994.

Para el cumplimiento del objeto social, sin me-noscabar la propiedad de sus activos, EPM podrá desarrollar todo tipo de contratos, asociarse o formar consorcios con otras personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras. El fin es lograr la universalidad, calidad y eficacia en la presta-ción de los servicios domiciliarios que ofrece a sus usuarios, en procura siempre del bienestar gene-ral y del mejoramiento de la calidad de vida en la población, ciñéndose a criterios técnicos precisos, con rigor jurídico y financiero, bajo los principios de solidaridad y redistribución del ingreso.

También podrá:

Realizar alianzas estratégicas, asociaciones a •riesgo compartido y suscribir cualquier tipo de convenios o contratos de colaboración em-presarial, siempre y cuando le permitan cum-plir con su objeto social.

Participar en actividades para el fomento de •la innovación, la investigación científica y el desarrollo tecnológico en los campos relacio-nados con los servicios públicos que constitu-yen su objeto social.

Suscribir convenios para ofrecer o recibir co-•operación técnica, de conformidad con las normas vigentes sobre la materia.

En general, realizar actividades enmarcadas •en su objeto social o que se consideren nece-sarias para el cumplimiento de sus fines.

Según los estatutos, Acuerdo Municipal No.12 de 1998, artículo 4º, referido al patrimonio en el Ca-pítulo II, EPM deberá: “Mantener una separación en su contabilidad de ingresos, costos y gastos asociados a cada uno de los servicios públicos domiciliarios que preste y garantizar la destina-ción específica de los fondos procedentes de los empréstitos”.

EPM presta servicios públicos domiciliarios di-rectamente por medio de los dos Grupos Estra-tégicos de Negocios que la conforman:

Grupo Estratégico de Negocios de Agua: Integrado por los negocios de:

Acueducto •Aguas residuales•

Los servicios públicos domiciliarios de acueduc-to y aguas residuales se prestan en las siguien-tes localidades:

1. Servicio de acueducto: atiende la población del área metropolitana del Valle de Aburrá. Comprende los municipios de Barbosa, Girar-dota, Bello, Copacabana, Medellín, Itagüí, En-vigado, La Estrella, Sabaneta y Caldas.

2. Servicio de aguas residuales: cubre toda el área metropolitana del Valle de Aburrá.

Grupo Estratégico de Negocios de Energía:

Está conformado por los siguientes negocios:

Planta de potabilización Manantiales.

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Generación de energía •Transmisión, distribución y comercialización •de energíaGas •

Presta sus servicios en las siguientes localidades:

1. Servicio de Generación Energía: la energía generada por las plantas de EPM se entrega al Sistema Interconectado Nacional y se co-mercializa a través del Mercado de Energía Mayorista mediante la venta de contratos de largo plazo y ventas en la Bolsa de Energía. Los contratos de largo plazo se establecen con di-ferentes agentes comercializadores en varias regiones del país, mientras que la energía en Bolsa se vende a todos los agentes. Adicional-mente, se exporta energía a Ecuador median-te el esquema de Transacciones Internaciona-les de Energía.

2. Serviciodetransmisión,distribuciónycomer-cializacióndeenergía: durante el año 2009 se atendió el mercado regulado de 124 munici-pios, 123 en el Departamento de Antioquia y uno en el Departamento del Chocó, Carmen de Atrato. No se atiende a Murindó y Vigía del Fuerte, municipios de Antioquia, por ser zonas no interconectadas al Sistema de Trans-misión Nacional (STN). En total se atendieron 1,752,651 servicios suscritos.

3. Servicio de gas: el programa de distribución masiva de gas por medio de la red domicilia-ria atiende los sectores residencial, comercial e industrial en los diez municipios del Valle de Aburrá. Con el programa de Gas Natural Vehi-cular, GNV, EPM atiende a cincuenta estacio-nes de servicio ubicadas en los municipios de Itagüí, Sabaneta, Envigado, Medellín y Bello.

En 2008 se inició el cubrimiento del mercado no residencial de gas natural en los munici-pios de Guarne, Rionegro y Marinilla por me-dio del ramal de Oriente. A diciembre de 2009 se han conectado dieciocho (18) clientes, en-tre PYMES (Pequeñas y Medianas Empresas) y Grandes Industrias.

La expansión del sistema de gas en los munici-pios del Departamento de Antioquia por fue-ra del Valle de Aburrrá, se acomete mediante el sistema de Gas Natural Comprimido, GNC, con el cual se está prestando el servicio en los municipios de La Ceja (abril 2009), La Unión y El Retiro (agosto 2009). Durante 2010 se co-nectarán los municipios de El Peñol, Guatapé, Yarumal, San Pedro, Santa Rosa y Donmatías. En 2011 se prestará servicio a los municipios de Amagá, Fredonia, Ciudad Bolívar y Andes. Adicionalmente, se está evaluando la presta-ción del servicio en otros municipios de Antio-quia y también fuera de la región.

Nota 2Marco legal y regulatorioLa actividad que realiza EPM, prestación de ser-vicios públicos domiciliarios, está regulada en Colombia. Los aspectos regulatorios más signi-ficativos que le aplican, son:

2.1 Aspectos generalesLa Constitución Política de Colombia de 1991 dis-puso que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que su deber es asegurar la prestación eficiente de los mismos a todos los habitantes del territorio nacional.

Así mismo, establece que corresponde al Pre-sidente de la República señalar, con sujeción a la ley, las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, ejerciendo por medio de la Super-intendencia de Servicios Públicos Domiciliarios el control, la inspección y la vigilancia de las en-tidades que los presten.

En desarrollo de la Constitución Política se emi-tió la Ley 142 de 1994, por medio de la cual se establece el marco de las relaciones entre los

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prestadores de servicios públicos, el Estado y los usuarios. Bajo ella, la iniciativa de prestar y ex-tender los servicios recae sobre el sector priva-do, mientras que el Estado se encarga de regular, controlar y vigilar su prestación. Además, dispo-ne que para cumplir con la función social de la propiedad, pública o privada, las entidades que presten servicios públicos tienen, entre otras, la obligación de asegurar su prestación en forma continua y eficiente, sin abuso de la posición do-minante. Se establecieron tres modelos de régi-men de regulación: la libertad regulada, la liber-tad vigilada y el régimen de libertad.

La Ley 142 determinó quiénes están facultados para prestar servicios públicos. Se incluyen:

1. Las empresas de servicios públicos.

2. Las personas naturales o jurídicas que produz-can para ellas mismas, o como consecuencia o complemento de su actividad principal, los bienes y servicios propios del objeto de em-presas de servicios públicos.

3. Los municipios, cuando asuman en forma di-recta la prestación de estos servicios.

4. Las organizaciones autorizadas para prestar servicios públicos en municipios menores en zonas rurales y en áreas o zonas urbanas es-pecíficas.

5. Las entidades autorizadas para prestar servi-cios públicos durante los períodos de transi-ción de esta ley.

6. Las entidades descentralizadas de cualquier orden territorial o nacional que al momento de expedirse esta ley estén prestando cual-quiera de los servicios públicos y se ajusten a lo establecido en esta norma.

EPM se rige por las Leyes 142 y 143 de 1994, por ser una empresa dedicada a la prestación de servicios públicos domiciliarios. Por lo tanto, de acuerdo con ellas y con la Ley 689 de 2001, el ré-gimen de contratación que la rige es el del dere-cho privado, sin perjuicio de las obligaciones de

cumplir con los principios generales de la fun-ción pública señalados en la Constitución Políti-ca y los demás principios que rigen la prestación de los servicios públicos domiciliarios.

Igualmente, por ser una entidad descentralizada del Orden Municipal, EPM está sujeta al control político del Concejo de Medellín, al control fiscal de la Contraloría de Medellín y al control disci-plinario de la Procuraduría.

2.2 Comisiones de regulaciónEl Decreto 1524 de 1994, delega en las Comisio-nes de Regulación la función presidencial de señalar políticas generales de administración y control de eficiencia en los servicios públicos domiciliarios.

En Colombia las Comisiones de Regulación,tienen la función de regular los monopolios en la pres-tación de los servicios públicos, cuando la com-petencia no sea, de hecho, posible. En los demás casos su función es promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad. Estas entidades son las siguientes:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas•(CREG), organismo técnico adscrito al Minis-terio de Minas y Energía, regula las tarifas de venta de energía y aspectos relacionados con el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista y con la prestación de los servicios de energía eléctrica y gas.

La Comisión de Regulación de Agua Potable•y Saneamiento Básico (CRA), regula las tari-fas de acueducto y alcantarillado, organismo técnico adscrito al Ministerio de Ambiente, Vi-vienda y Desarrollo Territorial.

LaComisióndeRegulacióndeTelecomunica-•ciones (CRT), organismo técnico adscrito al Ministerio de Comunicaciones.

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2.3 Régimen tarifarioEl régimen tarifario aplicable a los servicios pú-blicos domiciliarios está compuesto por reglas relativas a procedimientos, metodologías, fórmu-las, estructuras, estratos, facturación, opciones, valores y, en general, todos los aspectos que de-terminan el cobro de las tarifas. De acuerdo con la Ley de Servicios Públicos dicho régimen está orientado por los criterios de eficiencia económi-ca, neutralidad, solidaridad, redistribución, sufi-ciencia financiera, simplicidad y transparencia.

Los entes prestadores de servicios públicos domi-ciliarios deben ceñirse a las fórmulas que defina periódicamente la respectiva Comisión para fijar sus tarifas. En este sentido, la Comisión Regulado-ra podrá establecer topes máximos y mínimos ta-rifarios de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas; igualmente podrá definir las meto-dologías para la fijación de tarifas, y la convenien-cia de aplicar el régimen de libertad regulada o vigilada según las condiciones del mercado.

Sin perjuicio de otras alternativas que puedan definir las Comisiones de Regulación, los ele-mentos de las fórmulas tarifarias podrán incluir un cargo por unidad de consumo, un cargo fijo

y un cargo por aportes de conexión, cuyo cobro en ningún caso podrá contradecir el principio de la eficiencia, ni trasladar al usuario los costos de una gestión ineficiente o extraer beneficios de posiciones dominantes o de monopolio. Las Co-misiones de Regulación pueden diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas.

Conforme a lo establecido en la ley, las fórmu-las tarifarias tienen una vigencia de cinco años, después de los cuales las Comisiones deben re-visarlas para adecuarlas a la dinámica del sector en particular y a la de la economía en términos generales.

Adicionalmente, el régimen tarifario contempla el criterio de solidaridad y redistribución de in-gresos, mediante el cual los usuarios de estratos bajos son beneficiados con subsidios sobre los consumos básicos o de subsistencia a partir de las contribuciones efectuadas por los usuarios comerciales e industriales, y residenciales de los estratos 5 y 6, así como de los aportes del Go-bierno Nacional y entes territoriales.

2.4 Regulación por sector

2.4.1 Sector de agua potable y saneamiento básico

Las tarifas de los servicios públicos de acueduc-to y saneamiento básico consideran, por una parte, la normatividad regulatoria en materia de fijación de precios, y por otra, la reglamentación para el diseño del esquema de subsidios y con-tribuciones.

Para estos servicios, la Comisión de Regulación de Agua Potable y Saneamiento Básico -CRA- adoptó el régimen de libertad regulada, por me-dio del cual los precios son fijados por la entidad tarifaria local, de conformidad con la metodolo-gía definida en la Resolución CRA 287 de 2004 y sus normas complementarias. Para el caso de los prestadores diferentes al municipio, la entidad tarifaria local corresponde a la junta directiva de la empresa prestadora.

Planta de potabilización Manantiales.

41

Los costos de referencia adoptados por Empre-sas Públicas de Medellín E.S.P. fueron aprobados mediante el Decreto 211 de diciembre de 2005 y modificados mediante el Decreto 232 de junio 5 de 2007. Para cada servicio la fijación de precios incluye los siguientes componentes:

2.4.1.1 Servicio de acueducto:

La tarifa de este servicio incluye un cargo fijo y un cargo por consumo.

El cargo fijo representa los costos en que incurre EPM para garantizar la disponibilidad perma-nente del servicio. En este cargo se incluyen los costos contables asociados a la actividad admi-nistrativa de la prestación del servicio, afectados por el puntaje de eficiencia comparativa calcula-do a partir de la técnica DEA (Análisis Envolvente de Datos, por sus siglas en inglés).

El cargo por consumo refleja los costos contables de operación y mantenimiento del sistema, así como los costos de inversión, reposición, reha-bilitación y el reconocimiento de la infraestruc-tura al momento del cálculo. Así mismo, el cargo por consumo considera el costo medio de tasas ambientales, a la cual están sujetas las empre-sas de acueducto por parte de las autoridades ambientales. Estas tasas reflejan la obligación derivada del uso del recurso, y se reglamenta por parte del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial.

2.4.1.2 Servicio de saneamiento básico:

Al igual que en acueducto, en el servicio de sa-neamiento se aplica un cargo fijo y un cargo por vertimiento. El cargo fijo representa los costos en que incurren las empresas para garantizar la disponibilidad permanente del servicio; en este cargo se incluyen los costos contables aso-ciados a la actividad administrativa de la pres-tación del servicio, afectados por el puntaje de eficiencia comparativa calculado a partir de la técnica DEA.

El cargo por consumo refleja los costos contables de operación y mantenimiento del sistema, así como los costos de inversión, reposición, rehabi-

litación y el reconocimiento de la infraestructura al momento del cálculo. Así mismo, en el cargo por consumo se incluye el costo medio de tasas ambientales que refleja la obligación a la que están sujetas las empresas de alcantarillado por parte de las autoridades ambientales por con-cepto de tasas retributivas, en función del verti-miento de los usuarios a las fuentes receptoras.

2.4.1.3 Subsidios y contribuciones:

El modelo solidario para el sector de agua pota-ble y saneamiento básico, se fundamenta en un esquema de subsidios cruzados a la demanda definido a nivel municipal. De acuerdo con las normas legales, los subsidios no excederán en ningún caso el valor de los consumos básicos de subsistencia y no serán superiores al 15% del cos-to medio del suministro para el estrato 3, al 40% del costo medio del suministro para el estrato 2, ni superior al 70% de éste para el estrato 1. No obstante, también es posible definir subsidios a la oferta, en cuyo caso los beneficiarios son todos los usuarios del servicio a través de la reducción en los costos de inversión reconocidos vía tarifa.

Los balances entre contribuciones y subsidios se calculan de conformidad con los decretos 1013 de 2005 y 057 de 2006 que establecen, por un lado, la metodología de equilibrio entre los apor-tes de las diferentes fuentes y los subsidios de los estratos 1, 2 y 3, y por otro lado la conforma-ción de una bolsa común de contribuciones para los municipios operados por un mismo presta-dor. Las contribuciones comunes para los mu-nicipios corresponden a las mínimas definidas por la norma citada y, una vez agrupadas, deben ser distribuidas a los municipios principalmente en función de los subsidios entregados en cada uno. Las contribuciones por encima de los míni-mos establecidos no forman parte de la bolsa y son dirigidas directamente al cubrimiento de los subsidios del municipio en el que se generan.

2.4.2 Sector eléctrico

2.4.2.1 Generalidades:

Las Leyes 142 y 143 de 1994 establecen el régimen del servicio de energía eléctrica en Colombia. La Ley 143 de 1994 lo segmentó en cuatro activida-

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des: Generación, Transmisión (STN), Distribución (STR, SDL) y Comercialización.

Estas actividades pueden ser desarrolladas por empresas independientes.

Un generador constituido a partir de la vigencia de la Ley 143 de 1994, no puede ser ni transporta-dor ni distribuidor. Un transportador constituido a partir de la vigencia de la Ley 143 de 1994, sólo puede desarrollar la actividad de transmisión de energía.

El marco legal tiene por objeto abastecer la de-manda de electricidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, y propender por una operación eficiente, segura y confiable del sector.

Con fundamento en estas leyes, la CREG diseña, reglamenta e implementa el marco institucio-nal y regulatorio del sector eléctrico colombiano mediante resoluciones particulares para cada una de las actividades de la cadena del servicio de energía eléctrica.

2.4.2.1.1 Actividades del sector eléctrico:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, mediante distintas resoluciones y con fundamento en las leyes 142 y 143 de 1994, esta-bleció las siguientes definiciones generales para cada una de tales actividades:

Generación: actividad consistente en la produc-ción de energía eléctrica mediante una planta hidráulica o una unidad térmica conectada al Sistema Interconectado Nacional, SIN, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o en forma combinada con otra u otras activida-des del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal.

Transmisión: la actividad de transmisión nacio-nal es el transporte de energía en el Sistema de Transmisión Nacional, STN, siendo el STN el sis-tema interconectado de transmisión compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondien-tes equipos de conexión, que operan a tensio-nes iguales o superiores a 220 kV. El Transmisor Nacional (TN) es la persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el STN o ha cons-tituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dicha actividad.

Distribución: actividad consistente en transpor-tar energía eléctrica a través de un conjunto de lí-neas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.

Comercialización: actividad consistente en la com-pra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta a otros agentes del mercado o a los usua-rios finales regulados y no regulados, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o com-binada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal.

La Ley 143 de 1994 prohíbe la integración vertical entre generadores y distribuidores, pero permite que ambos agentes puedan desarrollar la acti-vidad de comercialización. Para la transmisión, definió que las empresas que la desarrollen de-ben tener esta actividad como objeto exclusi-vo. Sin embargo, las empresas que a la fecha de promulgación de la Ley 143 de 1994 se encontra-ban integradas verticalmente, lo podrían seguir siendo siempre y cuando tengan contabilidades separadas para las diferentes actividades.

Casa de máquinas Porce II.

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Mediante las resoluciones 001 de 2006 y sus modi-ficaciones, y 060 de 2007, la CREG estableció los lí-mites de participación de las empresas en cada una de las actividades del sector, definiendo en ellas las metodologías de cálculo de tal participación.

Para la generación estableció una regulación di-ferencial, según la participación del agente en la actividad de generación eléctrica y la concentra-ción del mercado. De este modo permite que en determinadas condiciones de concentración del mercado un agente pueda tener hasta el 30% de participación en esta actividad.

Para la actividad de distribución se levantaron los límites de participación, mientras que para el caso de la comercialización se estableció que ninguna empresa podrá tener, directa o indi-rectamente, una participación superior al 25%, determinada según la metodología de cálculo definida en la Resolución CREG 001 de 2006, modificada por las resoluciones CREG 163 de 2008 y 024 de 2009.

2.4.2.1.2 Mercado de Energía Mayorista -MEM-:

La Ley 143 de 1994 definió el Mercado de Ener-gía Mayorista, MEM, en los siguientes términos: “El mercado de grandes bloques de energía eléc-trica, en el cual generadores y comercializado-res venden y compran energía y potencia en el Sistema Interconectado Nacional, con sujeción al reglamento de operación”. Su funcionamien-to está fundamentado en la existencia de una bolsa de energía, donde se realizan intercambios comerciales, y un operador central del Sistema Interconectado Nacional (SIN), denominado Cen-tro Nacional de Despacho (CND). La Resolución CREG 024 de 1995 reglamentó los aspectos co-merciales del MEM y la Resolución CREG 025 de 1995 los aspectos operativos del SIN.

Las transacciones realizadas entre generadores y comercializadores se efectúan mediante dos mecanismos:

1. Contratosbilaterales. Las compras de energía con destino al mercado regulado que den ori-gen a contratos bilaterales, deben hacerse a

través de mecanismos que estimulen la libre competencia. Las empresas integradas verti-calmente con la actividad de generación sólo pueden auto-comprarse hasta el 60% de la energía con destino a su mercado regulado y deben participar como cualquier otro genera-dor en la convocatoria pública para las com-pras de energía. Para el mercado no regulado las compras de energía se realizan a través de negociaciones directas entre generadores y comercializadores.

2. Bolsa de energía. Es un sistema mediante el cual se vende y compra energía en el corto plazo (hora a hora), basado en un modelo de libre competencia entre oferta y demanda. Los recursos de generación ofrecidos para cubrir la demanda se despachan de menor a mayor precio, siendo el último despachado el que de-fine el costo marginal de las transacciones y fija el precio de bolsa.

2.4.2.2 Actividad de generación energía:

Es una actividad sometida a competencia, por lo tanto los precios se definen en el mercado.

Los agentes generadores efectúan sus transac-ciones de energía en el MEM (normalmente ge-neradores con capacidad instalada igual o supe-rior a 20 MW). Además, forman parte del sistema los siguientes:

1. Plantasmenores: aquellas con capacidad ins-talada inferior a los 20 MW. La reglamenta-ción aplicable a las transacciones comerciales que efectúan estos agentes está contenida en la Resolución CREG-086 de 1996.

2. Autogeneradores: aquella persona natural o jurídica que produce energía eléctrica exclu-sivamente para atender sus propias necesida-des. Usa la red pública sólo para obtener res-paldo del SIN. (Resolución CREG-085 de 1996).

3. Cogeneradores: aquella persona natural o jurí-dica que produce energía utilizando un proceso de Cogeneración (Resolución CREG-085 de 1996, modificada y adicionada por las resoluciones CREG 107 de 1998, y CREG 032 y 039 de 2001).

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Los ingresos de la actividad de generación proce-den fundamentalmente de las ventas de energía a través de contratos bilaterales o de bolsa, del servicio de regulación secundaria de frecuencia (AGC) y del cargo por confiabilidad.

Mediante la Resolución CREG 071 de 2006 se aprobó la metodología vigente para la remune-ración del cargo por confiabilidad a los genera-dores del MEM. Este cargo pretende promover la expansión del parque de generación eléctrico en el país y asegurar que los recursos de generación estén disponibles para abastecer la demanda en situaciones de escasez. Uno de los componentes esenciales de este esquema es la existencia de las Obligaciones de Energía Firme (OEF), que co-rresponde a un compromiso de los generadores de producir energía firme durante condiciones críticas de abastecimiento. Para este propósito, se subasta entre los generadores las OEF que se requieren para cubrir la demanda del siste-ma. El generador al que se le asigna una OEF recibe una remuneración conocida y estable du-rante un plazo determinado, y se compromete a entregar esta energía cuando el precio de bolsa supera un umbral previamente establecido por la CREG y denominado Precio de Escasez. Dicha remuneración la liquida y recauda el ASIC y la pagan los usuarios del Sistema Interconectado Nacional (SIN) a través de las tarifas que cobran los comercializadores.

La implementación de la resolución CREG 71 de 2006 tiene un período de transición desde el 1 de diciembre de 2006 hasta el 30 de noviembre de 2012. Durante este período, tanto el mecanismo de asignación del cargo por confiabilidad como la determinación del precio se administran en forma centralizada. En esta transición el precio es de 13.045 USD/MWh.

Después del 30 de noviembre de 2012, fecha a partir de la cual se inician las vigencias de las obligaciones de energía firme asignadas me-diante la primera subasta que se llevó a cabo el 6 de mayo de 2008, el cargo por confiabilidad tendrá un valor de 13.99 USD/MWh.

2.4.2.3 Actividad de transmisión energía:

2.4.2.3.1 Aspectos generales de la regulación vigente:

Los aspectos más relevantes del marco regulato-rio vigente de esta actividad, están contenidos en las resoluciones CREG 026 de 1999, 061 y 103 de 2000, y 022 de 2001, los cuales se resumen a continuación:

La metodología de remuneración de la actividad de Transmisión Nacional se conoce como de In-greso Regulado (definida principalmente en la resolución CREG 022 de 2001), mediante la cual se establecen los ingresos máximos anuales que remuneran a cada Transmisor Nacional de acuerdo con los activos que efectivamente po-sea en el STN. Para lo anterior, se establecieron unas Unidades Constructivas típicas valoradas a costos de reposición a nuevo, unas vidas úti-les, unos gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) y una tasa de descuento aplicable a los activos.

Estos ingresos se recaudan mediante el cobro de unos cargos por uso del STN, que son pagados por los comercializadores (demanda) del SIN, de-terminados de acuerdo con la metodología es-tablecida en la resolución CREG 103 de 2000, la cual se basa en la fijación de un cargo estampilla nacional, con diferenciación horaria por período de carga, que permite remunerar a los transpor-tadores del STN.

El cobro y el recaudo resultante de la aplicación de los cargos por uso del STN se manejan en for-ma centralizada a través del Liquidador y Admi-nistrador de Cuentas del STN (LAC), que factura y liquida los cargos por uso.

En materia de calidad, los agentes transmisores deben tener en cuenta unos valores máximos de indisponibilidad de los activos de su propie-dad, fijados en la resolución CREG-061 de 2000. El incumplimiento de estos valores conducirá a reducir el ingreso regulado del agente, lo cual se traduce en un menor valor del cargo por uso del STN que debe pagar la demanda del SIN.

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Se anota que en el año 2009 fue aprobada una nueva metodología de remuneración de la acti-vidad de transmisión, establecida en la Regula-ción CREG 011 de 2009. Esta nueva metodología, que incluye remuneración del servicio y normas de calidad, empezará a regir una vez se aprue-ben los inventarios de activos de las empresas transportadoras, lo cual se espera para el primer trimestre de 2010.

2.4.2.3.2 Expansión del STN:

Con respecto a la expansión del STN, la CREG adoptó un conjunto de disposiciones, contenidas principalmente en la resolución CREG 022 de 2001, que buscan introducir elementos de eficiencia en la ejecución del Plan de Expansión del STN.

Este plan lo define la Unidad de Planeación Mi-nero Energética (UPME) y se adjudica mediante procesos de convocatoria pública. En estos pro-cesos compiten los Transmisores Nacionales existentes, así como los potenciales, por la cons-trucción, administración, operación y manteni-miento de los proyectos de expansión del STN. El oferente con el menor valor presente del flujo de ingresos esperado, será el adjudicatario del res-pectivo proyecto.

2.4.2.4 Actividad de distribución:

La Actividad de Distribución es el transporte de energía eléctrica en los Sistemas de Distribución Local (SDL) o de Transmisión Regional (STR). Esta actividad la desarrollan los Operadores de Red (OR), siendo el OR la persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros, aunque la prelación en la expansión del sistema la tiene el OR.

El Sistema de Distribución Local (SDL) es el siste-ma de transporte de energía eléctrica compues-to por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a niveles de tensión menores a 57,5 kV (niveles 1, 2 y 3), dedi-cados a la prestación del servicio en uno o varios mercados de comercialización.

El Sistema de Transmisión Regional (STR) es el sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel mayor o igual a 57,5 kV (nivel 4); para el caso de EPM el nivel de tensión es de 110 kV. Un STR puede per-tenecer a uno o más Operadores de Red.

Dado que la actividad de distribución es mo-nopólica, está completamente regulada. Para el efecto, la CREG define la remuneración a que haya lugar, la cual se revisa cada cinco años de acuerdo con lo estipulado en la ley. La metodolo-gía establecida para la remuneración tiene aso-ciado un esquema de calidad.

Los elementos básicos de la remuneración están contenidos en la Resolución CREG-082 de 2002, por medio de la cual se definió la metodología general para la determinación de los cargos de distribución:

La metodología de remuneración para el nivel •de tensión 4 es de ingreso regulado y para los ni-veles 3, 2 y 1 de precio máximo. En el primer caso le garantizan un ingreso al OR, independiente-mente del comportamiento de la demanda, y en el segundo le garantizan un cargo máximo, pero con el riesgo de la demanda asociado.

Distribución Energía.

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Los cargos de distribución de cada uno de los •niveles de tensión se calculan como el cocien-te entre la anualidad de los activos y los gas-tos AOM anuales (administración, operación y mantenimiento), y la energía transportada. En activos, el regulador define unidades cons-tructivas (cantidad física) y las valora a costos de reposición a nuevo; los gastos de Adminis-tración, Operación y mantenimiento (AOM) se determinan como un porcentaje del valor de los activos que oscila entre el 2% y el 4%, dependiendo del nivel de tensión; el regula-dor también define el valor del WACC, que es la tasa de descuento con la cual se define la anualidad de los activos. La energía transpor-tada considera unas pérdidas eficientes de energía, las cuales también son definidas por el regulador.

Una vez definida la metodología, a cada OR se •le aprueba, en resolución independiente, sus propios cargos de distribución por nivel de tensión.

Para la actividad de distribución, el actual •período regulatorio empezó en el año 2003 y finalizó el 31 de diciembre de 2007. Sin em-bargo, los cargos aplicados en este período continúan vigentes hasta tanto no queden en firme los nuevos, los cuales se aprobaron mediante Resolución CREG 105 de 2009 con fundamento en la metodología aprobada en la Resolución CREG 097 de 2008. Es de anotar que frente a la resolución CREG 105 de 2009 se interpuso recurso de reposición el cual se espera se resuelva en el primer trimestre del año 2010.

Otros aspectos básicos relativos a la regulación de la distribución se destacan a continuación:

2.4.2.4.1 Expansión de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de los Sistemas de Distribución local (SDL):

La regulación establece los criterios para asegu-rar la expansión y los niveles de cobertura de los STR y SDL, los cuales están en la Resolución CREG 070 de 1998.

El Operador de Red (OR) es responsable de elabo-rar y ejecutar el plan de expansión del sistema que opera, de acuerdo con su plan estratégico, plan de acción y plan financiero.

El plan de expansión del OR deberá incluir todos los proyectos que requiera su sistema, conside-rando solicitudes de terceros y que sean viables en el contexto de su plan financiero. Si el OR no ejecuta un proyecto contenido en su plan de ex-pansión, éste podrá desarrollarlo el usuario in-teresado o un tercero, para lo cual se define un esquema de remuneración.

De acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Distribución (Resolución CREG 070 de 1998), la planeación debe desarrollarse con base en ciertos criterios, entre ellos los siguientes: aten-ción de la demanda, adaptabilidad, flexibilidad, viabilidad ambiental, eficiencia económica y ca-lidad y continuidad en el suministro.

2.4.2.4.2 Calidad del servicio de energía eléctrica:

Respecto a la calidad del servicio de energía eléc-trica, se diferencia la calidad de la potencia su-ministrada de la calidad del servicio prestado. La calidad de la potencia se relaciona con las desvia-ciones de los valores especificados para las varia-bles de tensión y la forma de las ondas de ten-sión y corriente, mientras la calidad del servicio prestado se refiere a la confiabilidad del servicio.

Respecto a la calidad del servicio prestado, la regulación estableció los criterios, indicadores y metas para medir esta calidad y determinó las responsabilidades y compensaciones por el no cumplimiento de estas metas (resoluciones CREG-070 de 1998, 096 de 2000 y 084 de 2002).

Existen dos indicadores para medir la calidad del servicio de energía eléctrica prestado a los usua-rios: uno de ellos, llamado indicador DES, mide el tiempo total que el servicio es interrumpido; el otro, llamado indicador FES, mide el número de interrupciones del servicio.

El Operador de Red deberá compensar a los usuarios cuando los indicadores de calidad del servicio prestado al usuario superen los valores

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máximos admisibles, valorando la energía que se deja de suministrar de acuerdo con un proce-dimiento establecido en función del costo esti-mado de la Energía no Servida.

Cabe señalar que la nueva metodología defini-da en la Resolución CREG 097 de 2008 para de-terminar la remuneración de la distribución, las reglas relativas a la expansión del servicio y el esquema de calidad, introduce modificaciones importantes en los tres aspectos. Aunque algu-nos elementos de dicha metodología se empe-zaron a aplicar en los últimos meses de 2009 (noviembre- diciembre), el grueso de la metodo-logía y, por supuesto, los nuevos cargos que se definirán con base en ella, así como el nuevo es-quema de calidad y lo relativo a la expansión del servicio, se empezarán a aplicar en el año 2010. El nuevo esquema de calidad define un sistema de incentivos complementándolo con compen-saciones a los usuarios peor servidos.

Para el esquema de incentivos se define una meta de calidad calculada con base en la calidad promedio para cada sistema de distribución, la cual oscila dentro de un rango definido con base en la historia de dos años (2006 y 2007), y tri-mestralmente se evalúa su cumplimiento así:

Si el operador de red incumple la meta, es de-•cir, desmejora con respecto a lo esperado, le disminuyen el cargo de distribución (incenti-vo negativo).

Si el operador de red supera la meta, es de-•cir, logra un mejor resultado de lo esperado, le dan un incentivo aumentándole el cargo por uso de distribución en el trimestre siguiente al de la evaluación (incentivo positivo).

Si el operador obtiene un resultado que lo ubi-•que dentro del rango definido previamente (banda de indiferencia) no le afectan su tarifa.

2.4.2.5 Actividad de comercialización:

Esta actividad la pueden desarrollar los gene-radores y distribuidores de energía eléctrica, o de manera independiente. El comercializador es el que intermedia entre el usuario final y todos los demás agentes que hay detrás de la cadena

(generadores, transportadores, distribuidores, administrador del mercado). Por lo tanto, es el encargado de comprar la energía al mercado mayorista y vendérsela a dichos usuarios, para lo cual efectúa adicionalmente las siguientes acti-vidades: facturación, medición, recaudo, gestión cartera y atención clientes, entre otros.

La Ley 143 de 1994 estableció una segmentación del mercado minorista de electricidad en dos ti-pos: mercado regulado y no regulado.

Mercado regulado: mercado de energía eléctri-ca en el que las tarifas operan bajo el régimen de libertad regulada, no son negociables y se determinan mediante fórmulas tarifarias esta-blecidas en resoluciones emitidas por la CREG. En este mercado pueden participan los usua-rios industriales, comerciales y residenciales. De igual forma, se introdujo la competencia y, por lo tanto, los usuarios tienen la libertad de elegir el prestador del servicio. La compra de energía para el mercado regulado debe hacerse a través de convocatorias públicas para garantizar la li-bre concurrencia de agentes.

Mercado no regulado: mercado de energía eléc-trica en el que participan los usuarios con una demanda de potencia igual o superior a 0.1 MW o un consumo mensual mínimo de energía de 55 MWh (Resolución CREG 131 de 1998). Lo abastecen comercializadores y generadores, los cuales nego-cian libremente los precios (componente de com-pra), el periodo y las cantidades de la electricidad.

2.4.2.5.1 Estructura tarifaria:

De acuerdo con la regulación vigente, los comer-cializadores de energía eléctrica pueden cobrar a sus usuarios finales un costo máximo por uni-dad de consumo.

Para el mercado regulado dicho costo se calcu-la de acuerdo con la fórmula tarifaria definida por la CREG. En la actualidad se aplica la fórmula establecida en la Resolución CREG-119 de 2008, que entró en vigencia desde el mes de febrero de 2009.

El costo de prestación del servicio es la sumato-ria de los costos involucrados en cada una de las

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actividades del sector eléctrico: generación (G), transmisión (STN), distribución (SDL), comercia-lización (C), restricciones (R) y pérdidas (P).

Para el mercado no regulado no se aprueba una fórmula tarifaria debido a que opera bajo un ré-gimen de libertad (vigilada), pero se le trasladan los costos de las seis componentes anteriores aunque algunas de ellas se forman de distin-ta manera: el G resulta de la negociación entre usuarios y comercializadores y a su turno entre éstos y los generadores.

Adicionalmente, se aplica un régimen de sub-sidios y contribuciones, en concordancia con el principio de solidaridad y redistribución de in-gresos, que obliga a que a los estratos bajos (1, 2 y 3) se les cobre un valor inferior al costo de prestación del servicio y a los estratos 5 y 6, y a los sectores industrial y comercial se les cobre un valor superior a dicho costo, con el fin de cu-brir los subsidios otorgados a los primeros.

Las disposiciones en materia de subsidios y con-tribuciones se resumen a continuación:

Tarifas para los usuarios de los estratos 1 y 2: •de acuerdo con lo estipulado por la Ley 1117 de 2006, para los consumos de subsistencia (con-sumos inferiores a 131 kWh/mes) las tarifas pueden subir mensualmente como máximo la inflación. Esto implica que cuando el costo de prestación del servicio crece por encima de la inflación, esta diferencia se constituye en un mayor subsidio para los usuarios. El porcenta-je de subsidio tiene un límite del 60% y 50% para los estratos 1 y 2 respectivamente.

Tarifas para los usuarios de estrato 3: recibe •un subsidio equivalente al 15% del costo de prestación del servicio.

Tarifas estratos 5 y 6, industria y comercio: pa-•gan una contribución del 20% sobre el costo de prestación del servicio, con destino a cubrir los subsidios otorgados a los usuarios de los estratos 1, 2 y 3.

La Ley 142 de 1994 estableció la obligatoriedad de crear en el Ministerio de Minas y Energía -MME- un Fondo de Solidaridad para Subsidios

y Redistribución de Ingresos –FSSRI-. Este fon-do se financia con recursos provenientes de los superávit que las empresas comercializadoras presenten, una vez efectúen el cruce entre sub-sidios y contribuciones en sus propios mercados. Adicionalmente, si los recursos provenientes de los superávit de las empresas no alcanzan para cubrir el monto total de subsidios aplicados, el Gobierno Nacional cubre el faltante, con cargo a su presupuesto. En caso contrario, las empresas de servicios públicos pueden tomar las medidas necesarias para que los usuarios cubran la tota-lidad del costo de prestación.

2.4.3 Sector de gas natural

2.4.3.1 Generalidades:

La Ley 142 de 1994 definió el marco legal para la prestación de los servicios públicos domicilia-rios, ámbito en el cual se define el gas natural como un servicio público y creó la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, como la enti-dad encargada de desarrollar el marco regulato-rio y normativo para las actividades asociadas a este servicio: comercialización desde la produc-ción, transporte, distribución y comercialización a usuario final. No obstante, la normatividad y competencias expresas en el Código de Petróleos y el Contrato de Asociación continúan rigiendo para las actividades de exploración, explotación y producción del gas natural y, por lo tanto, éstas se encuentran por fuera del alcance de la regu-lación de servicios públicos. La regulación de la producción de gas natural la hace el Ministerio de Minas y Energía -MME- y la administración de los recursos de gas la realiza mediante contratos la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-.

A partir de la promulgación de la Ley 142 de 1994, se presentaron cambios importantes en materia institucional y regulatoria que han consolidado el desarrollo de la industria del gas natural en el país. Institucionalmente, Ecopetrol dejó de asumir la responsabilidad de ejecutar el Plan de Masificación de Gas de forma centralizada para dedicarse a la exploración y explotación de hi-drocarburos, se escindieron los activos de trans-porte de gas natural del patrimonio de Ecope-trol y se capitalizaron en la Empresa Colombiana

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de Gas (Ecogas) creada mediante la Ley 401 de 1997, empresa posteriormente convertida en la Transportadora de Gas de Interior S.A., -TGI S.A., y finalmente se logró la incorporación de nue-vas y cuantiosas inversiones en las diferentes actividades de la industria a través de diferentes agentes públicos y privados.

