Informe AEGR 2012

7/22/2019 Informe AEGR 2012

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Certificado EmpresaIntegra y Transparente

Empresa de Energía deCundinamarca S.A. ESP - EEC

Informe de Auditoría Externa de Gestión yResultados 2012 en cumplimiento de la

Resolución 20061300012295 de 2006 de laSuperintendencia de Servicios PúblicosDomiciliarios

Abril de 2013

Advisory



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I.Informe del Auditor Externo de Gestión yResultados

3

II. Arquitectura Organizacional 9

III. Análisis y Evaluación de Puntos Específicos 16

Plan Estratégico Corporativo - PEC 16

Gestión Financiera 20Gestión Técnica y Operativa 28Gestión Comercial 43Gestión Ambiental 59

Gestión Legal 59

Calidad de la Información Reportada por elPrestador al SUI

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IV.Indicadores y Referentes de la Evaluación de laGestión

65

V.Indicadores Clasificación por Nivel de Riesgo yConcepto General de Riesgo

72

VI. Sistema de Control Interno 84

VII. Viabilidad Financiera 90

VIII. Anexos 105

No. 1 Notas de los estados financieros del últimoperiodo

105

No. 2 Plantilla Indicadores y Referentes 105 No. 3 Matriz de Riesgos 105

No. 4 Plantilla de Indicadores Clasificación por Nivelde Riesgos

105

No. 5 Encuesta del Sistema de Control Interno dela ESPD

105

Contenido



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I. Informe del Auditor Externo de Gestión yResultados

15 de abril de 2013

SeñoresJunta Directiva de la Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P., ySuperintendencia de Servicios Públicos DomiciliariosBogotá D.C.:

Siguiendo los lineamientos de la normatividad vigente para la Auditoría Externa de Gestión yResultado y, en especial las Leyes 142 de 1994 y 689 de 2001, Resolución 321 de 2003 y20061300012295 de 2006 de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD1; así como las Resoluciones CREG2

05, 19 y 23 de 1996, 072 de 2002, 034 de 2004 y sus resolucionesmodificatorias de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, en este documentopresentamos el resultado de nuestra evaluación a la Empresa de Energía de Cundinamarca S.A.ESP (en adelante EEC), en los siguientes aspectos:

• Arquitectura Organizacional

• Análisis y Evaluación de Puntos Específicos:- Planeación Estratégica- Gestión Financiera- Gestión Técnica y Operativa- Gestión Comercial- Gestión Ambiental- Gestión Legal- Calidad de la Información Reportada por el Prestador al SUI3

- Otros

• Indicadores y Referentes de la Evaluación de la Gestión

• Indicadores Clasificación por Nivel de Riesgo

• Sistema de Control Interno

• Viabilidad Financiera

1 SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios2 CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas3 SUI: Sistema Único de Información



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El manejo integral de la Empresa es responsabilidad de la administración, nuestra responsabilidadcomo Auditores Externos consiste en expresar un concepto sobre el resultado de la revisión.

Nuestro alcance no incluyó el examen de los Estados Financieros de la EEC, del año comprendidoentre el 1 enero y el 31 de diciembre de 2012; los cuales han sido auditados por la Revisoría Fiscalpor lo tanto, no expresamos opinión sobre los mismos.

Nuestra auditoría fue realizada de acuerdo con las normas internacionales de auditoría y deaseguramiento, de conformidad con las leyes y demás normas emitidas por la SSPD y la CREGenunciadas anteriormente. A continuación presentamos nuestras conclusiones:

1. Arquitectura Organizacional

Con relación al modelo organizacional, EEC actualmente forma parte del Grupo EEB, a través de sumayor accionista la Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A ESP (empresa de la cual la EEBposee el 51% de participación).

En octubre de 2012 se contrató la nueva Gerente Administrativa y Financiera, cuya vacante estaba

disponible desde el mes Septiembre de 2011 y cuyas funciones las venían asumiendo por encargoentre el Gerente General y las unidades subordinadas de la Gerencia vacante; también se nombróen propiedad a los gerentes de comercial y de redes, quienes estaban en encargo.

En términos de ideas rectoras y direccionadores estratégicos de la Empresa, no se presentaroncambios significativos durante el año

2. Análisis y Evaluación de Puntos Específicos

2.1. Planeación Estratégica

La EEC formuló catorce (14) objetivos estratégicos para el año 2012, distribuidos en cinco (5)perspectivas a saber: Financiera, Cliente, Interna, Aprendizaje y Regulatoria. De los catorce (14)indicadores estratégicos gestionados, ocho (8) alcanzaron un cumplimiento superior o igual al100%, dos indicadores tuvieron un cumplimiento 0%, debido que no se alcanzó el rango mínimode meta propuesta para el Nivel de Satisfacción del Cliente y Salud Ocupacional, en este último sepresentó un accidente de trabajo grave con una fatalidad.

Según la calificación de cumplimiento de cada indicador y su ponderación, la calificación de lagestión de la administración final del plan estratégico para el año 2012 fue de 100%. La planeaciónestratégica de EEC refleja un alto nivel de madurez y una contribución al crecimiento, desarrollo yoptimización del desempeño de EEC.

2.2. Gestión Financiera

La mayor parte de los ingresos obtenidos por EEC provienen en un 48% ($129.312 millones) delsector residencial destacándose los estratos 1, 2 y 3 donde la vinculación de nuevos suscriptoresresidenciales ha sido importante (3.1%) (6.731) para el año 2012. En este sector se observó uncrecimiento de la demanda de energía de 5,5% al pasar de 290 GWh en el año 2011 a 306 GWh en



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el año 2012; además hubo un incrementó en la tarifa media del año 2012 de $ 18/kWh. Lo anteriorcontribuyó al crecimiento de los ingresos operacionales en $10.992 millones para el año 2012.

Al analizar en su conjunto los ingresos operacionales y los costos de distribución y comercializaciónde energía eléctrica, se observó un crecimiento durante los últimos 6 años (2007 a 2012), a factorde 2% al 10% promedio año. Los ingresos operacionales durante el año 2012 ascendieron a

$283.813 millones, el 8,1% superior al año anterior; mientras los costos alcanzaron un valor de$201.248 millones, 5,5% superior al año anterior. Resaltamos la gestión adelantada por laAdministración para tener bajo control el crecimiento de los costos de ventas durante el año.

El margen operacional (Ebitda) disminuyó del 21,32% en el 2011 al 19,39% en 2012, debido acrecimientos en el costo de ventas y el gasto operacional de administración; principalmente por elaumento del 4% para las compras de energía y otros cargos de conexión de distribución, yadicionalmente para los gastos; el doble incremento en las contribuciones imputadas, la nuevaprovisión de cartera por $3.716 millones e incrementos del 25% en la provisión de agotamiento.

Por otra parte, la Utilidad Neta de EEC, tuvo una leve caída de $666 millones, al pasar de $30,678millones en el año 2011 a $30.012 millones en el año 2012.

EEC ha logrado una mejor gestión de cobro, dado que se ha normalizado la cartera morosa pormedio de financiaciones; durante el segundo semestre del año 2012, el indicador de recaudo se hamantenido entre 100,05% y 101,45% reflejando una recuperación de las deudas vencidas de losperiodos anteriores.

Los resultados del nivel de endeudamiento de la EEC muestran una posición del servicio de deudaestable debido al cumplimiento de estrategias como: apalancarse con recursos para financiar lasoperaciones actuales de la compañía y mantener la estructura de endeudamiento con el fin decumplir con sus obligaciones a corto y largo plazo, sin que ello afecte el CAPEX de la EEC.

2.3. Gestión Técnica y Operativa

El total de la inversión en aspectos técnicos ejecutada en el año 2012 por la Gerencia Gestión deRedes fue de $ 47.670 millones, donde el 84,6% de la ejecución presupuestal de inversionesestuvo representada en los programas de calidad, seguridad y de requisitos legales.

El costo del mantenimiento preventivo disminuyó un 43,1% respecto el año anterior, por lareducción de adecuaciones de líneas aéreas de baja y media tensión, mientras el mantenimientocorrectivo aumentó un 21,8% con respecto al año anterior por mayores reparaciones de líneasaéreas de baja y media tensión.

La ejecución del mantenimiento de los equipos de subestaciones fue del 88,2%, ya que serealizaron 15 de los 17 mantenimientos planeados. Actualmente EEC cuenta con un total de 186circuitos, de los cuales se programaron 70 para mantenimiento preventivo en el año 2012. El plan

de mantenimiento preventivo de circuitos tuvo una ejecución del 92,9%, superando el porcentajede ejecución del año 2011 que fue del 84%

En los cuartos trimestres del año 2012, los ITAD4 N1 (nivel de tensión 1) de EEC, están por encimadel Índice de Referencia IRAD5

4 ITAD: Índice Trimestral Agrupado de Discontinuidad

N1; la EEC considera que el IRAD N1 propuesto por la CREG no

5 IRAD: Índice Trimestral de Referencia Agrupado de Discontinuidad



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refleja la realidad del SDL que tiene EEC. El ITAD N2 - N3 de EEC para los cuatro trimestres estápor debajo del índice de referencia IRAD N1 – N3.