En el mismo sentido, las empresas distribuidoras de gas natural comenzaron a ejercer su actividad bajo el régimen jurídico de esta Ley, sin necesi-dad de la mediación de un contrato de conce-sión con la Nación, excepción aplicable solo a las áreas de servicio exclusivo para distribución de gas natural por red.

2.4.3.2 Actividades del sector:

Con fundamento en la Ley 142 de 1994, la Co-misión de Regulación de Energía y Gas, CREG, definió el marco regulatorio del servicio de gas natural mediante la Resolución 57 de 1996 y es-tableció las siguientes actividades para la pres-tación del servicio de gas natural:

2.4.3.2.1 Comercialización desde la producción - suministro de gas natural-:

Esta actividad consiste en el suministro del gas natural proveniente de los diferentes campos de producción ubicados en el territorio nacional.

En Colombia la comercialización desde la pro-ducción de gas natural se maneja bajo dos mo-dalidades: 1) precios máximos para la producción proveniente de los campos de Ballena en La Gua-jira y Opón en Santander, Resolución 119 de 2005, y 2) para la producción de campos existentes o futuros que se incorporen a la oferta nacional, diferentes a los establecidos en esta resolución, los precios se determinarán libremente, sin suje-ción a topes máximos, bajo el régimen de liber-tad vigilada que consagra la Ley 142 de 1994.

Los contratos de suministro se rigen bajo dife-rentes modalidades contractuales como: Take or pay (Pague lo contratado), OCG (Opciones de Compra de Gas) y Contratos con firmeza condi-cionada. El mercado de suministro de gas natural

es un mercado bilateral que se caracteriza por la negociación directa entre las partes y el cierre de las transacciones de manera autónoma.

No obstante, para garantizar el abastecimiento de gas natural en el largo plazo, Decretos 2687 y 4670 de 2008, el MME ha privilegiado la deman-da interna sobre la demanda de exportación, ha establecido los mecanismos de información y asignación sobre la disponibilidad de la oferta de gas natural y ha fijado los criterios para que los productores puedan disponer de las reservas para el intercambio comercial internacional.

Con base en lo anterior, los Productores - Comer-cializadores de los campos con precios máximos regulados deben ofrecer el gas al mercado regu-lado de acuerdo con un procedimiento que prio-riza los contratos en firme para la atención de usuarios residenciales y pequeños usuarios co-merciales y luego los de los usuarios industriales regulados. Las cantidades disponibles restantes, es decir después de atender el Mercado Regu-lado -MR-, provenientes de campos con precio regulado, deben ofrecerse a los demás agentes para atender el Mercado no Regulado -MNR-.

Por su parte la CREG, en cumplimiento de los li-neamientos de política fijados por el Ministerio de Minas y Energía, con relación a la definición de procedimientos de comercialización desde la producción, promulgó la Resolución CREG 095 de 2008.

Red de gas.

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El gas propiedad del Estado se destina priorita-riamente a la atención de la demanda interna residencial y comercial.

Para efectos de suministro del gas natural se considera usuario no regulado aquel cuyo con-sumo sea superior a 85.000 m3/mes, según la Resolución 07 de 2000.

2.4.3.2.2 Transporte de gas natural:

Esta actividad consiste en la conducción del gas natural en tuberías de acero a alta presión, las cuales conforman el Sistema Nacional de Trans-porte -SNT-, desde los campos de producción de gas natural hasta la entrada a las grandes ciuda-des (puerta de ciudad) y hasta grandes consumi-dores -termoeléctricas y gran industria-.

La actividad se considera un monopolio natural regulado en precio, calidad y acceso. La remune-ración del servicio de transporte para el Sistema Nacional de Transporte se basa en un esquema de cargos de paso o por distancia, determinados como la suma de los cargos correspondientes a cada tramo de gasoducto comprendido entre el punto de entrada de gas al Sistema Nacio-nal de Transporte hasta el punto de salida de gas de cada agente comprador del servicio de transporte de gas -remitente-. Su remuneración y estructura de cargos están establecidas en la Resolución 01 de 2000 que actualmente está en proceso de revisión, a través del proyecto de Re-solución CREG 022 de 2009.

Esta metodología de remuneración y la estructu-ra de cargos vigentes tienen como objetivo faci-litar la competencia entre productores, facilitar la penetración de gas y asignar eficientemente los costos del sistema de transporte.

El esquema de cargos por distancia refleja los costos medios de cada componente del siste-ma y preserva las señales de localización, para lo cual se tienen en cuenta los costos eficientes de inversión y AOM del gasoducto y los volúme-nes transportados por él. Asimismo, para cada empresa en particular se utiliza como tasa de retorno el valor ponderado entre su costo de ca-pital histórico y el costo de capital corriente, de acuerdo con la proporción entre la base de acti-

vos existentes y las nuevas inversiones previstas durante el período tarifario (Resolución CREG-007 de 2001).

Los contratos de transporte de gas natural, al igual que los de suministro, se rigen bajo dife-rentes modalidades contractuales como: contra-tos firmes (take or pay - pague lo contratado), interrumpibles y ocasionales. El mercado de transporte de gas natural es un mercado bilate-ral que se caracteriza por la negociación directa entre las partes -transportador y remitente- y el cierre de las transacciones de manera autóno-ma. La negociación de los cargos de transporte puede hacerse bajo tres modalidades: mutuo acuerdo entre las partes, aproximación ordinal y negociación libre.

Las condiciones de acceso a la red de transpor-te, así como las especificaciones de calidad y de presión para entrega del gas natural, deben cumplir con las condiciones que están estableci-das en el Reglamento Único de Transporte (RUT), Resolución 71 de 1999.

Los cargos de transporte aplicados para trans-portar el gas hasta el Valle de Aburrá están es-tablecidos en las resoluciones CREG 015 de 2001 para el gasoducto de Transmetano y 125 de 2003 para los gasoductos de TGI S.A.

A diferencia del sector eléctrico, donde existe un régimen de transportador común, la obligación de un transportador de efectuar la expansión y un proceso de planeación centralizada de la expansión, la modalidad de transporte de gas natural es la de transportador por contrato, en el cual los diferentes servicios de transporte, así como la expansión de la infraestructura, depen-de de los términos y condiciones que se pacten en los contratos respectivos.

2.4.3.2.3 Distribución y comercialización de gas natural:

Esta actividad consiste en la conducción del gas desde la puerta de ciudad hasta el usuario final, a través de tuberías de media y baja presión, que en su gran mayoría son de polietileno.

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En Colombia la distribución de gas natural está regulada según la modalidad de prestación del servicio: áreas de servicio exclusivo -menor pre-cio obtenido- y áreas de servicio no exclusivo -fór-mulas tarifarias-, ésta última aplicable a EPM.

Los criterios generales para la contratación de zonas de servicio exclusivo en distribución de gas natural están establecidos en la resoluciones CREG 014 de 1995 y 057 de 1996 y corresponden a una modalidad de concesión que estableció la Ley de Servicios Públicos, que se otorga por vía licitatoria. En la actualidad la CREG, mediante el proyecto de Resolución CREG 046 de 2009, está revisando los criterios que permiten justificar la conformación de áreas de servicio exclusivo, atendiendo los mandatos de ley expresos en las leyes 142 de 1994 y 1151 de 2007

Para las áreas de servicio no exclusivo, como es el caso de EPM, la CREG estableció la metodolo-gía para remunerar la distribución y comercia-lización de gas natural y las fórmulas tarifarias en la Resolución CREG 11 de 2003, la cual será objeto de revisión a partir de los lineamientos generales establecidos en la Resolución CREG 136 de 2008.

La actividad de distribución de gas natural se considera un monopolio natural regulado en precio, calidad y acceso. La metodología de re-muneración corresponde a un esquema de in-centivos con una regulación de costo medio de mediano plazo que considera: inversión base, expansión proyectada a 5 años, gastos AOM y demanda asociada. Se reconoce una tasa de cos-to del capital invertido – WACC.

El cargo promedio de distribución -Dm- se trans-fiere al mercado mediante una metodología de Canasta de Tarifas, aplicada con base en seis (6) rangos de consumo, que tiene un precio techo igual al 110% y un cargo piso igual al costo me-dio de la red de media presión.

Los cargos de distribución y comercialización aprobados a EPM para su mercado relevante, conformado por los 10 municipios ubicados en el Valle de Aburrá, tienen una vigencia de cinco (5) años, de 2005 a 2009, y están establecidos en la Resolución CREG 87 de 2004.

El cargo de comercialización -Co- es un valor en pe-sos por factura ($/factura) que remunera los cos-tos de medición, facturación, recaudo, servicio al cliente, etc. Para su definición se tienen en cuenta los costos asociados a los gastos AOM y deprecia-ción de activos asociados a la actividad, afectados por un factor de eficiencia -DEA- y un Margen de Comercialización del 1.67% sobre el ingreso anual del comercializador en el Mercado Regulado.

Los derechos y responsabilidades que se deben cumplir entre los distribuidores, comercializa-dores y usuarios, las condiciones de libre acceso a la red de distribución y la seguridad y calidad mínima del servicio de distribución, están es-tablecidos en el Código de Distribución de Gas Combustible por redes promulgado mediante Resolución CREG 067 de 1995.

2.4.3.3 Estructura tarifaria:

Las empresas Distribuidoras-Comercializadoras que atienden el servicio de gas natural en áreas de servicio no exclusivas aplican para el merca-do regulado la fórmula tarifaria definida por la CREG y establecida en la Resolución 11 de 2003, para un período tarifario de cinco (5) años. Esta fórmula tarifaria permite a las empresas trasla-dar mensualmente el costo promedio máximo unitario para compras y transporte de gas natu-ral, G y T, además de los costos de distribución y comercialización, D y C, del mismo.

Para el mercado no regulado no se aprueba una fórmula tarifaria debido a que opera bajo un ré-gimen de libertad vigilada. No obstante, de igual forma se le trasladan los costos de las compo-nentes reguladas de transporte y distribución, y las variables de compra y comercialización de gas de acuerdo con los precios resultantes de la negociación entre usuarios y comercializadores.

2.4.3.4 Régimen de subsidios y contribuciones:

De acuerdo con el marco legal vigente, en Co-lombia aplica un régimen de subsidios y contri-buciones en concordancia con el principio de so-lidaridad y redistribución del ingreso, que obliga a que a los usuarios de los estratos bajos 1 y 2 se les otorgue unos subsidios al costo de pres-

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tación del servicio, y a los estratos 5 y 6, sectores industrial y comercial se les cobre una contribu-ción sobre el valor de dicho costo, con el fin de cubrir los subsidios otorgados a los primeros. En la actualidad los estratos 3 y 4 no reciben subsi-dios ni se les cobra contribución.

Las disposiciones en materia de subsidios y con-tribuciones se resumen en:

Las tarifas para los usuarios de los estratos 1 y •2, de acuerdo con lo estipulado en el Plan Na-cional de Desarrollo, Ley 1151 de 2007, para los consumos de subsistencia -consumos inferio-res a 20 m3/mes- no pueden tener incremen-tos mensuales superiores a la inflación. Esto implica que cuando el costo de prestación del servicio crece por encima de la inflación, esta diferencia se constituye en un mayor subsidio para los usuarios. La Ley definió el porcentaje máximo de subsidio otorgable para los estra-tos 1 y 2 en 60% y 50%, respectivamente.

Es importante resaltar que los usuarios de gas •combustible pertenecientes a los estratos 3 y 4, no son sujetos de subsidio, a la vez que que-dan exentos por ley del pago de contribución.

Los estratos 5 y 6 contribuyen con un 20% so-•bre el valor del servicio.

La industria contribuye con un 8.9% sobre el •valor del servicio con excepción de la genera-

ción de electricidad a base de gas, la industria petroquímica y de Gas Natural Comprimido (GNC) vehicular, cuya contribución es de 0%.

La Ley 142 de 1994 estableció la obligatoriedad •de crear en el Ministerio de Minas y Energía, MME, un Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, FSSRI. Este Fondo se financia con recursos provenientes de los superávit que las empresas comercializado-ras presenten, una vez efectúen el cruce en-tre subsidios y contribuciones en sus propios mercados. Si los recursos del Fondo son insu-ficientes para cubrir el monto total de subsi-dios aplicados por las empresas, inicialmente el Gobierno Nacional cubre el déficit median-te traslados presupuestales a la cuanta del Ministerio destinada para tal fin. En caso tal de que esto no sea posible, las Empresas de Servicios Públicos pueden tomar las medidas necesarias para que los usuarios cubran la to-talidad del costo de prestación.

2.4.3.5 Integración del sector de energía:

Mediante la Resolución 57 de 1996 se fijaron las normas de participación en el sector de gas na-tural que ponen límites a los agentes del sector. Las empresas cuyo objeto sea vender, comerciali-zar o distribuir gas natural, no podrán ser trans-portadoras ni tener interés económico en una empresa de transporte del mismo producto.

Para los propósitos aquí descritos hay interés económico de una empresa de transporte en otra empresa cuyo objeto sea la producción, enajenación, comercialización o distribución del mismo producto, en los siguientes casos:

Cuando estas empresas, sus matrices, sus su-•bordinadas o sus vinculadas sean parte de un contrato para compartir utilidades o reducir costos, o en cualquier contrato de riesgo com-partido con empresas productoras, comercia-lizadoras o distribuidoras de gas natural.

Cuando la empresa productora tenga más del •25% del capital social en la empresa transpor-tadora y 30% del capital social en una empre-sa de distribución.

Integración de mercados regionales.

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Cuando la empresa transportadora tenga •más del 25% del capital social en una empresa comercializadora, distribuidora o gran consu-midora de gas natural.

La empresa transportadora no podrá partici-•par en la actividad de comercialización de gas natural, salvo cuando poseen participación accionaria en una distribuidora comercializa-dora de gas natural.

Adicionalmente, en modificación introducida •en la Resolución 112 de 2007, se levantó el lími-te de participación -de la distribución y comer-cialización minorista integración horizontal-, lo cual permite a un agente distribuidor parti-cipar hasta en el 100% de estas actividades.

2.4.3.6 Calidad del servicio de gas natural:

La calidad en el sector de gas natural se evalúa en dos perspectivas: la primera, que mide y eva-lúa la calidad de la prestación del servicio para lo cual se especifican el tiempo máximo de la duración equivalente de interrupción del servi-cio a los usuarios (DES) y el tiempo de respuesta de servicio técnico (IRST) en el caso de eventos como escapes de gas, incendio, calidad de la lla-ma e interrupción; y la segunda, que evalúa la calidad del producto gas natural para lo cual se especifican índices de presiones de entrega en líneas individuales (IPLI) y odorización del gas natural (IO).

La CREG en su Resolución 100 de 2003, estable-ció los criterios, indicadores y metas para medir esta calidad y determinó las responsabilidades y compensaciones por el no cumplimiento de es-tas metas.

Nota 3Revisoría fiscalEPM no contempla en su Acto de constitución ni en los estatutos la obligación de tener revisor fis-cal. Como empresa de servicios públicos que tiene

el carácter de industrial y comercial del Estado, no se encuentra enmarcada dentro de las obligadas por el Código de Comercio a tener revisoría fiscal.

Como empresa prestadora de servicios públicos domiciliarios, 100% de propiedad del Municipio de Medellín, EPM es sujeto del control fiscal de acuerdo con la Ley 42 de 1993 y éste lo ejerce la Contraloría General de Medellín.

Nota 4Auditoría externa financieraEl 16 de enero de 2006 la Junta Directiva aprobó un plan de actividades de Gobierno Corporativo que contempló la obligatoriedad de un Auditor Externo y la responsabilidad del Gerente Gene-ral en el manejo de la información financiera.

Mediante un proceso de licitación pública, se contrató a la firma MGI Páez Asociados Ltda., para realizar la auditoría externa financiera y la auditoría a los informes financieros de los pro-yectos que deben ser presentados al BID, BIRF y JBIC de acuerdo con los lineamientos estableci-dos por éstos.

El contrato con la firma de auditoría se realizó a partir del 1 de mayo de 2008 y hasta el 30 de abril de 2009, prorrogándose 1 año más, a partir del 1 de mayo de 2009 hasta el 30 de abril de 2010.

Nota 5Políticas y prácticas contablesEPM cumple con el Régimen de Contabilidad Pública para la preparación y presentación de los estados financieros. El Régimen es el medio de normalización y regulación contable pública establecido por la Contaduría General de la Na-ción, ente público de la República de Colombia. El Régimen de Contabilidad Pública está armo-nizado con normas y prácticas de aceptación a nivel internacional para el sector público. Las

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normas locales contienen elementos internacio-nales aplicables al contexto local y estratégicos para la interacción del sector público en un en-torno globalizado

También le aplica la normatividad de la Super-intendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, un organismo de carácter técnico creado por la Constitución Política para que ejerza el control, la inspección y la vigilancia de las entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios.

Normas vigentes de la Contaduría General de la Nación que rigen en materia contable:

Resolución 354 de 2007: adoptó el Régimen de •Contabilidad Pública, estableció su conforma-ción y definió el ámbito de aplicación.

Resolución 355 de 2007: adoptó el Plan Ge-•neral de Contabilidad Pública, PGCP, que con-tiene la regulación contable pública de tipo general y los fundamentos para reconocer y revelar las transacciones, los hechos y las ope-raciones realizadas.

Resolución 356 de 2007: adoptó el Manual de •Procedimientos del Régimen de Contabilidad Pública integrado por el catálogo general de cuentas, los procedimientos contables y los instructivos contables.

La Resolución 357 del 2008, expedida por la Contaduría General de la Nación, establece el procedimiento de control interno contable y el reporte del informe anual de evaluación de con-trol interno que se debe enviar a la Contaduría General de la Nación.

El sistema unificado de costos y gastos por actividades de EPM se rige por la Resolución 20051300033635 del 28 de diciembre 2005, expe-dida por la Superintendencia de Servicios Públi-cos Domiciliarios. Esta Resolución derogó las re-soluciones SSP 2863 de 1996, 1416 y 1417 de 1997, 4493 de 1999, 4640 de 2000, 000860 y 006572 de 2001, 3064 y 012772 de 2002 y 002842 de 2004.

De acuerdo con la normatividad vigente, EPM adopta sus políticas y procedimientos contables. A continuación se detallan:

Clasificación de activos y pasivos

Los activos y pasivos se clasifican, según el uso al cual se destinan o según su grado de realización, exigibilidad o liquidación, en términos de tiem-pos y valores. Se consideran activos y pasivos co-rrientes los valores realizables o exigibles en un plazo no mayor a un año.

Efectivo y equivalentes de efectivo

Se considera como efectivo o equivalentes de efectivo el dinero en caja y bancos y las inversio-nes de alta liquidez.

Inversiones

Inversiones transitorias. Corresponden a las inversiones que se realizan para optimizar los excedentes de liquidez, es decir, todos aque-llos recursos que de manera inmediata no se destinan al desarrollo de las actividades que constituyen el objeto social de la empresa. La inversión de los excedentes de liquidez se hace bajo los criterios de transparencia, segu-ridad, liquidez y rentabilidad, bajo las directri-ces de un adecuado control y en condiciones de mercado sin ánimo especulativo (Decreto de Gerencia General N°1651 de 2007).

Considerando lo estipulado en el Decreto 1525 de 2008 del Ministerio de Hacienda y Crédi-to Público, modificado por el 2805 de 2009, las inversiones transitorias en EPM pueden constituirse en Títulos de Tesorería TES, Clase ‘B’, tasa fija o indexados a la UVR y en certi-ficados de depósitos a término, depósitos en cuenta corriente, de ahorros o a término en establecimientos bancarios vigilados por la Superintendencia Financiera de Colombia o en entidades con regímenes especiales, con-templadas en la parte décima del Estatuto Orgánico del Sistema Financiero y en carteras colectivas del mercado monetario o abierto sin pacto de permanencia en entidades con la máxima calificación vigente en fortaleza o calidad en la administración de portafolio y cumpla con el régimen de inversión previsto para EPM.

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Los establecimientos bancarios sujetos de inversión de excedentes deben tener califi-cación vigente correspondiente a la máxima categoría para el corto plazo, de acuerdo con las escalas usadas actualmente por las socie-dades calificadoras de Valores BRC Investor Services S.A. (BRC1+) y FITCH RATINGS (F1+), y contar como mínimo con la tercera mejor ca-lificación vigente para el largo plazo utilizada por las respectivas sociedades, AA.

Los excedentes en moneda extranjera pue-den invertirse en gobiernos o instituciones financieras internacionales con calificación mínima de A+ para el largo plazo y A-1+ para el corto plazo, y en sucursales en el exterior de establecimientos bancarios vigilados por la Superintendencia Financiera de Colombia, que cuenten con la máxima calificación vi-gente para largo y corto plazo según la escala utilizada por las sociedades calificadoras de riesgo que califiquen la deuda externa de la Nación.

El portafolio de inversiones transitorias se valora diariamente a precios de mercado, de acuerdo con lo dispuesto por la normatividad vigente. Las tasas de referencia y los márgenes que se utilizan para las diferentes categorías de valores son: para moneda local, los publica-dos por la Bolsa de Valores de Colombia en su página de Información para Valoración, Info-val; y para moneda extranjera, los publicados en Bloomberg.

La compra de inversiones (administración de liquidez renta fija), se registra al costo de compra, que es el mismo valor razonable. Los costos de estas transacciones se reconocen como gastos cuando se incurre en ellos. Con posterioridad a su reconocimiento inicial, se valoran a valor razonable tomando en consi-deración el valor de mercado establecido en la bolsa de valores donde tal título se cotice. Las diferencias que surgen entre cada valoración aumentan o disminuyen su costo, con cargo o abono a las cuentas de resultados de ingresos o egresos financieros, según el caso.

Inversionespermanentes. Las inversiones pa-trimoniales en entidades controladas com-prenden las inversiones realizadas con la in-tención de ejercer control o de tener el control conjunto. Incluye las inversiones patrimoniales en las que EPM ejerce influencia importante.

El control es la facultad que tiene EPM de defi-nir u orientar las políticas financieras y opera-tivas de otra entidad, cuando su participación patrimonial es superior al cincuenta por cien-to (50%), en forma directa o indirecta.

La influencia importante es la facultad que tiene una entidad contable pública, indepen-dientemente de que el porcentaje de parti-cipación en el capital no sea suficiente para tener el control, de intervenir en la definición y orientación de las políticas financieras y operativas de otra entidad, para obtener be-neficios de las actividades de la misma. Esta facultad se fundamenta en la relación entre el inversionista y la entidad asociada.

Las inversiones patrimoniales en entidades no controladas comprenden los títulos participa-tivos clasificados como de baja o mínima bur-satilidad o sin ninguna cotización, los cuales no le permiten a EPM controlar, compartir el control o ejercer influencia importante sobre el ente emisor. Estas inversiones tienen la carac-terística de no estar disponibles para la venta.

Las inversiones patrimoniales en compañías no controladas se actualizan por el método del costo trimestralmente, con base en el valor de realización de la inversión en la entidad.

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Deudores de servicios públicos

Constituye el valor de los derechos a favor de EPM originados en la prestación de los servicios públicos. Dentro de este rubro están: servicio de energía, servicio de acueducto, saneamiento bá-sico, gas combustible, subsidios para los servicios de acueducto y alcantarillado, energía y gas.

Para su reconocimiento deberán cumplirse las siguientes condiciones:

Que el servicio o bien se haya entregado a sa-•tisfacción. Que exista un derecho sobre el cual se pueda •exigir legalmente la transferencia de dinero o su compensación en especie.La existencia de un documento de cobro, con-•venio, fallo judicial u otro documento legal-mente constituido para las partes que sopor-tan la transacción.

Otros deudores

Corresponden básicamente a las cuentas por cobrar, diferentes a los servicios públicos, tales como: vinculados económicos, avances y antici-pos para contratistas y proveedores de bienes y servicios, venta de bienes, préstamos a emplea-dos, financiaciones para la conversión a gas y gasodomésticos, prestación de otros servicios como informáticos, asistencia técnica y arrenda-mientos, entre otros.

Cuentas de difícil cobro

Se consideran deudas de difícil cobro las que tie-nen más de siete (7) meses de vencidas o cuando se envían a cobro jurídico, evento que origina la reclasificación del monto respectivo de cuentas por cobrar corrientes a cuentas de difícil cobro.

Para la protección de cartera se establece una provisión administrativa, con cargo a la cuenta de gastos de provisión para deudores. Cuando las cuentas por cobrar están amparadas en ga-rantías no se provisionan.

El valor de la provisión para cubrir el riesgo de incobrabilidad, se determina en forma general de acuerdo con los siguientes rangos:

Saldos vencidos entre 180 y 360 días: 50% Saldos vencidos mayores a 361 días: 100%

Para los deudores individuales se aplica este mismo criterio, de acuerdo con los estudios par-ticulares sobre la solvencia del deudor. La provi-sión se realiza cuando se conozcan plenamente las dificultades para responder por éstas y para ello se determina si el cliente está en operación normal, está intervenido o en liquidación judi-cial, en reestructuración económica (Ley 550 de 1999, antes del 27 de diciembre de 2006), o en régimen de insolvencia empresarial.

Algunos casos específicos son:

Cuando una empresa inicia un proceso de ré-•gimen de insolvencia empresarial, conforme a la Ley 1116 de 2006, o la interviene la Superin-tendencia de Servicios Públicos con fines de administración, se ajusta la provisión hasta el 50% de la cartera morosa.

Para las deudas de empresas declaradas en •liquidación judicial o intervenidas con fines liquidatorios por la Superintendencia de Ser-vicios Públicos Domiciliarios, se establece una provisión del ciento por ciento (100%) de la cartera morosa.

Cuando hay derechos cuya recuperación no es posible por la vía ejecutiva, jurisdicción coactiva o vía ordinaria, opera el castigo de cartera para reconocer la extinción de la cuenta por cobrar a favor de EPM.

El castigo de cartera no libera a EPM de la res-ponsabilidad de continuar con las gestiones de cobro que sean conducentes.

La práctica para el reconocimiento del castigo de cartera es un cargo a la cuenta de provisión deudores y un abono a la cuenta por cobrar del cliente o a las cuentas de difícil cobro, según corresponda.

El valor de la cuenta por cobrar que se cancele contra la provisión se registra en cuentas de or-den. Ante una eventual recuperación, se dismi-nuye del saldo de la cuenta de orden y se regis-tra un ingreso por recuperación.

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Inventarios

Se clasifican como inventarios los bienes adqui-ridos con la intención de venderlos o de consu-mirlos en el proceso de prestación de servicios públicos.

Los inventarios incluyen mercancías en existen-cia que no requieren transformación, como me-didores de energía, gas y agua y bienes de pro-veeduría. Incluyen materiales como repuestos y accesorios para la prestación de servicios y los bienes en tránsito y en poder de terceros.

Para su valoración se utiliza el método de pro-medio ponderado.

El consumo de materiales y repuestos se registra con abono a la cuenta de inventarios de mate-riales para la prestación de servicios, por el costo promedio con cargo a la cuenta de gastos, costos o inversión respectiva.

Las disminuciones físicas o monetarias, tales como merma, deterioro, obsolescencia o dismi-nución del precio de venta de los inventarios, se tienen en cuenta para el cálculo de la provisión que ampara dichos eventos. El cálculo de la pro-visión se realiza mediante criterios técnicos que permiten determinar su razonabilidad, de acuer-do con la naturaleza del inventario.

Los inventarios, independientemente de que por factores exógenos propios de la economía o por condiciones naturales inherentes a la con-diciones del negocio roten lentamente, conser-van su naturaleza de inventarios. Esta condición de baja rotación le imprime la característica de “bien inmovilizado” en EPM, no obstante conti-núan como inventarios.

Propiedades, planta y equipo

Las propiedades, planta y equipo son los bienes tangibles adquiridos, construidos o en proceso de construcción, con la intención de emplearlos en forma permanente. Se registran inicialmen-te al costo de adquisición, conformado por las erogaciones necesarias para ponerlos en condi-ciones de utilización. El costo de adquisición se incrementa con las adiciones y mejoras.

Las comisiones, costos financieros, intereses y di-ferencia en cambio de los intereses originados en préstamos obtenidos para la financiación de obras en construcción, se capitalizan hasta el momento en que estén en condiciones de operación.

El Decreto No.1678 del 22 de mayo de 2008 de la Gerencia General, fija políticas, lineamientos y reglas de negocio para la administración y ges-tión de los activos fijos y bienes de EPM.

Los bienes muebles en bodega corresponden a los bienes muebles adquiridos a cualquier títu-lo, que tienen la característica de permanentes porque se utilizarán en el futuro en actividades de producción o administración en EPM. No son objeto de depreciación, según se estipula en el párrafo 171 del Plan General de Contabilidad Pú-blica, mientras conserven esta situación.

La contribución de estos activos a la generación del ingreso se reconoce en los resultados del ejercicio, mediante la depreciación o amortiza-ción de su valor histórico ajustado.

La depreciación o amortización se calcula sobre el costo histórico bajo el método de línea recta; en términos generales, con base en las vidas úti-les sugeridas por la Contaduría General de la Na-ción y para algunos activos con base en la vida útil probable determinada por los técnicos de la empresa, la cual se calcula según criterios, tales como: adiciones o mejoras, avances tecnológi-cos, políticas de mantenimiento y reparaciones, obsolescencia, exposición física de los bienes u otros factores.

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Tipo de activo Vida útil en años

Edificaciones

Presas, estaciones repetidoras 50

Edificios, casas, oficinas, almacenes, casetas, campamentos, parqueaderos, garajes, bodegas, instalaciones deportivas 30

Tanques de almacenamiento 20

Plantas, ductos y túneles

Plantas de generación y de tratamiento 50Plantas de conducción 47Subestaciones y estaciones de regulación 25Acueducto y canalización 30Estaciones de bombeo 20

Redes, líneas y cables

Redes de distribución y de aire 25Redes de recolección de aguas 30Líneas y cables de transmisión 40

Maquinaria y equipo

Equipo de construcción, maquinaria industrial, equipo de música, de recreación y deporte 7Herramientas y accesorios 7Equipo para estaciones de bombeo 7Equipo de centros de control, maquinaria , equipo de dragado y equipo de aseo 5

Equipo médico y científico

Equipo de investigación 5Equipo de laboratorio, médico y científico 7

Muebles, enseres y equipos de oficina 7Equipos de comunicación y computación 5Equipo de transporte, tracción y elevación 5Equipos de comedor, cocina, despensa y hotelería 7

Vidas útiles generales por tipo de activo:

Gastos pagados por anticipado

Erogaciones que se pagan con antelación a reE-rogaciones que se pagan con antelación a recibir el bien o el servicio requerido. Se amortizan du-rante el período en que se reciben los servicios o se causen los costos o gastos.

Los gastos correspondientes a seguros se cargan a la cuenta de gastos pagados por anticipado con abono a la cuenta por pagar y se amortizan de acuerdo con la vigencia de las pólizas o cobertura de los servicios. Los más frecuentes son seguros de incendio, rotura de maquinaria, corriente débil y responsabilidad civil.

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Cargos diferidos

Erogaciones por concepto del suministro de bie-nes o prestación de servicios recibidos que, con razonable certeza, generarán beneficios econó-micos y sociales en el futuro.

Los estudios y proyectos se evalúan periódica-mente con el fin de determinar si:

El estudio se terminó y da origen a la cons-•trucción de un activo, para trasladar su valor acumulado al respectivo proyecto u obra en construcción.

El estudio se terminó y no origina el desarrollo •o construcción de un activo, para trasladar el valor acumulado del estudio a los resultados del período.

Se culminó el estudio y aunque no origina el •desarrollo o construcción de un activo, se evi-dencia suficientemente que los resultados obtenidos del mismo permitirán que las ero-gaciones incurridas generen beneficios econó-micos en períodos futuros, caso en el cual se amortiza durante el tiempo en el que efectiva-mente se espera recibir tales beneficios.

La amortización se reconoce durante los períodos en los cuales se espera percibir los beneficios de los costos y gastos incurridos, de acuerdo con los estudios de factibilidad para su recuperación, los períodos estimados de consumo de los bienes o servicios o la vigencia de los respectivos contratos.

Intangibles

Bienes inmateriales que se adquieren o desarro-llan para facilitar, mejorar o tecnificar las opera-ciones, que son susceptibles de valorarse en tér-minos económicos. Periódicamente se analiza su saldo y se reconoce un costo o gasto cuando se determine que de ellos no se obtendrán bene-ficios futuros.

Son intangibles:

El crédito mercantil. Corresponde al monto adicional que se paga en la compra de accio-nes o cuotas partes de interés social, por en-

cima de su valor patrimonial, como reconoci-miento de atributos como el buen nombre, el personal idóneo, la reputación de crédito pri-vilegiado o el control del ente económico. Éste se convierte en una mayor participación en el negocio.

Con el fin de reflejar la realidad económica de la operación y su asociación directa con los beneficios económicos que se espera te-ner de la inversión, el crédito mercantil debe ser amortizado con base en metodologías de reconocido valor técnico, durante el plazo en que, según el estudio técnico realizado para la adquisición, se espera recuperar la inversión. No obstante, el crédito mercantil con vida útil indefinida no es objeto de amortización.

Al cierre de cada período contable, EPM evalúa el crédito mercantil a efectos de verificar si se mantienen las condiciones de generación de beneficios económicos futuros.

Las licencias yel softwareoperativo. Sus pa-gos se cargan a la cuenta de intangibles res-pectiva con abono a la cuenta por pagar. El software y las licencias de carácter adminis-trativo se reconocen como gasto.

Los derechos se amortizan de acuerdo con el tiempo pactado de goce; si es indefinido no se amortiza. El software se amortiza en la medida en que genere los beneficios que se esperaban y las licencias en el mismo período de la vida útil de los equipos a los cuales se asocian.

El software y las licencias operativas se amor-tizan bajo el método de línea recta.

Las servidumbres. Se amortizan de acuerdo con lo estipulado en el acto que les dio origen; es decir, si el contrato es a perpetuidad no se amortizará, si por el contrario su duración es finita, se amortizará al termino de su venci-miento.

Valorizaciones

El valor de los activos poseídos al final del perío-do se reconoce sobre bases técnicas, de acuerdo con la normatividad vigente.

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Propiedades, planta y equipo. Se actualizan al comparar el valor en libros con el costo de reposición o el valor de realización. Éstos se establecen por medio de avalúos técnicos que consideran, entre otros criterios, la ubicación, el estado, la capacidad productiva, la situa-ción de mercado, el grado de negociabilidad, la obsolescencia y el deterioro.

En la selección y aplicación de las metodolo-gías para hacer los avalúos técnicos se tiene en cuenta la relación costo-beneficio para EPM.

La actualización de las propiedades, plantas y equipos se realiza cada tres (3) años.

Inversionesenentidadescontroladas. Las in-versiones patrimoniales en entidades contro-ladas son objeto de ajuste al valor intrínseco, con el fin de reconocer la diferencia entre el precio de adquisición y el valor intrínseco de las acciones, cuotas o partes de interés social, en el momento de la compra. Si como resulta-do de la comparación el valor de la inversión es inferior al valor intrínseco, la diferencia se registra como valorización. Si por el contrario, como resultado de la comparación el valor de la inversión es superior al valor intrínseco, la diferencia se registra como provisión, afectan-do resultados. El ajuste al valor intrínseco se modifica por nuevas adquisiciones.

Inversionesenentidadesnocontroladas. Si el valor intrínseco es superior al costo ajustado, la diferencia se reconoce como valorización afectando el patrimonio como superávit. Si el valor intrínseco es inferior al costo ajustado, se disminuye la valorización constituida, has-ta agotarla, y más allá de ese valor se recono-cen provisiones con cargo a los resultados del ejercicio como otros gastos no operacionales. Los dividendos originados sobre utilidades acumuladas antes de la fecha de compra se reconocen como menor valor de la inversión y los correspondientes a utilidades generadas con posterioridad a la compra se reconocen como ingresos.

Operaciones de crédito público

Corresponden a los actos o contratos que, de con-formidad con las disposiciones legales sobre cré-dito público, tienen por objeto dotar a EPM de re-cursos, bienes o servicios, con plazo para su pago.

El cumplimiento de garantías otorgadas se re-conoce por el valor de los pagos por concepto de capital que llegaran a efectuarse.

Las operaciones de crédito público se clasifican en:

1. Según donde se pacten:

Internas• (operaciones en el territorio nacional)Externas• (operaciones fuera de Colombia)

2. Según el vencimiento:

Corto plazo.• La obligación o parte de ella se vence en el término de un año.Largoplazo.• Su vencimiento es superior a un (1) año.

Incluyen:

Empréstitos. Se reconocen por el valor del des-embolso.

Emisiónycolocacióndebonos,títulosdedeudapública. Se reconocen por su valor nominal.

Créditosdeproveedores. Se reconocen por el va-lor del bien recibido.

Las operaciones de financiamiento con bancacentral. Corresponden a los préstamos que ob-tiene el Gobierno Nacional por parte del Banco de la República. Se reconocen por el valor pacta-do en el contrato.

Los instrumentosderivadosconfinesdecober-tura. Representan el valor de las operaciones fi-nancieras que se pactan con el objeto de gestio-nar el riesgo de los pasivos y pueden efectuarse para comprar o vender activos, como divisas, títulos valores o futuros financieros sobre tasas de cambio, tasas de interés, índices bursátiles o cualquier otro subyacente pactado, los cuales se liquidarán en fecha futura acordada.

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Se reconocen por el valor pactado en el contrato. Si se pactan en monedas diferentes al peso co-lombiano, se reconocen a la Tasa Representativa de Mercado, TRM, de la fecha de la transacción. Mensualmente se reexpresan con la TRM de fin de mes. El mayor o menor valor obtenido como resultado de la reexpresión se reconoce en el pe-riodo en las cuentas de resultados.

Cuentas por pagar

Incluye los derechos de pago a favor de terce-ros originados en la prestación de servicios recibidos o la compra de bienes, uso de activos de propiedad de terceros y demás obligaciones contraídas a favor de terceros. Estas obligacio-nes se reconocen en el momento en que el servi-cio o bien haya sido recibido a satisfacción y de acuerdo con el valor pactado cumpliendo estas condiciones:

El bien o servicio se ha recibido a satisfacción •y se han recibido los riesgos y beneficios del mismo.

Es probable que del pago de dicha obligación •se derive la salida de recursos que llevan in-corporados beneficios futuros

Que el valor puede ser determinado en forma •confiable.

Impuestos, tasas y contribuciones

La estructura fiscal en Colombia, el marco regula-torio y la pluralidad de operaciones que desarrolla EPM, hacen que la empresa sea sujeto pasivo de impuestos, tasas y contribuciones del orden nacio-nal y territorial. La siguiente es una síntesis de los tributos más relevantes para la empresa:

Impuestosobrelarenta• . EPM es contribuyen-te del régimen ordinario del impuesto sobre la renta. En 2009 aplicó la tarifa general del 33% (2008 – 33%).

Impuesto al patrimonio.• La Ley 1111 de 2006 estableció este impuesto, por los años 2007, 2008, 2009 y 2010. El impuesto se liquidó so-bre el patrimonio líquido fiscal a enero 1 de 2007 a la tarifa del 1.2%; se excluye del im-

puesto, entre otros, el valor patrimonial neto de las inversiones en sociedades nacionales.

Preciosdetransferencia.• A partir del año 2004 los contribuyentes del impuesto sobre la ren-ta que celebren operaciones con vinculados económicos o partes relacionadas del exte-rior, deberán cumplir con todas las obligacio-nes inherentes a precios de transferencia de acuerdo con el monto de las operaciones que se realicen con los vinculados económicos. EPM está obligada a presentar la declaración consolidada de precios de transferencia por-que una de sus filiales (EPM Telecomunicacio-nes S.A. E.S.P.) debe cumplir con la obligación de presentar la declaración individual.

Impuestosobre lasventas.• EPM es responsa-ble del régimen común de este impuesto, el cual se genera por la venta de bienes y ser-vicios gravados, así como por los ingresos exentos que obtiene producto de las expor-taciones de servicios. Los servicios de energía, acueducto, alcantarillado y gas domiciliario se encuentran excluidos del impuesto.

Otrosimpuestos.• EPM es contribuyente y agen-te retenedor de los impuestos de timbre nacio-nal, industria y comercio y avisos y tableros.

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Otras obligaciones tributarias

EPM es responsable de los siguientes tributos:

Impuesto predial.• Regulado en la Ley 44 de 1990. Se genera por tener la calidad de propie-tario de bienes inmuebles.

Transferencias Ley 99 de 1993.• Las empresas generadoras de energía hidroeléctrica, cuya potencia nominal instalada total supere los 10.000 kilovatios, transferirán el 6% de las ventas brutas de energía por generación pro-pia, de acuerdo con la tarifa que para ventas en bloque señale la CREG. En el caso de cen-trales térmicas la transferencia será del 4%.

La Resolución CREG 135/96 estableció la Tarifa de Venta en Bloque de Energía Eléctrica, para la liquidación de las transferencias, en $20.93/kWh (fijada en la Resolución CREG-060 de 1995), la cual se incrementará anualmente a partir del 1 de enero de 1997, con un índice equivalente a la meta de inflación prevista por la autoridad competente para cada vigencia.

Contribución FAZNI.• Fondo de apoyo financie-ro para la energización de las zonas no inter-conectadas. Creado según el artículo 81 de la Ley 633 de 2000. Por cada kilovatio-hora des-pachado en la Bolsa de Energía Mayorista, el Administrador de Intercambios Comerciales, ASIC, cobra un peso ($1,00) a los agentes ge-neradores de energía. La Comisión de Regu-lación de Energía y Gas, en Resolución No.102 de diciembre de 2006, hizo ajustes en cumpli-miento del artículo 1 de la Ley 1099 de 2006, la cual prorrogó la vigencia de esta contribución hasta el 31 de diciembre de 2014, actualizán-dose el peso ($1,00) nuevamente a partir del 1 de enero de 2007 con el índice de precios al productor, IPP, calculado por el Banco de la Re-pública.

Contribución FAER.• Fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas rurales in-terconectadas, creado por el artículo 105 de la Ley 788 de 2002 y reglamentado por el Decre-to 3652 de diciembre 17 de 2003. Lo administra el Ministerio de Minas y Energía. Sus recursos se destinan a financiar proyectos de inversión

para la construcción e instalación de nueva infraestructura eléctrica rural.

Contribución PRONE.• Programa de normaliza-ción de redes eléctricas en barrios subnorma-les. Se creó mediante las Leyes 812 de 2003, 1112 de 2006 y 1151 de 2007. El Ministerio de Minas y Energía administra el Fondo, teniendo como sujeto pasivo los usuarios del transporte de energía, el hecho imponible es el transporte de energía, la base gravable es kWh, a una ta-rifa de $1 por kWh hora transportado.

Con los recursos de este programa el Gobierno colombiano tiene como objetivo la legalización de usuarios, la optimización del servicio y la re-ducción de pérdidas no técnicas a través de la instalación o adecuación de las redes de distri-bución, la acometida a la vivienda del usuario y la instalación del contador de energía.

En las condiciones establecidas por la ley EPM es agente de retención de los siguientes impuestos:

Impuesto sobre la renta • Impuesto sobre las ventas• Impuesto de timbre• Impuesto de industria y comercio• Contribución especial de obras públicas • Estampilla de la Universidad de Antioquia •

Obligaciones laborales y de seguridad social

Se ajustan al cierre del ejercicio con base en lo dispuesto por las normas legales y las conven-ciones laborales vigentes. Incluyen lo adeudado por salarios, prestaciones sociales y pensiones de jubilación. El valor más relevante es el de las cesantías.

Pasivos estimados.

Se reconocen cuando se cumplan las siguientes condiciones:

EPM ha obtenido un beneficio del bien o servi-• cio (pero no se ha recibido la factura por parte del proveedor para ser reconocido como real).

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EPM está obligada, acorde con lo estipulado • en la ley, a efectuar pagos o a desprenderse de recursos en un futuro para atender acreen-cias, en una fecha establecida por las partes.

El valor de los recursos a entregar o del pago se • puede estimar razonablemente y muy cerca de su valor real, debido a que existe un acuerdo de precios previo con el proveedor o acreedor.

Principales pasivos estimados:

Provisión para obligaciones fiscales.• Básica-mente se incluye la provisión para el impuesto sobre la renta y complementarios y la provi-sión para el impuesto de industria y comercio.

Prestaciones sociales.• La provisión por este concepto se ajusta al final de cada ejercicio con base en las disposiciones legales y los convenios laborales vigentes.

Contingencias por pagar.• Corresponde a la es-timación realizada mediante procedimientos de reconocido valor técnico, calificada bajo el criterio de los abogados de la Subdirección Jurídica de Procesos y Reclamaciones, a cuyo cargo están los diferentes procesos.

Obligaciones pensionales.• Su cálculo tiene como base jurídica las normas legales vigen-tes sobre pensiones, y para efectos de la eva-luación actuarial se siguieron los parámetros establecidos en el Decreto 2783 de 2001 del Gobierno Nacional. Para las entidades no so-metidas al control y vigilancia de la Superin-tendencia Financiera de Colombia, se contem-pla incrementos futuros de salario y pensiones para cada año.

La tasa de reajuste pensional en el año 2009 fue 6.48% (2008 - 4.8%), de acuerdo con el numeral 1, artículo 1°, del Decreto 2783 mencionado. Los bonos pensionales se actualizaron y capitaliza-ron según el Decreto 1748 del 12 de octubre de 1995. Se tomaron como base los valores ya co-nocidos de los bonos en la fecha de corte, luego de deducir los pagados durante el año.

En la metodología del cálculo se incluyeron las mesadas adicionales de junio y diciembre de

cada año, así como el valor actual del auxilio funerario en el grupo de jubilados totalmente por EPM, en cumplimiento del literal b), Artí-culo 2º del Decreto No. 1517 del 4 de agosto de 1998.

En 2007 se alcanzó la amortización del 100% de la obligación pensional y así mismo, en cumplimiento de la Resolución 356 del 5 de septiembre de 2007 emitida por el Contador General de la Nación, por la cual se adoptó el Manual de Procedimientos del Régimen de Contabilidad Pública, en el año 2009 los pa-gos por pensiones se registraron afectando la cuenta del pasivo.

Patrimonio autónomo. En abril de 2003 se cons-tituyó el contrato de fiducia 090416150, para la administración de un patrimonio autónomo con el fin de garantizar el pago de las obligacio-nes derivadas de los bonos pensionales y de las cuotas partes de bonos que le correspondan a EPM, así como el pago de indemnizaciones sus-titutivas derivadas de los riesgos que regula el sistema general de pensiones.

Con el fin de garantizar a futuro la disponibili-dad de recursos para el pago del pasivo pensio-nal de EPM y de independizar el manejo finan-ciero de los mismos, la Junta Directiva en su sesión de diciembre 1 de 2008, Acta No.1496, aprobó la constitución de un patrimonio au-tónomo para cubrir la obligación pensional. Cubre el concepto de jubilación, tanto de EPM como de la conmutación pensional EADE. Se constituirá en un período de seis (6) años y se dispuso el presupuesto para la primera y se-gunda cuota de constitución por $40.000 y $ 82.000, respectivamente.

La autorización de la constitución del patri-monio autónomo se obtuvo ante la Superin-tendencia Financiera y ante el Ministerio de Protección Social.

Conmutación pensional. Previa aprobación de la Junta Directiva, según Acta No.1466 del 4 de diciembre de 2006, EPM asumió en 2007 la con-mutación pensional de la Empresa Antioqueña de Energía E.S.P. en Liquidación, al concluir el proceso de integración del mercado de energía.

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Para la conmutación pensional, en los términos del decreto 4014 de noviembre 15 de 2006 ex-pedido por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, EPM obtuvo las autorizaciones respec-tivas para cancelar a quienes tienen el derecho y en el monto que les correspondió. Actual-mente EPM asume este pasivo pensional.

La metodología utilizada para el cálculo ac-tuarial por pensiones y bonos pensionales de la Empresa Antioqueña de Energía observa los parámetros y bases técnicas establecidas por la autoridad competente, y utilizados para la medición de los pasivos pensionales de EPM.

Patrimonio

Lo constituyen las cuentas que representan el capital fiscal, las reservas, las utilidades de ejer-cicios anteriores, el resultado del ejercicio, los superávit y la revalorización del patrimonio.

Reservas.• en cumplimiento de las disposicio-nes tributarias contenidas en los artículos 130 (Reserva del 70% por el exceso de la deprecia-ción fiscal sobre la contable) y 211 del Estatu-to Tributario, EPM ha constituido las reservas requeridas a fin de gozar del tratamiento tri-butario especial y obtener una racionalización en el pago del impuesto de renta y comple-mentarios.

Para cumplir con el Decreto 2336 de 1995, artí-culo 1, se constituyó una reserva por la aplica-ción del método de participación patrimonial. La reserva corresponde a las utilidades que se generan al cierre del ejercicio contable como consecuencia de la aplicación de sistemas es-peciales de valoración a precios de mercado y que no se hayan realizado en cabeza de la so-ciedad, de acuerdo con las reglas del artículo 27 (Realización del ingreso) y demás normas concordantes del Estatuto Tributario.

Cuentas de orden

Las cuentas de orden deudoras y acreedoras re-presentan la estimación de hechos o circunstan-cias que pueden afectar la situación financie-ra, económica, social y ambiental de la entidad contable pública, así como el valor de los bienes, derechos y obligaciones que requieren ser con-trolados. También incluye el valor originado en las diferencias presentadas entre la información contable pública y la utilizada para propósitos tributarios.

Ingresos operacionales

Son los flujos recibidos por EPM en el período contable, originados en el desarrollo de su acti-vidad principal. Las devoluciones y rebajas por estos conceptos se registran en cuentas separa-das como menor valor del ingreso.

Para el reconocimiento de los ingresos se deben cumplir los siguientes requisitos:

Que el servicio efectivamente se haya prestado.•

Que el valor del servicio se pueda cuantificar • en forma razonable.

Que se espere recibir el producto del servicio • prestado.

Que el ingreso sea susceptible de incrementar • el Patrimonio neto de EPM.

El ingreso no será reconocido si existen dudas sobre su realización.

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Costos de ventas

Son las erogaciones necesarias para la presta-ción del servicio público, sin éstos no sería posi-ble prestarlo o su calidad no sería la más óptima. Están vinculados directamente con la prestación del servicio, a diferencia de los gastos que son erogaciones asociadas con las actividades admi-nistrativas.

Para el reconocimiento de los costos se debe cumplir:

Que el bien o servicio objeto de costos se haya • recibido a satisfacción o se esté recibiendo (para el caso de los servicios que se van reci-biendo en varios periodos).

Que se hayan recibido los riesgos y beneficios • del bien o servicio.

Que el valor del costo pueda ser medido de • forma confiable.

Es probable que del pago del bien o servicio • recibido se derive la salida de recursos que lle-van incorporados beneficios futuros.

Que el bien o servicio objeto de costo esté re-• lacionado con la prestación de servicios y sea un elemento necesario en dichos servicios.

La Superintendencia de Servicios Públicos Do-miciliarios, Resolución 33635 de 2005, regla-mentó el sistema unificado de costos y gastos para empresas del sector de servicios públicos domiciliarios. En concordancia, EPM implemen-tó el sistema unificado de costos y gastos con la metodología de costos basada en actividades, mediante la cual se asignan los costos a un pro-ducto o servicio por medio de la medición de las actividades involucradas en cada uno de los pro-cesos.

Gastos de administración

Corresponden a los valores causados para el fun-cionamiento en desarrollo de actividades que no tienen relación directa con la actividad principal. Sirven de apoyo para el cumplimiento del objeto social.

Contingencias

Corresponden a estimaciones por la existencia de ciertas condiciones, situaciones o conjunto de circunstancias, que generan incertidumbre sobre posibles pérdidas, cuyo resultado final sólo se conocerá cuando uno o más eventos se produzcan o dejen de ocurrir. Tal es el caso de los procesos judiciales y procesos en vía gubernativa en curso, ante distintas jurisdicciones (Consejo de Estado, Tribunal Administrativo de Antioquia, Juzgados Administrativos, Juzgados Civiles Mu-nicipales, entre otros), en los cuales EPM actúa como demandante o como demandada.

Las expectativas sobre el resultado de estas ac-tuaciones judiciales pueden ser probables, even-tuales y remotas. Para las demandas a EPM que se consideran probables, previa evaluación de la Subdirección Jurídica de Procesos y Reclamacio-nes, se constituye provisión. Para las demandas calificadas como eventuales o remotas, se hace un registro en cuentas de orden.

Las demandas interpuestas por EPM y las pre-tensiones económicas originadas en conflictos o controversias, donde la evaluación del riesgo y el estado del proceso determine que la contingencia a favor de EPM es probable, se registrarán en cuen-tas de orden deudoras, y una vez el fallo sea favo-rable para EPM se cancelarán las cuentas de orden y se registrará el derecho en cuentas de balance.

Estimaciones y juicios contables

En la preparación de los Estados Financieros se utilizan estimaciones para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y com-promisos que se registran en la contabilidad. Bá-sicamente las estimaciones se refieren a:

La valoración de los activos para determinar • la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos.

La vida útil de las propiedades, planta y equi-• po e intangibles.

Las hipótesis empleadas para el cálculo del • valor razonable de las propiedades, planta y equipo.

66

Los servicios públicos prestados a clientes, • correspondientes a algunos ciclos de factura-ción con consumos del mes de diciembre, pero cuya factura se emite en el mes de enero del año siguiente. Los registros se hacen en forma global y a las tarifas respectivas del ingreso específico en consideración a que ya surgió el derecho a ellos.

Algunas variables, particularmente costos del • sector eléctrico.

Las hipótesis empleadas en el cálculo actua-• rial del pasivo de pensiones de jubilación.

El monto de los pasivos asociados con posi-• bles contingencias lo cual da lugar a recono-cer provisiones.

La determinación del valor razonable en cier-• tas inversiones que no tienen una cotización en el mercado público de valores.

Estas estimaciones se realizan en función de pro-veer una información razonable, que refleje la rea-lidad económica de la empresa a la fecha de corte. El resultado final de las operaciones a las que se refieren a dichas estimaciones puede ser diferen-te de los valores definitivos y originar modificacio-nes futuras de acuerdo con su ocurrencia.

Concepto de materialidad

El reconocimiento y revelación de los hechos eco-nómicos se hace de acuerdo con su importancia relativa. Un hecho económico es material cuan-do por su naturaleza o cuantía, su conocimiento o desconocimiento, teniendo en cuenta las cir-cunstancias, puede alterar significativamente las decisiones económicas de los usuarios de la información. Al preparar los Estados Financieros la importancia relativa para propósitos de reve-lación se determinó sobre una base del 5% apli-cada a cada grupo de cuentas.

Reclasificaciones

Con el fin de presentar las cifras de ambos perío-dos de forma que se propicie su comparabilidad, se hicieron algunas reclasificaciones, en presen-tación, de las cifras del año anterior.

Nota 6Efectos y cambios significativos en la información contable

Provisión prima de antigüedad

Para el año 2009, en un acercamiento a lo esti-pulado en las normas internacionales de infor-mación financiera -NIIF-, se estimó el valor de la prima de antigüedad a que tienen derecho los funcionarios de EPM por la prestación de servi-cio. El cálculo consistió en determinar el valor presente del pago futuro por este concepto.

Los trabajadores oficiales en EPM tendrán dere-cho a esta prima, por cumplir 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40 y 45 años de servicio en la empresa, con-tinuos o discontinuos, donde al trabajador se le pagan 12, 17, 23, 30, 35 y 40 días de salario básico, respectivamente.

La prima de antigüedad ascendió a $27,160, afec-tando en costos $11,805 y en gastos $15,355.

Ingresos por facturar

Para el 2009, con el fin de unificar la práctica contable del Grupo EPM respecto a los ingresos por facturar, se registraron ingresos por el total de ciclos de facturación que corresponden a con-sumos del mes de diciembre y que son factura-dos en el mes de enero. Antes se registraban los consumos de los ciclos leídos a diciembre 31 (ci-clos 8-12), se amplió la práctica y se registraron los ciclos del 13 al 20. Lo que significo un incre-mento de ingresos por $50,505.

Nota 7Comité de AuditoríaEn septiembre de 2006 la Junta Directiva aprobó el Decreto 217, por medio del cual se conforma el Comité de Auditoría en EPM, se definen sus fun-ciones y se reglamenta su funcionamiento.

67

Este Comité se aprobó según el Acuerdo Muni-cipal 032 de 2006 del Concejo de Medellín me-diante adición en los estatutos de EPM.

Este mecanismo se implementó para atender los requerimientos de la Ley 964 de 2005 de la Su-perintendencia Financiera de Colombia, la cual obliga a las entidades emisoras de valores a crear el Comité de Auditoría y porque se constituye en un mecanismo impulsor y evaluador de las prác-ticas de Gobierno Corporativo y garante ante los diversos públicos de interés del manejo de la empresa y de los recursos en ella invertidos.

El Comité de Auditoría está conformado por tres (3) miembros de la Junta Directiva; se reúne cada tres (3) meses, tiene el apoyo logístico de la Di-rección de Control Interno y cuenta con el apoyo técnico de las áreas financieras y corporativas, entre otras.

Nota 8Proyecto NIIFLa Junta Directiva de EPM, en su sesión del 5 de mayo de 2009, aprobó la solicitud de estructurar un proyecto para la adopción plena de Normas Internacionales de Información Financiera, NIIF, con alcance al Grupo Empresarial EPM. El obje-tivo es elaborar los Estados Financieros de EPM y de cada una de las empresas del Grupo bajo estos estándares internacionales.

A efecto de realizar el plan de actividades del proyecto NIIF, se espera contar para finales de enero de 2010 con un equipo base conformado por treinta (30) funcionarios adscritos a diferen-tes áreas de EPM, algunos de las cuales vienen trabajando en el proyecto desde mayo de 2009, cuando la Junta Directiva de EPM aprobó la es-tructuración del proyecto y nombró su líder.

Entre las actividades desarrolladas durante 2009 se destaca:

La realización de diplomados en Normas In-• ternacionales de Información Financiera, a los cuales asistieron aproximadamente 118 fun-cionarios de diferentes dependencias.

La convocatoria a más de 635 funcionarios, de • EPM y sus filiales, para contextualizarlos en el proyecto.

Sesiones sobre generalidades de las Normas • Internacionales de Información Financiera, para los miembros de las juntas directivas, comités directivos y grupos de interés de las filiales de los negocios de aguas y de energía del Grupo Empresarial EPM.

Elaboración de los términos de referencia (o • pliegos) para convocar a firmas de auditoría a que presentaran oferta para la prestación de servicios profesionales para el diagnóstico, la medición de impactos y definición de la estra-tegia de implantación en la adopción plena de las Normas Internacionales de Información Fi-nanciera en las empresas del Grupo EPM. La oferta debía hacer referencia a cada empresa de forma individual y también a la informa-ción ya consolidada del Grupo empresarial.

Evaluación de ofertas y escogencia de la fir-• ma Ernst & Young Audit Ltda para adelantar el acompañamiento en el proyecto NIIF.

Se tiene prevista la ejecución del proyecto du-rante los años 2010, 2011 y 2012. Se espera la pre-sentación de informes para el 2012.

68

Nota 9Proceso de consolidación de la información contableEn el año 2009, con la emisión internacional de Bonos por US$500 millones, EPM adquirió el compromiso, ante los inversionistas y bancos internacionales, de presentar periódicamente los Estados Financieros consolidados del Gru-po EPM. Este ejercicio se venía realizando en la compañía para fines administrativos, pero con esta emisión se adquirió la obligación formal.

El 3 de junio de 2009 se conformó el equipo de trabajo base para asumir el reto de la consoli-dación de información financiera para el Grupo EPM, realizándose el análisis, diseño, desarrollo, pruebas y puesta en operación de una solución informática, que sirvió de apoyo en las diferen-tes fases del proceso de consolidación.

El proceso de consolidación del Grupo EPM pre-sentado en los mercados internacionales, con-sistió en la elaboración de reportes e informes

Empresa % de participaciónDirecta Indirecta

EPM Inversiones S.A. 99.9999993 0.0000

Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. 12.5360 78.9831

ESSA S.A. E.S.P. 0.0000 73.7712

Cencol S.A. E.S.P. 0.0000 95.0000

EDEQ S.A. E.S.P. 19.2564 73.5984

CHEC S.A. E.S.P. 24.4393 55.6513

HET S.A. E.S.P. 96.6268 0.0000

Empresa de Aguas del Oriente Antioqueño S.A. E.S.P. 56.0000 0.0143

Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. 99.9226 0.0772

Aguas de Urabá S.A. E.S.P. 58.7411 5.5957

Regional de Occidente S.A. E.S.P. 50.9931 4.8037

Empresas Públicas del Oriente 55.9996 2.3330

EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. 99.9999 0.0000

EEPPM RE LTD 100.0000 0.0000

financieros para los períodos 2005 – 2008, los trimestres a marzo de 2009 comparado con marzo 2008 y sus notas respectivas.

Con esta emisión de bonos internacionales, EPM asumió la responsabilidad de emitir Estados Fi-nancieros consolidados trimestralmente, por lo cual se realizó una labor de acercamiento y sen-sibilización con las filiales, para dar a conocer la importancia en la calidad y oportunidad de la información que enví an estas empresas para el logro de un producto con calidad.

De esta forma, se realizó el ejercicio de consoli-dación a junio y a septiembre de 2009, compara-dos con el 2008, con sus notas respectivas tanto en español como en inglés.

EPM consolida su información financiera con las empresas en las cuales tiene participación patri-monial igual o superior al 50%, directa o indirec-tamente o tiene el control administrativo.

Al 31 de diciembre de 2009 se consolidó infor-mación con las siguientes filiales:

69

Nota 10Limitaciones y deficiencias generales de tipo operativo o administrativo que tienen impacto contableDurante el período se desarrolló en forma nor-mal el proceso contable. Se siguieron los proce-dimientos establecidos para el proceso y manejo de los documentos y soportes contables, no hubo cambios organizacionales en la estructura ad-ministrativa de la Dirección Finanzas Institucio-nales que afecten la calidad y oportunidad de la información. La actividad contable se desarrolló normalmente desde el punto de vista de infor-mación, flujo de datos, lrecolección de documen-tos, integración de las actividades asociadas al proceso contable, aplicación de procedimientos, integración de las áreas, sistemas, tecnología y recursos humanos.

Nota 11Hechos posterioresReforma Tributaria: Ley 1370 de 2009. El Gobier-no Nacional decretó la Ley de Ajuste Tributario que se resume en:

Deducción especial por adquisición de activos fi-• jos reales productivos: se disminuye el beneficio tributario del 40% al 30% a partir del año 2010.

Impuesto al patrimonio: se prolongó el im-• puesto hasta la vigencia 2011 a la tasa del 4.8% y pagadero en cuatro (4) años.

Zonas francas: se limita la deducción por ad-• quisición de activos fijos reales productivos a los contribuyentes que tengan tarifa especial del 15% por ser usuarios de zonas francas.

Tasa para financiar estratificación socioeconó-mica: Mediante el Decreto 007 del 5 de enero de 2010, el Gobierno Nacional reglamentó el artícu-lo 11 de la Ley 505 de 1999 y el parágrafo 1° del artículo 6 de la Ley 732 de 2002, en lo relativo a la determinación del monto del concurso eco-nómico que las empresas de servicios públicos

domiciliarios deben pagar, para contribuir al fi-nanciamiento del servicio de estratificación.

Para EPM este costo dependerá de los costos en que incurran los municipios donde presta el ser-vicio y el número de operadores locales que de-ban asumir el costo.

Ampliación del FAER: La Ley 1376 de enero 8 de 2010 prorrogó el FAER hasta el 31 de diciembre de 2018, ampliando la vigencia de dicha contribu-ción inicialmente regulada en la Ley 788 de 2002, artículo 105, hasta el 31 de diciembre de 2009.

Embargos contra EPM:

Municipio de Caloto, Cauca:• El municipio de Caloto ordenó el embargo de las cuentas ban-carias de EPM mediante mandamiento de pago de noviembre 20 de 2009, correspon-diente a una reclamación injustificada, de-mandada por EPM y pendiente de fallo. (Ver nota 16 sobre otros deudores, numeral 2).

El 2 de diciembre de 2009 se ordenó el desem-bargo de las cuentas bancarias de Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

Las entidades bancarias giraron la suma de $3,450 al Banco Agrario de Caloto y se consti-tuyeron tres títulos judiciales a favor del Mu-nicipio, los cuales fueron reintegrados poste-riormente en el mes de enero de 2010.

Municipio de Yumbo, Valle del Cauca:• El Mu-nicipio de Yumbo ordenó el embargo de las cuentas bancarias de EPM mediante manda-miento de pago de diciembre 21 de 2009. (Ver nota 16 sobre otros deudores, numeral 2).

Las entidades bancarias giraron la suma de $11,598 al Banco Agrario de Yumbo y se cons-tituyeron doce títulos judiciales a favor del Municipio.

Algunas entidades bancarias hicieron débitos que posteriormente fueron reintegrados en el mes de diciembre y al comienzo del mes de enero de 2010 por un valor total de $29,991.

En enero 7 de 2010 se ordenó el desembargo de las cuentas bancarias de EPM.

70

Notas de carácterespecíficoNotas relativas a valuación

Nota 12Conversión de los valores en moneda extranjeraLa moneda funcional de Colombia es el peso colombiano. En consecuencia, las operaciones que realiza EPM en otras divisas se consideran nominadas en “moneda diferente del peso” y se registran según los tipos de cambio vigentes en las fechas de las operaciones. La economía de Colombia no es hiperinflacionaria.

Durante el período, las diferencias entre el tipo de cambio histórico contabilizado y el vigente a la fecha de cobro o de pago se registran como ganancia o pérdida por diferencia en cambio y se presenta en el “resultado financiero neto” en el estado de resultados.

Concepto 2009 2008USD Millones $ USD Millones $

Caja 46,038 94 58,969 132

Bancos 24,820,503 50,739 17,059,376 38,274

Cuentas por cobrar 6,123,287 12,517 8,109,238 18,194

Inversiones renta fija 441,932,393 903,411 12,995,027 2,916

Inversiones renta variable (*) 44,676,779 91,330 33,852,738 75,952

Proveedores (57,393,635) (117,326) (31,447,681) (70,556)

Obligaciones financieras (1,152,171,659) (2,355,304) (493,174,107) (1,106,480)

Posición neta (691,966,293) (1,414,538) (452,546,441) (1,041,569)

Los saldos en bancos, inversiones, cuentas por cobrar, obligaciones financieras y cuentas por pagar en moneda extranjera, se expresaron en pesos colombianos con base en la Tasa de Cam-bio Representativa del Mercado -TRM- certifica-da por la Superintendencia Financiera de Colom-bia.

La TRM al 31 de diciembre de 2009 fue de $2,044.23 (2008 - $2,243.59) por un dólar, lo cual significó una revaluación durante el año de $199.36 del peso colombiano frente al dólar, equivalente al 8.89%. Para las demás divisas se utilizó la tasa de cambio en la fecha de cierre.

Activos y pasivos en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2009 y 2008 y su equivalente en la moneda local:

(*) Inversiones en Hidroecológica del Teribe S.A. y EEPPM RE Ltd, valoradas bajo el método de participa-ción patrimonial, Nota 18, Inversiones permanentes.

71

Estado de

Balance general

ActivosLa composición de los activos de EPM a diciembre 31 de 2009 fue:

• Activos

2%1% 0%

1%

52%34%

6%4%

Nota 13EfectivoAl 31 de diciembre de 2009 y 2008 el efectivo lo conformaron:

Concepto 2009 2008Caja, bancos y corporaciones (1) 155,919 272,882

Administración de liquidez (2) 5,743 7,744

Total efectivo 161,662 280,626

72

(1) Moravia: recursos destinados para la cons-trucción, reparación y reposición de redes de acueducto y alcantarillado y la pavimen-tación en el municipio de Medellín de las vías afectadas por estas obras en el barrio Moravia, el cual tiene una población princi-palmente desplazada de estratos 1 y 2. Este proyecto iniciará ejecución en 2010.

(2) Antioquia Iluminada: tiene como objeti-vo llevar el servicio de energía eléctrica a 42.000 viviendas rurales en los municipios que comprenden el Departamento de Antio-quia, en un periodo de tres años a partir de 2009. Durante el año 2009 se llevó el servi-cio a 11.325 viviendas. En 2009 se recibieron recursos del Departamento de Antioquia y del Ministerio para la Cooperación del Desa-rrollo de los Países Bajos a través del IDEA.

(3) Aguas: este proyecto tiene como objetivo el manejo integral del agua para el consumo humano. Su ejecución se inició en el año 2008 y se continuará ejecutando en el 2010.

(4) Edificio Miguel de Aguinaga: estos recursos fueron aportados conjuntamente por el Mu-nicipio de Medellín y EPM para el manteni-miento del Edificio Miguel de Aguinaga.

(5) Adquisición de predios: los recursos de este proyecto son destinados a la adquisición de predios de las zonas de protección de cuen-cas hidrográficas abastecedoras del sistema de acueducto del municipio de Medellín.

(6) Ley 820: los depósitos recibidos, en cum-plimiento del Artículo 15 de la Ley 820 de 2003, Decreto Reglamentario 3130 del 4 de noviembre de 2003, corresponden a una garantía que exige el arrendador (propie-tario) al inquilino, equivalente a dos meses de facturación del cargo fijo y los cargos por aportes de conexión y por unidad de consumo, con el fin de que la vivienda no se afecte ante un eventual incumplimien-to por parte del inquilino en el pago opor-tuno de los servicios públicos.

(2) Fondos en moneda extranjera exigibles a la vista, realizados mediante operaciones over-night que generan un rendimiento financiero.

Antioquia Iluminada.

(1) El disponible en caja y bancos incluye $30,136 (2008 $48,483) cuentas con destinación especial, así:

Convenios 2009 2008Municipio Medellín -Moravia (1) 9,282 9,000

Antioquia Iluminada -Dpto. de Antioquia (2) 7,634 3,560

Antioquia Iluminada -IDEA (2) 186 0

Municipio de Medellín -Aguas (3) 8,706 30,052

Municipio de Medellín -Edificio Miguel de Aguinaga (4) 3,149 5,836

Municipio de Medellín -Terrenos (5) 1,145 0

Depósitos Ley 820 (6) 33 35

Total Convenios 30,136 48,483

73

Nota 14Inversiones transitoriasAl 31 de diciembre de 2009 y 2008 la composición de las inversiones transitorias fue:

Inversiones transitorias2009 2008

Valor Rentabilidad promedio Valor Rentabilidad

promedioBonos y títulos emitidos por entidades financieras (1) 776,789 0.59% en USD 0 0.00%

Certificados de depósito a término (2) 219,107 7.13% 279,489 10.53%

Bonos y títulos emitidos por el Gobierno Nacional (3) 126,623 1.44% en USD 29,156 2.87% en USD

Títulos de tesorería –TES (4) 101,276 11.73% 10,601 11.07%

Derechos en fondos de valores y fiducias de inversión (5) 49,707 5.95% 65,406 8.78%

Bonos y títulos emitidos por el sector privado (6) 0 0.00% 14,294 12.88%

Total inversiones transitorias (7) 1,273,502 9.67% 398,946 10.59%

61%17%

10%8%

4%Bonos y títulos emitidos porentidades financieras

Derechos en fondos de valores y fiducias de inversión

Bonos y títulos emitidos porel Gobierno General Nacional

Certificados de depósito a término

Títulos de tesorería - TES

Inversiones transitorias

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se valoran por margen. El total de TES incluye $16,937 del Fondo Autoseguros para contin-gencias relacionadas con siniestros (2008: $1,095) y $ 6,200 de la Empresa Adaptada de Salud (2008: $1,235).

(5) Inversiones a corto plazo efectuadas con di-neros propios de EPM en carteras colectivas. Se tratan como una cuenta corriente y son inversiones que se realizan para obtener un rendimiento de los excedentes de efectivo.

(6) Bonos y títulos emitidos por el sector privado. Corresponden básicamente a papeles y bonos comerciales en moneda nacional emitidos por diferentes entidades privadas. Su valoración se efectúa con base en el precio de mercado existente en aquellas operaciones que ten-gan valores de negociación del día de la valo-ración; en caso contrario se valoran por mar-gen. El saldo en cero a diciembre 31 de 2009 obedece a la observancia del Decreto 1525 de 2008 del Ministerio de Hacienda y Crédito Público donde se prohibió las inversiones en este tipo de papeles y se estableció como pla-zo para su desmonte marzo de 2009.

(7) La rentabilidad total de inversiones transi-torias está expresada en términos efectivos anuales y corresponde a lo generado durante el año por las inversiones en pesos, básica-mente en TES y CDT.

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008 el portafolio de inversiones del Fondo Autoseguros y de la Em-presa Adaptada de Salud estaba conformado así:

(1) Inversiones en “Time Deposit” (Depósitos a plazo), celebradas con instituciones financie-ras internacionales con calificación mínima de A+ para el largo plazo, y A-1+ para el corto plazo, por $ 409,114 y sucursales en el exterior de establecimientos bancarios vigilados por la Superintendencia Financiera de Colombia con la máxima calificación vigente para largo y corto plazo, por $367,675.

(2) Instrumentos financieros de captación de ahorro cuya tasa de interés está determina-da por el monto, el plazo y las condiciones de mercado en el momento de la constitución. Su valoración se efectúa con la tasa y mar-gen vigentes. De estas inversiones, $26,012 corresponden al Fondo Autoseguros (2008: $29,436) y $508 a la Empresa Adaptada de Salud (2008: $5,592).

(3) Bonos Yankees, títulos emitidos en dólares por el Gobierno Nacional, expresados en pe-sos colombianos a la TRM por $44,689 (2008: $29,156) y Treasury Bills, títulos emitidos por el Tesoro Americano con vencimiento menor a un año por $81,753 (2008 $0). Estas inversio-nes se valoran mediante consulta de precios en el sistema de negociación Bloomberg a las fechas de valoración.

(4) Títulos de Tesorería (TES). Títulos de deuda pública interna emitidos por el Gobierno Nacional y administrados por el Banco de la República. Estos instrumentos se valoran por precio en caso de que hayan sido nego-ciados el día de la valoración; de lo contrario

ConceptoFondo Autoseguros Empresa Adaptada

de Salud2009 2008 2009 2008

Certificados de depósito a término -CDT 26,012 29,436 508 5,592

Títulos de tesorería –TES 16,937 1,095 6,200 1,235

Bonos y títulos del sector privado 0 5,222 0 1,746

Total inversiones 42,949 35,753 6,708 8,573

75

Nota 15Deudores servicios públicosEsta información corresponde al total de los deudores, tanto en la porción corriente como no corriente.

Sobre los deudores por servicios públicos no se tienen restricciones o gravámenes.

La Unidad Transacciones Financieras estableció un procedimiento para cancelar las cuentas por

cobrar de saldos que queden pendientes cuando se termine el proceso de liquidación de una em-presa o cuando se realicen acuerdos de pago en-tre EPM y un cliente que le adeude por cualquier concepto. En el año 2009 se descargaron por este procedimiento $1,509 de las cuentas por co-brar. El registro contable fue un cargo a la cuenta de la provisión de cartera y un abono a la cuenta por cobrar de liquidación y otros deudores.

La discriminación de los deudores por servicios públicos, al 31 de diciembre de 2009 y 2008, fue:

Deudores por servicios públicos 2009 2008Servicio de energía (1) 500,466 409,853Servicio de gas combustible (2) 34,049 36,348Servicio de alcantarillado (3) 34,290 26,835Servicio de acueducto (3) 30,624 18,545Subsidio servicio de acueducto (4) 2,618 8,488Subsidio servicio de alcantarillado (4) 8,075 3,424Subsidio servicio de energía 0 1,655Subsidio servicio de gas combustible 352 0

Deudas de difícil cobro Servicio de acueducto 17,960 16,050 Servicio de energía 32,646 27,950 Servicio de alcantarillado 12,513 9,835 Servicio de gas combustible 7,437 4,041 Subsidio servicio de acueducto 66,545 66,545 Subsidio servicio de alcantarillado 44,815 44,820 Subsidio servicio de energía 51,593 51,593

Deudores por servicios públicos 843,983 725,982 Provisión

Servicio de energía (100,568) (90,916)Servicios de acueducto (82,333) (81,661)Servicio de alcantarillado (55,293) (53,464)Servicio de gas combustible (15,890) (7,755)

Total provisión (5) (254,084) (233,796)Total deudores por servicios públicos corrientes 589,899 492,186

Deudores por servicios públicos no corrientes (6) 197,412 170,921 Total deudores por servicios públicos 787,311 663,107

76

(1) Con respecto a 2009 los servicios de energía presentaron un incremento, del 22%, asociado al crecimiento en ingresos de los negocios de generación y distribución del 18%. (Ver nota 39 sobre Ingresos operacionales).