Para el año 2012 se presentó una disminución del 94% ($1.123 millones) en el pago decompensaciones con respecto al año 2011, debido a que por la aplicación de la metodologíadefinida en la resolución CREG 97 de 2008, a partir del 1 de abril de 2011, EEC es exonerada de

compensar cliente a cliente, debido a que por estar por debajo del nivel de referencia en calidad, elcargo de distribución se ve reducido en un valor llamado Delta Dt que se aplica a todo los clientesque no son compensados.

2.4. Gestión Comercial

Los subsidios que se otorgaron a los estratos 1, 2 y 3 en el año 2012 ascendieron a $33.280millones, por un mayor número de usuarios y el comportamiento de las tarifas, lo que significa unaumento de $1.820 millones respecto al año 2011 equivalente al 5,78%

Las pérdidas totales por energía del año 2012 fueron de 119,71 GWh, por lo que EEC ha venidotrabajando en su disminución mediante procesos de focalización, donde se identifican los nichos 6

de pérdidas correspondientes a energía que dejan de facturar por problemas técnicos y operativos.

En total EEC compró 632,9 GWh (592,1 GWh en contratos bilaterales por $77.793 millones y 40,7GWh en bolsa por $ 4.814 millones). Para el Mercado No Regulado - MNR adquirió 26,9 GWh (1,9GWh en contratos bilaterales por $274 millones y 25 GWh en bolsa por $3.039 millones).

Para el año 2012 la cartera vencida de EEC (superior a 360 días) disminuyó en un 19,4% respecto al2011, debido a una mejor gestión realizada por el área de cartera y cobranzas.

EEC alcanzó el puesto número 20 en el año 2012, con un 63,5% de satisfacción en la encuestarealizada por la CIER7

; mientras en que en el año 2011 alcanzó el puesto número 13 con 69,7% desatisfacción.

2.5. Aspectos Externos: Gestión Ambiental y Gestión Legal

Se adoptó la Política Ambiental para la empresa y a partir de este compromiso, se construyó eimplementó la estrategia de cultura ambiental interna “EEConciencia”, enfocada en 2012 alreciclaje de residuos, el uso eficiente de energía y la valoración de una atmósfera pura.

Durante el año 2012, se ejecutaron $ 194 millones correspondiente a las actividades del plan demanejo ambiental. Esta cifra corresponde al 54% ($ 358.5 millones) del presupuesto total deoperación y mantenimiento de la Planta de Generación de Río Negro.

En términos de acciones legales, se observó un aumentó en el número de casos, pasando de 35

casos en año 2011 a 79 casos en el año 2012. Durante el año se presentaron 67 casos a favor por$838 millones y 12 casos en contra por $ 10.967 millones.

El 97,32% del valor total de los fallos en contra es por una acción popular en donde se condenó acumplir de manera conjunta con la Alcaldía del Municipio de Útica a colocar en forma subterránea el

cableado de energía . La empresa elaboró un informe técnico del valor de la obra ordenada

6 Puntos de concentración.7 CIER: Comisión Integral Energética Regional



7

determinándose un valor aproximado de $ 10.443 millones. Al respecto EEC instauró una acción detutela y está a la espera que la Corte Constitucional la escoja para revisar el fallo del TribunalAdministrativo de Cundinamarca.

3. Indicadores y Referentes de la Evaluación de la Gestión

Nuestra auditoría incluyó la verificación y evaluación de los indicadores con base en los EstadosFinancieros al 31 de diciembre de 2012 de los negocios de comercialización y distribución deenergía, suministrados por la Dirección de Contabilidad de la EEC y los referentes publicados por laSuperintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD, para evaluar la gestión del negocio delos años en mención.

A continuación se presenta el resultado de los indicadores y referentes de la evaluación de lagestión de la EEC:

EEC cumple con los indicadores de cubrimiento de gastos financieros, Relación de suscriptores sinmedición y Relación reclamos facturación en el año 2012. El margen operacional tuvo una caida yestá a dos puntos del referente, los demás indicadores están lejos del referente establecido por laSSPD; sin que ello signifique una amenaza para la continuidad y sostenibilidad de la operación.

4. Concepto General de Riesgo

El proceso de gestión de los riesgos se concentra en los riesgos con magnitud residual extrema,estableciendo planes de acción. Para lo anterior, se tiene definido un marco normativo que permiteidentificar, analizar y valorar los riesgos que enfrenta la EEC como resultado de la generación,distribución y comercialización de energía, con el objeto de definir las acciones que los mitiguen, detal manera que se facilite el logro de sus objetivos.

De acuerdo al resultado de la evaluación del Sistema de Control Interno, al resultado de laidentificación de los riesgos (Matriz de Riesgos), al resultado de los Indicadores de Clasificación porNivel de Riesgo, y los demás aspectos analizados en el Informe de la AEGR 2012, concluimos queNivel de riesgo de EEC es A, es decir el nivel de riesgo es Bajo.

5. Sistema de Control Interno

De acuerdo con el análisis de las respuestas de los colaboradores a la encuesta aplicada, de lainformación entregada por la EEC, de las consultas en la página Web y del resultado de las pruebascorroborativas; se determinó que el nivel de madurez del Sistema de Control Interno, es de 4,33sobre 5, es decir, que la EEC ha definido y consolidado un modelo de Sistema de Control Interno

Referente Indicador Diferencia Cumple Ref. Referente Indicador Diferencia Cumple Ref.

Rotación Cuentas por Cobrar (Días) 56 130 74 No 56 146 90 No

Rotación Cuentas por Pagar (Días) 26 55 29 No 26 64 38 No

Razón Corriente (Veces) 1,53 0,53 -1,00 No 1,53 0,52 -1,01 NoMargen Operacional (%) 21,44% 21,32% -0,12% No 21,44% 19,39% -2,05% No

Cubrimiento de Gastos Financieros (Veces) 6,00 47,00 41,00 Si 6,00 27 20,81 Si

Relación de Suscritores Sin Medición (%) 5,00% 0,11% -4,89% Si 5,00% 0,05% -4,95% Si

Relación Reclamos Facturación (Por 10.000) 100,00 35,28 (64,72) Si 100,00 25,86 (74,14) Si

Atención Reclamos Servicios (%) 0,00 0,22% 0,00 No 0,00 1,51 1,51 No

Atención Solitud de Conexión (%) 0,00 0,56% 0,01 No 0,00 0,72 0,72 No

Indicadores FinancierosAño 2011 Año 2012



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de forma integrada en toda la organización, más allá de los cambios regulatorios que impacten en elproceso de cumplimiento requeridos por las diferentes normas y regulaciones.

Se observa que EEC mantiene una estructura de Control Interno que le permite conducir demanera ordenada sus operaciones y contribuye con el logro de sus objetivos empresariales, dandouna seguridad razonable en cuanto al cumplimiento de normas, políticas y procedimientos.

6. Viabilidad Financiera

Del análisis de las cifras presentadas en la proyección a cinco años; no evidenciamos la existenciade riesgos que puedan comprometer la viabilidad financiera, mientras se continúe cumpliendo conlos proyectos de inversión programados a la vigencia, se mantenga bajo control los riesgosregulatorios, se controlen las pérdidas de energía, se continúe con el mejoramiento de losindicadores de confiabilidad y se mantengan niveles controlados de la deuda.

Fabian Echeverria.Representante Consorcio KPMG – Auditoría de Gestión



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II. Arquitectura OrganizacionalEn este capítulo presentamos los cambios más importantes de la EstructuraOrganizacional de EEC, ocurridos durante el año 2012, según lo observado porla AEGR y validación realizada con las actas de la Junta Directiva del mismo

año y con la División de Recursos Humanos.

1. Tipo de Sociedad

Durante el año 2012 no se presentaron cambios relacionados con el tipo desociedad. Según lo reportado en el Certificado de Existencia y RepresentaciónLegal expedido por la Cámara de Comercio de Bogotá el 31 de enero de 2013,EEC es una sociedad comercial por acciones, de nacionalidad colombiana, cuyanaturaleza es mixta, prestadora de servicios públicos en las actividades degeneración, comercialización y distribución de energía eléctrica, conforme a lasdisposiciones de las leyes 142 y 143 de 1994.

2. Capital (Autorizado, suscrito, pagado)

El siguiente es el capital autorizado, suscrito y pagado al 31 de diciembre de 2011 y 2012:

Capital Autorizado, Suscrito y Pagado

Concepto 2011 y 2012

Capital Autorizado 50.000.000.000Capital Suscrito 39.699.633.200

Capital Pagado 39.699.633.200

Número de acciones 3.969.963.320

Valor nominal acción 10

Fuente: Certificado de Cámara de Comercio Bogotá del 31 de

Enero de 2013

La empresa no realizó pagos a sus accionistas por concepto de reducción de capital ni otrasoperaciones que afectaran el capital. El valor del capital suscrito y pagado no varió de un año a otro.

Composición Accionaria

EEC es una sociedad constituida con aportes de orden distrital, departamental y privados. Acontinuación presentamos su composición accionaria al 31 de diciembre de 2012.



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La composición accionaria con respecto al año 2012 sigue siendo la misma, la DistribuidoraEléctrica de Cundinamarca es el accionista mayoritario con el 82,34% del total de las acciones de laCompañía, a su vez, la empresa de Energía de Bogotá posee el 51% de la Distribuidora Eléctrica deCundinamarca, y Codensa S.A E.S.P el 49%.

3. Órganos de Dirección, Administración, y Fiscalización

De acuerdo con la revisión de las actas de Junta Directiva y de Asamblea General de Accionistas,se pudo observar que los órganos de dirección dieron cumplimiento y actuaron alineadamente conlas atribuciones y responsabilidades definidas en los estatutos sociales de la Compañía.

En el año 2012 se designó a la firma Deloitte and Touche Limitada como Revisor Fiscal de la EEC,para el periodo 2012, como se indica en el acta de la Asamblea General de Accionista No. 132 del12 de marzo de 2012.

Según el Certificado Existencia y Representación legal expedido por la Cámara de Comercio deBogotá, los miembros de Junta Directiva de la sociedad son los siguientes:

Miembros Junta Directiva

Principal Suplentes

Primer renglón: Mario Trujillo Hernández Fabiola Leal Castro

Segundo Renglón: Jorge Armando Pinzón Barragán Iván Pinzón Amaya

Tercer Renglón: Ernesto Moreno Restrepo Heliodoro Mayorga Moncada

Cuarto Renglón: Alvaro Cruz Vargas Luis Alfonso González Saavedra

Quinto Renglón: Paulo Jairo Orozco Diaz David Feferbaum Gutfraind

Sexto Renglón: Carlos Mario Restrepo Molina Nidia Ximena León Corredor

Séptimo Renglón: Manuel Enrique Agamez Hernández Ricardo Lozano Forero

Fuente: Certificado Cámara de Comercio de Bogotá – 31 de enero 2013

Se observó que en el año 2012, el señor Andrés González Diaz miembro principal - cuarto renglón yHernán Valdivieso Laverde miembro suplente - cuarto renglón, fueron reemplazados debido al

Distribuidora

Electrica de

Cundinamarca S.A

ESP, 82,34%

Departamento de

Cundinamarca,

13,15%

Empresa de Energía

de Bogotá S.A ESP,

0,01%

Departamento

del Meta, 2,44%

Municipios de

Cundinamarca ,

1,43%

Particulares, 0,05%

Acciones

Readquiridas, 0,02%



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cambio de administración de la Gobernación de Cundinamarca. Dicho cambio fue presentado y,aprobado por la Asamblea General de Accionista en su reunión extraordinaria del día 30 de enerode 2012. Según documento privado de la reunión de Junta Directiva del 9 de mayo de 2012, elseñor Ricardo Lozano Forero renunció al cargo como miembro suplente - séptimo renglón de laJunta Directiva, el cual al 31 de diciembre de 2012 estuvo vacante.

El certificado expedido por la Cámara de Comercio de Bogotá menciona que la representación legalde la sociedad continúa a cargo de Carlos Mario Restrepo Molina, Gerente General designado porla Junta Directiva de la cual hace parte, con carácter de funcionario privado sometido al régimen delcódigo sustantivo del trabajo, a la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes, para un periodode 4 años a partir del 17 de marzo del 2011.

Así mismo, según el Certificado de Existencia y Representación Legal, la Compañía cuenta con lossiguientes representantes:

Primer Suplente del Gerente General: Nidia Ximena León Corredor.Segundo Suplente del Gerente General: Alberto Duque Ramírez.Primer Representante Legal para efectos judiciales: Maria Angelica Caicedo ForeroSegundo Representante Legal para efectos judiciales: Jairo Rivera Diaz.

Según el Código de Buen Gobierno de la Compañía la sociedad deberá tener un Comité deAuditoría integrado por los miembros independientes de la Junta Directiva, el cual estuvoconformado por los siguientes miembros:

Principales SuplentesJorge Armando Pinzón Barragán Iván Pinzón AmayaAlvaro Cruz Vargas Luis Alfonso Gonzalez SaavedraPaulo Jairo Orozco Diaz David Feferbaum GutfraindManuel Enrique Agamez Hernández Ricardo Lozano Forero

De igual manera la Junta Directiva designó a los nuevos miembros del Comité de GobiernoCorporativo, el cual debe estar integrado por tres miembros de la Junta y al menos uno de ellosserá miembro independiente de la misma así:

Principales SuplentesMario Trujillo Hernández Fabiola Leal CastroErnesto Moreno Restrepo Heliodoro Mayorga MoncadaCarlos Mario Restrepo Molina Nidia Ximena León Corredor

4. Ideas Rectoras y Acciones Organizacionales

Las ideas rectoras de EEC no sufrieron modificación respecto al año anterior, a continuación seenuncian la Misión, Objetivo Retador y Valores vigentes en el 2012.

Misión:

“La EEC, centra su estrategia en los negocios de generación, distribución y comercialización deenergía eléctrica; en el servicio al cliente y en la creación de valor para sus accionistas ytrabajadores. Trabajamos bajo los criterios de eficiencia, rentabilidad, seguridad y transparencia, con



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el fin de contribuir al desarrollo y prosperidad de sus mercados, con responsabilidad social yempresarial”.

Visión:

“En el 2012 seremos una empresa con desempeños y estándares de nivel internacional y se

destacará entre los 10 primeros puestos de la encuesta CIER”.

La Empresa maneja la visión a mediano plazo el cual la ajusta cada año teniendo en cuenta ladinámica que adquiere anualmente.

Valores Institucionales:

• “Sensibilidad para entender las necesidades de nuestros clientes y las comunidades ybúsqueda de la excelencia operacional.

• Pasión por los buenos resultados y única cultura organizacional de la EEC como pilar para latransformación empresarial.

• Honestidad y respeto”

5. Modelo de Negocio

La Empresa continua desarrollando sus actividades de Generación, Comercialización y Distribuciónde energía eléctrica en el Departamento de Cundinamarca, actualmente cuenta con una planta deGeneración en Puerto Salgar. Igualmente la Compañía cuenta con una sede administrativa enBogotá y 16 oficinas en los diferentes municipios de Cundinamarca.

Con relación al modelo organizacional, EEC actualmente forma parte del Grupo EEB, a través de sumayor accionista la Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A ESP (empresa de la cual la EEBposee el 51% de participación).



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6. Organigrama

El staff que tiene a cargo la Gerencia Gestión de Redes son las siguientes unidades: DivisiónGestión de la Información, Unidad Medio Ambiente, División Planeación e Ingeniería, y DivisiónMantenimiento y Obras.

Se observó que en octubre de 2012 se contrató la nueva Gerente Administrativa y Financiera, cuyavacante estaba disponible desde septiembre de 2011 y cuyas funciones las venían asumiendo porencargo entre el Gerente General dando mayor autonomía y empoderamiento a las demásdivisiones y unidades subordinadas de la Gerencia vacante, las cuales son: la División RecursosHumanos, la Unidad Aprovisionamientos, la División de Tesorería y Finanzas, la DivisiónAdministración y Servicios Generales, la División Contabilidad Impuestos y Control, y la UnidadTecnología de la Información TI. Actualmente se encuentra ocupada la vacante de la GerenciaAdministrativa y Financiera, y restablecidas las funciones que se encontraban por encargo.

El staff de la Gerencia Comercial es el siguiente: División Facturación, División Cartera, DivisiónPérdidas, División Servicio al Cliente y Relacionamiento Comunitario, Unidad de Compras deEnergía, Unidad de Mercadeo, Unidad de Investigaciones Especiales, y Unidad de OperaciónIntegral.