(2) Los deudores por el servicio de gas combusti-ble presentaron una disminución del 6% con respecto al año anterior, principalmente debi-do a menores ingresos por instalación y co-nexión del 29%, así como a la disminución en el consumo del mercado no regulado en 14%. (Ver nota 39 sobre ingresos operacionales).

(3) Los servicios de acueducto y alcantarillado presentaron un crecimiento del 43%, explica-do por el cambio de práctica contable en los ingresos por facturar por $18,588. (Ver nota 6 sobre ingresos por facturar).

(4) En virtud del Decreto 057 de 2006, que re-gula la distribución de contribuciones entre los municipios, al aplicar la Bolsa Unificada, se genera déficit o superávit en cada uno de ellos. El aumento en las cuentas de subsidios se explica por el déficit no cancelado por al-gunos municipios.

(5) Movimiento neto de la provisión para deudores por servicios públicos domiciliarios:

Movimiento provisión 2009 2008

Movimiento provisión deudores

Saldo inicial: 233,796 222,595

Gasto provisión deudores servicios públicos 21,362 15,310

Gasto ejercicios anteriores (534) 0

Utilización provisión deudores servicios públicos (521) (3,434)

Reclasificaciones 0 (675)

Recuperación de cartera (19) 0

Total provisión 254,084 233,796

(6) La composición de los deudores por servicios públicos, en su porción no corriente, fue:

Deudores servicios públicos no corrientes 2009 2008Servicio de gas combustible 94,993 76,058

Servicio de acueducto 36,040 35,643

Servicio de energía 41,511 35,171

Servicio de alcantarillado 24,868 24,049

Total servicios públicos no corrientes (1) 197,412 170,921

(1) Corresponde a la financiación a los usuarios, principalmente por medio del programa Habilitación Viviendas.

77

Nota 16Otros deudores

La composición del rubro Otros deudores al 31 de diciembre de 2009 y 2008 correspondió a:

Otros deudores 2009 2008Anticipos o saldos a favor por impuestos y contribuciones (1) 36,318 16,487 Depósitos entregados (2) 43,328 3 Préstamos concedidos por instituciones no financieras (3) 19,010 21,614 Por prestación de servicios diferentes a servicios públicos 15,167 18,783 Esquemas de cobro 14,294 9,448 Cuotas partes pensionales 13,938 12,840 Avances y anticipos entregados 8,175 8,751 Arrendamientos (4) 8,074 3,753 Dividendos y participaciones por cobrar 4,156 8,331 Honorarios y comisiones (5) 2,054 777 Recursos entregados en administración (6) 1,819 0 Por venta de bienes comercializados 1,763 2,692 Otros (7) 28,463 30,322

Deudas de difícil cobro Venta de bienes 482 347 Prestación de servicios (8) 3,305 256 Otros deudores 9,266 8,298

Subtotal otros deudores 209,612 142,701 Provisión otros deudores

Provisión para otros deudores (9) (10,184) (7,747)Total otros deudores corrientes 199,428 134,954

Créditos a vinculados económicos (10) 192,717 166,975 Otros deudores (11) 144,833 178,105

Total otros deudores 536,978 480,034

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(1) En este saldo se incluyen $35,151 correspon-dientes al IVA generado en las importaciones temporales. Este valor se descuenta del im-puesto sobre la renta conforme a lo estableci-do en el Estatuto Tributario.

(2) EPM presentó congelamiento en algunas de sus cuentas bancarias por $43,317, correspon-dientes a los embargos de los municipios de Caloto -Cauca- por $3,450, Yumbo -Valle del Cauca- por $11,026 y, adicionalmente, $28,841 producto de las notificaciones de estos em-bargos pero practicados en exceso a la cuan-tía determinada legalmente por los bancos. Estas sumas fueron reintegradas a EPM en enero del año 2010. (Ver nota 11, Hechos pos-teriores).

El Municipio de Caloto -Cauca- median-te Resolución Nro. 015 de agosto 5 de 2008, practicó liquidación oficial de aforo a EPM, gravando con el Impuesto de Industria y Co-mercio -ICA- las ventas de energía realizadas a clientes ubicados en esa jurisdicción por los años 2005 y 2006 y por un valor a pagar por concepto de impuesto y sanciones de $687. La jurisprudencia del Consejo de Estado ha se-ñalado en reiterados fallos que las empresas propietarias de generación de energía solo deben pagar ICA por su actividad de gene-ración en el municipio donde se encuentren ubicadas sus plantas y sobre la capacidad ins-talada a una tarifa de $5 (actualizado a 2009), y no por la actividad de comercialización.

EPM presentó en forma oportuna el recur-so de reconsideración en noviembre 28 de 2008, el cual fue decidido desfavorablemen-te mediante Resolución Nro. 020 de abril 22 de 2009. EPM instauró demanda de nulidad y restablecimiento del derecho el día 12 de mayo de 2009, en el Tribunal Administrativo del Cauca y ofreció y entregó garantía banca-ria al Municipio en mayo 12 de 2009.

No obstante haberse prestado la garantía bancaria y en evidente violación de lo dis-puesto en la Ley 1066 de 2006 Artículo 9°, el Municipio de Caloto ordenó el embargo de las cuentas bancarias de EPM mediante man-damiento de pago de noviembre 20 de 2009.

Las entidades bancarias giraron la suma de $3.450 al Banco Agrario de Caloto y se consti-tuyeron tres títulos judiciales a favor del Mu-nicipio. En diciembre 2 de 2009 se ordenó el desembargo de las cuentas bancarias de EPM. (Ver nota 11, Hechos posteriores).

El Municipio de Yumbo -Valle del Cauca- me-diante Resolución Nro. 047 de septiembre 15 de 2009, practicó liquidación oficial de aforo a EPM, gravando con el Impuesto de Industria y Comercio -ICA- las ventas de energía reali-zadas a clientes ubicados en esa jurisdicción por los años 2003, 2004, 2005, 2006 y 2007, por un valor a pagar por concepto de impues-to y sanciones de $8.267. La jurisprudencia del Consejo de Estado ha señalado en reiterados fallos que las empresas propietarias de gene-ración de energía sólo deben pagar ICA por su actividad de generación en el municipio donde se encuentren ubicadas sus plantas y sobre la capacidad instalada.

EPM presentó en forma oportuna el recurso de reconsideración en noviembre 17 de 2009, el cual fue decidido en forma parcialmente desfavorable mediante Resolución Nro. 0501 de diciembre 18 de 2009. Mediante el recurso se logró una disminución en las sanciones de $3.325.

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Una vez notificada de la Resolución del re-curso, EPM ofreció garantía bancaria al Mu-nicipio en diciembre 21 de 2009, por un valor equivalente al 120% de lo liquidado. No obs-tante haberse prestado la garantía bancaria, y en evidente violación de lo dispuesto en la Ley 1066 de 2006 Artículo 9°, el Municipio de Yumbo ordenó el embargo de las cuentas bancarias de EPM, mediante mandamiento de pago de diciembre 21 de 2009.

Las entidades bancarias giraron la suma de $11,598 al Banco Agrario de Yumbo y se cons-tituyeron doce títulos judiciales a favor del Municipio. En enero 7 de 2010 se ordenó el desembargo de las cuentas bancarias de EPM. (Ver nota 11, Hechos posteriores).

(3) Se presentó una disminución de $2,604, debi-do a abonos en los préstamos que EPM otor-ga a los usuarios para instalaciones de redes internas y Gas Natural Vehicular -GNV-, entre otros.

(4) Corresponde a los arrendamientos con UNE, por cobro del espacio, establecido en el Acuer-do Marco de Colaboración Empresarial.

(5) Presentó un crecimiento del 62%, debido al convenio firmado con Hidro-Ituango, por los honorarios por diseños detallados y por la compra de los terrenos del proyecto.

(6) En el año 2009, EPM y la Fundación EPM crea-ron un programa para apoyar la educación superior de 250 jóvenes de 124 municipios del Departamento de Antioquia (excepto Medellín), destacados con los mejores pun-tajes del ICFES.

(7) Dentro de este rubro se destacan: préstamo rea-lizado al Fondo de Empleados de EPM por valor de $4,324, cuenta por cobrar a General Electric por valor de $6,867 por repuestos de la termo-eléctrica La Sierra y cobro de penalización por incumplimiento del contrato con Ecopetrol para el suministro de gas por valor de $4,564.

(8) Se presentó un aumento en las cuentas de difícil cobro en el negocio del gas, por ven-cimientos mayores a 7 meses, reclasificándo-se las cuentas de servicios públicos a difícil cobro. Los hechos económicos más represen-tativos fueron “Red interna” y conexiones de “Habilitación vivienda”.

(9) El movimiento de la provisión fue:

Movimiento provisión otros deudores 2009 2008Saldo inicial: 7,747 5,410

Gasto provisión otros deudores 4,104 2,003

Gasto de ejercicios anteriores (518) (126)

Reclasificaciones 0 675

Recuperación provisión otros deudores (160) 0

Utilización de la provisión (989) (215)

Total provisión otros deudores 10,184 7,747

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(10) El saldo de vinculados económicos ccorres-ponde a los créditos otorgados a EPM Inver-siones por $151,475 con un plazo de 9 años y una tasa de interés IPC + 6.5, y EPM Bo-gotá Telecomunicaciones por $41,242 con un plazo de 10 años y una tasa de interés IPC + 7.15. El crédito otorgado a EPM Inversiones

fue para adquirir acciones de la CHEC y en este período se recibieron abonos a capital por $47,000.

(11) El rubro de otros deudores no corrientes, al 31 de diciembre de 2009 y 2008, lo confor-maron:

(1) Corresponde a los préstamos otorgados por el negocio del gas a los usuarios para la financiación de las instalaciones de redes internas y gasodomésticos, entre otros.

(2) Este rubro está conformado principalmen-te por los créditos de vivienda otorgados a los funcionarios de EPM para contribuir a la solución de vivienda y al mejoramiento de las mismas.

(3) Corresponde a los intereses generados por los créditos otorgados a EPM Inversiones y a EPM Bogotá Telecomunicaciones.

(4) Corresponde a los anticipos entregados a los contratistas para la construcción de proyectos. La disminución con respecto al año anterior se debe a las legalizaciones de los anticipos para el proyecto Porce III, toda vez que el proyecto se encuentra en etapa de finalización.

Restricciones: a 31 de diciembre de 2009 no exis-ten restricciones o gravámenes sobre los saldos de deudores.

Otros deudores 2009 2008Financiación GNV (1) 75,759 72,000 Créditos a empleados (2) 36,735 31,680 Otros intereses (3) 13,511 4,540 Anticipos proyectos de inversión e infraestructura (4) 7,146 55,374 Enajenación de propiedades, planta y equipo 4,660 6,382 Bienes comercializados 1,870 2,876 Pago por cuenta de terceros 1,685 1,009 Prestación de otros servicios 863 873 Cuotas partes pensionales 700 646 Arrendamientos 673 679 Otros deudores 632 1,234 Gestión de servicios públicos 599 812

Total otros deudores no corrientes 144,833 178,105

81

Nota 17Inventarios

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008 los inventarios estaban formados por:

Inventarios 2009 2008Materiales para la prestación de servicios (1) 50,875 55,890

Mercancía en existencia (2) 2,233 2,598

Mercancía en poder de terceros (3) 2,978 1,494

Mercancía en tránsito (4) 0 139

Subtotal inventarios 56,086 60,121

Provisión para protección de inventarios

Materiales para la prestación de servicios (1,219) (3,170)

Mercancías en existencia (467) (522)

Total provisión para protección de inventarios (5) (1,686) (3,692)

Total inventarios 54,400 56,429

(1) Estos inventarios comprenden, principalmen-te, elementos y accesorios menores necesarios para la prestación de los servicios de energía, gas combustible, acueducto y alcantarillado, los cuales usualmente se consumen en el período contable siguiente. Cuando se consumen se re-conocen como gastos o costos de la prestación de los servicios en el estado de resultados.

2) Incluye elementos de víveres y rancho por $1,778 asociados a las proveedurías de Mede-llín, Guatapé y Guadalupe. De acuerdo con las normas convencionales y arbitrales vigentes en EPM, estos establecimientos facilitan que sus

funcionarios se abastezcan de productos de la canasta familiar. Por principio, las proveedurías no generan utilidades y venden los artículos de consumo a precios de costo. EPM procura bus-car mercados favorables para la compra de los artículos con los cuales se abastecen las pro-veedurías con el fin de eliminar, en cuanto sea posible, la especulación de los intermediarios.

Los $455 restantes corresponden a bienes no utilizados en la operación de la empresa dis-ponibles para la venta. Estos elementos se en-cuentran provisionados al 100%.

Proveeduría de EPM.

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(3) Conformada fundamentalmente por inven-tario en poder de contratistas. El 66% ($1,975) corresponde a mercancía para la prestación del servicio de energía, el 27% ($813) para el servicio de acueducto y el 7% restante ($190) para la prestación del servicio de gas.

(4) Para el año 2008 correspondió a mercancía importada para el negocio de generación.

(5) Con base en el análisis de los inventarios rea-lizado por los técnicos de cada negocio, en el año 2009 se ajustó la provisión para cubrir obsolescencia tecnológica, deterioro, mermas y averías no reconocidas por los proveedores.

El movimiento de la provisión para la protec-ción de inventarios durante los años 2009 y 2008 fue:

Movimiento provisión inventarios 2009 2008Saldo inicial 3,692 4,347

Gasto provisión (1) 311 1,140

Gasto ejercicios anteriores (2,306) (1,784)

Utilizaciones de la provisión por bajas (11) (11)

Total provisión inventarios 1,686 3,692

(1) El menor gasto por provisión de inventarios, así como la variación en las disminuciones, obedecen al consumo de inventarios provisionados y a la decisión de utilizarlos de acuerdo con el concepto de los técnicos de cada negocio.

En el rubro de inventarios no existen inventarios pignorados ni entregados en garantía.

83

Nota 18Inversiones permanentesDe acuerdo con el método de valoración, discriminado en costo ajustado (incluye la provisión) y la valorización, el total de inversiones al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fue:

Método de valoración o

registro

Costo ajustado neto Valorización Total inversiones

2009 2008 2009 2008 2009 2008Participación patrimonial 3,096,663 1,283,130 2,542,842 2,495,462 5,639,505 3,778,592

Del costo 496,284 376,156 1,862,190 1,072,054 2,358,474 1,448,210

Total inversiones permanentes 3,592,947 1,659,286 4,405,032 3,567,516 7,997,979 5,226,802

En el año 2009 se realizaron las siguientes capitalizaciones o adquisición de inversiones, tanto en inversiones en empresas controladas como no controladas:

Empresa 2009 2008Controladas

EPM Inversiones S.A. 584,000 12,000 Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. 328,000 206,787 Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A E.S.P. -CENS- 28,569 0 Hidroecológica del Teribe S.A. -HET- 26,099 15,197 Aguas de Urabá S.A. E.S.P. 8,511 3,636 Empresas Públicas de Oriente S.A. E.S.P. 3,360 0 Regional de Occidente S.A. E.S.P. 170 116 EEPPM RE LTD. 0 204

Subtotal controladas 978,709 237,940 No controladas

Hidroeléctrica Pescadero Ituango 81,735 23,309 ISA S.A. E.S.P. 39,057 0 Empresa de Obras Sanitarias de Pasto E.S.P. -EMPOPASTO- 0 183

Subtotal no controladas 120,792 23,492 Total capitalizaciones 1,099,501 261,432

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Inversiones valoradas bajo el método de participación patrimonialLas cifras contables al 31 de diciembre de 2009 y 2008 de las empresas valoradas bajo el método de participación patrimonial, por cada uno de los años mencionados, y que se constituyeron en la base para los cálculos asociados, fueron:

Año 2009

Empresa Resultado neto Activos Pasivos Patrimonio

EPM Inversiones S.A. 117,377 1,891,692 159,555 1,732,137

EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. -UNE- 120,298 3,824,754 942,752 2,882,002

Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. -CHEC- 56,737 1,107,948 190,634 917,314

Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. -EDEQ- 17,099 172,024 44,168 127,856

Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. 6,345 548,297 5,185 543,112

EEPPM RE LTD. 5,076 6,247 343 5,904

Aguas de Urabá S.A. E.S.P. 3,196 42,158 11,394 30,764 Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A E.S.P. -CENS- 27,810 1,062,919 193,252 869,667

Regional de Occidente S.A. E.S.P. 1,143 12,937 6,502 6,435

Hidroecológica del Teribe S.A. -HET- 489 96,967 990 95,977

Aguas del Oriente Antioqueño S.A. E.S.P. 203 2,874 206 2,668

Empresas Públicas del Oriente S.A. E.S.P. 0 6,002 2 6,000

Año 2008


EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. -UNE- 185,553 3,769,793 956,862 2,812,931 Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. -CHEC- 65,175 1,100,133 182,706 917,427

EPM Inversiones S.A. 45,450 588,494 167,735 420,759 Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. -EDEQ- 15,983 170,815 40,615 130,200

EEPPM RE LTD. 809 14,330 13,138 1,192

Hidroecológica del Teribe S.A. -HET- 569 79,251 648 78,603

Aguas de Urabá S.A. E.S.P. 349 35,544 21,546 13,998

Aguas del Oriente Antioqueño S.A. E.S.P. 268 2,662 205 2,457

Regional de Occidente S.A. E.S.P. 45 5,809 896 4,913

Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. (2,947) 216,454 7,661 208,793

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El valor de las inversiones sujetas a la valoración por el método de participación patrimonial, con de-talle del costo ajustado, la valorización y las provisiones asociadas, correspondió al 31 de diciembre de 2009 y 2008 al siguiente detalle:

EmpresaCosto ajustado valorización Provisión

2009 2008 2009 2008 2009 2008EPM Inversiones S.A. (1) 1,731,914 420,537 223 223 0 0

EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. -UNE- (2) 522,151 438,963 2,359,848 2,373,965 0 0

Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. (3) 542,801 208,397 0 0 (109) (16)

Central Hidroeléctrica deCaldas S.A. E.S.P. -CHEC- (4) 133,089 115,555 91,097 108,658 0 0

Hidroecológica del Teribe S.A. -HET- (5) 92,236 74,039 503 1,913 0 0

Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A E.S.P. -CENS-

(6) 30,046 0 78,975 0 0 0

Aguas de Urabá S.A. E.S.P. (7) 17,065 6,676 1,007 0 0 0

Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. -EDEQ- (8) 13,920 14,372 10,700 10,699 0 0

Empresas Públicas deOriente S.A. E.S.P. (9) 3,360 0 0 0 0 0

EEPPM RE LTD. (10) 6,088 1,192 0 0 (184) 0

Regional de Occidente S.A. E.S.P. (11) 2,792 2,039 489 4 0 0

Aguas del OrienteAntioqueño S.A. E.S.P. (12) 1,540 1,422 0 0 (46) (46)

Total método departicipación 3,097,002 1,283,192 2,542,842 2,495,462 (339) (62)

(1) EPM Inversiones S.A.

Es una sociedad anónima de economía mixta, de carácter municipal, creada mediante Escri-tura Pública No.1519 de agosto 25 de 2003. Su domicilio social es la ciudad de Medellín. La sociedad tendrá una duración de 30 años y su objeto social es la inversión de capital en so-ciedades nacionales o extranjeras organizadas

como empresas de servicios públicos de energía, acueducto, alcantarillado, aseo, distribución de gas combustible, telefonía fija pública básica conmutada, larga distancia nacional e interna-cional, telefonía local móvil en el sector rural y demás servicios de telecomunicaciones, al igual que en aquellas entidades que tengan por obje-to las actividades complementarias propias de todos y de cada uno de estos servicios públicos

86

señalados en las leyes 142 y 143 de 1994 o en las normas que la complementen, deroguen, desa-rrollen o modifiquen. Se entenderán incluidos en el objeto social la celebración de los actos directamente relacionados con el mismo y los que tengan por fin los derechos a cumplir las obligaciones legales o convencionalmente deri-vados de la existencia y actividad de la sociedad. La sociedad no podrá participar como socia en sociedades colectivas.

EPM posee 609,664,997 acciones ordinarias que representan el 99.9999993439%% de las accio-nes. Los accionistas minoritarios de EPM Inversio-nes son: EPM Bogotá S.A. E.S.P., Aguas del Oriente Antioqueño, Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. y Fondo de Empleados de EPM, FEPEP, con una par-ticipación accionaria de 0.000002%, cada uno.

En 2009 EPM capitalizó a EPM Inversiones en $584,000, para la adquisición de la mayoría accionaría en Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A E.S.P. -CENS- y la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. -ESSA-.

Con esta adjudicación EPM adquirió indirecta-mente el 74% de las acciones de ESSA y el 79% de las acciones de CENS. Posteriormente, la par-ticipación accionaria del Comité de Cafeteros (12.5%) fue adquirida por EPM directamente por $28,569, quedando EPM con el 91.5% de CENS.

(2) EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P.

Sociedad constituida el 29 de junio de 2006 por Escritura Pública de escisión por creación No.2,183 de la Notaría 26 de Medellín, con aca-tamiento a la ley colombiana, bajo la forma de una empresa de servicios públicos oficial, como sociedad comercial anónima, de acuerdo con el régimen jurídico para empresas de servicios públicos definido en la Ley 142 de 1994 y demás normas que regulan estos servicios. Tiene su do-micilio social en Medellín y su término de dura-ción es indefinido.

Mediante el Acuerdo No 45 de octubre de 2005, el Concejo de Medellín aprobó realizar la esci-sión por creación de EPM, que una vez perfeccio-nada dio lugar a la constitución de una empresa de servicios públicos oficial, descentralizada del Orden Municipal, con capital 100% publico, que se denomina EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P.

La compañía tiene como objeto social la presta-ción de servicios de telecomunicaciones, tecno-logías de la información y las comunicaciones, servicios de información y las actividades com-plementarias relacionadas o conexas con ellos.

Al 31 de diciembre de 2009 EPM poseía 4,223,308 acciones ordinarias. Los socios restantes son la Empresa de Desarrollo Urbano (EDU), el Insti-tuto de Deportes y Recreación (INDER), el Ins-tituto Tecnológico Metropolitano (ITM) y Em-presas Varias de Medellín (EEVVM), con una participación accionaria de cada entidad del 0.0000236780991% del capital.

De conformidad con el literal b) del artículo 2º del Acuerdo 45 de 2005, el Municipio de Mede-llín aportó a EPM las acciones con las que quedó en EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P.. De esta manera, EPM quedó con el 99.9999052876037% del capital de esta empresa.

(3) Aguas Nacionales EPM S.A E.S.P.

Antes conocida como EPM Bogotá Aguas S.A. E.S.P. conforme a lo establecido en la reforma de escritura No. 1788, del 1 de junio de 2009, de la Notaría 6ª de Medellín, por medio de la cual se cambia su razón social.

UNE - EPM Telecomunicaciones.

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Inicialmente la empresa se constituyó por es-critura pública Nro. 3009 el 29 de noviembre de 2002, otorgada en la Notaría 17 de Medellín. Con una duración inicial de 6 años pasó a ser de du-ración indefinida, por reforma a las escrituras el 20 de enero de 2003.

Su objeto social es la prestación de los servicios públicos domiciliarios de acueducto, alcantari-llado y aseo y el tratamiento y aprovechamiento de basuras y las actividades complementarias, y servicios de ingeniería propios de estos servi-cios públicos. Igualmente puede celebrar contra-tos especiales de gestión, para la ejecución de los procesos de atención al cliente, conexión de usuarios al sistema de acueducto y alcantarilla-do, distribución de agua potable, medición del consumo, facturación y gestión de cartera.

La empresa está vigilada por la Superintendencia de Servicios Públicos y regulada por las disposi-ciones legales contenidas en las leyes 142 de 1994 y 689 de 2001. Así mismo, por la participación de EPM dentro del patrimonio de la empresa.

En diciembre de 2009 EPM realizó una capita-lización por valor de $328,000, incrementando su participación al 99.922641% y alcanzando 53,837,020 acciones.

(4) Central Hidroeléctrica de Caldas CHEC S.A. E.S.P.

Fundada en febrero de 1944 como sociedad limi-tada, se transformó en anónima en junio de 1963 y reformó totalmente sus estatutos en septiem-bre de 1973. La última reforma parcial de estatu-tos se hizo el 23 de abril de 1996 y en junio 10 de ese mismo año se efectuó una reforma total de los mismos, en virtud de la cual la sociedad ac-túa bajo la razón social de Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E. S. P. CHEC, y para todos los efec-tos puede utilizar la sigla «CHEC S.A. E. S. P».

Es una sociedad anónima comercial de naciona-lidad colombiana, del orden nacional, clasificada como Empresa de Servicios Públicos Mixta, con autonomía administrativa, patrimonial y presu-puestal, sometida al régimen general aplicable a empresas de servicios públicos y a las normas

especiales que rigen a las empresas del sector eléctrico. De conformidad con su constitución la duración de la sociedad es indefinida.

La sociedad tiene por objeto la prestación de servicios públicos esenciales de energía, princi-palmente la explotación de plantas generadoras de energía eléctrica, líneas de transmisión y sub-transmisión, y redes de distribución; la compra, venta y distribución de energía eléctrica, la cons-trucción o adquisición de centrales generadoras de energía eléctrica, subestaciones, líneas de transmisión, redes de distribución y, en general, toda clase de instalaciones relacionadas con la producción, compra y venta de energía eléctrica, así como la comercialización, importación, dis-tribución y venta de energía eléctrica.

Al 31 de diciembre de 2009, EPM era propietaria, en forma directa, de 3,509,887 acciones ordina-rias de esta sociedad que equivalen al 24.4393% de propiedad.

(5) Hidroecológica del Teribe S.A. HET.

Sociedad anónima constituida el 11 de noviem-bre de 1994 mediante escritura pública No.9589 y reformada según consta en la escritura públi-ca No.6440 de 16 de abril de 2004. Su domicilio principal es Ciudad de Panamá.

HET construye el proyecto hidroeléctrico Bonyic que está ubicado en el noroeste de la Repúbli-ca de Panamá, en la provincia de Bocas del Toro, cerca de la frontera de ese país con Costa Rica, a 14 kilómetros del casco urbano de Changuinola. Contempla la construcción de una central hi-droeléctrica de 30 megavatios (MW), con vías de acceso, puentes, túneles, un embalse de 900 mil metros cúbicos de capacidad útil, una presa de 37 metros de altura, casa de máquinas superficial y una línea de transmisión de 230 kV de 11 kilóme-tros de longitud entre Bonyic y Changuinola.

Son socios minoritarios del proyecto las firmas Consultores Asociados de Ingeniería S.A. (CAI), compañía panameña que realizó los estudios de Bonyic; Administradora Serviagro S.A. y Mac-Ener-gy (Cayman) Ltd., promotora de proyectos energé-ticos que ha desarrollado con éxito plantas ter-moeléctricas en varios países centroamericanos.

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Bonyic es resultado de un amplio proceso de in-formación, consulta y concertación con las co-munidades indígenas asentadas en su área de influencia, que contó con la asesoría de la Funda-ción Dobbo Yala, una ONG panameña de origen kuna, con amplio reconocimiento y experiencia en asuntos indígenas, y con el acompañamiento di-recto de expertos de EPM. La comunidad Naso, se-gún sus costumbres ancestrales y sus estructuras tradicionales de gobierno, dio su aval al proyecto en asamblea general celebrada a finales de 2004, donde participó la mayoría de la población de las 11 comunidades que integran la etnia.

Durante su vida útil, Bonyic permitirá la reduc-ción de gases de efecto invernadero, causantes del cambio climático, por lo cual el proyecto apli-ca para el Mecanismo de Desarrollo Limpio, MDL, creado con el Protocolo de Kyoto.

Bonyic es un proyecto de interés nacional que acata todas las exigencias ambientales paname-ñas. Su construcción y operación beneficiará a la comunidad Naso Tjër Di, respetando sus usos y costumbres; generará empleo y oportunidades de bienestar para la población de Changuinola y Bocas del Toro y traerá beneficios económicos, ambientales y sociales para la nación panameña en su conjunto.

Bonyic fue la primera incursión a nivel interna-cional de EPM en la construcción de centrales de energía. En 2003 EPM adquirió el 75% de las ac-ciones de esta sociedad para financiar, construir y operar mediante un contrato de sistema llave en mano el proyecto hidroeléctrico Bonyic.

En el año 2009 se realizó una capitalización por USD $ 11,680,500, con la se alcanzó un porcentaje de propiedad del 96.63%, con 427,390 acciones.

(6) Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A E.S.P.

Fue constituida mediante escritura pública No.3552 de octubre 16 de 1952. Su última reforma estatutaria se efectuó mediante escritura pública No.1206 de mayo de 2005, en la Notaría Tercera del Círculo de Cúcuta, para adaptarla a la dinámi-ca de las empresas de servicios públicos del país.

El objeto principal de la sociedad es la presta-ción del servicio público de energía eléctrica, para lo cual realiza, entre otras, las siguientes operaciones: compra, exportación, importación, distribución y venta de energía eléctrica y otras fuentes de energía, así como la construcción y explotación de centrales, plantas generadoras y subestaciones de energía, y la construcción y explotación de líneas de transmisión, subtrans-misión y redes de distribución.

El término de duración de la sociedad es indefinido.

En el año 2009 EPM adquirió una participa-ción directa del 12.535978%, representado en 190,325,000 acciones.

(7) Aguas de Urabá S.A. E.S.P.

Empresa de servicios públicos, constituida en enero de 2006 como Sociedad Anónima por la Gobernación de Antioquia y los Municipios de Apartadó, Chigorodó, Turbo, Mutatá y Carepa. Su sigla es EAU.

Su objeto principal es garantizar la prestación de los servicios públicos domiciliarios de acue-ducto, alcantarillado y aseo y compensar el reza-go de la infraestructura de estos servicios en los municipios socios.

En el 2007 EPM aceptó participar en la nueva empresa, la cual se oficializó con aportes de ca-pital por $2,896.

En el año 2009 la siguiente es la composición accionaria:

89

El porcentaje de participación se calculó te-niendo en cuenta el número de acciones pre-ferenciales poseídas, las cuales no se inclu-yen para calcular el porcentaje de control por cuanto ellas no otorgan derecho al voto.

En 2009 EPM capitalizó $ 8,511, alcanzando 15,043 acciones.

(8) Empresa de Energía del Quindío EDEQ.

Sociedad anónima, clasificada legalmente como sociedad por acciones de carácter mixto, del or-den nacional, perteneciente al sector minero energético. Se creó mediante escritura pública de constitución No.2584, el 22 de diciembre de 1988.

Su objeto social consiste en la prestación de ser-vicios públicos de energía eléctrica, la compra, venta y distribución de energía eléctrica, activi-dades que se desarrollarán mediante la ejecu-ción de políticas, planes, programas y proyectos relativos a la distribución y comercialización de energía, su administración, manejo y aprovecha-miento, conforme a las regulaciones, pautas y directrices expedidas por el Ministerio de Minas y Energía, cumpliendo ante todo la función so-cial que enmarca tal actividad.

Desde octubre de 2003 EPM le presta la asesoría técnica, administrativa, económica y financiera.

EPM posee en forma directa 107,807,677 accio-nes ordinarias que le significan una propiedad del 19.26%.

(9) Empresas Públicas de Oriente S.A. E.S.P.

El 12 de noviembre de 2009 se constituyó esta sociedad que prestará los servicios de acueduc-to y alcantarillado a 120 mil habitantes de las zonas rurales y suburbanas de los municipios de Envigado, Rionegro y El Retiro, en el denominado Valle de San Nicolás.

El capital suscrito asciende a $6,000, con 60,000 acciones, de las cuales 33,600 corresponden a EPM (capitalización en el 2009 por $3,360), y el resto está distribuido entre los demás socios: EPM (56%), la Gobernación de Antioquia (22%), las administraciones de Envigado, El Retiro y Rio-negro y las empresas Aguas del Oriente y Aguas de Rionegro (22% restante entre todas).

La empresa iniciará operación a finales de 2011 para quedar integrada de manera directa al sis-tema de acueducto de EPM. En su primera eta-pa se conectarán 6,000 nuevas instalaciones

AccionistaAcciones % de

Participación% de

ControlOrdinarias Preferenciales

EPM 15,043 0 55.24% 58.74%

Departamento de Antioquia 4,445 0 16.32% 17.36%

Municipio de Apartadó 1,914 661 9.46% 7.47%

EPM Inversiones 1,433 0 5.26% 5.60%

Municipio de Turbo 1,148 397 5.67% 4.48%

Municipio de Chigorodó 1,052 364 5.20% 4.11%

Municipio de Carepa 478 166 2.37% 1.87%

Municipio de Mutatá 96 33 0.47% 0.37%

Total acciones 25,609 1,621 100.00% 100.00%

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(12) Aguas del Oriente Antioqueño S.A. E.S.P.

Es una sociedad anónima de economía mixta del Orden Municipal, legalmente constituida el 22 de noviembre de 1999 mediante escritura pú-blica No.443, otorgada en la Notaría Única del Municipio de El Retiro, configurada como em-presa de servicios públicos de conformidad con las estipulaciones de la Ley 142 de 1994.

(aproximadamente 30,000 habitantes), que hoy se surten de fuentes secundarias o particulares en el caso del agua, y que cuentan con sistemas individuales para el vertimiento de sus residuos líquidos.

(10) EEPPM RE LTD.

En la sesión de la Junta Directiva de EPM realizada el 3 de marzo de 2008, se aprobó el proyecto pre-sentado por la Dirección Servicios Institucionales para la creación de una empresa cautiva y se au-torizó al Gerente General para que EPM constitu-yera una sociedad unipersonal, cuyo objeto es la negociación, contratación y manejo de los rease-guros que requieren las pólizas que amparan su patrimonio, cumpliendo con toda la normativi-dad que exige la legislación del domicilio.

En cumplimiento del mandato de la Junta Direc-tiva, se constituyó la Empresa EEPPM Re Ltd., con domicilio en Bermudas, registrada el 23 de abril de 2008, lo que ubica a EPM en el segundo lugar del sector público en Colombia en cuanto a la constitución de este tipo de empresas, después de Ecopetrol que fue pionera en el año 2007.

(11) Regional de Occidente S.A. E.S.P.

La empresa se constituyó el 26 de diciembre de 2006 con el objeto de prestar los servicios públi-cos domiciliarios de acueducto, alcantarillado y aseo, así como las actividades complementarias propias de cada uno de estos servicios y el trata-miento y aprovechamiento de las basuras.

Su composición accionaria es la siguiente:

El porcentaje de control difiere del porcenta-je de participación porque para su cálculo se tiene en cuenta el número de acciones prefe-renciales poseídas, las cuales no se consideran para calcular el porcentaje de control, toda vez que su tenencia no da derecho a voto.

En el año 2009 EPM capitalizó la compañía por $170, alcanzando 2,208 acciones.

AccionistaAcciones % de

Participación% de

ControlOrdinarias PreferencialesEPM 2,208 0 41.82% 50.99%

Departamento de Antioquia 1,020 0 19.32% 23.56%

EPM Inversiones S.A. 208 0 3.94% 4.80%

Municipio de Sopetrán 208 205 7.82% 4.80%

Municipio de Santa Fe de Antioquia 458 605 20.13% 10.58%

Municipio de San Jerónimo 173 125 5.64% 4.00%

Municipio de Olaya 55 15 1.33% 1.27%

Total acciones 4,330 950 100.00% 100.00%

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Su objeto social es la prestación de los servicios públicos domiciliarios de acueducto y alcanta-rillado, así como otras actividades complemen-tarias propias de cada uno de estos servicios públicos. Igualmente, puede realizar inversiones de capital en sociedades de servicios públicos y garantizar las obligaciones de las mismas en la medida de su participación porcentual en ellas.

Su domicilio principal se encuentra en el muni-cipio de El Retiro (Antioquia) y su término de du-ración es indefinido. De acuerdo con el artículo 15 de la Ley 142 de 1994 la empresa está bajo el control, inspección y vigilancia de la Superinten-dencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Se poseen 7,840 acciones ordinarias, con el 56% de participación.

Aplicación método de participación patrimonial.

El efecto de la aplicación del método de participación patrimonial significó un ingreso neto de $270,790 (2008 - $248,746) y un aumento del superávit por el método de participación patrimonial por $640,526, producto de la compra accionaria en CENS y ESSA. A diciembre de 2009 y 2008, presentó el siguiente detalle:

EmpresaIngreso neto

Resultado aplicación método de

participación patrimonial

2009 2008 2009 2008EPM Inversiones S.A. 117,377 45,451 648,519 7,991 EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. -UNE- 120,298 185,553 0 0 Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. -CHEC- 13,866 15,928 (19) 9,235 Aguas Nacionales S.A. E.S.P. 6,340 (2,941) (99) (16)EEPPM RE LTD. 5,076 809 (179) 179 Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. -EDEQ- 3,293 3,078 692 614 Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A E.S.P. -CENS- 1,477 0 0 0 Aguas de Urabá S.A. E.S.P. 1,878 149 0 0 Regional de Occidente S.A. E.S.P. 583 19 0 0 Hidroecológica del Teribe S.A. -HET- 488 550 (8,390) 8,390 Aguas del Oriente Antioqueño S.A. E.S.P. 114 150 2 (48)

* Empresas públicas de Oriente S.A E.S.P. 0 0 0 0

Total efecto aplicación del método de participación patrimonial 270,790 248,746 640,526 26,345

*Empresa constituida en noviembre de 2009, iniciará operaciones en el 2011.