Asamblea

General de

Accionistas

Gerencia Gestión

de Redes

Junta Directiva

Gerencia

General

Oficina DePlaneación y

Regulación

Unidad deComunicaciones

Unidad de CalidadUnidad de

Control Interno

Oficina JurídicaDefensoría del

Cliente

Gerencia

Comercial

Gerencia

Administrativa y

Financiera

Revisoría Fiscal



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7. Niveles de Delegación

Para el año 2012, según lo observado en las actas de Junta Directiva, no se identificaron cambiosen los niveles de delegación que fueron estipulados en el acta de la Junta Directiva No. 743 del 13de abril de 2011, solo se actualizó según los cambio de personal.

Niveles de Delegación

Concepto Nombre

Representante Legal

Carlos Mario Restrepo Suscripción Contratos hasta por US$5.000.000

Nidia Ximena León CSuscripción Contratos hasta por US$5.000.000 en ausencia delGerente General

Alberto DuqueSuscripción Contratos hasta por US$5.000.000 en ausencia delGerente General

Efectos JudicialesJairo Rivera Representante Judicial

Angelica María Caicedo Representante Judicial

Apoderados Generales

Diego Mauricio MuñozSuscripción de Contratos hasta por 1.600 SMLMV de maneraconjunta con la firma del responsable de aprovisionamiento(Tatiana Mitic)

Nidia Ximena León

Misael Caro

Willian Navas MójicaSuscripción Contratos hasta por 1.600 SMLV únicamente si actúade manera conjunta con el Gerente Comercial, el Gerente deAdministración y Finanzas o el Gerente de Gestión de Redes.

Lida Roció Aguirre Representación en asuntos de carácter penal

Maria Paulina EstebanRepresentante en asuntos relacionados con Servicio al cliente yagotamiento de vía gubernativa ante la SSPD

Maria del Pilar VásquezRepresentación en asuntos relacionados con Servicio al Cliente enausencia de la jefe de la Oficina de Atención al Cliente (MariaPaulina Esteban)

Fuente: Acta de Junta Directiva número 743

8. Número de Empleados Vinculados

La siguiente es la composición del número de empleados por área de personal al 31 de diciembredel 2012 en comparación con el año 2011.

Trabajadores Directos

Área de Personal 2011 2012

Directivos 1 4

Régimen Integral 65 66

Convenio Retroactivo 57 57

Convenio Ley 50 58 57

Nuevo Convenio 54 55Total 236 239

Fuente: División Recursos Humanos- a Diciembre de 2011

El total de empleados directos para el año 2012 fue de 239, con aumento a 4 directivos debido quedentro de los directivos para el año 2011 sólo se contaba al Gerente General, que estaba nombradoen propiedad, mientras para dicho periodo los Gerentes Comercial y Gestión de Redes estaban encalidad de encargo. EL 80% de los trabajadores directos están ubicados en las oficinas de Bogotá(124), el 20% restante están distribuidos en las sedes de Facatativa (21), Fusagasuga (20) y



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Girardot (25). La División de Producción Mantenimiento y Obras es la que cuenta con mayornúmero de trabajadores directos (98), los cuales están distribuidos en todas las zonas de laEmpresa, seguido de la División de Servicio al Cliente con 22 trabajadores y de la GerenciaComercial con 13 trabajadores. Para el año 2011 el número de empleados indirectos fue de 2.103que es el personal de los contratistas que desarrollan actividades para la EEC y que para el año2012 fue de 2.402.

La Empresa tiene una convención colectiva vigente hasta el año 2007, sin embargo, para el año2012 no se ha firmado una nueva convención con el sindicato de la Compañía cuyo nombre esSintraelecol. Para el año 2012 el sindicato es miembro del Sindicato Redes que es el sindicato de laindustria que hace parte la empresa.

9. Sistema de Gestión de Calidad

Se observó el certificado expedido por BVQI (Bureau Veritas Quality International) Colombia Ltda.,el cual certifica que el sistema de Gestión de Calidad de la Empresa de Energía de CundinamarcaS.A ESP ha sido evaluado y se muestra acorde con los requerimientos de la norma ISO 9001:2008(vigente hasta el 18 de noviembre de 2013) y OSHAS 18001:2007 (vigente hasta el 26 de enero de

2015), cumpliendo los estándares de calidad de distribución y comercialización de energía eléctrica,siendo garantía del buen servicio que presta a los clientes atendidos en el departamento deCundinamarca y vecinos. Además se observó que el sistema de gestión y mejoramiento continuoes dinámico, es decir, que EEC realiza actualizaciones dependiendo de los planes de mejoramientoque surgen del sistema de gestión.

Conclusiones

• No se observaron actuaciones que nos hicieran suponer que la empresa obró fuera de lanormatividad o fuera de lo establecido en su objeto social.

• Debido al cambio de administración de la Gobernación de Cundinamarca, hubo cambios en los

miembros de la Junta Directiva, aprobados en la asamblea general extraordinaria de accionistasel 30 de enero de 2012.• Se observó que renunció al cargo un miembro suplente de la Junta Directiva y que dicho cargo

está vacante.• En octubre de 2012 se contrató la nueva Gerente Administrativa y Financiera.• Su composición accionaria y el valor nominal de la acción no tuvo cambios con respecto al año

anterior.• La Empresa mantiene sus certificaciones en los sistemas de Gestión de Calidad ISO 9001

Recomendaciones

• Certificarse en la norma NTCGP 1.000:2009 para entidades prestadoras de servicio y la normainternacional ISO 14.001:2004 de gestión ambiental.



16

III. Análisis y Evaluación de PuntosEspecíficos

Plan Estratégico Corporativo - PECA continuación presentamos la estructura del Plan Estratégico Corporativo -PEC de EEC, en el cual se encuentra el direccionamiento estratégico de laCompañía, reflejado en el mapa estratégico con sus correspondientes objetivossegún la perspectiva y sus respectivas mediciones, indicadores y metasdefinidos para el año 2012.

1.1. Direccionamiento Estratégico

Los objetivos estratégicos establecidos a partir del Plan Estratégico del año2012 están direccionados a los siguientes lineamientos de la Compañía:

Crecimiento, Desarrollo e Innovación (Innovación reemplazó ExcelenciaOperacional el cual para el año 2012 fue un foco importante para la perspectivainterna ya que maduró en los últimos 3 años que se implementó el planestratégico en la empresa). Los objetivos estratégicos están distribuidos en las

cinco perspectivas que son:

• Perspectiva Financiera• Perspectiva de Cliente• Perspectiva Interna• Perspectiva de Aprendizaje• Perspectiva Regulatoria

La Empresa tiene una perspectiva regulatoria debido a que es una empresa de servicios públicosdomiciliarios y es vigilada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD yregulada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, entre otros.

La Empresa tiene como propósito principal a corto plazo, asegurar la sostenibilidad, basada enestrategias que incluyen la mejora en la calidad del servicio, atributos diferenciadores, solución a lasnecesidades eléctricas y la maximización del uso de los activos.

Dentro de las estrategias de crecimiento, la empresa está concentrada en aumentar la coberturadel servicio, entregando nuevas soluciones para las necesidades energéticas de sus clientes en eldepartamento de Cundinamarca.

1.2. Mapa Estratégico

El mapa estratégico traduce la estrategia de la empresa, la cual se expresa a través de cincoperspectivas que agrupan los catorce (14) objetivos estratégicos, tanto de medio como deresultado, así:



17

En anterior gráfica del mapa estratégico del año 2012, se evidencia que en la perspectiva Interna seincluyó el nuevo foco Aliados respecto al mapa del año 2011, debido a que EEC contempla que susotros focos: Operación, Desarrollo y Responsabilidad Social funcionan de manera articulada con susAliados8

y por lo tanto están directamente relacionados con el cumplimiento de la estrategia. Por loanterior EEC definió como nuevo objetivo estratégico “Contar con empresas colaboradorasmotivadas, rentables y eficientes para implementar la estrategia”.

Adicionalmente para el año 2012 se realizaron modificaciones en 5 objetivos con respecto al año2011, lo cual evidencia la evolución del direccionamiento estratégico de la Compañía, como semuestra a continuación:

Modificaciones Objetivos Estratégicos

Objetivo 2011 Objetivo 20121. Aumentar el resultado operacional2. Mejorar la rentabilidad, mitigar riesgos del negocio

1. Aumentar el resultado operacional y mejorar larentabilidad

5. Desarrollo de soluciones eléctricas competitivas demasiva aplicación

5. Aumentar la demanda de energía

8Los Aliados son todos aquellos que participan en la operación diaria de EEC dentro de toda la cadena de abastecimiento,

por ej.: los proveedores, los contratistas, los generadores, el cliente, los entes reguladores, etc.