92

Inversiones registradas bajo el método del costo Las cifras contables al 31 de diciembre de 2009 y 2008 de las principales inversiones registradas bajo el método del costo, fueron:

2009


ISA S.A. E.S.P. 314,878 8,521,131 2,401,248 6,119,883 Isagen S.A. E.S.P. 385,752 4,949,857 1,603,994 3,345,863 Edatel 1,089 455,013 125,571 329,442 Hidroeléctrica Pescadero Ituango 9,244 277,843 27,347 250,496 Reforestadora Industrial de Antioquia -RÍA- (467) 58,446 797 57,649 Empopasto 2,786 78,229 33,130 45,099

Fuente: Contaduría General de la Nación - Sistema CHIP-

2008


ISA S.A. E.S.P. 260,321 4,188,345 1,055,854 3,132,491 Isagen S.A. E.S.P. 236,593 7,327,697 2,518,434 4,809,263 Edatel 1,083 459,373 122,698 336,675 Hidroeléctrica Pescadero Ituango 1,301 74,035 8,705 65,330 Reforestadora Industrial de Antioquia -RÍA- (975) 52,030 914 51,116 Empopasto 3,437 74,918 33,606 41,312

Fuente: Contaduría General de la Nación - Sistema CHIP-

El valor de las inversiones registradas bajo el método de costo, con detalle del costo ajustado, la valorización y las provisiones asociadas, correspondió al 31 de diciembre de 2009 y 2008 al siguiente detalle:

93

EmpresaCosto ajustado valorización Provisión

2009 2008 2009 2008 2009 2008Isagen S.A. E.S.P. (1) 191,214 191,214 585,299 628,413 0 0

ISA S.A. E.S.P. (2) 187,035 147,978 1,273,999 440,585 0 0

Hidroeléctrica Pescadero Ituango (3) 111,306 29,570 2,826 2,696 0 0

Gestión Energética S.A. E.S.P. (4) 12,686 12,686 0 0 (12,229) (12,091)

Reforestadora Industrial de Antioquia -RÍA- (5) 5,076 5,076 0 315 (80) 0

Electrificadora del Caribe (6) 1,398 1,398 0 0 (366) (444)

Briquetas de Antioquia (7) 509 509 0 0 (509) (460)

Hidroeléctrica Río Aures (7) 446 446 0 2 (446) 0

Empopasto (8) 183 183 46 0 0 0

Hidrosogamoso (9) 94 94 0 0 (94) (94)

Emgesa S.A. E.S.P. (10) 31 31 12 12 0 0

Terpel del Centro (7) 28 28 0 25 (28) 0

Fiducolombia (7) 12 12 3 2 0 0

Edatel (7) 12 12 0 0 (1) (1)

Davivienda -Bansuperior (7) 7 7 5 5 0 0

Acerías Paz del Río (7) 0 2 0 0 0 0

Total método del costo 510,037 389,246 1,862,190 1,072,054 (13,753) (13,090)

(1) Isagen S.A. E.S.P.

Es una empresa de servicios públicos mixta, constituida en forma de sociedad anónima el 4 de abril de 1995. El 16 de diciembre de 2005, me-diante Resolución 0128 de la Superintendencia Financiera, las acciones de la empresa se regis-traron en el Registro Nacional de Valores y Emi-sores. Su domicilio principal está en la ciudad de Medellín. La duración de la sociedad es por tér-mino indefinido.

Tiene por objeto principal la generación y co-mercialización de energía eléctrica, gas natural por redes, así como la comercialización de car-bón, vapor y otros energéticos de uso industrial.

EPM tiene una participación del 12.948%, con 352,960,000 acciones y un puesto en la Junta Directiva.

(2) Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P., ISA.

Se constituyó como sociedad anónima por es-critura el 14 de septiembre de 1967. Se le consi-dera una empresa de servicios públicos mixta, constituida como sociedad anónima, de carác-ter comercial, del Orden Nacional y vinculada al Ministerio de Minas y Energía, sometida al régimen jurídico establecido en la Ley de Ser-vicios Públicos Domiciliarios (Ley 142 de 1994).

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Su domicilio principal se encuentra en la ciudad de Medellín. La sociedad tiene un período indefi-nido de duración.

Tiene por objeto social principal la operación y mantenimiento de su propia red de transmisión, la expansión de la red nacional de interconexión, la planeación y coordinación de la operación de los recursos del Sistema Interconectado Nacio-nal, la administración del sistema de intercam-bios y comercialización de energía en el mercado mayorista, el desarrollo de sistemas, actividades y servicios de telecomunicaciones, la participa-ción directa o indirecta en actividades y servicios relacionados con el transporte de otros energé-ticos, salvo los limitados por la ley; la prestación de los servicios técnicos en actividades relacio-nadas con su objeto y los profesionales que re-quieran las empresas del Grupo, así como el de-sarrollo de cualquier otra actividad para terceros relacionada con la prestación de los servicios de energía eléctrica y de telecomunicaciones en el marco de la normatividad vigente.

En el año 2009 EPM adquirió un paquete accio-nario por $39,057, alcanzando 112,605,546 accio-nes en esta sociedad, para una participación del 10.1659%. EPM tiene representación en la Junta Directiva.

(3 )Hidroeléctrica Pescadero Ituango.

Es una empresa de Orden Departamental que se creó para promover y operar el Proyecto Hidro-eléctrico Pescadero Ituango. El área del proyec-to está localizada al noroccidente del Departa-mento de Antioquia, entre Liborina, al sur, y la desembocadura del río Ituango en el Cauca, al norte. De acuerdo con la alternativa selecciona-da, tendrá 2,400 megavatios (MW) de capacidad instalada, producirá en promedio 13,900 GWh anuales durante su vida útil y garantizará una energía firme anual de 8,195 GWh.

Pescadero Ituango se capitalizó en 2009 por $81,735. EPM es propietaria del 46.324% con 136,806,741 acciones.

(4) Gestión Energética S.A. E.S.P. GENSA.

Anteriormente Hidromiel S.A. E.S.P., es una so-ciedad anónima, empresa de servicios públicos mixta, de carácter comercial, con personería ju-rídica propia, plena autonomía administrativa y capital independiente (vinculada al Ministerio de Minas y Energía). Sometida al régimen gene-ral aplicable a las empresas de servicios públicos (Ley 142 de 1994).

En los términos de la Ley 142 de 1994, el régimen de los actos, contratos, presupuesto y personal, la empresa se rige por el derecho privado.

La Nación es su principal accionista con el 90.33% de participación. EPM posee 28,322,778,886 ac-ciones, con el 8.558%.

(5) Reforestadora Industrial de Antioquia, RIA.

El objeto social de la compañía es producir, transformar y comercializar productos madera-bles y no maderables de plantaciones forestales, buscando una alta rentabilidad y sostenibilidad, optimizando en cada momento los productos ofrecidos en los mercados nacionales e inter-nacionales, mejorando permanentemente la calidad de sus productos y los rendimientos de la madera, e integrando las potencialidades del bosque con los mercados.

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El Departamento de Antioquia es su principal accionista con el 87.84% de participación. EPM posee 1,000 acciones, con el 8.6655%.

(6) Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P.

Presta el servicio de distribución y comerciali-zación de energía eléctrica en el Caribe colom-biano. Dispone de más de 25.000 kilómetros de redes de alta tensión y media tensión y 25 subestaciones distribuidas en los siete departa-mentos de la Costa Caribe colombiana. EPM tie-ne una participación de 0.05153%, con posesión de 25,780,956 acciones.

(7) Inversiones recibidas como restitución patri-monial en el proceso de liquidación de la empre-sa EADE S.A. E.S.P. en liquidación.

(8) Empresa de Obras Sanitarias de Pasto E.S.P.

Empresa dedicada a la prestación de servicios de acueducto y alcantarillado en la ciudad de Pasto, los cuales incluyen realización de obras civiles, recolección, disposición y tratamiento de aguas residuales, protección, conservación, re-cuperación y manejo de cuencas. EPM tiene una participación del 0.48%, que equivale a 15.000 acciones.

(9) Hidrosogamoso

Allí se tiene el 4.930% de propiedad. Desde el 21 de marzo de 2007 feneció la vida jurídica de la empresa, por lo cual entró en causal de liquida-ción obligatoria.

(10) EMGESA S.A.

Fue constituida el 23 de octubre de 1997 como resultado del proceso de capitalización de la Empresa de Energía de Bogotá, efectuado por la sociedad de propiedad mayoritaria chileno-española, Capital Energía. La Compañía es filial de ENDESA Internacional, primer grupo eléctrico en América Latina y tercero en Europa, presente en 11 países y tres continentes.

La compañía tiene como actividad principal la generación y comercialización de energía eléc-trica en los términos de la Ley 143 de 1994. Cuen-ta con diez centrales de generación hidráulica y dos térmicas.

EPM tiene 0.000747% de participación en la so-ciedad, con 1,112 acciones.

El movimiento de la provisión de inversiones fue:

Concepto 2009 2008Saldo Inicial 13,152 13,193

Gasto del año 1,004 125

Gasto provisión años anteriores (156) (86)

Utilización provisión 92 (80)

Saldo Final 14,092 13,152

96

Nota 19Propiedades, planta y equipoComprende los bienes tangibles adquiridos, construidos o en proceso de construcción, con la intención de emplearlos de forma permanente en las actividades operativas para la producción y prestación de los servicios o como apoyo admi-nistrativo de la organización.

Durante el año 2009 el rubro de propiedad, planta y equipo presentó un movimiento neto de $104,264 por concepto de compras, adiciones, retiros y traslados de construcciones en curso a operación. Se capitalizaron cargos de construc-ciones en curso a activos operativos por valor de

$244,003 en los negocios de aguas, energía y del nivel institucional, representados en los siguien-tes cargos:

En el GEN Energía se incrementó la infraestruc-tura operativa en distribución energía por valor de $124,364, provenientes de los planes de nego-cio de reposición y expansión redes, expansión alumbrado público, expansión y automatización regional en distribución energía, reposición de equipos y adecuación y modernización en las subestaciones de energía en el Valle de Aburrá y en municipios del Oriente Antioqueño, y de los proyectos de gas comprimido.

El saldo al 31 de diciembre de 2009 y 2008, fue:

Descripción 2009 2008Construcciones en curso (1) 2,671,520 1,803,727

Propiedad, planta y equipos

Plantas ductos y túneles (2) 2,786,800 3,163,387

Redes, líneas y cables (2) 2,653,398 2,307,667

Edificaciones 1,955,094 1,614,450

Maquinaria y equipo 491,386 531,295

Terrenos 142,565 159,138

Equipo de comunicación y cómputo 90,338 248,671

Equipos de transporte 76,251 72,589

Muebles, enseres y equipo de oficina 72,890 69,674

Propiedad, planta y equipo no explotado (3) 58,674 57,416

Equipo médico y científico 14,891 12,590

Propiedades, planta y equipo en tránsito (4) 13,303 76,497

Bienes muebles en bodega (5) 4,177 6,007

Maquinaria, planta y equipo en montaje 1,404 0

Propiedades, planta y equipo en mantenimiento 1,073 178

Equipos de comedor y cocina 517 404

Provisión protección propiedad, planta y equipo (6) (22,028) (7,511)

Subtotal propiedades, planta y equipos 8,340,733 8,312,452

Depreciación acumulada (7) (4,604,989) (4,454,314)

Depreciación diferida 1,317,365 1,222,132

Subtotal depreciación (8) (3,287,624) (3,232,182)

Valorizaciones (9) 4,486,728 3,972,663

Total propiedades, planta y equipo, neto 12,211,357 10,856,660

97

(1) Construcciones en curso. Representan las in-versiones y demás cargos incurridos para la expansión y sostenibilidad de la infraestruc-tura para atender los servicios ofrecidos, me-diante construcción, ampliación, moderniza-ción o reposición de equipos y redes.

A diciembre 31 de 2009 presenta un creci-miento del 48%, con respecto al año 2008, explicado principalmente por la ejecución de obras asociadas al proyecto Porce III, el cual representa el 92% del total de las construccio-nes en curso.

Durante el año 2009 el valor de las construc-ciones en curso fue de $1,118,468, cuyos cargos los representan adiciones por compra de bie-nes y servicios y la ejecución de nómina de los funcionarios que intervienen directamente en las actividades de los proyectos. De este va-lor, $797,877 (71%) corresponde a la ejecución del proyecto Porce III, $34,780 para el proyec-to Porce IV, $151,020 para la ejecución de pro-yectos de modernización de subestaciones de energía y la expansión y reposición de redes de transmisión y distribución de energía.

Así mismo, se ejecutaron cargos por valor de $106,634 en los proyectos del Plan de infra-estructura de acueducto y del Plan de sanea-miento del río Medellín.

Las construcciones en curso están compuestas por los siguientes proyectos de inversión:

Proyecto 2009 2008

Proyecto Porce III (1) 2,447,832 1,649,503

Plan infraestructura de acueducto (2) 41,562 55,378

Redes de transmisión y distribución de energía (3) 78,905 49,679

Plan de saneamiento del río Medellín (4) 34,288 35,120

Proyecto Porce IV (5) 44,511 6,194

Expansión redes distribución gas natural (6) 16,972 4,455

Modernización y reposición de equipos de generación de energía (7) 7,450 3,398

Total construcciones en curso 2,671,520 1,803,727

Proyecto Porce III.

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(1) Proyecto Porce III. Localizado en el departamento de Antioquia en la margen occidental de la cordi-llera central, en jurisdicción de los municipios de Amalfi, Guadalupe, Gómez Plata y Anorí, a 147 km al noroeste de la ciudad de Medellín. Las principa-les características del proyecto se resumen así:

Altura de la presa 148 m

Tipo de presa CFRD

Volumen de la presa 4,4 Hm3

Capacidad nominal 660 MW

Caudal nominal 235 m3/s

Salto neto medio 322 m

Eficiencia total del proceso 0.816%

Número de turbinas 4 francis

Factor de conversión medio 2.81 MW/m3/s

Factor de planta 0.0074

Tensión de entrega al sistema 500 kV

Pérdidas por transformación 0.003

Disponibilidad de la planta > 95 %

A diciembre de 2009 el proyecto presenta un avance general en obra física del 82.6%. Los frentes de obra ejecutados en un 100%, con su cantidad de obra ejecuta-da, corresponden a:

Túnel de conducción - excavaciones 12.721 m

Presa - excavaciones 780.182 m3

Caverna de máquinas – excavaciones 64.263 m3

Caverna de máquinas concretos primarios 6.892 m3

Caverna de transformadores – excavaciones 1 15.096 m3

Caverna de transformadores - concretos 1.3 m3

Cara de concreto de la presa – primera etapa 13.852 m3

Concretos del plinto 4.297 m3

Ataguía en RCC (concreto compactado con rodillo) 4.813 m3

Túnel de acceso a casa de máquinas – excavaciones 493 m

Galería de cables y ventilación – excavaciones 604 m

Almenara – excavaciones 260 m

Pozo superior e inferior de la almenara –excavaciones 206 m

Pozo de carga – excavaciones 146 m

Túnel de desviación - excavaciones 667 m

Portal de acceso a la descarga de fondo 65.734 m3

Descarga de fondo – flujo a presión + flujo libre 406 m

Suministro y montaje de 2 puertas grúa 2 Un

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La entrada comercial de la primera unidad se estima para el segundo semestre del año 2010, las otras tres unidades para el primer se-mestre del año 2011.

En la subasta de 2008 la energía firme asigna-da -ENFICC- al proyecto Porce III fue de 3,363 GWh/año, a partir de diciembre de 2011 y por un tiempo de 20 años.

(2) Plan infraestructura de acueducto. En 2009 se destaca la construcción, optimización, reposición y ampliación de conducciones, circuitos, tanques de almacenamiento y ad-quisición de equipos para las plantas de po-tabilización y estaciones de bombeo como válvulas y motobombas, para instalaciones ubicadas en diferentes sitios de la ciudad.

Igualmente, se adelantaron proyectos para obras de expansión en la zona del Oriente cer-cano de Antioquia y del valle de San Nicolás.

(3) Redes de transmisión y distribución de ener-gía. Comprenden los proyectos de expansión y reposición de redes de transmisión y distri-bución, en diferentes niveles de tensión, para la prestación del servicio de transporte de

energía en las zonas atendidas tradicional-mente por EPM en el Valle de Aburrá y en el resto de los municipios de Antioquia.

Estas inversiones están dirigidas a la cons-trucción de redes de uso general y obras civi-les, incluyen ingeniería, consultoría y equipos para subestaciones. Comprenden además la expansión de luminarias, postes y redes para el alumbrado público de la ciudad de Mede-llín.

(4) Plan de saneamiento del río Medellín. Inclu-ye la adquisición de equipos de monitoreo requeridos para el mantenimiento y la ope-ración de las redes de alcantarillado, la repo-sición de equipos en la planta de tratamiento de aguas residuales San Fernando, así como la construcción, reposición, optimización y ampliación de redes secundarias y colectores como parte del Programa de saneamiento del río Medellín y sus quebradas afluentes.

Como propósito a largo plazo, se pretende descontaminar las aguas de la vertiente más importante de la ciudad de Medellín y reducir su demanda bioquímica de oxígeno. Actual-mente está operando la planta de tratamien-to de aguas residuales San Fernando.

(5) Proyecto Porce IV. Está localizado sobre el río Porce, en el Departamento de Antioquia, aproximadamente a 150 km al noreste de la ciudad de Medellín, en jurisdicción de los municipios de Amalfi y Anorí, con influencia indirecta sobre el municipio de Zaragoza. Este desarrollo sería el último eslabón de la cade-na del complejo hidroeléctrico del río Porce.

Las principales características que tendrá el proyecto son:

Reubicación de familias, Proyecto Porce III.

100

Altura de la presa 193 m

Tipo de presa CFRD

Volumen de la presa 9.9 Hm3

Volumen del embalse 1.286 Hm3

Área de embalse 2.011 Ha

Caudal nominal 262.6 m3/s

Potencia nominal 400 MW

Energía media anual 2.600 GWh/Año

Factor de planta 0.75

Energía base ENFICC 1.923 GWh/año

Turbinas 2 francis

El proyecto Porce IV fue acogido en la subasta de obligaciones en firme, realizada en 2008, y deberá entrar en operación en 2015.

(6) Expansión redes de distribución gas natural. Incluye la expansión del sistema en el Área Metropolitana, inversiones para abordar el mercado no residencial del Oriente antio-queño, ubicado en el corredor de la autopis-ta Medellín-Bogotá entre los municipios de Guarne, Rionegro y Marinilla, y recursos para desarrollar la expansión por fuera del Valle de Aburrá mediante el sistema de Gas Natural Comprimido, GNC, en los municipios donde aún no se puede acceder con los gasoductos convencionales.

(7) Modernización y reposición de equipos de generación de energía. Este programa de inversión está orientado, principalmente, a la rehabilitación de la central hidroeléctrica Riogrande I y a la modernización y repoten-ciación de la central hidroeléctrica Playas.

Generación. La capacidad efectiva neta del negocio de generación corresponde aproxi-madamente al 19% de la capacidad instalada del país.

En el siguiente cuadro se detallan las plantas de generación instaladas en 2009:

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Planta Municipio Tipo* Capacidad efectiva kW

No. Unidades

Guatapé San Rafael H 560.000 8

La Sierra Puerto Nare T 460.019 3

Porce 2 Amalfi H 405.000 3

La Tasajera Girardota H 306.000 3

Guadalupe 3 Gómez Plata H 270.000 6

Guadalupe4 Guadalupe H 202.000 3

Playas San Carlos H 201.000 3

Troneras Carolina H 40.000 2

La Herradura Cañasgordas H 19.800 2

Jepírachi Uribia - Guajira E 19.500 15

Riogrande 1 Don Matías H 19.000 1

Niquía Bello H 19.000 1

Sonsón 1 Sonsón H 18.500 2

Ayurá Envigado H-A 18.000 1

La Vuelta Abriaquí H 11.800 1

Dolores Angostura H 8.300 1

Piedras Blancas Medellín H-A 5.000 1

Pajarito Yarumal H 4.900 1

Manantiales Bello H-A 3.000 1

Caracolí Caracolí H 2.600 2

Támesis (Río Frío) Támesis H 1.200 3

Río Abajo San Vicente H 0.900 2

Campestre Medellín H-A 0.700 1

Nutibara Medellín H-A 0.600 1

América Medellín H-A 0.300 1

Auxiliar de Riogrande Don Matías H 0.300 1

Bello Bello H-A 0.200 1

Total kW 2,597.619

(2) Entre los principales componentes de la infraestructura operativa en EPM están las plantas ductos, túneles, redes, líneas y cables. A diciembre de 2009, por negocios, corresponden a:

Tipo:*H: Hidráulica*T: Térmica *H-A: Hidráulica propiedad de acueducto

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Transmisión y distribución. EPM distribuye energía eléctrica a todos los municipios del Departamento de Antioquia y al Carmen de Atrato, Chocó, mediante redes del Sistema de Distribución Local, SDL, y del Sistema de Trans-misión Regional, STR.

La energía se transporta utilizando 133 subes-taciones eléctricas con una capacidad insta-lada de 4.447 MVA. Se emplean 60.255 km de líneas de transmisión y redes de distribución y se tienen instalados en el sistema 90.000 transformadores, 123.638 puntos luminosos en Medellín y 58.425 en el resto de los munici-pios del Valle de Aburrá.

Gas natural. Se atiende un mercado de 10 mu-nicipios, dentro del Valle de Aburrá, La Ceja, La Unión y El Retiro. Para la prestación del servi-cio se utilizan 82.9 km de redes de acero, 3.692 km de redes de polietileno, 16 estaciones de regulación y 1 centro de control.

Acueducto. El servicio de acueducto se presta actualmente en Medellín y en las demás po-blaciones del Valle de Aburrá, utilizando 295,1 kilómetros de redes de conducción, 88 circui-tos de distribución, 31 estaciones de bombeo, 109 tanques de almacenamiento, con una ca-pacidad de 431.551 m3, y 3.285,5 km de redes secundarias.

Para el tratamiento del agua se dispone de las siguientes plantas de potabilización:

Planta Localidad Capacidad instalada (m3/seg)

La Ayurá Envigado 9.20Manantiales Bello 6.00Villa Hermosa Medellín 0.95La Montaña Medellín 0.38San Cristóbal San Cristóbal 0.23Caldas Caldas 0.20La Cascada Medellín 0.10San Antonio de Prado San Antonio de prado 0.10Barbosa Barbosa 0.07Aguas Frías Medellín 0.03

En su infraestructura operativa el negocio de acueducto cuenta con una planta de tra-tamiento de aguas residuales, localizada en el municipio de El Retiro (Antioquia), la cual procesa 22 litros/s. En esta planta se hace el

saneamiento de las aguas de los ríos Panta-nillo, Buey y Piedras, las cuales se trasvasan al embalse de La Fe para potabilizarlas luego en la planta de tratamiento La Ayurá.

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Abastecimiento MedidaFuentes de agua 25Disponibilidad promedio anual: 224 Mm3Capacidad en embalses (La Fe 11.8, Riogrande II 150.9, Piedras Blancas 1.2) 163.9 Mm3Bombeos de captación: 11.77 m3/s.Capacidad de tratamiento 17.25 m3/s.

Distribución secundaria MedidaDe redes 3190.6 kmCubrimiento 100%

(3) Propiedad, planta y equipo no explotado. In-cluyen activos que por obsolescencia no se requieren para la operación del negocio, y aquellos que temporalmente se encuentran fuera de servicio, en proceso de rehabilita-ción o en espera de una decisión técnica para rehabilitar o dar de baja.

Los activos bienes muebles que se dan de baja por obsolescencia o porque ya no son reque-ridos por la empresa, se llevan al almacén de aprovechamientos, donde son ofrecidos me-diante subastas públicas (por normatividad interna); se dan de baja en el momento en que se reintegran, exceptuando vehículos y equi-pos de cómputo que se dan de baja contable en el momento de venderlos.

Saneamiento aguas residuales. Para la dispo-sición final de las aguas residuales se cuenta con 4,315.5 km de redes de saneamiento, con-formadas por 1,167.2 km de redes de aguas llu-vias, 1,520.9 km de redes de aguas residuales y 1,627.4 km de aguas combinadas.

Se tienen en servicio 317.3 km de colectores y 33.5 km de interceptores, los cuales recogen las aguas sucias para transportarlas a las plantas de tratamiento (la actual Planta San Fernando y la futura Planta Bello). Para el tratamiento de las aguas residuales se tiene en operación la planta de San Fernando, cuya capacidad instalada es de 1,8 m3/s.

Por grupo de cuentas, el saldo a diciembre 31 de 2009 es el siguiente:

Concepto 2009 2008 Plantas, ductos y túneles 31,648 30,858Terrenos 23,369 23,369Equipos de comunicación y computación 1,738 2,733Equipos de transporte, tracción y elevación 779 127Redes, líneas y cables 738 181Maquinaria y equipo 234 0Edificaciones 168 148

Total 58,674 57,416

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Los terrenos no los explota operativamente EPM y están destinados para la venta. Entre los principales rubros se destacan los terre-nos por valor de $22,922 millones de la plan-ta de tratamiento de aguas residuales que se construirá en el municipio de Bello. En la UEN Distribución de Energía se tienen lotes de te-rrenos de dos plantas envasadoras de gas ubi-cadas en los corregimientos Currulao, muni-cipio de Turbo y en La Cruzada, municipio de Remedios, y otro lote correspondiente a una mina de carbón ubicada en el municipio de Amagá.

Las edificaciones corresponden al edificio de la planta envasadora de gas ubicada en el co-rregimiento Currulao.

En el rubro de plantas, ductos y túneles se en-cuentran activos asociados con las centrales Riogrande I, Sonsón II y La Calera.

La central Riogrande I está fuera de servicio mientras se hace una repotenciación de sus equipos principales.

La planta de generación Sonsón II está fuera de servicio por un atentado ocurrido en 2007 que afectó a varios de sus equipos, sumado a otro siniestro por un deslizamiento de tierra que afectó a otros equipos y causó daños ma-yores. Se encuentra en rehabilitación.

Por otra parte, los activos de la planta La Calera se encuentran por fuera de operación por obso-lescencia tecnológica, mientras se decide si se desmontan definitivamente o se rehabilitan.

El grupo de redes líneas y cables se refiere a algunos equipos retirados de servicio de la subestación Guayabal.

El rubro de equipos de comunicación y com-putación comprende, principalmente, a com-putadores retirados del servicio por reposicio-nes tecnológicas y dispuestos en el almacén de aprovechamientos para darles de baja o venderlos.

Los equipos de transporte, tracción y eleva-ción corresponden a vehículos que salieron de operación, ubicados en el almacén de aprove-chamientos para venderse por subasta.

(4) Propiedad, planta y equipo en tránsito. Re-presenta el valor de las erogaciones efectua-das en el proceso de compra de activos im-portados, que se encuentran en trámite de transporte O legalización de la importación.

(5) Bienes muebles en bodega. Corresponde a elementos duraderos que no son usados de manera inmediata y requieren almacenarse durante un tiempo para reemplazar o sus-tituir otroS de características idénticas o si-milares. Su proceso de depreciación se inicia cuando los bienes se son retirados del alma-cén e instalados y puestos en operación por las áreas que los requieren.

Su detalle por cada cuenta al 31 de diciembre de 2009 es el siguiente:

Concepto 2009 2008


Redes, líneas y cables 361 1,552

Equipos de comunicación y computación 28 28

Otros 12 458

Total 4,177 6,007

105

(6) Provisión protección propiedad, planta y equipo. Conforme a lo estipulado en la Reso-lución 356 de septiembre de 2007 emitida por la Contaduría General de la Nación, desde el año 2008 se viene realizando la actualización

Concepto 2009 2008

Redes, líneas y cables 8,317 0

Plantas, ductos y túneles 6,798 6,129

Edificaciones 5,334 0

Equipos de comunicación y computación 1,456 1,382

Terrenos 123 0

Total 22,028 7,511

El movimiento de la provisión de la propiedad, planta y equipo fue:

Movimiento provisión propiedad, planta y equipo 2009 2008

Saldo inicial 7,511 0

Gasto provisión 13,774 7,511

Gasto ejercicios anteriores 822 0

Disminución durante el año (79) 0

Total 22,028 7,511

del valor de las propiedades planta y equipo mediante avalúo técnico. A continuación se presenta el detalle de la provisión acumula-da, correspondiente a activos que tenían un valor en libros superior al avalúo técnico:

(7) Depreciación. La depreciación se calcula so-bre el costo histórico bajo el método de línea recta. En términos generales se utilizan como base las vidas útiles sugeridas por la Conta-duría General de la Nación. Para algunos ac-tivos se toma como base la vida útil probable determinada por los técnicos de la empresa, la cual se calcula según criterios tales como adiciones o mejoras, avances tecnológicos,

políticas de mantenimiento y reparaciones, obsolescencia, exposición física de los bienes u otros factores. (Ver Nota 5. Políticas y prác-ticas contables, lo referente a “Vidas útiles generales por tipo de activo”).

106

(8) Su detalle por cada cuenta al 31 de diciembre de 2009 es el siguiente:

Concepto 2009 2008

Depreciación acumulada

Plantas, ductos y túneles 2,443,721 2,367,736

Redes, líneas y cables 1,037,380 857,471

Edificaciones 593,646 501,984


Muebles, enseres y equipos de oficina 63,136 61,392

Equipos de transporte, tracción y elevación 56,573 59,363

Equipos de comunicación y computación 54,577 214,836


Equipos de comedor, cocina, despensa y hotelería 231 155

Subtotal depreciación acumulada 4,604,989 4,454,314

Depreciación diferida

Exceso fiscal sobre la contable (1,317,365) (1,222,132)

Total depreciación 3,287,624 3,232,182

El movimiento durante el 2009 se detalla a continuación:

Movimiento depreciación 2009 2008

Saldo inicial 4,454,314 4,095,214

Depreciación del periodo costo 224,009 216,878

Depreciación del periodo gasto 17,119 16,448

Gasto ejercicios anteriores 1,890 (907)

Retiros por venta (20,925) (5,489)

Otros retiros (167,043) (82)

Otros incrementos (disminuciones) 392 (153)

Movimiento depreciación diferida 95,233 132,405

Saldo final 4,604,989 4,454,314

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(9) Valorización propiedad, planta y equipo. Du-rante el año 2009 se realizó inventario físi-co, conciliación y valoración de los siguientes grupos de activos:

Redes, líneas y cables del negocio de distribu-• ción de energía: postes, transformadores, red primaria, luminarias, redes y transformadores de alumbrado público.

Terrenos de los negocios de transmisión y dis-• tribución de energía, gas, acueducto y sanea-miento.

Casetas, bodegas y edificios administrativos • de los negocios de acueducto y saneamiento.

La metodología empleada para la valoración de las redes, líneas y cables del negocio de dis-tribución energía consistió en obtener el valor de reposición a nuevo, aplicándoles factores de demérito y de obsolescencia, determina-dos de acuerdo con las condiciones de mante-

nimiento del activo, el estado general del mis-mo y las condiciones operativas a las cuales se encuentra sometido el elemento, así como el tipo de material en que está construido.

Por otra parte, se utilizó el método compara-tivo o de mercado para determinar el avalúo de los bienes inmuebles localizados en el Área Metropolitana y el Oriente cercano, que con-siste en determinar el valor de un inmueble con base en información obtenida de transac-ciones reales, en ofertas y demandas conoci-das y veraces.

El avalúo de los inmuebles ubicados en el área rural, para los que no se tienen referentes de mercado, se hizo con base en la resolución de avalúo catastral que profiere la División de Catastro Departamental de Antioquia para cada municipio. Las valorizaciones de la pro-piedad, planta y equipo a diciembre de 2009 correspondieron a:

Concepto 2009 2008

Plantas, ductos y túneles 1,706,700 1,768,295

Redes, líneas y cables 914,217 499,917

Edificaciones 974,310 962,325

Terrenos 814,748 569,640


Equipo transporte tracción y elevación 13,278 15,126

Muebles, enseres y equipo de oficina 12,311 12,283

Equipo de comunicación y computación 2,047 10,216


Equipo comedor y cocina 7 7

Total valorizaciones 4,486,728 3,972,663

108

Otras operaciones relevantes en la propiedad, planta y equipos fueron:

Adiciones y mejoras: se ejecutaron $4,338 como adiciones o mejoras en las centrales de Riogrande I y la central hidroeléctrica Playas, producto del programa de inversión en plan-tas del GEN Energía, orientado principalmen-te para la rehabilitación.

Se ejecutaron $12,529 en la adquisición de ac-tivos para el reemplazo del sistema de control de la termoeléctrica La Sierra, adicionalmen-te adquisición de válvulas para las bombas de circulación del sistema de agua de enfria-miento de la central e instalación de válvulas para el suministro liquido, entre otros.

En el GEN Aguas se capitalizaron $119.638 de los proyectos de planes de infraestructura de acueducto y del Plan de saneamiento del rio Medellín.

Por otro lado, se realizaron compras de bienes y servicios y adiciones en los activos operati-vos por valor de $59,345, de los cuales $29,196 se ejecutaron en el GEN Energía en compra de equipos y sistemas de refrigeración para las subestaciones de energía. $8,388 corres-ponden al GEN Aguas con cargos provenien-tes de compra de equipos de comunicación y cómputo, equipos de transporte, maquinaria y equipos. Por otro lado, el nivel institucional registró cargos por valor de $17,866 para la adecuación y modernización de edificaciones, adecuación de bodegas, maquinaria y equi-po, muebles y equipos de oficina, equipos de cómputo y equipos de transporte.

En este rubro se refleja una disminución de $170,622, de los cuales $146,259 corresponden a la baja de equipos de cómputo, que más ade-lante se detalla. El valor restante, de $24,363, corresponde a la disminución en las cuentas de plantas ductos y túneles, maquinaria y equipo, equipos de transporte, tracción y ele-vación, entre otros.

Bienes vendidos y efecto en resultados: en el año 2009 se registró un ingreso neto de $1,943 por utilidades en venta de activos, donde se

destaca la venta de 17 predios, ubicados en los municipios de Don Matías, Entrerríos, Santa Rosa, El Peñol, Guatapé, San Rafael, Carolina, Amalfi y Riogrande I. El valor de la venta as-cendió a $987, operación que dejó una utili-dad equivalente a $947.

Bienes entregados en comodato: en octubre de 2009 se entregaron en comodato 2 terre-nos con un área de 4,926 y 276 m2, respecti-vamente, en el paraje de Juntas del municipio de Don Matías. El primero fue entregado a los bomberos voluntarios de la localidad para el desarrollo de actividades de entrenamiento y acondicionamiento. El segundo fue entregado a la Junta de Acción Comunal Pan de Azúcar para la adecuación de dos tanques de leche que garantizan la conservación y consumo de la leche producida. En esta operación no exis-te contraprestación alguna.

Adicionalmente se entregaron terrenos en comodato a Comfama y Confenalco para el desarrollo de actividades culturales, recreati-vas y ecoturísticas, y a Corantioquia para ac-tividad experimental y desarrollo de especies nativas en el arboreto construido.

109

Bienes retirados y efecto en resultados: en desarrollo del proyecto de avalúos técnicos de activos operativos se hizo el inventario y la conciliación con los registros del sistema de información corporativo OneWorld de equipos de comunicación y cómputo, radios trunking, buscapersonas, equipos telefónicos, cámaras fotográficas y televisores cuyo valor contable neto era de $1.048 y valorización de $13.207.

Para el balance de diciembre de 2009 se die-ron de baja dichos equipos, con el fin de refle-jar la realidad financiera de la información re-lacionada con la propiedad, planta y equipo.

Capitalización de intereses: en el 2009 se ca-pitalizaron $57,474, así:

Porce III por $48,128: intereses y comisiones • por préstamos otorgados por el BID, Banco de Tokio y bonos internacionales.

Porce IV por $9,346: intereses de bonos inter-• nacionales.

Restricciones: a 31 de diciembre de 2009 no existen restricciones o gravámenes sobre la propiedad, planta y equipos.

Nota 20Encargos fiduciariosLos encargos fiduciarios al 31 de diciembre de 2009 y 2008 correspondieron a:

Concepto 2009 2008

Patrimonio autónomo bonos pensionales (1) 255,773 241,653

Patrimonio autónomo para financiación social (2) 12,845 12,613

Total encargos fiduciarios 268,618 254,266

(1) EPM constituyó un patrimonio autónomo, me-diante el contrato de fiducia No. 090416150 y de conformidad con lo establecido en el De-creto 810 de 1998, con el Consorcio Pensiones E.P.M., conformado por Fiducolombia S.A. y Fi-duciaria La Previsora S.A. -Fiduprevisora S.A.-, para garantizar el cubrimiento de las obliga-ciones generadas por los bonos pensiona-les, cuotas partes pensionales y el pago de indemnizaciones sustitutivas derivadas de los riesgos que regula el sistema general de pensiones. El encargo fiduciario empezó a ca-pitalizarse mediante el pago de cinco cuotas anuales a partir de mayo de 2003 y quedó to-

talmente constituido en 2008, año en el cual se hizo traslado de los fondos a BBVA Fidu-ciaria S.A. y se realizó una adición por $18,250 para incluir los bonos de la conmutación pen-sional de EADE.

El fondo se proyecta de manera que se extin-ga al momento del pago de la última pensión a cargo de EPM (año 2065). Con la constitu-ción de este patrimonio se garantiza a futuro la disponibilidad de recursos para atender el pago del pasivo pensional de bonos de las em-presas y se independiza el manejo financiero de los mismos.

110

Este patrimonio autónomo genera rendimien-tos con base en la valoración a precios de mer-cado de los recursos administrados en dicho fondo, antes de deducir los costos y gastos a cargo del mismo como retenciones y comi-siones durante el plazo en que esté vigente

el contrato. En el período 2009 no se hicieron aportes (2008: $18,250), se pagaron bonos por $20,201 (2008: $12,721) y se alcanzaron rendi-mientos por $34,321 (2008: $26,273).

El movimiento del patrimonio durante el año 2009, se refleja a continuación:

Patrimonio autónomo bonos pensionales 2009 2008

Saldo inicial 241,653 209,851

Aportes 0 18,250

Bonos pagados (20,201) (12,721)

Rendimientos financieros 34,321 26,273

Saldo final 255,773 241,653

(2) El Programa de Financiación Social EPM-UNE busca mejorar la calidad de vida de sus clien-tes ofreciéndoles facilidad para acceder a comprar en los establecimientos de comercio vinculados al programa, electrodomésticos, gasodomésticos, equipos de cómputo, audio y video o realizar mejoras en el hogar. Esta opción se ofrece a los clientes de EPM que han tenido un excelente comportamiento de pago de los servicios públicos, otorgándoles un cupo de crédito con recaudo a través de la factura de servicios públicos. La asignación de los cupos se realiza bajo los parámetros del sector financiero, teniendo en cuenta la capacidad de endeudamiento de los clientes.

El patrimonio autónomo fue creado en agosto de 2008, conformado por BBVA Fiduciaria S.A.

y la Fiduciaria Bogotá S.A. con el objeto de ad-ministrar los recursos y pagos del Programa de Financiación Social creado por EPM y UNE.

EPM y UNE entregaron sus aportes en forma separada al patrimonio y su movimiento se registra por separado de acuerdo con los por-centajes de participación de cada empresa.

El plazo del contrato es de tres (3) años, con-tados a partir del 26 de Agosto de 2008, que podrá ser prorrogado por períodos iguales o menores, previo acuerdo entre las partes, sin exceder en ningún caso un plazo total de veinte (20) años.