18

Modificaciones Objetivos Estratégicos

9. Consolidar el modelo de responsabilidad socialcorporativa

9. Propender por la sostenibilidad del negocio, en suscomponentes ambiental y social

3. Gestionar competitivamente la información ytecnología

3. Contar con información clara y oportuna con apoyode la tecnología

Fuente: Oficina de Planeación y Regulación 2012

Con respecto al objetivo 1 y 2 del año 2011, se unió en un solo objetivo para el año 2012, debido aque mitigar riesgos del negocio es más un proceso y no un resultado al que se quiera llegar. En elobjetivo 5 la Empresa requiere primero aumentar la demanda de energía para después desarrollarsoluciones eléctricas competitivas de aplicación masiva. Para el objetivo 9 se hizo un ajuste en elaño 2012 haciendo más explícito el foco de responsabilidad social, y el objetivo 13 maduró en elaño 2011, por lo que se modificó agregando información más clara y oportuna con el apoyo de latecnología.

1.3. Indicadores y Proyectos Estratégicos

El cumplimiento de cada uno de los objetivos estratégicos se mide por medio de indicadores de

gestión, cuyas metas se establecen anualmente. En el año anterior todos los objetivos estratégicostenían indicador independiente para su medición de cumplimiento, para el año 2012 se observaron10 indicadores de gestión (el indicador de seguridad y salud laboral se divide en 5 indicadores) quemiden el cumplimiento de los 14 objetivos estratégicos enumerados en el mapa estratégico, así:

Cumplimiento de Objetivos Estratégicos 2012

No. Objetivo Indicador Ponderación Meta Valor Cumplimiento

1 y 3 EBITDA - EEC 20%> $74.750millones

$73.505millones

94%

1 y 3 Resultado CAPEX 10%> $57.392millones

$60.302millones

120%

2, 7 y 13Calidad de Servicio – IAAD nivel II y

III10% > 3,75% 12,12% 120%

2, 7 y 13Calidad de Servicio - SAIDIhomologado

5% < 81,75 82,75 99%

2, 3 y 9Satisfacción al cliente – Puesto

CIER9 3% < 10 20 0%

2, 3 y 9Satisfacción al cliente - ResultadoSCP calidad del suministro

7% > 72,5% 63% 74%

1, 3, 6 y 8 Pérdidas de Energía 15% < 11,83% 11,95% 98,91%

1, 3, 6 y 8 Cobrabilidad de Energía 10% 100% 101,45% 120%

1 y 14 Costo comercialización 5% < 10% 0% 112%

4, 10, 11 y 12Salud Ocupacional: Accidentescomputables Graves (20%)

3% < = 1 1 100%

4, 10, 11 y 12Salud Ocupacional:Accidentes Mortales (10%) *

2% 0 1 0%

4, 10, 11 y 12 Salud Ocupacional:Índice de Frecuencia Global (40%)

6% < 6,26 5,13 120%

4, 10, 11 y 12Salud Ocupacional:Cantidad IPAL (15%)

2% > 10.814 12.181 120%

4, 10, 11 y 12 Salud Ocupacional:Rango IPAL (15%)

2% < 18,95 4,91 120%

Fuente: Oficina de Planeación al 31 de Diciembre de 2012

9 CIER: Comisión Integral Energética Regional



19

Los valores reportados en el cumplimiento con un porcentaje de cero correspondiente a laencuesta CIER y a Accidentes Mortales son computados para el Sistema de Gestión deRendimiento con otros indicadores. Para estos casos no se alcanzó el rango mínimo de metapropuesta para el año 2012 por esta razón marca cero.

Para el caso de la encuesta CIER el resultado se computa con el resultado obtenido en el SCP y se

logra un cumplimiento del 52%

Para Accidentes mortales se computa con todos los de Salud Ocupacional logrando uncumplimiento de 104%

El nivel de cumplimiento corresponde a un esquema de calificación que ubica el resultado real enun rango predeterminado y que dependiendo a la cercanía de la meta se asigna el porcentaje decumplimiento.

Se observó que el objetivo 5 “Aumentar la demanda de la energía”, no fue evaluado debido a ladecisión estratégica de priorizar los objetivos de Excelencia Operacional para después gestionar elobjetivo del Foco de Desarrollo.

De los catorce (14) indicadores estratégicos gestionados, ocho (8) alcanzaron un cumplimientosuperior o igual al 100%, no obstante, dos indicadores tuvieron un cumplimiento 0% con respectoa la meta propuesta. Según la calificación de cumplimiento de cada indicador y su peso deponderación, la calificación final del plan estratégico para el año 2012 fue de 100%.

El seguimiento al PEC se realiza conforme a la periodicidad propuesta para la medición de cadaindicador, cuyo resultado se plasma en un cuadro de seguimiento.

Conclusiones

• El Plan Estratégico Corporativo está encaminado a que EEC logre crecimiento, desarrollo einnovación para la plena satisfacción del cliente, siendo económicamente rentable,ambientalmente amigable y socialmente responsable.

• Dentro del Plan Estratégico Corporativo existe una perspectiva regulatoria, lo cual demuestra elcompromiso que tiene la empresa con el cumplimiento de los parámetros definidos por losentes reguladores.

• El cumplimiento del Plan Estratégico para el año 2012 fue del 100%.• Dado que el mapa estratégico es dinámico y de corto plazo, los objetivos estratégicos fueron

revaluados para el año 2012.• Se realizan seguimientos al Plan Estratégico conforme a la periodicidad propuesta para la

medición de cada indicador, lo que permite visualizar los logros parciales y dificultades que seestén presentando para tomar acciones correctivas y así no desviar el cumplimiento del plan dela compañía.

Recomendaciones

• Se sugiere continuar con el desarrollo del plan estratégico bajo la metodología Balance ScoreCard y que sea ésta sea la herramienta utilizada para el control de las estrategias establecidaspor la empresa.



20

2. Gestión Financiera

Esta evaluación comprende el análisis a los principales aspectos económicos relacionados con laGestión Financiera de la Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. ESP., y los lineamientos de lanormatividad vigente para las Auditorías Externas de Gestión de Resultados y en especial las Leyes142 de 1994 y 689 de 2001 y la Resolución 20061300012295 de 2006 de la Superintendencia de

Servicios Públicos Domiciliados – SSPD; así como la Resolución 072 de 2002 modificada por la 034de 2004 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG.

Los estados financieros utilizados para nuestro análisis, corresponden al período terminado el 31 dediciembre de 2011 y 2012, los cuales fueron certificados por la Jefatura de Contabilidad de laCompañía. Los estados financieros de los respectivos períodos en mención fueron dictaminadospor el Revisor Fiscal; ambos dictámenes están certificados y se presentaron sin salvedades(Opinión limpia).

La Empresa durante el año 2012 adelantó el proceso de adopción de Normas Internacionales deInformación Financiera (NIIF) con el propósito de alinearse con el cumplimiento de las normascolombianas de contabilidad que converjan con los estándares internacionales, para ello EEC estádesarrollando un proyecto y reclutando el equipo profesional que se encargue del proceso de

adopción de las normas internacionales NIIF y IFRS a partir del 31 diciembre del año 2013. Noobstante, EEC se ha apoyado en trabajos de diagnóstico y asesoría por medio de un consultor.

2.1. Balance General

Activos

La estructura Financiera de la EEC se mantiene estable al 31 de diciembre de 2012 en comparacióncon el año 2011; el activo no corriente por $469.665 millones representa el 88% del activo total;dentro de este observamos Valorizaciones por $237.081 millones (44%), en Propiedad Planta yEquipo por $179.399 millones equivalente al 33%; siendo estos, los rubros más representativos de

activo de la compañía.

Fuente: Estados Financieros 2010, 2011 y 2012 División de Contabilidad, Impuestos y Control.

2010 2011 2012 Var $ 2010-2011 Var $ 2011-2012

Activo Corriente

Efectivo 11.887.001 4.630.277 2.379.226 (7.256.724) (2.251.051)

Deudores 54.406.706 56.247.663 59.271.066 1.840.957 3.023.403

Inventarios 8.495.924 7.344.042 4.673.713 (1.151.882) (2.670.329)

Otros activos 128.999 99.099 246.343 (29.900) 147.244

Total Activo Corriente 74.918.630 68.321.081 66.570.348 (6.597.549) (1.750.733)

Activo No Corriente

Inversiones 8.243 8.139 8.141 (104) 2Deudores 14.944.207 16.798.560 17.922.198 1.854.353 1.123.638

Propiedad, planta y equipo 95.968.906 128.630.670 179.399.154 32.661.764 50.768.484

Otros activos 23.247.667 26.865.926 35.253.994 3.618.259 8.388.068

Valorizaciones 230.825.476 239.357.030 237.081.466 8.531.554 (2.275.564)

Total Activo No Corriente 364.994.499 411.660.325 469.664.953 46.665.826 58.004.628

Total Activos 439.913.129 479.981.406 536.235.301 40.068.277 56.253.895

Empresa de Energia de Cundinamarca S.A. E.S.P.

Balance Generale

(En Miles de Pesos Colombianos)



21

Debido al cambio de Revisor Fiscal para la vigencia del año 2012 y con el fin de hacer comparableslos estados financieros (2012 Versus 2011), el Revisor Fiscal solicitó la desagregación tanto en elactivo como en el pasivo de las partidas correspondientes a las cuentas de ADD para el año 2011(en los estados financieros de dicho año, que fueron dictaminados por el revisor fiscal anterior,dichas cuentas estaban compensadas y sólo se mostraba su saldo en el pasivo). Esta clasificaciónno tiene impacto alguno en las cuentas e información que se presenta en los estados financieros

por parte de la compañía.

A continuación presentamos los aspectos relevantes del análisis del Activo:

• En las cuentas Efectivo, se observó una disminución por $2.251 millones, es decir el 49%, estecambio se explica principalmente por dos sucesos: el primero por la utilización de recursos deinversiones financieras (representadas en bonos ordinarios) que EEC tenía constituidas con susexcedentes de liquidez y el segundo suceso obedece a la utilización de dineros que se teníanen fiducias para destinación específica como obras de electrificación rural (recursos del FAER yconvenios interadministrativos con el Departamento de Cundinamarca).

• En el rubro de Deudores a corto plazo, se observó un incremento por $3.023 millones (5,4%)producto de la vinculación de nuevos clientes residenciales de los estratos 1, 2 y 3

principalmente; además durante este mismo periodo se obtuvieron mayores ingresos porventa de energía debidos a la vinculación de estos usuarios los cuales a su vez aumentaron elconsumo promedio de EEC.

Por otra parte EEC ha logrado una mejor gestión de cobro, dado que se ha normalizado lacartera morosa por medio de financiaciones; durante el segundo semestre del año 2012, elindicador de recaudo se ha mantenido entre 100,05% y 101,45% reflejando una recuperaciónde las deudas vencidas de los períodos anteriores.

Los inventarios presentaron una disminución de $2.670 millones (36%) explicadoprincipalmente por la ejecución y terminación de proyectos de inversión, así como elmantenimiento de los activos.

• Propiedad Planta y Equipo, se observa un incremento por $50.768 millones (39,5%); el cambiomás importante en este grupo se da por el incremento en el rubro de Redes, Líneas y Cablespor $34.864 millones (26,4%) como resultado de la ejecución del plan de inversión. Acontinuación presentamos un detalle de las variaciones de este rubro:

Expresado en miles de pesos colombianos

Fuente: Estados Financieros 2012. División de Contabilidad, Impuestos y Control,

Prop iedad, Planta y Equip o Año 2011 Año 2012 Variación $ Variacion %

Terrenos 2.727.461 3.753.835 1.026.374 38%

Construcciones en Curso 8.258.120 18.425.259 10.167.139 123%

Maquinaria, Planta y Equipo en Montaje 1.467.727 5.527.907 4.060.180 277%

Propiedad P lanta y Equipo no Explotados 378.530 371.759 (6.771) -2%

Edificaciones 6.819.554 9.253.051 2.433.497 36%

Pla ntas, Ductos y Tuneles 3 4.9 12.407 3 7.442.146 2.5 29 .73 9 7%

Redes, Líneas y Cables 132.171.762 167.035.547 34.863.785 26%

Maquinaria y Equipo 2.319.425 2.308.705 (10.720) 0%

Muebles, Enseres y Equipos de Oficina 4.403 .99 9 3 .73 1.181 (672.818) -15%

Equipos de Com unicación 5.501.339 6.824.913 1.323.574 24%

Equipo de Transporte, Tracción y Elevac. 2.073 .204 906.9 11 (1.166.293) -56%

Depreciación Acum ulada (72.163.635) (76.015.253) (3 .851.618) 5%

Provision para Proteccion de PPyE (23 9.223 ) (16 6.8 07) 72.416 -30%

Total Prop iedad Planta y Equip o 128.630.670 179.399.154 50.768.484 39%



22

Por otra parte EEC presentó un incremento de $10.167 millones en el rubro de construccionesen curso como parte de remodelación y ampliación de circuitos de distribución de medida detensión y normalización de líneas.

• Entre el período de diciembre de 2011 y diciembre de 2012, las valorizaciones disminuyeron

en $2.276 millones, 1% frente al año anterior, lo cual resulta de la comparación entre el valordel avaluó técnico y valor neto de los activos fijos.

• En el año 2012, se observa un incremento de los activos totales de EEC por $56.254 millones(11,7%), principalmente por la ejecución de más del 95% del plan de inversión que incluyeaspectos de carácter técnico (Calidad del servicio, requisitos legales, nueva demanda), de TI(Sistemas Comerciales), aprovisionamiento entre otros.

Pasivo y Patrimonio

La estructura del pasivo total de EEC se mantiene estable a diciembre de 2012 en comparación condiciembre de 2011, las mayores obligaciones son de corto plazo y están en el pasivo corriente por$126.632 millones (68% del pasivo total), donde sobresalen los rubros de cuentas por pagar a corto

plazo por $42.303 millones (23% del pasivo total) y obligaciones financieras por $38.462 millones(21% del pasivo total).

Por otra parte, la Estructura Patrimonial entre el año 2011 y 2012 no ha sufrido cambiosimportantes. No obstante, el crecimiento del patrimonio al pasar de $322.023 millones a $349.760millones, se explica principalmente por un incremento en la reserva legal por $ 3.068 millonesdebido a que EEC debe transferir como mínimo el 10% de la utilidad del año a una reserva legalhasta que sea igual al 50% del capital suscrito, así como la acumulación de la utilidad del ejerciciodel año 2011, dado que no se hizo una repartición de dividendos a los accionistas.

Fuente: Estados Financieros 2011 y 2012, División de Contabilidad, Impuestos y Control.

Pasivos

Diciembre

2009 %

Diciembre

2010 % Octubre 2011 %

Variacion $ Dic 09 -

10

Variacion $ Dic 10

- Oct 11

Pasivo Corriente

Obligaciones Financieras CP 0 0% 2.000.646 1% 38.461.810 21% 2.000.646 36.461.164

Cuentas por Pagar y Proveedores 69.620.938 44% 57.980.305 37% 42.302.835 23% (11.640.633) (15.677.470)

Obligaciones Laborales CP 5.346.281 3% 4.791.718 3% 4.428.851 2% (554.563) (362.867)

Impuesto, Tasas y Gravamenes 13.820.615 14.280.088 9% 15.475.747 8% 459.473 1.195.659

Provisiones y Pasivos Estimado 7.037.674 4% 7.454.137 5% 8.165.984 4% 416.463 711.847

Pensiones de Jubilacion 6.622.025 4% 6.671.163 4% 6.459.714 3% 49.138 (211.449)

Otros Pasivos 2.707.922 2% 12.425.143 8% 11.336.960 6% 9.717.221 (1.088.183)

Total Pasivo Corriente 105.155.455 67% 105.603.200 67% 126.631.901 68% 447.745 21.028.701

Pasivo No Corriente

Impuesto Patrimonio 0 0% 2.495.188 2% 1.247.594 1% 2.495.188 (1.247.594)

Pasivos Estimados y Provisiones 2.705.662 2% 1.704.375 1% 2.768.736 1% (1.001.287) 1.064.361

Pensiones de Jubilacion 49.238.167 31% 48.154.802 30% 55.826.386 30% (1.083.365) 7.671.584

Total Pasivo No Corriente 51.943.829 33% 52.354.365 33% 59.842.716 32% 410.536 7.488.351

Total Pasivos 157.099.284 100% 157.957.565 100% 186.474.617 100% 858.281 28.517.052Patrimonio

Capital Suscrito y Pagado 39.699.634 14% 39.699.633 12% 39.699.633 11% (1) 0

Reservas 15.294.470 5% 19.666.743 6% 22.734.587 7% 4.372.273 3.067.844

Resultado del Ejercicio 43.722.735 15% 30.678.444 10% 30.012.407 9% (13.044.291) (666.037)

Resultado de Ejercicios Anteriores (37.859.236) -13% 1.491.226 0% 29.101.826 8% 39.350.462 27.610.600

Superávit por Donaciones 3.479.659 1% 3.479.659 1% 3.479.659 1% 0 0

Superávit por Valorizaciones 230.825.476 82% 239.357.030 74% 237.081.466 68% 8.531.554 (2.275.564)

Efecto de Saneamiento Contable (12.348.893) -4% (12.348.894) -4% (12.348.894) -4% (1) 0

Total Patrimonio 282.813.845 100% 322.023.841 100% 349.760.684 100% 39.209.996 27.736.843

Pasivo + Patrimonio 439.913.129 479.981.406 536.235.301 40.068.277 56.253.895

Empresa de Ene rgia de Cundinam arca S.A. E.S.P.