El movimiento del patrimonio durante el año 2009 se refleja a continuación:

Patrimonio autónomo financiación social 2009 2008

Saldo inicial 12,613 0

Aportes 0 12,500

Rendimientos financieros 232 113

Saldo final 12,845 12,613

111

Nota 21DiferidosDetalle del saldo de cargos diferidos, al 31 de diciembre de 2009 y 2008:

Concepto 2009 2008

Impuesto diferido (1) 87,748 71,269

Estudios y proyectos (2) 24,641 24,661

Descuentos en bonos (3) 17,652 0

Prima en contratos de estabilidad jurídica (4) 9,028 9,523

Otros 409 29

Total cargos diferidos 139,478 105,482

Con la suscripción del Contrato de Estabilidad Jurídica, la actividad de Generación de Energía quedará protegida frente a los cambios adver-sos que se pudieran presentar en materia tribu-taria, particularmente frente a normas como: la tarifa del impuesto sobre la renta será máximo del 33%, el Impuesto al Patrimonio sólo estará vigente hasta el año 2010, las deducciones del 40% por inversión en activos fijos reales pro-ductivos, por inversiones en desarrollo cientí-fico y tecnológico, por inversiones en control y mejoramiento del medio ambiente y por dona-ciones se mantendrán mientras dure el contra-to de estabilidad jurídica.

(1) El impuesto diferido es de naturaleza débi-to porque significó el pago anticipado de un impuesto en el año corriente por diferencias temporales entre la utilidad contable y la ren-ta fiscal. (Ver nota relacionada, Nota 35 Im-puesto diferido).

(2) Corresponde a las inversiones acumuladas en desarrollo del proyecto para la construcción de la planta de tratamiento de aguas resi-duales en el municipio de Bello. Los valores acumulados son por estudios y diseños de las obras y equipos de la planta y del interceptor principal.

(3) Hace referencia al descuento otorgado por la emisión de bonos internacionales (cupón de 7.625%), por el crédito de US$500 millones. La prima se amortizará hasta su fecha de venci-miento en julio de 2019.

(4) Corresponde a la prima pagada a la Nación por el contrato de estabilidad jurídica para la actividad de generación energía de EPM. Se suscribió a un plazo de veinte (20) años y su valor fue equivalente al 0.5% del valor de las inversiones realizadas en período improduc-tivo y el 1% en la etapa de operación. El mon-to inicial ascendió a $9,894.

112

Nota 22IntangiblesEl saldo de intangibles a 31 de diciembre comprende:

Concepto 2009 2008

Software (1) 176,797 176,598

Licencias (2) 53,084 51,854

Servidumbres (3) 8,656 2,194

Crédito mercantil (4) 6,032 6,032

Derechos, concesiones y franquicias 538 538

Subtotal intangibles 245,107 237,216

Menos amortización acumulada (5) (185,770) (169,253)

Total intangibles 59,337 67,963

bres registradas en las cuentas contables de terrenos. Algunas que se encontraban dentro del rubro de propiedad, planta y equipos se reclasificaron a la cuenta “197009 Servidum-bres”, con su amortización respectiva.

(4) En este rubro se encuentra registrado el cré-dito mercantil, producto de la capitalización que realizó EPM en diciembre de 2003 en la Central Hidroecológica del Teribe S. A. Este rubro se amortizará en 36 meses, una vez que el Proyecto Bonyic entre en operación.

(5) Movimiento de amortización de intangibles:

(1) Corresponde al software especializado que se utiliza para la prestación de los servicios, en-tre ellos los usados en los centros de control de energía, acueducto y gas, manejo de redes de distribución y de estaciones centrales.

(2) Comprende, básicamente, las licencias ad-quiridas para el sistema de facturación de los servicios.

(3) En desarrollo del proyecto de avalúos técnicos de activos se hizo el inventario y la conciliación con los registros del sistema de información corporativo “OneWorld”, para las servidum-

Movimiento Intangibles 2009 2008

Saldo inicial: 169,253 150,963

Costo amortización intangibles 15,568 17,907

Gasto amortización intangibles 669 502


Otros Incrementos (disminuciones) 291 (119)

Saldo final 185,770 169,253

113

Nota 23Otros activosEl saldo de otros activos a 31 de diciembre comprende:

Concepto 2009 2008

Obras y mejoras en propiedad ajena (1) 28,145 24,099

Bienes entregados a terceros (2) 25,898 18,264

Gastos pagados por anticipado, seguros 10,800 9,420

Bienes recibidos en dación de pago 35 35

Libros y publicaciones de investigación y consulta 28 29

Amortización acumulada de bienes entregados a terceros (3) (12,746) (7,854)

Total otros activos 52,160 43,993

Valorizaciones

Bienes entregados a terceros (4) 64,769 4,662

Total valorizaciones 64,769 4,662

(1) Las obras y mejoras en propiedad ajena a diciembre 31 de 2009 comprendían:

Concepto 2009 2008 Terrenos 255 315

Edificios 3,793 4,053

Plantas ductos y túneles 12,077 11,546

Otros 12,020 8,185

Total obras y mejoras en propiedad ajena 28,145 24,099

De los $28,145, $6,738 corresponden a eroga-ciones que se hacen para reparar y adecuar las vías que resultan afectadas por el man-tenimiento y expansión de las redes; además se incluyen adecuaciones adelantadas en las

oficinas de atención al cliente en las diferen-tes zonas de influencia, tanto urbanas como rurales, así como obras en la sede principal de EPM y en la Biblioteca de EPM.

114

(2) Los bienes entregados a terceros corresponden a:

Concepto 2009 2008 Bienes muebles entregados en comodato (1) 10,334 6,015Bienes muebles entregados en administración (2) 9,683 6,532Bienes inmuebles entregados en administración (3) 5,739 5,580Bienes inmuebles entregados en comodato 142 94Bienes entregados en encargo fiduciario 0 5Otros bienes entregados a terceros 0 37

Total bienes entregados a terceros 25,898 18,264

(1) Comprende el valor de los medidores prepago entregados a los usuarios vinculados al Pro-grama de Energía Prepago, implementado en 2006 para aliviar la situación de desconexión del servicio de energía a la población de bajos recursos ubicados en la ciudad de Medellín.

(2) Edificaciones entregadas al Ministerio de Defensa para el funcionamiento de las ba-ses, núcleos militares y vehículos entrega-dos al Ejército Nacional para la protección

y seguridad del proyecto Porce III y las cen-trales que se encuentran en operación.

(3) Terrenos que se entregan por intermedio de contratos a entes, tales como: munici-pios, instituciones educativas y acciones comunales, destinados al desarrollo de actividades recreativas y deportivas, cons-trucción de rellenos sanitarios y ejecución de labores agropecuarias, entre otras.

(3) La amortización acumulada de bienes entregados a terceros a diciembre 31 de 2009 comprendía:

Concepto 2009 2008 Saldo inicial 7,854 2,373

Amortización del periodo costo 5,054 5,250


Otros incrementos (disminuciones) (50) 231Saldo final 12,747 7,854

(4) Durante el año 2009 se realizó la valoración de terrenos entregados en comodato, cuyos predios están ubicados en los municipios de Medellín, el Valle de Aburra y algunos muni-

cipios aledaños. Entre los rubros más signifi-cativos se destaca la valorización de los par-ques Piedras Blancas y Los Salados.

Energía prepago.

115

PasivosLa composición del pasivo de EPM a diciembre 31 de 2009 fue:

Contingencias

Pensionales y conmutación

Impuesto diferido

Otros

Impuestos

Proveedores y acreedores

Obligaciones laborales61%14%

12%7%

2%2%

1%

1%

Deuda financiera total

• Pasivos

Nota 24Operaciones de crédito públicoDetalladas por entidad, a 31 de diciembre de 2009 y 2008:

Operaciones de crédito público 2009 2008

Deuda pública externa de corto plazo

Créditos BID (1) 76,768 85,960

Santander Benelux (2) 4,344 4,768

Mediocrédito Centrale de Italia 1,199 2,550

JBIC no atado 0 55,772

Total operaciones de crédito público corrientes 82,311 149,050

Operaciones de crédito público no corrientes (3) 3,230,174 1,324,470

Total operaciones de crédito público 3,312,485 1,473,520

(1) Este rubro corresponde a los créditos BID 592, 792 y 800, los cuales financian proyectos de inversión. Como respaldo a la Garantía de la Nación, EPM firmó contratos de contragarantía con la Nación al momento de cierre de las operaciones correspondientes a los créditos BID 792 y 800.

116

(2) Los recursos que prestó el Banco Santander Be-nelux en 2004 se destinaron para la financia-ción de los aerogeneradores del Parque Eólico Jepirachi.

(3) Las operaciones de crédito público de largo plazo al 31 de diciembre de 2009 y 2008 co-rrespondieron a:

Concepto 2009 2008

Deuda pública interna de largo plazo

Bonos mercado local (1) 1,000,000 367,040

Deuda pública externa de largo plazo

Bank of New York - Bonos internacionales - (2) 1,022,115 0

Créditos BID (3) 792,697 944,236

Bank of Tokyo (4) 408,846 0

Santander Benelux 6,516 11,919

Mediocrédito Centrale de Italia 0 1,275

Total operaciones de crédito (5) 3,230,174 1,324,470

La Guajira

(1) Corresponde a la emisión de bonos en el mercado local, celebrada entre noviembre de 2008 y mayo de 2009 con las siguientes ca-racterísticas:

SubserieMonto

Adjudicado (COP)

A5a IPC 5 años 151,600

A10a IPC 10 Años 313,010

A15a IPC 15 años 198,400

B3a DTF 3 Años 204,290

C10a Tasa Fija 10 Años 132,700

TOTAL 1,000,000

117

(2) EPM colocó emisión de bonos en el mercado internacional de capitales, por un monto de US$500 millones, destinado a la financiación de Porce III. La emisión, que recibió una ca-lificación de grado de inversión de Baa3 por Moody’s y BB+ por Fitch Ratings, fue colocada a un rendimiento de 7.875% con un vencimien-to a julio 29 de 2019 y un cupón de 7.625%.

(3) Crédito BID 1664 destinado a la financia-ción del proyecto hidroeléctrico Porce III. En 2009 fueron desembolsados USD$6,082,720, en 2008 se habían recibido USD$37,195,480 y entre los años 2006-2007 se recibieron USD$155,821,810. Este empréstito, al igual

que los BID 792 y 800, cuenta con garantía de la nación y por consiguiente fue firmado un contrato de contragarantía a favor de ella.

(4) Préstamo con los bancos de Tokio-Mitsubishi y Bilbao Vizcaya Argentaria (BBVA) sede de To-kio, con garantía de JBIC, por US$200 millones, para la financiación de Porce III, cuyo contrato fue firmado en septiembre de 2008 y desem-bolsado en su totalidad en enero de 2009.

(5) El detalle de los vencimientos de las operacio-nes de crédito público en los próximos perío-dos, en la moneda original y su equivalente en millones de pesos, corresponde a:

Año Dólar americano

Pesos Col. en

millonesEuros Libra es-

terlinaEquivalente

millones Col $

2010 39,596,300 0 440,000 23,000 82,310

2011 39,172,300 167,590 0 0 247,667

2012 54,777,800 36,700 0 0 148,678

2013 69,030,684 0 0 0 141,115

2013 en adelante 927,980,005 795,710 0 0 2,692,715

Total 1,130,557,089 1,000,000 440,000 23,000 3,312,485

Nota 25Operaciones manejo de deudaEPM desarrolla estrategias de cobertura de ries-go cambiario para disminuir la incertidumbre en los flujos futuros de la empresa y mantener niveles adecuados de maniobrabilidad y flexibi-lidad frente al mercado.

De esta manera, la empresa ejecuta diferentes esquemas de operaciones de cobertura de ries-go cambiario, basados en el riesgo a cubrir, el momento de mercado y las alternativas de co-bertura disponibles en el sector financiero.

118

El saldo a 31 de diciembre de 2009 y 2008 de las operaciones de manejo de deuda se discriminó así:

Concepto 2009 2008Obligaciones en contratos derivados 195,082 141,571

Derechos en contratos derivados (Db) (159,243) (116,341)

Total instrumentos derivados corrientes 35,839 25,230

Instrumentos derivados no corrientes (1) 164,992 154,904

Total instrumentos derivados 200,831 180,134

Las operaciones con instrumentos derivados al 31 de diciembre de 2009, discriminadas en corto y largo plazo, se resumen en:

Instrumentos derivados

corto plazoEntidad

2009

Derecho (a) Obligación (b) Cobertura (a)–(b)

Swap dólar -peso Citibank 87.902 124.958 (37.056)

Swap de cupones ABN 306 317 (11)

Bancolombia 208 215 (7)

Citibank 202 205 (3)

JPMorgan 202 206 (4)

Forwards Citibank 34.456 33.739 717

Citibank 29.833 29.234 599

Banco de Bogotá 6.133 6.207 (74)

Total corto plazo 159.242 195.081 35.839

(1) La parte no corriente de las operaciones de manejo de deuda pública, al 31 de diciembre de 2009 y 2008, se discriminó así:

Concepto 2009 2008Obligaciones en contratos derivados 560,510 685,468

Derechos en contratos derivados (DB) (395,518) (530,564)

Total instrumentos derivados 164,992 154,904

119

Al 31 de diciembre de 2009 por entidades fueron:

Concepto Entidad2009

Derecho (a) Obligación (b) Cobertura (a)–(b)

Swap dólar -peso Citibank 310,421 440,161 129,740

CSFB 85,097 120,349 35,252

Total corto plazo 395.518 560.510 164,992

Cobertura Dólar - PesoDesde 2002 se han realizado operaciones de cobertura Swap Dólar-Peso. La relación de las operaciones de cobertura vigentes al 31 de diciembre de 2009:

Entidad Fecha de cierre

Monto Año Vencimiento

Plazo (años)

Total USD Por tramoCitibank 23-07-2003 150,000,000

43,000,000 2010 6.5

40,000,000 2012 8.5

38,000,000 2013 9.5

29,000,000 2016 12.5

Citibank 03-10-2003 44,852,078

18,167,303 2014 10.5

17,654,179 2014 11.0

4,576,231 2015 11.5

4,454,365 2015 12.0

CSFB 08-10-2003 41,627,885

21,094,367 2011 7.5

20,533,518 2011 8.0

Total 236.479.963

120

Resumen de los Swaps dólar – peso y sus coberturas al cierre de 2009 y 2008:

Entidad Monto USD

2009 2008

Obligación(a)

Derecho(b)

Cobertura(a) - (b)

Obligación(a)

Derecho$ (b)

Cobertura(a) - (b)

Citibank 150,000,000 565,119 398,322 166,797 464,960 358,974 105,986

Citibank 44,852,078 205 202 3 129,219 100,630 28,589

CSFB 41,627,885 120,349 85,097 35,252 120,349 93,396 26,953

CSFB 18,164,000 0 0 0 50,772 40,753 10,020

Bear Stearns 23,000,000 0 0 0 60,323 51,603 8,720

Total 277.643.963 685.673 483.621 202.052 825,623 645,356 180,268

Cobertura de pagos comerciales – peso/dólarDurante el año 2009 se realizaron operaciones de cobertura peso-dólar para los pagos comer-ciales de corto plazo a través de la contratación de forwards y collares cero costo. Estos últimos consisten en la combinación de una posición compradora en opciones call y una posición ven-

dedora en opciones put cuyos precios de ejerci-cio se determinan de tal forma que la operación sea cero costo. Dependiendo del tipo de opcio-nes negociadas se llamarán “Collar Cero Costo” o “Knock In Collar Cero Costo”.

El saldo de las coberturas contratadas en 2009 corresponde a un monto total de USD $37 millo-nes y se detallan a continuación:

Collares Cero Costo

Entidad Fecha operación

Monto call USD

Monto put USD Vencimiento Plazo

díasBanco de Bogotá 14/09/09 3,500,000 7,000,000 2010 162

Forwards

Entidad Fecha operación Monto USD Vencimiento Plazo

días

Banco de Bogotá 04/09/09 3,000,000 2010 195

Citibank 15/12/09 16,855,455 2010 43

Citibank 15/12/09 14,594,000 2010 44

Total forwards 34,449,455

Dados los objetivos planteados en la estrategia de cobertura que tienden a contrarrestar el impacto de variaciones en las tasas de cambio, el efecto de la co-bertura se evalúa en términos netos frente a ésta.

Estas operaciones no constituyen nuevo endeu-damiento. Buscan mejorar el perfil de deuda ex-terna de la empresa, contrarrestando la volatili-dad que genera la variación de tasas de cambio.

121

Nota 26Obligaciones financierasEl saldo del 2008 por $15,562, correspondía al crédito con Citibank, suscrito el 31 de octubre de 2008, para la financiación de la carta de crédito No. 28022547 emitida por Citibank Nueva York el 21 de febrero de 2008. La financiación se hizo por 180 días a una tasa del 14.50% nominal.

Este valor fue cancelado el 29 de abril de 2009.

Nota 27Intereses por pagarLos intereses por pagar provienen de las operacio-nes de crédito público, internas y externas, y de las operaciones pasivas de tesorería. Su saldo, al 31 de diciembre de 2009 y 2008, se discriminó así:

Origen de los intereses 2009 2008Operaciones de crédito público

Internas

Bonos Nacionales 21,086 6,052

Externas

Bank of New York - Bonos internacionales 33,772 0

Créditos BID 6,755 12,857

Bank of Tokyo 2,260 0

Santander Benelux 29 130

Mediocrédito Centrale de Italia 2 6

Créditos JBIC - no atado 0 126

Total intereses operaciones crédito público 63,904 19,171

Operaciones de financiamiento

Externas de largo plazo 15,466 31,365

Internas de corto plazo 0 389

Total intereses operaciones de financiamiento 15,466 31,754

Total intereses por pagar 79,370 50,925

122

Nota 28Cuentas por pagar a proveedoresEl saldo de cuentas por pagar se originó en la adquisición de bienes y servicios, con el siguiente detalle al 31 de diciembre de 2009 y 2008:

Cuentas por pagar a proveedores 2009 2008Adquisición de bienes y servicios nacionales

Bienes y servicios 236,496 228,471Proyectos de inversión 37,167 86,155

Total por adquisición de bienes y servicios 273,663 314,626Adquisición de bienes y servicios del exterior

Proyectos de inversión 19,308 62,332Bienes y servicios 23,374 15,041

Total por adquisición de bienes y servicios 42,682 77,373Total cuentas por pagar proveedores 316,345 391,999

Nota 29AcreedoresAl 31 de diciembre de 2009 y 2008 los valores adeudados por EPM, agrupados en el rubro de acreedores, correspondieron a:

Aportes a seguridad social en salud

Aportes SENA, ICBF y cajas de compensación

Subsidios

Otros

Adquisición bienes y servicios nacionales

Comisiones, honorarios, servicios

Aportes fondos pensionales

1%1%1% 2%Excedentes financieros de empresas

• Acreedores

72%

19%

4%

123

Concepto 2009 2008Excedentes financieros de empresas (1) 337,500 0 Comisiones, honorarios, servicios (2) 91,056 18,209 Adquisición bienes y servicios nacionales (2) 19,948 64,420 Aportes fondos pensionales 3,462 3,052 Aportes a seguridad social en salud 3,146 2,654 Aportes SENA, ICBF y cajas de compensación 2,503 2,067 Avances y anticipos recibidos 677 564 Arrendamientos 406 2,008 Seguros 308 171 Aportes por riesgos profesionales 250 214 Otros 469 2,614

Subtotal acreedores 459,725 95,973 Subsidios asignados

Servicio de alcantarillado 6,807 2,948 Servicio de energía 4,377 1,212 Servicios de gas combustible 329 784 Servicio de acueducto 114 675 Otros subsidios 14 14

Total subsidios asignados 11,641 5,633 Total acreedores 471,366 101,606

(1) El Plan de Desarrollo del Municipio de Mede-llín 2008-2011 contempló excedentes extraor-dinarios por $750,000, distribuidos anual-mente en $187,500, los cuales son autorizados cada año por el Concejo de Medellín.

El Acuerdo 68 de 2009, aprobó el presupues-to general del Municipio de Medellín 2010, a la vez que dispuso el pago de los exceden-tes extraordinarios, para el periodo 2010, por $187,500 (los contemplados en el Plan de

Desarrollo) y unos aportes adicionales por $150,000 para los Proyectos Urbanos Integra-les -PUI-.

(2) Durante el año se hizo la reclasificación de las cuentas por pagar correspondientes a la prestación de servicios nacionales, a la cuen-ta específica de comisiones, honorarios y ser-vicios, creada por la Contaduría General de la Nación para este fin.

124

Nota 30Impuestos por pagarLos impuestos adeudados al 31 de diciembre de 2009 y 2008 correspondieron a:

Concepto 2009 2008Impuestos, contribuciones y tasas

Retención en la fuente e impuesto de timbre 17,930 19,157 Aduanas y recargos 19,301 8,122 Contribuciones (1) 6,042 0 Impuesto al valor agregado -IVA- 3,403 2,820 Predial 23 268 Otros impuestos nacionales y municipales 2,207 4

Total impuestos contribuciones y tasas por pagar 48,906 30,371 Provisión para obligaciones fiscales (2) 76,818 38,950

Total Impuestos por pagar 125,724 69,321

(1) Corresponde a contribuciones que al 31 de diciembre quedaron pendientes por pagar así:

Concepto 2009Corantioquia 2,132 Comisión de Regulación de Energía y Gas 1,839 Cornare 929 Municipio de Carolina del Príncipe 412 Municipio de Puerto Nare 345 Otros municipios 386

Total 6,042

125

(2) Provisión para obligaciones fiscales. En este concepto se incluye la provisión para el impuesto sobre la renta y complementarios y la provisión para el impuesto de industria y comercio.

Detalle de la provisión para cubrir obligaciones fiscales al 31 de diciembre de 2009 y 2008:

Provisiones para obligaciones fiscales 2009 2008Impuesto de renta y complementarios

Impuesto corriente 328,184 234,355 Subtotal impuesto de renta y complementarios 328,184 234,355 Menos:

Retenciones en la fuente y anticipo 117,977 121,343 Descuento por inversión acueductos regionales 136,016 84,216 IVA descontable 11,929 3,896

Subtotal partidas que restan 265,922 209,455 Total impuesto de renta y complementarios 62,262 24,900

Impuesto de industria y comercio 14,556 14,050 Total provisión para obligaciones fiscales 76,818 38,950

Provisión del impuesto sobre la renta. La pro-visión del impuesto sobre la renta está com-puesta por un valor corriente equivalente a la renta líquida por la tarifa del impuesto, más los impuestos diferidos débitos y créditos, los cuales se originan por las diferencias tempo-rales entre los gastos contables y las deduc-ciones fiscales que se revertirán en el tiempo y los descuentos tributarios.

Medellín.

126

La conciliación entre la utilidad antes de impuestos y la renta líquida gravable se detalla a continuación:

Concepto 2009 2008Utilidad contable antes de impuestos 1,903,511 1,519,066

Más:

Depreciación y amortización contable 272,792 284,678

Dividendos recibidos 94,126 103,322

Impuesto al patrimonio 65,541 67,364

Provisiones no deducibles 62,298 58,680

Cálculo actuarial contable 61,064 57,211

Otras partidas 11,561 41,008

Corrección monetaria diferida 11,736 11,736

Gastos años anteriores 0 792

Subtotal partidas que suman 579,118 624,791

Menos:

Depreciación y amortización fiscal 494,939 572,377

Deducción activos fijos reales productivos 454,876 329,686

Método de participación patrimonial 270,790 248,746

Ingresos no constitutivos de renta 124,380 114,514

Cálculo actuarial fiscal 33,880 75,644

Utilidad valoración inversiones temporales 0 33,752

Deducción discapacitados y otros 16,202 18,225

Ingresos años anteriores 39,034 6,436

Provisión cartera fiscal 8,611 5,011

Utilidad contable en venta de activos 0 3,026

Amortización Plan Pérdida 11,098 0

Subtotal partidas que restan 1,453,810 1,407,417

Renta líquida 1,028,819 736,440

Menos renta exenta 34,321 26,273

Renta Líquida Gravable 994,498 710,167

Tarifa de impuestos 33% 33%

Impuesto corriente 328,184 234,355

Descuento inversiones en Empresa de Acueducto (136,016) (84,216)

Impuesto diferido crédito 25,461 49,777

Impuesto diferido débito (11,930) (12,579)

Provisión impuesto sobre la renta cargada a resultados 205,699 187,337

127

La tasa nominal del impuesto sobre la renta fue del 33% para los años 2009 y de 2008.

La tasa efectiva del impuesto sobre la renta se calcula dividiendo la provisión del impuesto cargado a resultados sobre la utilidad antes de impuestos. Para el año 2009 la tasa efectiva es del 10.23% (2008 – 12.35 %), que obedece a los beneficios tributarios por: deducción especial por inversión en activos fijos reales productivos, descuento tributario por capitalización de em-presas de acueducto y alcantarillado y exención de rendimientos financieros del patrimonio au-tónomo para cubrir las pensiones. Adicional a lo anterior, dentro de la conciliación contable–fis-cal, los ingresos por el método de participación patrimonial no hacen parte de la utilidad fiscal.

Las declaraciones de renta del año 2006 y ante-riores se encuentran en firme.

Las declaraciones del impuesto sobre la renta de los años gravables 2007 y 2008 quedaráN en fir-me el 28 de abril de 2010 y el 17 de abril del 2011, respectivamente.

EPM no accede al beneficio de auditoría porque es incompatible con la aplicación de la deduc-ción especial por adquisición de activos fijos reales productivos.

El plazo para la presentación de la declaración del impuesto sobre la renta correspondiente al año gravable 2009 vence el 19 de abril del año 2010.

Impuesto al patrimonioEl impuesto al patrimonio cancelado en el 2009 ascendió a $65,541.

La DIAN devolvió a EPM $3,647 en TIDIS (Títulos de Devolución de Impuestos), producto de las correcciones por menor valor del impuesto al patrimonio de los años 2007 y 2008. Esta dismi-nución se originó por la exclusión de la base del patrimonio líquido gravable, el monto del patri-monio autónomo destinado al pago de bonos pensionales, que goza de exención de todos los tributos del orden nacional.

La firmeza de las declaraciones del impuesto al patrimonio por los años gravables 2007, 2008 y 2009 será en el año 2011.

La declaración del impuesto al patrimonio por el año gravable 2010 se debe presentar con el pago de la primera cuota el 18 de mayo de 2011.

128

Conciliación entre el patrimonio contable y el patrimonio líquido (fiscal)Las principales partidas que componen la con-ciliación entre el patrimonio contable y el patri-monio fiscal al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fueron:

Concepto 2009 2008Patrimonio contable 17,696,642 14,871,136

Más:

Ajustes por inflación fiscal a propiedad, planta y equipo e intangibles 2,855,122 2,932,449

Impuesto diferido crédito 428,097 409,387

Calculo actuarial por amortizar fiscal 86,355 149,928

Ajuste por inflación fiscal a inversiones 145,331 145,331

Provisión impuesto sobre la renta e industria y comercio 76,818 38,951

Cargo por corrección monetaria diferida 42,033 48,038

Provisión inversiones, inventarios, litigios y demandas 72,016 63,369

Exceso provisión cartera 23,792 8,625

Menos:

Valorización propiedad planta y equipo 4,405,032 3,977,325

Valorización inversiones 4,551,497 3,567,516

Ajustes por inflación fiscal a depreciación y amortización acumulada 2,232,758 2,040,025

Exceso depreciación fiscal sobre la contable 1,317,365 1,230,132

Método de participación patrimonial 1,606,903 771,801

Crédito por corrección monetaria diferida 124,185 141,926

Impuesto diferido débito 87,748 71,269

Cuenta por cobrar por dividendos no realizados 4,156 12,739

Ajuste al crédito mercantil HET 1,613 5,699

Pasivo real renta 62,262 31,414

Patrimonio líquido 7,032,688 6,816,866

129

Nota 31Obligaciones laboralesEl saldo de obligaciones laborales al 31 de diciembre de 2009 y 2008 corresponde a lo adeudado por prestaciones sociales a los funcionarios de la entidad, de acuerdo con lo enmarcado en las distintas convenciones colectivas y lo establecido en las normas legales. Su composición fue:

Concepto 2009 2008Cesantías (1) 42,618 37,555

Prima de antigüedad (2) 27,160 0

Prima de vacaciones (3) 11,356 9,492

Vacaciones (4) 6,132 4,936

Intereses sobre cesantías (5) 5,057 4,468

Nómina por pagar (6) 3,081 0

Bonificaciones 721 603

Otros salarios y prestaciones sociales 415 346

Pensiones por pagar 190 87

Total obligaciones laborales 96,730 57,487

(1) Las cesantías equivalen a un mes de salario por cada año de servicio y proporcionalmente por fracciones de año.

(2) Corresponde a la estimación, a valor presen-te, del pago futuro por concepto de prima de antigüedad. Hecho económico que se incor-poró en el año 2009 como producto del cam-bio de práctica contable, en un acercamiento a lo estipulado en las normas internacionales de contabilidad.

En EPM los trabajadores oficiales tienen de-recho a esta prima por cumplir 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40 y 45 años de servicio en la empresa, continuos o discontinuos, donde al trabajador se le pagan 12, 17, 23, 30, 35 y 40 días de salario básico, respectivamente.

(3) Se origina al liquidar las vacaciones a que tienen derecho todos los funcionarios y equivale a trein-ta y dos (32) días de salario ordinario por cada año de servicio y proporcionalmente por fracción de año, siempre que se cumplan los períodos mí-nimos para tener derecho a vacaciones.

Condecoración años de servicio.

130

(4) Derecho adquirido por los empleados pú-blicos y trabajadores oficiales que hubieren prestado sus servicios a EPM durante un año, asociado al descanso remunerado por el dis-frute de las vacaciones. El derecho es equiva-lente a quince (15) días hábiles por cada año trabajado.

(5) Su monto se determina como el 12% anual sobre los saldos adeudados por cesantías al cierre de cada año o en las fechas del retiro definitivo del trabajador o cuando éste solici-ta la liquidación parcial de cesantías.

(6) Corresponde a la última semana de la vigen-cia. La nómina de la semana 53 fue cancelada en la primera semana de enero de 2010.

En el año 2009 el incremento salarial fue equivalente al IPC de 2008 + 1.25% (IPC 2008: 7.67%), según lo acordado en las dos conven-ciones colectivas: SINPRO y SINTRAEMSDES, para el año 2009 y luego de firmadas las con-venciones respectivas.

La convención colectiva SINTRAEMSDES tiene una vigencia de 3 años, contados a partir del 1° de enero de 2008 y hasta el 31 de diciembre de 2010.

La convención colectiva SINPRO tiene una vi-gencia de 4 años, contados a partir del 1° de enero de 2009 y hasta el 31 de diciembre de 2012.

40.000

35.000

45.000

30.000

25.000

20.000

20082009

15.000

10.000

5.000

0

Cesantía

s

Prima de

antigued

ad

Prima de

vaca

ciones

Vaca

ciones

Interes

es

sobre

cesa

ntías

Nómina

por pagar

Otros

Obligaciones laborales

131

Nota 32Recaudos de tercerosCorresponde a los siguientes rubros:

Concepto 2009 2008Recaudos a favor de terceros

Cobro cartera de terceros 40,659 18,266

Tasa de aseo 11,637 8,381

Alumbrado público 6,484 5,838

Impuestos 6,385 4,426

Otros recaudos 1,936 1,395

Total recaudos a favor de terceros (1) 67,101 38,306

Ingresos recibidos por anticipado

Ventas (2) 5,194 4,890

Arrendamientos 1,508 1,508

Venta del servicio de energía 324 375

Otros ingresos recibidos por anticipado 4 43

Total ingresos recibidos por anticipado 7,030 6,816

Total recaudos de terceros 74,131 45,122

(1) Convenios suscritos con el Municipio de Me-dellín, EPM Telecomunicaciones, Empresas Varias, Regional de Occidente, entre otros. Adicionalmente se presenta: cobros de im-puestos por estampillas, contribución espe-cial sobre obras públicas, deducciones de nó-mina por cuentas AFC, sindicatos, embargos, entre otros.

A diciembre 31 de 2009 se presentó un creci-miento del 75% debido al convenio de recau-do suscrito con EPM Telecomunicaciones que será cancelado en el mes de enero de 2010.

(2) Corresponden a la venta de bienes inmuebles hasta la obtención del registro de la transac-ción en la oficina de Registro de Instrumen-tos Públicos.

132

Nota 33ContingenciasPara el reconocimiento de las contingencias por litigios, demandas y procesos en contra de EPM, se tuvo en cuenta la calificación de los procesos, medidos en la probabilidad de éxito del litigio, en probable, eventual o remoto. (Ver Nota 5. Po-líticas y prácticas contables, el aparte sobre “Pa-sivos estimados”, lo correspondiente a “Contin-gencias”).

Los procesos calificados como eventuales y re-motos se registraron en cuentas de orden.

Las contingencias a 31 de diciembre de 2009 y 2008 correspondieron a:

Concepto 2009 2008Provisión para contingencias

Litigios (1) 14,369 17,375

Laborales (2) 7,337 6,736

Subtotal provisión para contingencias (3) 21,706 24,111

Provisión para obligaciones fiscales (4) 34,531 13,951

Total contingencias 56,237 38,062

(1) La evaluación en la probabilidad de éxito en las pretensiones de los procesos representó una disminución del 17%, respecto al valor del año anterior. Del total de litigios, el 85% ($12,264) corresponde a litigios contractuales, donde los contratistas demandaron a EPM por considerar que se incumplieron obligacio-nes contraídas en los contratos. En este valor también se incluyen las demandas con pre-tensiones de reparación directa (demandas de particulares que se consideran afectados

por actos, operaciones u omisiones de EPM) que equivalen al 11%.

(2) Las provisiones laborales se refieren, en tér-minos generales, a pretensiones para optar a la pensión de jubilación, indemnizaciones por accidente de trabajo, reajustes salariales y prestaciones sociales. Incluye procesos de personal de contratistas en los cuales EPM concurre solidariamente. La participación de estos conceptos es la siguiente:

133

Concepto 2009Solidaridad contratistas 43%

Pensiones 28%

Indemnizaciones accidentes de trabajo 20%

Reajustes salariales y prestaciones sociales 9%

(3) Para el año 2009 el movimiento de la provisión de contingencias fue:

Provisión para contingencias 2009 2008Saldo inicial 24,111 5,446

Gasto provisión 5,324 19,621

Gasto de ejercicios anteriores (7,716) 0

Pagos (13) (956)

Saldo final 21,706 24,111

(4) Este valor corresponde al IVA que se estima se pagará al término de 5 años por equipos adquiridos para el proyecto hidroeléctrico Porce III. Se importaron bajo la modalidad de importaciones temporales de largo plazo, de maquinaria pesada para industria básica. En la declaración de importación se liquidó el arancel distribuido para su pago en cuo-tas semestrales vencidas durante 5 años, mo-mento en el cual se cambiará la modalidad de la importación de temporal a ordinaria, naciendo así la obligación de liquidar y pa-gar el IVA. (Artículos 142 a 145 del decreto 2685/99).

134

Nota 34Obligaciones pensionales y conmutación pensionalLas obligaciones pensionales de EPM, pensiones y bonos, están amortizadas 100%. Al 31 de di-ciembre de 2009 y 2008 correspondieron a:

Concepto 2009 2008Pasivo pensional

Cálculo actuarial bonos pensionales (1) 321,455 325,823

Cálculo actuarial de pensiones (2) 302,603 287,382

Total pasivo pensional EPM 624,058 613,205

Conmutación pensional

Obligación pensional 65,549 64,294

Bonos 22,183 21,365

Total en venta de servicios (3) 87,732 85,659

Total obligaciones pensionales y conmutación (4) 711,790 698,864

(1) Corresponde al cálculo actuarial de los bonos pensionales a cargo de EPM, según las nor-mas legales, tomando como base los bonos en la fecha de corte.

(2) Valor del pasivo actuarial por concepto de ju-bilaciones según los parámetros establecidos en el Decreto 2783 de 2001.

(3) Corresponde al valor de la conmutación pen-sional de EADE adquirida por EPM en junio 30 de 2007.

Jubilados EPM.

135

(4) El movimiento del pasivo pensional y la conmutación pensional fue:

Concepto Pensiones PensionesTotal

Cálculo Actuarial

Pasivo pensional EPM

Saldo a 31 de diciembre de 2007 284,340 314,092 598,432

Pagos durante el año 2008 (29,717) (12,721) (42,438)

Aumento del cálculo en 2008 32,759 24,452 57,211


Pagos durante el año 2009 (30,244) (19,967) (50,211)



Conmutación pensional


Pagos durante el año 2008 (9,314) 0 (9,314)



Pagos durante el año 2009 (8,459) (235) (8,694)



Total obligación pensional y conmutación pensional 368,152 343,638 711,790

Los principales factores en los cálculos actuariales por concepto de jubilaciones de los años terminados al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fueron:

Concepto 2009 2008Número de personas 2,393 2,326

Tasa de interés técnico 4.80% 4.80%

Tasa de reajuste pensional* 6.48% 5.15%

* Esta tasa corresponde al promedio ponderado de inflación de los años 2006, 2007 y 2008 con los si-guientes puntos: 3 puntos para el año 2008, 2 puntos para el 2007 y 1 punto para el 2006, de acuerdo con lo establecido en el numeral 1 del artículo 1 del Decreto 2783 de diciembre 20 de 2001.

En el 2009 se incrementó el número de personas en 67 en razón a que aumentaron los cobros de pen-siones compartidas por otras entidades.

136

Nota 35Impuesto diferidoEl objetivo del impuesto diferido es reconocer en el período la apropiación del impuesto de ren-ta directamente asociado con los resultados del período y, además, que en el balance se revelen los derechos y obligaciones vinculados con el pago del impuesto de renta una vez efectuadas las apropiaciones del ejercicio. La contabilización del impuesto diferido débito o crédito originado en las diferencias temporales que impliquen el pago de un mayor o menor impuesto en el año corriente, se calcula a tasas actuales y siempre que exista una expectativa razonable de que se generará suficiente renta gravable en los perío-dos en que tales diferencias se reviertan.

Las diferencias temporales se originan en par-tidas provenientes de transacciones que se re-gistran contablemente en un período distinto al que se hace para fines fiscales. Su efecto se tra-duce en un pago anticipado o una deuda futura igual, en la medida en que la tasa de impuestos no cambie.

Bajo las normas contables locales se aplicó el método del diferido, el cual toma en considera-

ción los ingresos y los gastos que se registran en un período pero que fiscalmente se aplican en un período diferente y pueden generar un mayor o menor impuesto de renta en el año corriente. Se calcula a tasas actuales o a la tasa vigente cuando se revierta, y se reconoce por la expecta-tiva razonable de que se va a generar suficiente renta gravable en los períodos siguientes, donde la diferencia se revertirá. Se amortiza en los pe-ríodos en los cuales se revierten las diferencias temporales que lo originaron.

El movimiento del impuesto de renta diferido al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fue:

Concepto 2009 2008Pasivo estimado por provisión impuesto de renta diferido año anterior 409,387 359,610

Más provisión impuesto sobre la renta diferido del año 18,710 49,777

Total impuesto diferido 428,097 409,387

(Ver nota relacionada, Nota 21, Cargos diferidos).

El impuesto diferido es de naturaleza crédito cuando la diferencia implica el pago de un menor impues-to en el año.

137

Nota 36Otros pasivosEn otros pasivos no corrientes al 31 de diciembre de 2009 y 2008, se incluyen fundamentalmente los depósitos recibidos de terceros provenientes de contratos suscritos por EPM con otras entidades, para el desarrollo de programas y obras de interés general.

Los otros pasivos estaban conformados por:

Concepto 2009 2008Otros pasivos

Depósitos recibidos en administración y de terceros Municipio de Medellín (1) 28,104 30,516 Fonade 36 903 Municipio de Caldas 43 867 Antioquia Iluminada (2) 9,043 0 Otros depósitos 577 3,559

Total otros pasivos 37,803 35,845

(1) Los convenios firmados con el Municipio de Medellín se refieren a proyectos que benefician a la ciudad y en los cuales EPM gerencia y ejecuta dichos proyectos.

Composición de los convenios con el Municipio de Medellín:

Convenio 2009 2008Aguas 11,807 17,843 Moravia 9,282 9,000 Terrenos 5,688 2,406 Edificio Miguel de Aguinaga 1,327 1,267

Total Municipio Medellín 28,104 30,516

(Ver nota 13 Efectivo, convenios con destinación especial).

(2) Los recursos del Departamento de Antioquia se deben destinar para financiar el 70% de las aco-metidas internas de las viviendas a las que se les lleve el servicio y los recursos recibidos del IDEA financian las acometidas de 10.000 viviendas conectadas.

Convenio 2009 2008Departamento de Antioquia 7,683 0 IDEA 1,360 0

Total Antioquia Iluminada 9,043 0

(Ver nota 13 Efectivo, convenios con destinación especial).

138

Nota 37PatrimonioLa composición del patrimonio de EPM a diciembre 31 de 2009 fue:

• Patrimonio

51%

5%13%

13%

9%9%

0% 0%

Superávit por donaciones

Superávit por valoraciones

Superávit por el método de participación

Revalorización del patrimonio

Utilidad de ejercicios anteriores

Reservas

Resultado del ejercicio

Capital fiscal

La suma de todos los superávit y la revalorización del patrimonio por $12,168,678 equivalen al 68% sobre el total del patrimonio.

37.1 CapitalEPM es una empresa industrial y comercial del Estado cuyo único propietario es el Municipio de Medellín. Su capital no está dividido en acciones.

Concepto 2009 2008Reservas de ley (1) 1,673,650 1,427,188 Reservas ocasionales 574,008 574,008

Fondos patrimoniales Plan financiación 3,108 3,108 Fondo autoseguros 3,491 3,491 Fondo de vivienda 992 992

Total fondos patrimoniales 7,591 7,591 Total reservas 2,255,249 2,008,787

37.2 ReservasDe las cuentas que conforman el patrimonio, las reservas al 31 de diciembre de 2009 y 2008 estaban constituidas por:

139

(1) Las reservas de ley constituidas se fundamen-tan en:

Artículo 130 del Estatuto Tributario: reserva •por utilizar cuotas de depreciación fiscal su-periores a las contables. Norma que obliga a destinar de las utilidades del año el 70% del mayor valor solicitado fiscalmente sobre las diferencias temporales.

El artículo 1 del Decreto 2336 de 1995: reserva •por las utilidades que resulten de la aplicación del método de valoración y que no se hayan realizado en cabeza de la sociedad de acuerdo con las reglas del artículo 272 y demás normas concordantes del Estatuto Tributario.

La Junta Directiva celebrada el 24 de febrero de 2009, aprobó:

Constituir una reserva por $92.684 sobre las •utilidades del año 2008, para dar cumplimien-to al artículo 130 del Estatuto Tributario.

Constituir una reserva por $253.818 sobre las •utilidades del año 2008, para dar cumplimien-to al Decreto 2336 de 1995 por las utilidades

incorporadas a resultados en la aplicación del método de participación patrimonial.

Liberar reservas constituidas por $100.039 por •las utilidades realizadas.

37.3 Utilidades de ejercicios anterioresDesde su creación EPM trasladó al Municipio de Medellín, bajo la figura de Aportes, parte de su aumento patrimonial. Estos aportes se calcula-ron hasta el primer semestre de 1996, por servi-cio, con los siguientes porcentajes sobre la utili-dad del ejercicio anterior:

Servicio Porcentaje (%)Acueducto 1.99Alcantarillado 2.47Generación energía 4.43Distribución energía 4.43Gas 4.43Telecomunicaciones 3.42

140

A partir del segundo semestre de 1996 las trans-ferencias se hacen vía excedentes financieros, de conformidad con el Decreto 006 de 1998, ar-tículos 16 y 18 -Estatuto Orgánico de Presupues-to Municipal-. El Consejo de Gobierno, actuando como Consejo Municipal de Política Económica y Social, COMPES, determina y asigna al presu-puesto municipal los excedentes financieros generados por los establecimientos públicos y las empresas industriales y comerciales del Or-den Municipal que corresponden al Municipio de Medellín y los que se asignan a las entidades descentralizadas.

En cumplimiento del Acuerdo Municipal No.12 de 1998, del Concejo de Medellín, por medio del cual se adoptaron los estatutos de la empresa industrial y comercial EPM, artículo 5º, la base de liquidación de los excedentes financieros que se transfieren al Municipio de Medellín es la uti-lidad antes de ajustes por inflación, menos im-puestos. Con esta base, el COMPES determina la cuantía o el porcentaje de los excedentes finan-cieros que harán parte de los recursos de capital del presupuesto municipal.

Adicionalmente, el Acuerdo Municipal No. 69 de 1997, “Por medio del cual se transforman las EPM y se dictan otras disposiciones”, en su Artículo 13, acuerda: “El porcentaje de los excedentes fi-nancieros de las EPM, de conformidad con el Ar-tículo 97 del Decreto 111 de 1996, no pueden ser transferidos en un porcentaje superior al 30% al Municipio de Medellín y se destinarán por éste exclusivamente a inversión social y al pago del alumbrado“.

De las utilidades de ejercicios anteriores, anual-mente EPM entrega una parte de las mismas a su dueño, el Municipio de Medellín. Para el efec-to, cada vigencia la Administración Municipal incorpora al Presupuesto General del Municipio de Medellín excedentes financieros ordinarios o extraordinarios, según lo estime el mismo ente local.

En la última década los excedentes financieros decretados y causados a favor del Municipio de Medellín, con cargo a las utilidades acumuladas de períodos anteriores de EPM, fueron:

AñoUtilidad base

para el cálculo de los

excedentes

Excedentes Total excedentes decretadosOrdinarios Extraordinarios

2000 334,200 71,405 28,595 100,000

2001 465,681 139,704 170,577 310,281

2002 577,771 173,331 0 173,331

2003 264,470 140,000 0 140,000

2004 564,313 169,294 156,974 326,268

2005 740,610 222,182 290,000 512,182

2006 848,051 254,415 66,117 320,532

2007 986,161 295,848 243,464 539,312

2008 1,111,091 333,327 187,500 520,827

2009 1,331,729 399,519 525,000 924,519

141

600.000

500.000

400.000

Ordinarios Extraordinarios

300.000

200.000

100.000

0

20002001

20022003

20042005

20062007

20082009

En 2009 se causaron los excedentes financieros al Municipio de Medellín, con fundamento en los siguientes Acuerdos Municipales:

Norma MotivaciónExcedentes Total

ExcedentesOrdinarios Extraordinarios

Acuerdo 51, 2008 Presupuesto 2008 Municipio Medellín 399,519 399,519

Plan de Desarrollo Parte III, artículo 2.2 - 2.2.1, Aprobados por el Concejo de Medellín.

Excedentes adicionales para la financiación de proyectos prioritarios del Plan de Desarrollo del Municipio

187,500 187,500

Subtotal excedentes pagados 399,519 187,500 587,019

Acuerdo 68, 2009 Presupuesto 2009 Municipio Medellín 150,000 150,000

Plan de Desarrollo Parte III, artículo 2.2 - 2.2.1, Aprobados por el Concejo de Medellín.

Excedentes adicionales para la financiación de proyectos prioritarios del Plan de Desarrollo del Municipio

187,500 187,500

Subtotal excedentes causados por pagar 0 337,500 337,500

Total excedentes decretados y causados 399,519 525,000 924,519

Excedentes causados

142

37.4 Superávit por donacionesRepresenta el valor de los bienes y derechos recibi-dos de entidades privadas o públicas, sin contrapres-tación económica, para el desarrollo empresarial.

37.5 Superávit por valorizacionesRepresenta el valor del aumento neto del valor en libros de los activos, determinado como resultado de la actualización, de conformidad con normas técnicas. En EPM se reconoce como valorización:

El exceso del valor intrínseco de las inversio-•nes frente a su valor en libros. (Ver Nota 18 so-bre Valorización de Inversiones).

El exceso del valor de realización o costo de repo-•sición de los bienes sobre el valor en libros. (Ver Nota 19 sobre Propiedades, planta y equipo, neta).

37.6 Revalorización del patrimonioRegistra el valor de los ajustes por inflación de los saldos de las cuentas del patrimonio prac-ticados desde 1992 hasta el año 2000, excepto el superávit por valorizaciones. De acuerdo con normas vigentes, este saldo no podrá distribuir-se como utilidad hasta que se liquide la empresa o se descapitalice.

Nota 38Cuentas de orden

38.1 Cuentas de orden deudorasAl 31 de diciembre de 2009 y 2008 comprenden:

Concepto 2009 2008

Derechos contingentes

Operaciones con derivados (1) 7,350 159,850

Otros derechos contingentes 0 0

Total derechos contingentes 7,350 159,850

Litigios y demandas 291,674 389,591

Deudoras fiscales (2) 4,304,667 4,246,012

Deudoras de control (3) 174,942 157,723

Total cuentas de orden deudoras 4,778,633 4,953,176

(1) Por este concepto se registran tanto el de-recho como la obligación generados en la realización de operaciones de cobertura con opciones principalmente a través de “collares cero costo”, los cuales consisten en la combi-nación de una posición compradora en opcio-

nes call y una posición vendedora en opciones put cuyos precios de ejercicio se determinan de tal forma que la operación sea cero costo. Dependiendo del tipo de opciones negocia-das se llamarán “Collar Cero Costo” o “Knock In Collar Cero Costo.

143

Los derechos provenientes de la posición com-pradora en opciones call se registran en cuen-tas de orden deudoras que al 31 de diciembre ascendían a $7,350, (2008- $159,850).

(2) Las cuentas de orden deudoras fiscales se re-fieren a las diferencias entre las normas con-tables y las fiscales. Incluyen principalmente la diferencia en la depreciación, acciones y aportes. En general, diferencias en cuentas de activos, costos y deducciones.

(3) Registran las operaciones que EPM tiene con terceros o para el control interno, sin que su naturaleza afecte a su situación financiera. Estas cuentas incluyen los activos totalmen-te amortizados, los inventarios obsoletos y otros. Corresponde a los derechos en favor de la empresa.

Al 31 de diciembre de 2009 incluye $45.025 co-rrespondientes al saldo del Fideicomiso BBVA Fiduciaria-Empresa Antioqueña de Energía S.A. E.S.P, constituido mediante documento

privado suscrito el 25 de julio de 2007, el cual tiene un plazo de 5 años y se podrá prorrogar por periodos iguales o menores sin exceder en ningún caso el plazo total de 20 años. Este pa-trimonio autónomo se creó como contrato de fiducia mercantil de administración, inversión y pagos. Estos recursos están destinados a cu-brir las obligaciones litigiosas y contingentes vigentes a la fecha de extinción de la socie-dad, así como los gastos que deba realizar el liquidador después de la extinción de la so-ciedad. EPM es la beneficiaria de los recursos que se liberen del patrimonio autónomo o del remanente, si lo hubiere, después de que se haya cubierto la totalidad de las obligaciones cuyo pago se garantiza con el patrimonio au-tónomo.

Incluye los préstamos y los pagos del Fondo de Vivienda de EPM a través de los sindicatos SIN-TRAEMSDES y SINPROEPM, que ascendieron a $24,076. Adicionalmente, se registra lo corres-pondiente al fondo Autoseguros, que al 31 de diciembre de 2009 su saldo fue de $49,094.

38.2 Cuentas de orden acreedoras

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fueron:

Concepto 2009 2008

Responsabilidades contingentes

Litigios y demandas (1) 1,109,515 668,398

Garantías y avales otorgados

Avales (2) 119,848 171,331

Garantías (3) 75,382 66,359

Total Garantías y avales otorgados 195,230 237,690

Otras responsabilidades contingentes 239 239

Operaciones con derivados - Opciones (4) 13,440 329,620

Total responsabilidades contingentes 1,318,424 1,235,947

Acreedoras fiscales (5) 2,247,714 2,210,995

Acreedoras de control (6) 57,835 702,734

Total cuentas de orden acreedoras 3,623,973 4,149,676

144

(1) Procesos en contra de EPM cuyo desenlace se calificó como eventual o remoto. Al 31 de diciembre de 2009 este rubro estaba conformado por:

Concepto 2009 2008

Laborales 25,874 26,854

Civiles 644,147 641,544

Fiscales 439,494 0

Total 1,109,515 668,398

En el 2009 se identificaron procesos fiscales que no estaban reflejados en las cuentas de orden. Dentro de estos se destacaron los siguientes:

El Municipio de Cali, Valle, expidió emplaza-•miento para declarar No. 4131.1.1.12.6-3434055 en septiembre 18 de 2008, en materia del im-puesto de Industria y Comercio (ICA) por el año gravable 2007, no obstante este acto solo es notificado a EPM en agosto de 2009, por cuanto fue enviado a dirección errada en el Municipio de Cali. Igualmente expide Reso-lución por la cual se impone una sanción por no declarar Nro. 4131.1.12.6-3627761 de diciem-bre 29 de 2008 y Liquidación Oficial de Aforo

Número Ente Valor

2007-Gubernativa Municipio de Cali, Valle 195,629

1999-3878 Municipio de Bello 84,996

2009-000096 Municipio de Tuta 16,334

JP-37769 Municipio de La Ceja 12,300

2008-0087 Municipio de Medellín 11,609




Nro. 4131.1.12.6-3920045 de mayo 27 de 2009, las cuales solo se notifican correctamente en agosto de 2009 por el mismo motivo. En defensa de los intereses de la entidad se pre-sentaron en septiembre de 2009 recursos de reconsideración en contra de estos actos ad-ministrativos, alegando, entre muchas otras razones, la indebida notificación y el error gra-ve de los funcionarios al incorporar en la base de liquidación todos los ingresos de EPM en el territorio nacional en el año anterior y no los

145

ingresos obtenidos en la jurisdicción del Mu-nicipio de Cali. Ello explica la cuantía de esta reclamación la que se espera se decida a favor de EPM.

Al Municipio de Bello se demandó en acción •de nulidad y restablecimiento las resolucio-nes por medio de las cuales se matrícula un establecimiento público (Empresas Públicas de Medellín E.S.P.) y se decide el recurso de re-consideración interpuesto. El argumento del Municipio es que la entidad debe cancelar el impuesto de industria y comercio por el solo hecho de prestar los servicios públicos, inde-pendientemente de su naturaleza jurídica de establecimiento público y sin tener en cuenta la vigencia de la Ley 142 de 1994.

Contra el Municipio de Tuta, Boyacá, se ade-•lantan procesos de nulidad y restablecimien-to del derecho en contra de las liquidaciones oficiales de aforo y en contra de las resolucio-nes por medio de las cuales se resuelven los recursos de reconsideración interpuestos con-tra las liquidaciones, actos éstos relacionados con el impuesto de industria y comercio (ICA), que se pretende cobrar por la actividad de comercialización de energía con base en los ingresos obtenidos (Ley 14 de 1983), en contra-vía de las múltiples sentencias del Consejo de Estado que sostienen que el propietario de las obras para generación de energía solamente paga el ICA en el municipio en donde tenga instaladas sus plantas y sobre una tarifa de $5,oo actualizada con el IPC.

En el Municipio de La Ceja, Antioquia, se presen-•tó recurso de reposición y en subsidio de apela-ción, en proceso de cobro coactivo en contra de la cuenta de cobro 034 de 2009 en materia del impuesto de rotura de vías. Este gravamen ya no se encuentra vigente a nivel nacional.

Contra el Municipio de Medellín se demandan •en acción de nulidad y restablecimiento vein-te (20) cuentas de cobro por el impuesto de rotura de vías y los oficios por medio de los cuales se resuelve el recurso por parte de la Secretaria de Hacienda Municipal. Este grava-men ya no se encuentra vigente a nivel nacio-nal y municipal.

(2) Avales para respaldar deudas de las filiales Colombia Móvil S.A., EPM Bogotá S.A. E.S.P. y EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P., así:

Entidad Concepto 2009 2008 Plazo BBVA Colombia Colombia Móvil S.A. 30,096 42,135 5 años

Bonos deuda pública EPM Bogotá S.A. E.S.P 79,752 119,196 10 años

EPM Telecomunicaciones 10,000 10,000 1 año

Total avales 119,848 171,331

Planta de tratamiento de aguas residuales San Fernando.

146

(3) Contragarantía al Gobierno Nacional relacio-nada con los créditos otorgados por el BID. El valor de la garantía corresponde a la pignora-ción de los ingresos operativos, equivalentes al 120% del servicio de deuda del semestre siguiente de los créditos BID.

(4) Por este concepto se registran tanto el de-recho como la obligación generados en la realización de operaciones de cobertura con opciones principalmente a través de collares cero costo, los cuales consisten en la com-binación de una posición compradora en opciones call y una posición vendedora en opciones put cuyos precios de ejercicio se de-terminan de tal forma que la operación sea cero costo. Dependiendo del tipo de opciones negociadas se llamarán “Collar Cero Costo” o “Knock In Collar Cero Costo.

Los derechos provenientes de la posición ven-dedora en opciones put se registra en las cuen-tas de orden acreedoras, que al 31 de diciem-bre, ascendían a $13,440, (2008 -$329,620).

(5) Las cuentas de orden acreedoras fiscales es-tán conformadas por las diferencias entre las normas contables y las fiscales. Hacen referencia especialmente al registro de las valorizaciones de inversiones, a la corrección monetaria diferida y a la depreciación acu-mulada de propiedades, planta y equipo.

(6) Este rubro está conformado principalmen-te por los bienes recibidos de terceros por $15,628, los cuales corresponden a redes de acueducto y alcantarillado recibidas de urba-nizadores y constructores para la operación y el mantenimiento de EPM, los Más-Cerca re-cibidos del Municipio de Medellín ubicados en diferentes sectores de la ciudad para la atención a los clientes y los electrodomésti-cos que se muestran para promocionar el uso del gas natural domiciliario. Adicionalmente, están registrados otros terrenos urbanos con y sin edificación.

Red de acueducto.

147

Estado de

Actividad financieraeconómica, social y ambiental

(1) Los servicios de energía, que incluyen los ser-vicios de generación, transmisión y distribu-ción, presentaron un crecimiento del 17% con

respecto al 2008. Éste obedece al aumento en los ingresos del negocio de generación de energía del 28% impulsado por mayores

Nota 39Ingresos operacionalesEl saldo de ingresos operacionales, al 31 de diciembre, comprende:

Concepto 2009 2008Venta de servicios y bienes

Venta de servicios

Servicio de energía (1) 3,328,165 2,823,753

Servicio de aguas residuales (2) 341,722 326,488

Servicio de acueducto (3) 272,822 243,708

Servicio de gas combustible (4) 300,601 316,673

Otros servicios 85,207 74,039

Total venta de servicios 4,328,517 3,784,661

Venta de bienes (5) 40,274 36,883

Total venta de servicios y bienes 4,368,791 3,821,544

Devoluciones, rebajas y descuentos

En venta de servicios

Energía (3,486) (5,083)

Alcantarillado 0 (3,262)

Acueducto (19) (2,079)

Gas combustible (93) (901)

Total en venta de servicios (3,598) (11,324)

En venta de bienes (9) (10)

Total Devoluciones, rebajas y descuentos (3,607) (11,334)

Total ingresos operacionales 4,365,184 3,810,210

148

ventas en bolsa, contratos de largo plazo e in-gresos AGC (Regulación de frecuencia). El ne-gocio de transmisión y distribución presentó un crecimiento del 16%, por el incremento ta-rifario del 18%, en promedio.

(2) Presentó un crecimiento del 5%, explicado por incrementos del 2.7% en el número de usuarios, del 6.7% en el ingreso medio.

(3) Presentó un crecimiento del 12%, explicado por incrementos del 2.4% en el número de usuarios, del 14.8% en el ingreso medio.

(4) Los ingresos disminuyeron $16,072 (5%), ex-plicados principalmente por:

En los ingresos provenientes del mercado no re-•gulado, se presentó un decrecimiento en el con-sumo medio en un 31% (54.17 millones de m3).

Los ingresos por instalación y conexión de re-•des internas presentaron un decrecimiento del 29% equivalente a $20,083.

(5) Ventas por el servicio de proveedurías que pres-ta EPM a sus funcionarios y su grupo familiar.

La composición de los ingresos por negocios fue:

Aguas residuales

Otros

Venta de bienes

GasT&D

Acueducto

Generación

42%

34%

7%

6%8%

2% 1%

La evolución de los ingresos, en esta década, pre-sentó un crecimiento del 11.5% en promedio, anual-mente. En los primeros 5 años y hasta mediados del 2006, se incluían los ingresos del negocio de telecomunicaciones. A partir del segundo semestre del 2006 se dio el proceso de escisión que creó la empresa de Telecomunicaciones “UNE”.

El 26 de junio de 2007 se integraron al sistema de energía eléctrica de EPM los municipios que antes atendía la Empresa Antioqueña de Ener-gía, EADE. A este proceso se le denominó “Inte-gración de mercados” y permitió la unificación tarifaria en el Departamento.

Composición de los ingresos

149

Comportamiento de los ingresos:

4.500.000

4.000.000

3.000.000

3.500.000

2.500.000

1.500.000

1.000.000

500.000

2.000.000

0

20002001

20022003

20042005

20062007

20082009

Nota 40Costo por prestación de servicios.Los costos por la prestación de servicios durante los períodos comprendidos entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2009 y 2008 se originaron en:

Concepto 2009 2008Costo de bienes y servicios públicos – Venta (1) 1,112,114 1,069,249 Costos de personal (2) 225,036 195,897 Mantenimiento y reparación 100,449 92,253 Consumo directo de materiales 71,439 26,037 Contribuciones y regalías 66,230 66,445 Costos generales (3) 49,249 41,825 Otros costos operación y mantenimiento 45,606 40,693 Lectura de medidores y entrega de facturas 38,944 31,195 Otras ventas de bienes comercializados 35,661 31,232 Servicios de instalación y desinstalación 34,356 22,902 Contratos relacionados con el servicio de gas (4) 34,115 42,303 Impuestos 24,314 20,415 Seguros 22,913 20,252 Vigilancia 19,650 17,970 Honorarios 8,784 6,890 Casino y cafetería 6,183 5,619 Servicios públicos 5,931 6,164 Aseo 3,621 3,341 Venta de derechos por comisión 2,921 2,813 Arrendamientos 2,564 2,514 Suministros y servicios informáticos 149 86

Total costo de prestación de servicios 1,910,229 1,746,095

Evolución de los ingresos

150

(1) Este rubro está conformado por las compras en bolsa de energía, contratos de corto y largo plazo, costos por uso de las redes y a costos asociados a las transacciones en el mercado mayorista.

Presentó un crecimiento del 4% con respecto al año anterior, explicado principalmente por mayores compras en contratos de largo pla-zo, en el negocio de generación por $57.109, un nuevo contrato de compra de energía con Gensa y mayores compras en bolsa.

(2) En 2009 el incremento salarial fue equivalente al IPC de 2008 + 1.25% (IPC 2008: 7.67%). Duran-te el año se llenaron 640 vacantes, de las cua-les 283 fueron provistas con personal interno y se presentaron 162 retiros de funcionarios.

(3) Los más importantes: publicidad, propagan-da, impresos, publicaciones, promoción, di-vulgación, transporte, fletes, costos por con-trol de calidad.

(4) Contratos celebrados para instalar redes in-ternas de gas y hacer la acometida y conexión al servicio.

La composición de los costos en el 2009 fue:

Contribuciones y regalías

Costos generales

Otros costos

Otros

Lectura de medidores y entrega de facturas

Mantenimiento y reparación

Costos de personal

Consumo directo de materiales

Operación Comercial2%

2%

58%12%

11%

5%4%

3%3%

Redes de energía zona rural.

Composición de los costos

151

Nota 41Gastos de administraciónLos gastos de administración en 2009 y 2008 fueron:

Concepto 2009 2008Gastos de personal

Sueldos y salarios 132,899 108,380

Contribuciones imputadas 29,279 25,288

Contribuciones efectivas 20,828 17,783

Aportes sobre la nómina 4,242 3,605

Total gastos de personal (1) 187,248 155,056

Gastos generales

Mantenimiento 33,613 19,510

Arrendamientos (2) 29,402 27,105

Comisiones, honorarios y servicios 22,463 17,460

Publicidad y propaganda (3) 21,548 17,057

Intangibles (4) 13,318 5,246

Estudios y proyectos 8,036 2,808

Procesamiento de información (5) 5,760 8,586

Materiales y suministros 5,096 3,293

Servicios públicos 4,710 3,854

Vigilancia y seguridad 4,591 3,721

Aseo y cafetería 4,485 4,497

Contratos de administración 3,053 3,116

Seguros generales 3,013 2,197

Fotocopias, impresos y publicaciones 2,118 1,743

Comunicaciones y transporte 1,660 1,665

Otros gastos de administración 6,536 3,184

Total gastos generales 169,402 125,042

Impuestos, contribuciones y tasas (6) 104,005 99,327

Total gastos de administración 460,655 379,425

152

(1) Ver numeral 2, Nota 40.

(2) Incluye el pago del arrendamiento del edi-ficio EPM al Municipio de Medellín, $26,957 (2008 - $25,398).

(3) Presenta un crecimiento del 26% con respec-to al año 2008, originado por los patrocinios de la asamblea del BID y programas con la Fundación EPM.

(4) Valor de las licencias y el software de carác-ter administrativo utilizado en las activida-des de apoyo.

(5) Corresponde al servicio de Data Center, con-trato suscrito con EPM Telecomunicaciones.

(6) Están conformados por:

Concepto 2009 2008Impuestos, contribuciones y tasas

Impuesto al patrimonio 65,541 67,364

Cuota de fiscalización y auditaje 11,046 11,758

Contribuciones 9,206 8,662

Industria y comercio 8,179 4,484

Gravamen a los movimientos financieros 4,319 3,783

Predial unificado 1,268 958

Impuesto de timbre 1,006 1,615

Otros 3,440 703

Total Impuestos, contribuciones y tasas 104,005 99,327

La composición de los gastos de administración en el 2009 fue:• Gastos de administración

Procesamiento de información

Otros

Impuestos, contribuciones y tasas

Publicidad y propaganda

Arrendamientos

Materiales y suministros

Estudios y proyectos

Comisiones, honorarios y servicios

Mantenimiento

Intangibles

Gastos de personal3%

2%1%1%

41%

23%7%

6%

5%5%

6%

153

Nota 42Depreciaciones, provisiones y amortizacionesEl valor de las depreciaciones, provisiones y amortizaciones al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fue:

Concepto 2009 2008Depreciaciones

Costos por depreciaciones Depreciación plantas, ductos y túneles 85,801 84,992 Depreciación redes y líneas 80,502 76,690 Depreciación edificaciones 27,485 29,096 Depreciación maquinaria y equipos 18,798 16,332 Otras depreciaciones 11,423 9,768 Total costos por depreciaciones 224,009 216,878 Gastos por depreciaciones Depreciación equipo de comunicación y cómputo 8,353 8,382 Depreciación maquinaria y equipo 4,402 4,384 Depreciación edificaciones 2,398 2,062 Depreciación muebles y enseres y equipo de oficina 1,320 1,120 Otras depreciaciones 646 500 Total gastos por depreciaciones 17,119 16,448

Total costos y gastos por depreciaciones (1) 241,128 233,326 Provisiones

Provisión prima de antigüedad (2) 27,160 0 Provisión para deudores servicios públicos (3) 21,362 15,310 Provisión para otros deudores (3) 4,104 2,003 Provisión impuesto de industria y comercio (4) 15,461 18,170 Provisión propiedades, planta y equipo (5) 13,774 7,511 Provisión sobre inventarios 311 1,140

Total provisiones 82,172 44,134 Amortizaciones

Costos por amortizaciones Amortización de intangibles (6) 15,568 17,907 Amortización mejoras en propiedades ajenas 8,998 10,061 Amortización bienes entregados a terceros 5,054 5,250 Estudios y proyectos 549 460

Total Costos por amortizaciones 30,169 33,678Gastos por amortizaciones

Estudios y proyectos 825 13,086 Obras y mejoras en Propiedad ajena 690 4,020 Amortización de intangibles 669 502

Total gastos por amortizaciones 2,184 17,608Total costos y gastos por amortizaciones 32,353 51,286

154

(1) La depreciación o amortización se calcula, en términos generales, con base en las vidas útiles sugeridas por la Contaduría General de la Nación. (Ver Nota 5. Políticas y prácticas contables, el aparte sobre Propiedad, planta y equipos).

(2) Hecho económico incorporado en el 2009 como provisión, producto del cambio de prác-tica contable, en un acercamiento a lo estipu-lado en las normas internacionales de conta-bilidad. (Ver numeral 2, Nota 31. Obligaciones laborales).

Rango de días % Provisión180-360 días 50%

Mayor de 361 días 100%

(3)La práctica contable de provisión de deudores es:

(Ver Nota 5. Políticas y prácticas contables, el aparte sobre Deudores).

(4) Corresponde a la provisión del impuesto de industria y comercio por los municipios di-ferentes a Medellín, donde se establece una base gravable sobre los ingresos del período actual con pago al año siguiente.

(5) Conforme a lo estipulado en la Resolución 356 de septiembre de 2007, emitida por la

Contaduría General de la Nación, desde el año 2008 EPM viene realizando la actuali-zación del valor de las propiedades, planta y equipo mediante avalúo técnico realizado con personal de la empresa, con la asesoría de un avaluador externo. Como resultado de este avalúo se obtuvo una provisión para el año 2009 por $13,774 (2008 por $7,511), co-rrespondiente a activos que tenían un valor en libros superior al avaluó técnico. A conti-nuación se presenta el detalle:

Concepto 2009 2008Plantas ductos y túneles 0 6,129

Equipos de comunicación y computación 0 1,382

Terrenos 123 0

Edificaciones 5,334 0

Redes, líneas y cables 8,317 0

Total 13,774 7,511

155

(6) Corresponde a la amortización de: licencias, software y servidumbres, conforme a su vida útil estimada.

El total de las depreciaciones, provisiones y amor-tizaciones asciende a $349.934, lo que equivale al 13% del total de costos y gastos en el 2009.

250.000

200.000

2009 2008

150.000

100.000

50.000

0

Deprec

iaciones

Provis

iones

Amortizacio

nes

Depreciaciones, provisiones y amortizaciones

156

(1) Presentaron un crecimiento del 64% con res-pecto al año anterior, debido a la mayor dis-ponibilidad de efectivo, principalmente por la emisión de bonos internacionales.

(2) Se registraron utilidades por la valoración debido a que un volumen importante de re-cursos se invirtió principalmente en TES, los cuales presentaron altas valorizaciones con la disminución de tasas de interés del Banco de la República en 2009.

(3) Los dividendos en las compañías no con-troladas, correspondiente a distribución de utilidades en periodos donde EPM no poseía el control, fue:

Nota 43Ingresos financieros no operativosLa discriminación del origen de los ingresos financieros al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fue:

Concepto 2009 2008Intereses y rendimientos (1) 50,637 30,834

Utilidad por valoración de las inversiones de administración de liquidez en títulos de deuda (2) 40,369 33,008

Dividendos (3) 37,894 32,796

Rendimientos encargos fiduciarios pensiones 34,321 26,273

Otros ingresos financieros (4) 15,597 22,257

Recargo por mora 9,969 11,165

Descuentos por pronto pago 1,751 2,251

Intereses por financiación préstamos vivienda 1,549 566

Rendimientos fondos vendidos con compromiso de recompra 0 95

Total ingresos financieros no operativos 192,087 159,245

Empresa 2009 2008ISA S.A E.S.P 16,858 15,243

Isagen S.A E.S.P 19,308 17,542

CENS 1,721 0

Otros 7 11

Total 37,894 32,796

(4) Incluye rendimientos de las cuentas banca-rias, ingresos por intereses sobre los antici-pos a proveedores y contratistas, entre otros.

157

Nota 44Ajuste por diferencia en cambioEn este rubro se presenta el efecto neto del ajuste por la diferencia en cambio en los resultados duran-te 2009. Incluye el ajuste por tipo de cambio de las cuentas por cobrar, inversiones, cuentas por pagar, deuda y efectivo.

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, las principales monedas presentaron el siguiente comportamiento por unidad, en pesos, así:

Moneda 2009 2008 Var. %Dólar americano 2,044.23 2,243.59 -8.89%

Libra 3,301.12 3,225.72 2.34%

Yen 21.96 24.75 -11.28%

Euro 2,932.96 3,118.70 -5.96%

En 2009 el ajuste neto por diferencia en cambio significó ingresos por $67,114, frente a los gastos de 2008 por $76,974. Este hecho se explica por el comportamiento de la TRM, que para el año 2009 presen-tó una revaluación del 8.89%, mientras que para 2008 tuvo una devaluación del 11.36%.

Diferencia en cambio 2009 2008Ingreso

Deuda 146,256 7,274

Subtotal por ingreso 146,256 7,274

Gasto

Posición Propia y Otros 79,142 84,248

Subtotal por gasto 79,142 84,248

Total diferencia en cambio, neto 67,114 (76,974)

158

Nota 45Utilidad por efecto de las filialesDurante el período la utilidad derivada de la aplicación del método de participación en las entidades en las cuales se tiene inversión, al 31 de diciembre de 2009 y 2008, corresponde a:

Empresa 2009 2008Inversiones en sociedades públicas

EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. -UNE- 120,298 185,553

Inversiones en sociedades de economía mixta

EPM Inversiones S.A. 117,377 45,451

Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. -CHEC- 13,866 15,928

Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. 6,340 0

Empresa de Energía del Quindío S.A. -EDEQ- 3,293 3,078

Central Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P.-CENS- 1,477 0

Aguas de Urabá S.A. E.S.P. 1,878 149

Regional de Occidente 583 19

Aguas del Oriente Antioqueño S.A. E.S.P. 114 150

Inversiones en entidades del exterior

EEPPM RE LTD. 5,076 809

Hidroecológica del Teribe S.A. -HET- 488 550

Utilidad por efecto de las filiales 270,790 251,687

160.000

140.000

180.000

200.000

120.000

100.000

80.000

2009 2008

60.000

40.000

20.000

0

UNE

EPM In

versi

ones

Aguas Nacio

nales

CHECED

EQCEN

S

EEPP

M Ltda.

Otros

159

Nota 46Otros ingresos no operativosDetalle de otros ingresos no operativos durante 2009 y 2008:

Concepto 2009 2008Ingresos extraordinarios

Recuperaciones (1) 5,757 4,789

Aprovechamientos 2,010 3,663

Indemnizaciones 3,374 11,172

Otros ingresos extraordinarios (2) 8,455 4,365

Sobrantes 164 82

Total ingresos extraordinarios 19,760 24,071

Otros ingresos ordinarios

Arrendamientos (3) 12,391 5,484

Comisiones, honorarios y servicios 7,172 3,315

Utilidad en venta de activos 1,943 3,374

Venta de pliegos 437 566

Contratos para la gestión de servicios públicos 0 82

Otros ingresos 343 0

Total otros ingresos ordinarios 22,286 12,821

Ajustes ejercicios anteriores

Otros ingresos (4) 18,740 2,002

Venta de bienes 316 202

Venta de servicios (2,039) (356)

Total ajustes ejercicios anteriores 17,017 1,848

Total otros ingresos no operativos 59,063 38,740

160

(1) Corresponde a los ingresos extraordinarios originados en la recuperación en el presente ejercicio, provenientes principalmente de: re-clamos, recuperación de cartera castigada y venta de activos depreciados, entre otros.

(2) Presentó un aumento del 94%, explicado por el cobro legal a cargo de Ecopetrol por $6,063 por incumplimiento contractual.

(3) Presentó un aumento del 126% explicado por el arrendamiento cobrado a UNE por el es-pacio para Internet Data Center y por unas adecuaciones realizadas por EPM para que UNE pudiera usar este espacio.

(4) Se registró un ingreso por $17,561 por divi-dendos decretados en la filial CHEC en di-ciembre de 2008, sobre utilidades retenidas del año 2002, período en el cual EPM no te-nía control patrimonial sobre esta empresa.

Nota 47Cálculo actuarialEl gasto por actualización del pasivo pensional adiciembre 31 de 2009 y 2008 es:

Concepto 2009 2008Pasivo pensional

Actualización pensión de jubilación 42,242 32,617

Actualización cuotas partes pensional 3,223 142

Subtotal actualización pensiones de jubilación (1) 45,465 32,759

Actualización bonos y cuotas partes bonos 15,599 24,452

Subtotal pasivo pensional (1) 61,064 57,211

Actualización conmutación pensional EADE (2) 10,767 6,872

Total actualización cálculo actuarial 71,831 64,083

Parque Los Salados.

161

(1) Valor actualización del pasivo pensional de EPM, de acuerdo con el estudio actuarial a 31 de diciembre 31 de 2009. La tasa de reajus-te pensional en el año 2009 fue del 6.48% (2008 - 4.8%). Para los bonos pensionales se tomaron como base los valores ya conocidos de los bonos en la fecha de corte, luego de de-ducir los pagados durante el año.

(2) En 2008 se contrató el cálculo actuarial para pensiones y bonos correspondientes a la con-mutación pensional de EADE.