Balance Generale

(En Miles de Pesos Colombianos)



23

A continuación presentamos los aspectos relevantes del análisis del Pasivo y Patrimonio:

• Obligaciones Financieras de Corto Plazo: Incremento significativo al 31 de diciembre de 2012,dado que EEC adquirió un crédito a corto plazo con el Banco Agrario de Colombia por $20.016millones y con el Banco Av Villas por $18.446 millones, debido a que en la última semana dediciembre se programaron pagos al final del mes.

• Las Cuentas por Pagar a Corto Plazo, tienen una reducción de $15.677 millones, equivalente al27% respecto del año 2011, el principal cambio en esta cuenta se origina por transaccionesentre compañías vinculadas y partes relacionadas con Codensa S.A. y Emgesa.

Fuente: Estados Financieros 2011 y 2012, División de Contabilidad, Impuestos y Control.

Por otra parte, se observó un incrementó en las cuentas por pagar por adquisición de bienes yservicios nacionales, producto de unas mayores compras de energía debido al crecimiento del

5,5% en la demanda de energía del sector residencial, al pasar de 290 GWh en el año 2011 a306 Gwh en el año 2012; el sector comercial pasó de 86,2GWh a 99,5 GWh.

• Los resultados del nivel de endeudamiento de EEC muestran una posición del servicio dedeuda estable apoyado en niveles de endeudamiento controlados y acordes con las estrategiasfinancieras del negocio, reflejo de ello es que EEC ha mantenido su razón de endeudamientodurante los 3 últimos años.

Fuente: Estados Financieros 2012, División de Contabilidad, Impuestos y Control

Cuentas por Pagar Año 2011 Año 2012

Codensa 1.433.641 20.841.696

Emgesa 900.007 1.150.162

Total CxP Compañias Vinculadas 2.333.648 21.991.858

23,9%

11,8%

-

-

35,7%

22,0%

10,9%

0,6%

0,4%

32,9%

23,6%

11,2%

11,0%

7,2%

34,8%

- 10% 20% 30% 40%

Endeudamiento CP

Endeudamiento LP

Deuda a Capital

EndeudamientoFinanciero

Endeudamiento Total

Índice de Endeudamiento (%)

C l a s i f i c a c i ó n d e l a D e u

d a

Concentración de la Deuda

2012

2011

2010

Concentración de la Deuda 2010 2011 2012

Endeudamiento a Corto Plazo23,90% 22,00% 23,61%

Endeudamiento a Largo Plazo 11,81% 10,91% 11,16%

Indice de Deuda a Capital 0,00% 0,62% 11,00%

Endeudamiento Financiero 0,00% 0,42% 7,17%

Endeudamiento Total 35,71% 32,91% 34,77%



24

• Se observó una reducción en el superávit por valorización, producto del avalúo técnico de losactivos fijos presentando un incremento por $ 2.276 millones.

• Pasivo Pensional: Durante el año 2012 se presentó un incrementó por $7.672 millones en elpasivo pensional de EEC; producto del cálculo actuarial de acuerdo Decreto 2783 de 2001, elacto legislativo 01 de 2005 y la sentencia C754 del 10 agosto de 2004 de la Corte

constitucional. Este cálculo tiene un efecto importante en la provisión.

2.2. Estado de Resultados

Los resultados de EEC reflejan una leve disminución de la utilidad neta de $666 millones (2.2%)dado que la utilidad del año 2011 fue $30.678 millones frente a la utilidad que hubo en el 2012 por$30.012 millones. Los principales cambios dentro del Estado de Resultados se originaron en losingresos operacionales, costos de ventas e ingresos no operacionales.

Fuente: Estados Financieros al 31 de diciembre de 2012, División de Contabilidad, Impuestos y Control.

La estructura de los ingresos por sector, muestran que la mayor parte de los ingresos obtenidospor EEC provienen en un 48% ($129.312 millones) del sector residencial destacándose los estratos1, 2 y 3 donde la vinculación de nuevos suscriptores residenciales ha sido importante (3.1%)(6.731) para el año 2012, lo cual hace que se incrementen los ingresos operacionales de lacompañía por $10.992 millones para el año 2012.

En el sector residencial se observó un crecimiento de la demanda de energía de 5,5% al pasar de290 GWh en el año 2011 a 306 GWh en el año 2012, además de un incrementó en la tarifa media

del año 2012 de $ 18/kWh

2010 % 2011 % 2012 % Var $ 2010-2011 Var $ 2011-2012Ingresos Operacionales

Ingresos Operacionales 279.310.226 100% 262.527.485 100% 283.813.082 100% (16.782.741) 21.285.597

Costos de ventas 199.893.110 72% 190.697.748 73% 201.248.701 71% (9.195.362) 10.550.953

Utilidad Bruta 79.417.116 28% 71.829.737 27% 82.564.381 29% (7.587.379) 10.734.644

Gastos Operacionales

Gastos de Administracion 45.627.163 16% 26.324.801 10% 40.104.166 14% (19.302.362) 13.779.365

Utilidad Operacional 33.789.953 12% 45.504.936 17% 42.460.215 15% 11.714.983 (3.044.721)

Ingresos no Operacionales 27.491.001 10% 10.425.680 4% 10.183.789 4% (17.065.321) (241.891)

Gastos no Operacionales 5.259.342 2% 7.741.220 3% 5.333.328 2% 2.481.878 (2.407.892)

Utilidad Antes de Impuestos de Renta 56.021.612 20% 48.189.396 18% 47.310.676 17% (7.832.216) (878.720)

Impuestos de Renta 12.298.877 4% 17.510.952 7% 17.298.269 6% 5.212.075 (212.683)

Utilidad Neta del Ejercicio 43.722.735 16% 30.678.444 12% 30.012.407 11% (13.044.291) (666.037)

Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P.Estados de Resultados

(En Miles de Pesos Colombian os)



25

Fuente: Estados Financieros al 31 de diciembre de 2012, División de Contabilidad, impuestos y Control

En un segundo lugar están los ingresos por Área de Distribución Unificada (ADD), que tienen unaparticipación del 18% ($50.421 millones) de los ingresos operacionales de EEC, estos cargos porADD corresponden a los ingresos recibidos del Operador de Red Superavitario del Área deDistribución Oriente (a la cual pertenece EEC) y de todos los comercializadores que atiendenclientes en el mercado de este último, por concepto del subsidio cruzado a través del cual EECpuede aplicar un cargo de distribución más bajo a los clientes que son comercializados en sumercado.

En un tercer lugar y con una participación del 15% ($41.373 millones) de los ingresos, el sectorcomercial tuvo un crecimiento del 18,5% ($6.483 millones) de los ingresos operacionales en el año2012, ello se explica principalmente por un crecimiento del 15,4% de la demanda del sector alpasar de 86,2 GWh en el año 2011 a 99,5 GWh en el año 2012, además de un incrementó en latarifa media de $14 / kWh.

El resto de los ingresos que conforman el portafolio representan el 22% del total de ingresosobtenidos por la Compañía por $62.706 millones; estos ingresos comparando entre los años 2011y 2012, muestran un comportamiento estable y de crecimiento vegetativo.

Al analizar en su conjunto los ingresos operacionales y los costos de distribución y comercializaciónde energía eléctrica, se observó un crecimiento durante los últimos 3 años (2010 a 2012), a factorde 2% al 10% promedio año. Los ingresos operacionales durante el año 2012 ascendieron a$283.813 millones, el 8,1% superior al año anterior; mientras los costos alcanzaron un valor de$201.248 millones, más del 5,5% a lo registrado en el anterior año.

Residencial46%

Comercial15%

Industrial4% Oficial

4%

Alumbrado3%

No Regulado2%

Líneas y Redes5%

Otros3%

Cargos área18%

Ventas bolsa0%

Composición de los Ingresos

ResidencialComercialIndustrialOficialAlumbradoNo Regulado

Líneas y RedesOtrosCargos áreaVentas bolsa



26

Fuente: Estados Financieros al 31 de diciembre de 2012, División de Contabilidad, impuestos y Control

La Utilidad Operacional de EEC durante el período de diciembre de 2011 a diciembre de 2012, tuvouna leve caída, al pasar de $45.505 millones (17,3%) en el año 2011 a $42.460 millones (15%) en elaño 2012, ello se explica por el incremento en los Gastos Operacionales de Administración por$13.779 millones para el año 2012, producto de mayores erogaciones de las ContribucionesImputados por concepto de mesadas pensionales y la actualización del Cálculo Actuarial por $7.171millones, además de la Provisión de Deudores por $3.716 millones.