La composición de la actualización del cálculo actuarial en 2009 fue:

Cuotas partes

Bonos

Conmutación

Pensión jubilación

59%22%

15%

4%

Cálculo actuarial

162

Nota 48Gastos financierosLos gastos financieros, no operativos, durante el año 2009 y 2008, discriminados según su clase fueron:

(1) El total de intereses presentó un crecimien-to del 23%, explicado principalmente por la colocación de bonos en el mercado local por $632,960.

Los intereses asociados al crédito con los ban-cos de Tokio-Mitsubishi y Bilbao Vizcaya Ar-gentaria (BBVA), sede de Tokio, por $448,718, así como a la emisión de bonos internaciona-les por US$500 millones del año 2009, no se reflejaron en los resultados del período por-que los recursos fueron destinados al proyec-to Porce III y Porce IV, por lo cual estos intere-ses se capitalizaron.

(2) Presentó un incremento por $8,651, asociado a gastos por la emisión de bonos internaciona-les como: auditoría externa (Price Waterhouse Coopers), calificadoras internacionales (Stan-dard & Poors, Fitch Rating Colombia, Moody´s Investor Service), abogados (JP Morgan Chase Bank National) y Superintendencia Financiera, entre otros.

(3)Corresponde a la amortización en 2009 por el descuento otorgado en la emisión de bo-nos en el mercado internacional de capitales (cupón de 7.625%), con vencimiento a julio 29 de 2019.

Concepto 2009 2008Intereses

Operaciones de crédito público internas de corto plazo 82,563 12,790

Operaciones con derivados 42,822 79,479

Operaciones de crédito público externas de largo plazo 19,854 25,970

Operaciones de financiamiento internas de corto plazo 2,089 1,140

Otros intereses 8 131

Total intereses (1) 147,336 119,510

Gastos financieros

Administración y emisión de títulos valores (2) 9,383 732

Pérdida en negociación y venta de inversiones en títulos de deuda 2,654 318

Prima en compra de opciones 1,954 2,412

Descuento amortización Bonos Internacionales (3) 783 0

Otros gastos financieros 194 37

Pérdida por valoración de inversiones 0 39

Total gastos financieros 14,968 3,538

Comisiones y otros gastos 1,727 1,044

Total gastos financieros no operativos 71,831 64,083

163

Nota 49Pérdida por efecto de las filialesDurante el período no se registró pérdida deri-vada de la aplicación del método de participa-ción en las entidades en las cuales se tiene in-versión.

Nota 50Otros gastos no operativosLos otros gastos no operativos, al 31 de diciembre de 2009 y 2008, correspondieron a:

Concepto 2009 2008Plusvalía Municipio de Bello (1) 89,527 0

Provisión para contingencias 5,324 19,621

Otros gastos ordinarios 4,239 1,848

Gastos extraordinarios 388 698

Provisión para protección de inversiones (2) 1,004 125

Ajuste de ejercicios anteriores

Gastos de operación (79) 743

Gastos de administración (2,700) (819)

Provisiones, depreciaciones, amortizaciones (3) (9,226) (2,069)

Otros gastos (149) (1,687)

Total ajustes de ejercicios anteriores (12,154) (3,832)

Total otros gastos no operativos 88,328 18,460

Empresa 2009 2008Inversiones en sociedades de economía mixta

EPM Bogotá Aguas S.A. 0 2,941

Pérdida en valoración de inversiones 0 2,941

164

(1) Corresponde a la plusvalía cancelada al Mu-nicipio de Bello por la codificación del Plan de Ordenamiento Territorial -POT-, donde se en-cuentra el terreno en el cual se construirá la planta de tratamiento de aguas residuales.

(2) La provisión para protección de inversiones se realizó en:

Vista 3D Planta de tratamiento de aguas residuales Bello.


EEPPM RE LTD 184 0

Subtotal controladas 184 0

No controladas

RIA 80 0

Gensa S.A 216 86

Terpel del centro 29 0

Hidroeléctrica del rio Aures 446 0

Briquetas de Antioquia 49 0

IPIE 0 38

Aceria paz del río 0 1

Subtotal no controladas 820 125

Total provisiones 1,004 125

165

(3) La composición de los gastos por ajustes de ejercicios anteriores fue:

Concepto 2009 2008Provisiones

Aplicación del método de participación patrimonial (156) (86)

Impuesto de renta (554) 816

Propiedad, planta y equipo 822 0

Deudores servicios públicos (534) 0

Otros deudores (518) (126)

Contingencias civiles (5,529) 0

Contingencias laborales (2,187) 0

Inventarios (2,306) (1,784)

Subtotal provisiones (10,962) (1,180)

Amortizaciones

Bienes entregados a terceros (111) 0

Intangibles (11) 0

Obras y mejoras en propiedad ajena (32) 18

Subtotal amortizaciones (154) 18

Depreciaciones 1,890 (907)

Total provisiones, depreciaciones, amortizaciones (9,226) (2,069)

166

Nota 51Flujo de efectivo neto en actividades de operaciónEl flujo neto por la operación del negocio fue de $1,800,090, con una disminución del 3% con respecto a 2008, afectado por un aumento en los deudores en $192,460 que se traduce en una mayor financiación en el corto plazo y, por ende, menor torrente de efectivo recibido.

El incremento en los deudores obedece a: deu-dores por servicios públicos $105,325 debido a mayores ingresos por energía, a mayor anticipo de impuestos ($19,831) por el IVA en importacio-nes asociado al proyecto Porce III, y a depósitos entregados ($43,324) por los embargos de los municipios Yumbo y Caloto.

Nota 52Flujo de efectivo neto en actividades de inversiónEl flujo neto por las inversiones ascendió a $2,197,192, con un crecimiento del 69% con res-pecto a 2008, explicado por aumentos en acti-vos e infraestructura y mayores inversiones en filiales y asociadas.

Inversiones en activos e infraestructura

Concepto 2009 2008Construcciones en curso 1,051,623 848,790 Activos operativos 64,715 58,870

Total inversión en infraestructura 1,116,338 907,661

Las construcciones en curso corresponden a las operaciones efectivas asociadas a los proyectos de inversión, principalmente Porce III. Los activos operativos corresponden a la propiedad, planta y equipos que entran en funcionamiento una vez adquiridos.

Inversiones en filiales y asociadasEl portafolio de inversiones presentó un creci-miento del 321%, destacándose la capitalización de EPM Inversiones por $584,000, para la adqui-sición de CENS y ESSA.

Estado de Flujos de efectivoEPM inició actividades en 2009 con un saldo disponible por $679,572. La generación y utilización de recursos se resume en:

167

El total de capitalización durante los años 2009 y 2008 se describe a continuación:


EPM Inversiones S.A. 584,000 12,000

Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. 328,000 206,787

Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A E.S.P. -CENS- 28,569 0

Hidroecológica del Teribe S.A. -HET- 26,099 15,197

Aguas de Urabá S.A. E.S.P. 8,511 3,636

Empresas Públicas de Oriente S.A. E.S.P. 3,360 0

Regional de Occidente S.A. E.S.P. 170 116

EEPPM RE LTD. 0 204

Subtotal controladas 978,709 237,940

No controladas

Hidroeléctrica Pescadero Ituango 81,735 23,309

ISA S.A. E.S.P. 39,057 0

Empresa de Obras Sanitarias de Pasto E.S.P. -EMPOPASTO- 0 183

Subtotal no controladas 120,792 23,492

Total capitalizaciones 1,099,501 261,432

Nota 53Total servicio de la deudaSe obtuvieron créditos por $2,174,941 (Ver nota 24 Operaciones de crédito público), principalmente para financiamiento del Proyecto Porce III.

Por servicio de deuda se presentaron amortiza-ciones por $184,508, representando una dismi-nución del 28% con respecto al año anterior, y pago de intereses por $177,659 (30% más frente al año 2008).

Nota 54Traslados de excedentes y otros al Municipio de MedellínEn 2009 se realizaron traslados efectivos al Mu-nicipio de Medellín por $587,019, una disminu-ción del 12% con respecto al año inmediatamen-te anterior debido a que en 2008 se cancelaron $150.000 correspondientes al programa “Camino a la universidad”, los cuales estaban pendientes de pago desde el 2007. Como aportes ordinarios se entregaron $399,519 (30% sobre las utilida-des del 2007) y como aportes extraordinarios $187,500.

168

Una vez ejecutadas las distintas actividades, EPM termina con un disponible por $1,435,164, presentando una aumento del 111% con respecto a 2008.

El ingreso y aplicación del efectivo durante el periodo se resume en:

1.500.000

1.500.000

Actividadesde operación

1.800.090 -1.116.338 -1.099.501 2.174.941 -362.167 -587.019136.194

Inversiónen infraestructura

Inversiónen filiales

Dividendosrecibidos

Nuevoscréditos

Serviciode la deuda

Trasladoexcedentes

1.000.000

1.000.000

2.000.000

2.500.000

500.000

-500.000

0

2009

2008

0

1.847.742 -907.661 -261.431 468.821 -391.793 -670.827127.788

Proyecto Porce III.

169

En 2009 EPM presentó un crecimiento en su ca-pital de trabajo por $540,236, conformado por:

El aumento en el capital de trabajo se explica por el mayor disponible al 31 de diciembre, producto de los empréstitos recibidos para la financiación de proyectos y, a la vez, de un aumento en los deudores. (Ver nota 51 sobre flujo de efectivo neto en actividades de operación).

Estado de Cambios en la situación financiera

Rendimientos y utilidades por inversiones:Los recursos obtenidos sobre transacciones por inversiones fueron por $136,194, aumentando 7% con respecto al año anterior, lo cual se explica por los mayores dividendos recibidos.

Concepto 2009 2008 Activos corrientes

Disponible 755,592 (51,565)

Deudores - Servicios públicos, neto 99,126 67,167

Otros deudores 63,061 (63,498)

Inventarios (2,029) 7,867

Variación activos corrientes 915,750 (40,029)

Pasivos corrientes

Deuda financiera (Incluye intereses) (43,247) (52,373)

Proveedores, acreedores 323,115 (28,860)

Impuestos por pagar 56,403 1,221

Obligaciones laborales 39,243 2,504

Variación pasivos corrientes 375,514 (77,508)

Variación capital de trabajo 540,236 37,479

170

Nota 55 Fuentes

Generadas por la operación: La operación del negocio generó $2,024,595, con un crecimiento del 10% con respecto al año an-terior, explicado principalmente por un aumen-to de ingresos por $554,974 (15%) frente a un crecimiento de costos y gastos operacionales de $245,364 (10%).

Los dividendos recibidos en 2009 corresponden a

Deuda:

Ver nota 53 Total servicio de la deuda, Flujos de efectivo.

Uso de servicios.

Empresa 2009Controladas

EPM Inversiones S.A. 38,701

EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. -UNE- 37,110

Central Hidroeléctrica de Caldas. - CHEC - 13,875

Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. 4,740

Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. -EDEQ- 4,439

Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A E.S.P. -CENS- 1,721

Subtotal controladas 100,586

No controladas

Isagen E.S.P. 19,308

ISA S.A. E.S.P. 16,294

Otros 6

Subtotal no controladas 35,608

Total dividendos 136,194

171

Nota 56 Aplicaciones

Recursos para inversiones:Ver nota 52 lo referente a inversiones en filiales y asociadas.

Recursos para construcciones en curso, propiedad, planta y equiposLas inversiones por este rubro fueron por $1,119,505, donde $1,053,370 corresponden a construcciones en curso, con un crecimiento del 29%, explicado por las mayores ejecuciones en el proyecto Porce III.

Servicio de la deuda:Ver nota 53 Total servicio de la deuda, Flujos de efectivo.

Las fuentes y los recursos con su correspondiente utilización se explican:

1.500.000

1.500.000

Generado porla operación

2.024.594

1.837.234 127.788 468.821 -865.877 -261.431 -391.792 -520.827

136.194 2.174.941 -1.099.501 -362.167 -587.019136.194

Dividendosrecibidos

Nuevoscréditos

Inversión en infraestructura

Inversiónen filiales

Serviciode la deuda

Trasladoexcedentes

0

-337.500

Excedentespor pagar

1.000.000

1.000.000

2.000.000

2.500.000

500.000

-500.000

0

2009

2008

0

172

Operaciones con VinculadoseconómicosEPM presentó las siguientes transacciones, de manera directa e indirecta, con sus empresas vinculadas:

Activos El saldo de los activos de EPM relacionados con los vinculados económicos a diciembre de 2009 corresponden a:

Empresa

Deudores otros activos

totalVenta de

bienes

Prestación de

servicios

Servicios públicos

Otros deudores

Servicios pagados por

anticipado

EPM Inversiones 0 0 0 159,342 0 159,342

EPM Bogotá 0 0 0 42,717 0 42,717

UNE 431 6,533 0 5,242 2,212 14,418

CHEC 0 858 6,626 120 0 7,604

EDEQ 0 270 3,571 66 0 3,907

Cencol 0 0 2,044 0 0 2,044

CENS 0 0 768 0 0 768

Aguas de Urabá 0 111 0 92 0 203

Regional Occidente 0 32 0 1 0 33

Aguas Nacionales 0 0 0 21 0 21

Total general 431 7,803 13,010 207,601 2,212 231,058

173

Pasivo El saldo de los pasivos de EPM relacionados con los vinculados económicos a diciembre de 2009 corresponden a:

Empresa

Operaciones de Crédito Público Cuentas por Pagar Otros

Pasivos

TotalInternas de largo

plazo -Bonos

Externas de largo

plazo -Bonos-

Adquisición de bienes y

serviciosAcreedores

Recaudos a favor

de terceros

UNE 6,017 2,354 2,325 3,508 36,812 51,017

CHEC 0 0 1,520 5 0 1,525

ESSA 0 0 1,281 0 0 1,281

Emtelco 0 0 0 1,140 0 1,140

EDEQ 0 0 182 19 0 201

CENS 0 0 158 0 0 158

Total general 6,017 2,354 5,466 4,671 36,812 55,322

174

Ingresos

Los ingresos en EPM durante el año 2009 relacionados con los vinculados económicos corresponden a:

Empresa

Prestación de Servicios

TotalVenta

de bienes

Energía Acueducto Alcantarillado Gas Informáticos Otros

UNE 223 12,003 60 101 199 9,199 31,182 52,965

CHEC 0 29,503 0 0 32 0 1,387 30,922

ESSA 0 19,382 0 0 0 0 182 19,565

EDEQ 0 15,280 0 0 0 0 603 15,883

Cencol 0 12,075 0 0 0 0 0 12,075

CENS 0 7,731 0 0 0 0 0 7,731

Edatel 0 989 23 39 1 0 0 1,052

EPM Bogotá 0 969 0 0 0 0 0 969

Emtelco 0 678 8 14 0 0 0 700

Regional Occidente 0 1 0 0 0 2 189 192

Aguas de Urabá 0 0 0 0 0 0 171 171

Telefónica de Pereira 0 53 0 0 0 0 0 53

Aguas del Oriente Antioqueño

0 0 0 0 0 0 35 35

Aguas Nacionales 0 0 0 0 0 0 28 28

EPM Inversiones 0 0 0 0 0 0 0 0

Total general 223 98,663 91 154 232 9,200 33,778 142,341

Empresa

Prestación de Servicios

TotalVenta

de bienes

Energía Acueducto Alcantarillado Gas Informáticos Otros

UNE 223 12,003 60 101 199 9,199 31,182 52,965

CHEC 0 29,503 0 0 32 0 1,387 30,922

ESSA 0 19,382 0 0 0 0 182 19,565

EDEQ 0 15,280 0 0 0 0 603 15,883

Cencol 0 12,075 0 0 0 0 0 12,075

CENS 0 7,731 0 0 0 0 0 7,731

Edatel 0 989 23 39 1 0 0 1,052

EPM Bogotá 0 969 0 0 0 0 0 969

Emtelco 0 678 8 14 0 0 0 700

Regional Occidente 0 1 0 0 0 2 189 192

Aguas de Urabá 0 0 0 0 0 0 171 171

Telefónica de Pereira 0 53 0 0 0 0 0 53


0 0 0 0 0 0 35 35

Aguas Nacionales 0 0 0 0 0 0 28 28

Total general 223 98,663 91 154 232 9,200 33,778 142,341

175

Otros Ingresos

Empresa

otros ingresos

TotalFinancieros

Otros ingresos

ordinariosExtraordinarios

EPM Inversiones 19,244 19 0 19,263

UNE 10 5,012 1,811 6,833

EPM Bogotá 1,585 0 0 1,585

Edatel 1 1,008 0 1,009

Emtelco 0 459 0 459

EDEQ 0 105 0 105

Aguas de Urabá 0 0 92 92

Aguas Nacionales 0 9 33 42

ESSA 0 13 0 13

CHEC 0 10 0 10

Regional Occidente 0 1 0 1

Total general 20,840 6,637 1,936 29,413

Empresa

Otros Ingresos

TotalFinancieros

Otros ingresos

ordinariosExtraordinarios

EPM Inversiones 19,244 19 0 19,263

UNE 10 5,012 1,811 6,833

EPM Bogotá 1,585 0 0 1,585

Edatel 1 1,008 0 1,009

Emtelco 0 459 0 459

EDEQ 0 105 0 105

Aguas de Urabá 0 0 92 92

Aguas Nacionales 0 9 33 42

ESSA 0 13 0 13

CHEC 0 10 0 10

Regional Occidente 0 1 0 1

Total general 20,840 6,637 1,936 29,413

176

Costos y gastos

Durante 2009 los costos y gastos en EPM relacionados con los vinculados económicos corresponden a:

Costos

Gastos

Empresa Generales

Bienes y servicios públicos para la venta

Licencias, contribuciones

y regalías

Servicios públicos Otros Total

CHEC 0 17,344 0 0 29 17,373

ESSA 0 8,582 0 0 0 8,582

Emtelco 6,204 0 0 0 0 6,204

CENS 0 4,421 0 0 0 4,421

EDEQ 1 1,416 0 0 63 1,480

UNE 0 0 37 4,074 2 4,113


0 0 0 1 0 1

Total 6,205 31,762 37 4,075 94 42,173

Empresa

Gastos de Administración

Otros Gastos

TotalSueldos y salarios Generales Intereses

UNE 0 12,598 760 13,358

Emtelco 91 4 0 96

EDEQ -8 0 0 -8

Aguas Nacionales -12 0 0 -12

Total general 72 12,602 760 13,434

177

Acuerdo entre EPM y EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. UNEEPM tiene celebrado con su filial UNE el acuerdo marco de colaboración No. 30000426724, el cual tiene como fin: Determinar el marco general dentro del cual EPM y UNE compartirán entre sí y según lo consideren de su interés, los recursos y las ventajas propias del conocimiento y la ex-periencia que han acumulado en la prestación integrada de los servicios públicos que hacen parte de su objeto y concernientes a aspectos de tecnología, destreza científica y técnica de su personal, estrategias de mercado, recursos de publicidad, propiedad industrial e intelectual, signos distintivos, fortalezas en desarrollo de procesos comerciales y de soporte, elementos

físicos, estudios, sistemas de información, ase-soría financiera, tributaria, laboral, jurídica, en materia de seguros, reaseguros y demás que se consideren necesarias, así como las demás ven-tajas relacionadas con adquisición de bienes y servicios de modo tal que se ejecute una política de colaboración integral entre ambas empresas.

Para el desarrollo del objeto del acuerdo se sus-criben actas de ejecución, en cuya celebración, interpretación y desarrollo se tienen en cuenta principios, lineamientos y pautas generales. Du-rante el año 2009 se ejecutaron las siguientes Actas:

Número del Acta de Ejecución Descripción

3000-001 Gestión del almacenamiento y custodia de bienes muebles

3000-002 Gestión documental

3000-003 Gestión de bienes inmuebles

3000-004 Gestión de servicios de seguridad y vigilancia

3000-005 Servicios de transporte y mantenimiento del parque automotor

3400-008 Asesoría para entrega de beneficios

3400-010 Gestión de actividades deportivas, culturales y recreativas

3400-012 Proveeduría

3400-015 Selección de personal

3400-016 Vivienda

3000-019 Arrendamiento y administración de áreas en el edificio EPM

3400-020 Entidad Asociada de Salud: EAS

4000-023 Ofimática

4000-026 Sistemas de información

2000-027 Aseguramiento de ingresos

1300-028 Procesos judiciales

3400-038 Capacitación y desarrollo

182


Consolidado GEN EnergíaBalance GeneralA 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008Cifras en millones de pesos colombianos

Genera ción de

energía

Transmisión y

distri bu ción de energía

GasEnergía

Diciembre 2009

Energía Diciembre

2008

ACTIVO

CORRIENTE 1,732,043 352,855 57,335 2,142,234 1,146,631Efectivo 142,922 5,087 1,258 149,267 241,536Inversiones Transitorias 1,216,740 43,826 1,676 1,262,242 319,847

Deudores - Servicios públicos 276,425 308,280 41,837 626,542 531,440Provisión Deudores Servicios públicos (4,158) (96,410) (15,890) (116,458) (98,672)Deudores - Servicios públicos, neto 272,267 211,870 25,947 510,084 432,768

Otros deudores 75,645 73,126 27,486 176,257 107,166Inventarios 24,469 18,946 968 44,384 45,314

NO CORRIENTE 10,077,199 7,227,461 561,217 17,621,010 13,879,502

Inversiones Permanentes 638,914 2,461,533 12,889 2,938,469 1,368,275 Valorizaciones Inversiones 1,668,083 2,288,937 59,923 4,016,943 3,178,636Inversiones permanentes, neto 2,306,997 4,750,470 72,812 6,955,412 4,546,911

Deudores - Servicios Públicos 15 41,496 94,994 136,504 111,229Créditos a vinculados económicos 233,514 172,159 1,007 336,680 194,742Otros deudores 23,617 27,439 75,909 126,966 158,679

Construcciones en Curso 2,499,793 78,905 16,973 2,595,671 1,713,229Propiedades, planta y equipo 3,665,718 1,963,877 319,663 5,949,257 5,984,545Depreciación (1,290,184) (954,278) (66,892) (2,311,354) (2,260,914)Valorizaciones Propiedades, planta y equipo 2,474,924 971,370 32,479 3,478,773 3,118,137

Propiedades, planta y equipo, neto 7,350,251 2,059,874 302,223 9,712,347 8,554,997

Encargos fiduciarios 86,132 102,564 4,104 192,800 176,334Diferidos 34,610 47,144 5,504 87,258 58,340Intangibles 24,665 15,973 4,207 44,846 51,251Otros activos 17,363 8,868 457 26,688 23,238Valorizaciones otros activos 35 1,474 0 1,509 3,781

TOTAL ACTIVO 11,809,242 7,580,316 618,552 19,763,244 15,026,133

CUENTAS DE ORDEN DEUDORAS 2,391,568 841,103 79,232 3,311,903 3,421,407

183

Genera ción de

energía

Transmisión y


GasEnergía

Diciembre 2009

Energía Diciembre

2008

PASIVO

CORRIENTE 650,661 396,712 41,211 1,088,583 853,704Operaciones de crédito público 59,677 5,048 0 64,725 128,504Operaciones manejo de deuda 24,322 2,401 0 26,724 19,866Obligaciones financieras 0 0 0 0 15,562Intereses por pagar 54,732 13,108 2,042 69,883 34,182Cuentas por pagar a proveedores 152,009 125,782 17,974 295,765 364,778Acreedores 244,551 124,043 14,555 383,147 83,880Impuestos por pagar 50,524 71,049 -1,075 120,498 129,601Obligaciones laborales 37,366 30,940 4,124 72,430 42,569Recaudos de terceros 27,480 24,341 3,591 55,411 34,762

NO CORRIENTE 2,972,540 889,288 201,509 3,993,338 2,006,359

Operaciones de crédito público 2,411,019 403,154 171,453 2,985,626 1,044,769Operaciones manejo de deuda 90,018 8,470 0 98,488 96,921Contingencias 42,673 3,042 803 46,518 29,373Obligación pensional y conmutación pensional 216,157 373,467 12,689 532,313 525,774

Impuesto diferido 208,844 89,659 16,391 314,894 304,792Otros pasivos 3,829 11,496 173 15,499 4,730

TOTAL PASIVO 3,623,201 1,286,000 242,720 5,081,921 2,860,063

PATRIMONIO 8,186,041 6,294,316 375,832 14,681,323 12,166,070Capital fiscal 32 19 151,500 51 51Reservas 828,217 924,916 25,907 1,779,040 1,572,403Utilidad de ejercicios anteriores 1,079,382 167,998 56,990 1,304,370 1,196,230Resultado del ejercicio 905,574 483,165 25,990 1,414,730 1,051,576Superávit por donaciones 0 24,759 177 24,936 24,936Superávit por valorizaciones 4,143,042 3,261,781 92,402 7,497,225 6,300,554Superávit por el método de participación 0 852,669 0 852,669 212,018

Revalorización del patrimonio 1,229,794 579,009 22,866 1,808,302 1,808,302

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 11,809,242 7,580,316 618,552 19,763,244 15,026,133

CUENTAS DE ORDEN ACREEDORAS 1,964,223 602,469 57,913 2,624,605 2,910,022

184

ConceptoGenera ción

de energía

Transmisión y


GasEnergía

Diciembre 2009

Energía Diciembre

2008

Ingresos operativos 2,094,602 1,803,969 307,899 3,745,042 3,241,704Devoluciones, rebajas y descuentos (86) (3,406) (94) (3,585) (5,991)INGRESOS NETOS 2,094,516 1,800,563 307,805 3,741,457 3,235,713

Costos por prestación de servicios (832,670) (1,137,408) (233,811) (1,742,460) (1,597,988)

UTILIDAD BRUTA EFECTIVA 1,261,846 663,155 73,994 1,998,997 1,637,725

Gastos de administración (166,417) (159,562) (27,600) (353,580) (285,068)

EBITDA 1,095,429 503,593 46,394 1,645,417 1,352,657

Depreciaciones (82,134) (84,094) (13,380) (179,608) (175,799)Provisiones (15,395) (35,535) (11,348) (62,279) (26,899)Amortizaciones (3,799) (11,214) (2,371) (17,382) (31,972)

EXCEDENTE OPERACIONAL 994,101 372,750 19,295 1,386,148 1,117,987

INGRESOS NO OPERATIVOSFinancieros 67,490 78,785 24,732 167,936 124,641Ajustes por diferencia en cambio 66,333 0 0 64,920 0 Deuda 138,008 0 0 145,179 0 Posición propia y otros (71,675) 0 0 (80,259) 0Utilidad por efecto de subordinadas 58,150 179,993 3,059 241,202 220,730Otros ingresos 19,518 30,085 4,466 54,068 33,014TOTAL INGRESOS NO OPERATIVOS 211,491 288,863 32,257 528,126 378,385

GASTOS NO OPERATIVOSCálculo actuarial (21,232) (30,447) (250) (51,929) (45,595)Financieros (67,521) (43,242) (22,051) (129,742) (87,159)Ajustes por diferencia en cambio 0 (759) (654) 0 (68,842) Deuda 0 4,558 2,613 0 (74,447) Posición propia y otros 0 (5,317) (3,267) 0 5,605Gasto por efecto de subordinadas 0 0 0 0 0Otros gastos 5,856 984 (2,138) 4,701 (13,268)TOTAL GASTOS NO OPERATIVOS (82,897) (73,464) (25,093) (176,970) (214,864)

EXCEDENTE DEL EJERCICIO ANTES DE IMPUESTOS 1,122,695 588,149 26,459 1,737,304 1,281,508

Provisión impuesto de renta (217,121) (104,984) (469) (322,574) (229,932)

EXCEDENTE DEL EJERCICIO 905,574 483,165 25,990 1,414,730 1,051,576


Consolidado GEN EnergíaEstado de Actividad Financiera, Económica, Social y AmbientalPor el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2009 y 2008Cifras en millones de pesos colombianos

185


Capital de Trabajo Margen de seguridad para cumplir con las obligaciones a corto plazoActivo Corriente - Pasivo Corriente

Liquidez Capacidad de pago de las deudas a corto plazoActivo Corriente/Pasivo Corriente

Endeudamiento (*) Porcentaje de la empresa que corresponde a los acreedoresPasivo Total/Activo Total




Propiedad, Planta y Equipo/Activo Total






Excedente Operacional/Promedio Propiedad, Planta y Equipo en Operación




Rentabilidad del Patrimonio (*) Retribución por asumir el riesgo de la propiedad de la empresaExcedente del Ejercicio/Patrimonio

Promedio

EBITDAExcedente operacional efectivoExcedente operacional - Partidas no

efectivas

Margen EBITDA Contribución de los ingresos en el excedente operacional efectivoEBITDA/Ingresos de Operación

Margen Operacional Eficiencia de acuerdo con el nivel de ingresosResultado Operacional/Ingresos de

Operación


Excedentes del Ejercicio/Ingresos de Operación

Generación Distribución Gas Energía

2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008

1,081,382 -38,560 -43,857 277,899 16,124 53,589 1,053,650 292,928

2.66 0.92 0.89 1.97 1.39 1.76 1.97 1.34

30.68% 18.91% 16.96% 15.75% 39.24% 42.49% 25.71% 19.03%

69.32% 81.09% 83.04% 84.25% 60.76% 57.51% 74.29% 80.97%

41.29% 44.44% 14.47% 19.69% 43.63% 39.05% 31.59% 36.19%

62.24% 70.93% 27.19% 31.34% 48.86% 44.02% 49.15% 56.96%

41.99% 25.18% 38.58% 42.06% 7.84% 12.49% 38.71% 28.88%

20.51% 14.37% 21.04% 25.73% 6.90% 11.66% 20.09% 17.21%

11.47% 9.00% 9.06% 9.62% 7.02% 8.46% 10.54% 9.36%

1,095,429 826,606 503,593 478,241 46,394 47,810 1,645,417 1,352,657

52.30% 50.48% 27.97% 30.68% 15.07% 14.89% 43.98% 41.80%

47.46% 44.16% 20.70% 23.72% 6.27% 7.84% 37.05% 34.55%

43.24% 37.56% 26.83% 26.18% 8.44% 8.88% 37.81% 32.50%

Indicadores GEN Energía

186


Consolidado GEN AguasBalance GeneralA 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008Cifras en millones de pesos colombianos

Acueducto Aguas residuales

Aguas Diciembre

2009

Aguas Diciembre

2008

ACTIVO

CORRIENTE 78,124 60,859 138,983 285,060Efectivo 10,485 1,909 12,395 39,090Inversiones Transitorias 6,512 4,749 11,261 79,099

Deudores - Servicios públicos 117,746 99,695 217,441 194,542Provisión Deudores Servicios públicos (82,333) (55,293) (137,626) (135,124)Deudores - Servicios públicos, neto 35,413 44,402 79,815 59,418

Otros deudores 17,808 7,689 25,496 96,338Inventarios 7,906 2,110 10,016 11,115

NO CORRIENTE 2,020,826 1,966,718 3,867,545 3,227,314

Inversiones Permanentes 59,933 594,545 654,478 291,012 Valorizaciones Inversiones 158,430 229,659 388,089 388,881Inversiones permanentes, neto 218,363 824,204 1,042,567 679,893

Deudores - Servicios Públicos 36,040 24,868 60,908 59,692Créditos a vinculados económicos 132,787 4,016 16,803 4,028Otros deudores 9,012 7,985 16,997 18,617

Construcciones en Curso 41,562 34,288 75,850 90,498Propiedades, planta y equipo 1,358,364 1,033,111 2,391,475 2,327,907Depreciación (639,131) (337,140) (976,271) (971,268)Valorizaciones Propiedades, planta y equipo 714,131 293,824 1,007,956 854,526Propiedades, planta y equipo, neto 1,474,926 1,024,083 2,499,010 2,301,663

Encargos fiduciarios 53,219 22,599 75,818 77,932Diferidos 18,011 34,209 52,220 47,142Intangibles 8,231 6,261 14,491 16,712Otros activos 9,550 15,920 25,472 20,755Valorizaciones otros activos 60,687 2,573 63,259 880

TOTAL ACTIVO 2,098,950 2,027,577 4,006,528 3,512,374

CUENTAS DE ORDEN DEUDORAS 732,377 484,547 1,216,924 1,108,282

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Acueducto Aguas residuales

Aguas Diciembre

2009

Aguas Diciembre

2008

PASIVO

CORRIENTE 82,266 112,423 194,689 120,340Operaciones de crédito público 5,131 12,454 17,586 20,546Operaciones manejo de deuda 2,142 6,974 9,116 5,365Obligaciones financieras 0 0 0 0Intereses por pagar 3,046 6,441 9,487 16,742Cuentas por pagar a proveedores 12,033 8,546 20,580 27,221Acreedores 25,056 64,621 89,675 18,661Impuestos por pagar 2,537 2,689 5,226 6,526Obligaciones laborales 17,500 6,799 24,299 14,919Recaudos de terceros 14,821 3,899 18,720 10,360

NO CORRIENTE 361,936 554,584 796,520 686,969

Operaciones de crédito público 128,862 115,685 244,547 279,701Operaciones manejo de deuda 15,646 50,859 66,504 57,982Contingencias 7,565 2,153 9,719 8,691Obligación pensional y conmutación pensional 142,156 318,086 340,242 204,884Impuesto diferido 45,974 67,229 113,203 104,594Otros pasivos 21,733 572 22,305 31,117

TOTAL PASIVO 444,202 667,007 991,209 807,309

PATRIMONIO 1,654,748 1,360,570 3,015,319 2,705,065Capital fiscal 11 4 15 15Reservas 307,247 168,963 476,210 436,384Utilidad de ejercicios anteriores 86,043 191,323 277,366 224,759Resultado del ejercicio 48,520 234,562 283,082 280,152Superávit por donaciones 30,176 34,620 64,796 64,796Superávit por valorizaciones 933,248 526,056 1,459,304 1,244,287Superávit por el método de participación 361 32 393 519Revalorización del patrimonio 249,142 205,010 454,153 454,153

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2,098,950 2,027,577 4,006,528 3,512,374

CUENTAS DE ORDEN ACREEDORAS 518,066 242,029 760,095 732,683

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Consolidado GEN AguasEstado de Actividad Financiera, Económica, Social y AmbientalPor el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2009 y 2008Cifras en millones de pesos colombianos

Concepto Acueducto Aguas residuales

Aguas Diciembre

2009

Aguas Diciembre

2008

Ingresos operativos 310,327 354,374 664,702 614,741Devoluciones, rebajas y descuentos (21) (1) (22) (5,344)INGRESOS NETOS 310,306 354,373 664,680 609,397

Costos por prestación de servicios (140,803) (55,861) (196,664) (171,469)

UTILIDAD BRUTA EFECTIVA 169,503 298,512 468,016 437,928

Gastos de administración (75,587) (43,619) (119,206) (106,762)

EBITDA 93,916 254,893 348,810 331,166

Depreciaciones (37,217) (24,303) (61,520) (57,527)Provisiones (12,317) (7,577) (19,894) (17,233)Amortizaciones (7,442) (7,528) (14,969) (19,314)

EXCEDENTE OPERACIONAL 36,940 215,485 252,427 237,092

INGRESOS NO OPERATIVOSFinancieros 20,098 9,371 24,151 34,604Ajustes por diferencia en cambio 1,352 842 2,193 0 Deuda 534 543 1,077 0 Posición propia y otros 818 299 1,116 0Utilidad por efecto de subordinadas 10,525 19,064 29,588 30,956Otros ingresos 3,781 1,287 5,068 6,590TOTAL INGRESOS NO OPERATIVOS 35,756 30,564 61,000 72,150

GASTOS NO OPERATIVOSCálculo actuarial (13,481) (6,421) (19,902) (18,488)Financieros (15,851) (23,756) (34,289) (36,932)Ajustes por diferencia en cambio 0 0 0 (8,131) Deuda 0 0 0 (9,801) Posición propia y otros 0 0 0 1,670Gasto por efecto de subordinadas 0 0 0 (2,941)Otros gastos (1,665) (91,364) (93,029) (5,192)TOTAL GASTOS NO OPERATIVOS (30,997) (121,541) (147,220) (71,684)

EXCEDENTE DEL EJERCICIO ANTES DE IMPUESTOS 41,699 124,508 166,207 237,558

Provisión impuesto de renta 6,821 110,054 116,875 42,594

EXCEDENTE DEL EJERCICIO 48,520 234,562 283,082 280,152

EXCEDENTE DEL EJERCICIO 48,520 234,562 283,082 280,152


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Capital de Trabajo Margen de seguridad para cumplir con las obligaciones a corto plazoActivo Corriente - Pasivo Corriente

Liquidez Capacidad de pago de las deudas a corto plazoActivo Corriente/Pasivo Corriente

Endeudamiento (*) Porcentaje de la empresa que corresponde a los acreedoresPasivo Total/Activo Total














Rentabilidad del Patrimonio (*) Retribución por asumir el riesgo de la propiedad de la empresaExcedente del Ejercicio/Patrimonio

Promedio

EBITDAExcedente operacional efectivoExcedente operacional - Partidas no

efectivas

Margen EBITDA Contribución de los ingresos en el excedente operacional efectivoEBITDA/Ingresos de Operación

Margen Operacional Eficiencia de acuerdo con el nivel de ingresosResultado Operacional/Ingresos de

Operación


Excedentes del Ejercicio/Ingresos de Operación

Acueducto Aguas Residuales Aguas

2009 2008 2009 2008 2009 2008

-4,142 113,921 -51,564 50,799 -55,706 164,720

0.95 2.75 0.54 1.92 0.71 2.37

21.16% 23.43% 32.90% 24.31% 24.74% 22.98%

78.84% 76.57% 67.10% 75.69% 75.26% 77.02%

36.43% 40.43% 36.43% 41.43% 37.52% 41.38%

73.16% 69.90% 50.63% 59.29% 63.95% 65.56%

5.76% 7.98% 32.70% 35.23% 18.82% 21.34%

2.71% 5.78% 22.45% 22.44% 10.86% 14.38%

3.16% 4.89% 17.71% 18.13% 9.90% 11.87%

93,916 87,880 254,893 243,287 348,810 331,167

30.27% 31.79% 71.93% 73.06% 52.48% 54.34%

11.90% 12.84% 60.81% 60.54% 37.98% 38.91%

15.64% 19.72% 66.19% 67.77% 42.59% 45.97%

Indicadores GEN Aguas

Gestión de contenidos Dirección Finanzas Institucionales

Coordinación GeneralSubdirección de Identidad Empresarial

Revisión de textosUnidad de Comunicaciones

Informe impreso en papel reciclado

Abril de 2010

estamos ahí, comprometidos con el cuidado del medio ambiente.

Documents

Presentación - EPM · trados por los Comités de Desarrollo y Control Social de los Servicios Públicos Domiciliarios. ... Guillermo Álvarez Higuita, Juan Camilo Restre-po Salazar,