Junto con la caída del Margen Operacional; el Margen Neto de EEC también se vio afectado por elincremento de los Gastos Operacionales, registrando leve caída del indicador de 1,1%, pasando de11,7% en el año 2011 a 10,6% en el año 2012. No obstante, es importante indicar que el negociode distribución y comercialización de energía se encuentra fuertemente reglamentado yestructurado por la CREG A continuación mencionamos las operaciones financieras másimportantes llevadas a cabo durante el año 2012:

• Aumento en la facturación gracias a las mayores ventas de energía y al comportamiento de lastarifas aplicadas (+2.4%).

• Se reconoció un saldo a favor por $2.042 millones de XM (Filial de ISA) por concepto deprepago de garantías realizadas en el año 2008.

• Mejores resultados operacionales debido a: (i) el plan de ajuste operacional y administrativo y(ii) un incremento en los ingresos por el mayor consumo de energía.

• Capitalización del proyecto TREI por $1.965 millones.

Indicadores de Financieros

En las secciones de Indicadores y Referentes de la Evaluación de la Gestión (ReferentesFinancieros) y de Indicadores de Clasificación por Nivel de Riesgo, los cuales reportamos a laSuperintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios a través del SUI, incluimos nuestro análisis yevaluación respectivos de los indicadores con base en los estados financieros transmitidos al SUIpor EEC.

27.93126.253

28.813

19.98919.070

20.125

4.563

2.6324.010

12,1%

17,3%

15,0%15,7%

11,7%10,6%

-

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2010 2011 2012

M i l l o n e s $

( % )

Ingresos Operacionales Costos Ventas Gastos Operacionales

Margen Operacional Margen Neto



27

Conclusiones

• La EEC ha logrado una mejor gestión de cobro, dado que ha normalizado la cartera morosa pormedio de financiaciones, durante el segundo semestre del año 2012, el indicador de recaudose ha mantenido entre 100,05% y 101,45% reflejando una recuperación de las deudasvencidas de los períodos anteriores.

• El nivel de endeudamiento de EEC pasó en el año 2010 de 35,7% a 32,9% para el año 2011, yrespectivamente a 34,8% para el año 2012. Se observa un mejor resultado y comportamientodel indicador de endeudamiento de la Empresa debido al cumplimiento de estrategias como:apalancarse con recursos para financiar las operaciones actuales de la compañía y mantener laestructura de endeudamiento con el fin de cumplir con sus obligaciones a corto y largo plazo,sin que ello afecte el CAPEX de EEC.

• El mejor resultado en los ingresos operacionales de la compañía, se debe principalmente a unamayor cantidad de energía vendida y al comportamiento medio de las tarifas.

• Los ingresos de EEC provienen de la prestación de servicios públicos regulados de los cualesel 97% corresponde a su actividad operacional por distribución y comercialización de energíaeléctrica a los usuarios: Residencial, Comercial, Industrial, Oficial, Alumbrado Público, NoRegulados y Uso de Líneas y Redes y Cargos por Distribución. El 3% restante proviene deotros ingresos no operacionales.

• En el año 2012, la División de Contabilidad, impuestos y Control, informó a la AEGR quedurante el año no se han realizado auditorías financieras, se han ejecutado auditorías con unenfoque a detectar debilidades y vulnerabilidades a los procesos de la compañía de acuerdocon el plan de auditoría. No obstante, durante los últimos 2 años el Revisor Fiscal ha certificadolos estados financieros de la Compañía sin presentar algún tipo de salvedad.

Revisoría Fiscal

En el Anexo 1 damos respuesta a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios; al incluirlo relacionado con las notas en los estados financieros del último período.



28

3. Gestión Técnica y Operativa

A continuación presentamos la Gestión Técnica y Operativa de EEC, donde revisamos sus planesde mantenimiento, su infraestructura de redes y equipos, sus inversiones y el servicio prestado porla Empresa en su área de operación. Los valores presentados fueron suministrados por la Divisiónde Mantenimiento y Obras en entrevistas realizadas y revisión de documentación soporte.

3.1. Descripción de la Infraestructura

EEC tiene divididas sus operaciones en siete zonas de Cundinamarca (Cáqueza, Facatativá,Fusagasugá, Gachetá, Girardot, La Mesa, Villeta), para lo cual dispone de las siguientessubestaciones que hacen parte de su sistema de distribución de energía:

Número de Subestaciones por Zona

Nivel de Tensión Año Caqueza Facatativá Fusagasugá Gachetá Girardot La Mesa Villeta Total

Subestaciones 34,5 KV2011 6 6 5 2 12 3 9 43

2012 6 6 5 2 12 3 9 43

Subestaciones 115 Kv2011 1 1 2

2012 1 1 2

Fuente: División de Mantenimiento y Obras

Según el Informe de Resultados Operativos del año no se construyeron subestación adicionales; noobstante, se incluyo dentro del sistema de gestión de distribución de EEC la subestación BaseAérea y se desconectó la Subestación Sargento de la Zona de Villeta.

La Empresa tiene dos subestaciones en 115 kV para las zonas de Facatativá y Fusagasugá y 43subestaciones en 34,5 kV repartidas en las diferentes zonas como se muestran en la tabla anterior,para un total de 45 subestaciones en año 2012. Actualmente EEC no cuenta con equipos decompensación reactiva.

En las siguientes treinta y cuatro (34) fronteras que EEC tiene con cinco diferentes agentes, estáactúa como importador de energía:

Subestaciones frontera por zonas 2012

Operadores Cáqueza Facatativá Fusagasugá Gachetá Girardot La Mesa Villeta10

Central hidroeléctrica de Caldas

S/E 13,2 KV - - - - - - 1

S/E 33 KV - - - - - - 1

Codensa

S/E 11,4 KV - 1 - - - - -

S/E 13,2 KV 2 2 1 1 - -S/E 34,5 KV 2 3 4 - - 2 1

S/E 115 KV - 1 1 1 - - -

Compañía Energética de Tolima

S/E 13,2 KV - - - - 2 - -

S/E 34,5 KV - - - - 5 - -

Electrificadora del Meta

10 Incluye la zona Puerto Salgar



29

Subestaciones frontera por zonas 2012

S/E 13,2 KV 1 - - - - - -

S/E 34,5 KV 1 - - - - - -

Empresa de Energía de Boyacá

S/E 34,5 KV - - - 1 - - -

Total 6 7 6 3 7 2 3Fuente: División de Mantenimiento y Obras

Actualmente las zonas de Cáqueza, Villeta y Gacheta cuentan cada una con dos operadores en lasfronteras de importación de energía; el resto de zonas solo cuentan cada una con un operador. Lazona de la Mesa cuenta con el menor número de subestaciones de frontera de importación (2),mientras Girardot es la zona con el mayor número de subestaciones en la frontera de importación(7).

Por su parte, en las siguientes ocho (8) fronteras que EEC tiene con dos agentes, ésta actúa comoexportador de energía:

Subestaciones en las Fronteras de Exportación por Zonas Año

Operadores Cáqueza Facatativá Fusagasugá Gachetá Villeta

Central hidroeléctrica de Caldas

S/E 33 KV 1

Codensa

S/E 13,2 KV 1

S/E 34,5 KV 1 1 1

S/E 115 KV 1 1 1

Total 2 2 1 1 2


En todas las zonas de la tabla anterior, el operador Codensa cuenta con siete (7) subestaciones deEEC en las fronteras de exportación. Cabe destacar que EEC no exporta energía en las zonas de

Girardot y La Mesa.

Dentro de las subestaciones se ubican los siguientes transformadores de potencia. A continuaciónse presenta el número de transformadores y su capacidad en MVA 11

por zona para los años 2012 y2011.

Transformadores de Potencia

Año Caquezá Facatativá Fusagasugá Gachetá Girardot La Mesa Villeta Total

Capacidad (MVA)2011 18,0 61,0 60,5 5,8 149,8 15,0 45,0 355

2012 18,0 61,0 60,5 5,8 151,3 15,0 49,5 361

Número de

Transformadores

2011 7 11 9 2 19 5 14 67

2012 7 11 9 2 20 5 16 70Fuente: División de Mantenimiento y Obras

La empresa aumentó para el año 2012 en tres (3) el número de Transformadores de Potencia. Dostransformadores fueron asignados a la zona de Villeta, y un transformador fue asignado a la zona deGirardot en el municipio de Agua de Dios con una capacidad de 13,2 MVA, aumentando en un1,69% el total de la capacidad de transformación del sistema de potencia de EEC.

11 MVA: Megas Voltios Amperios



30

La Empresa cuenta con un total de 186circuitos, de los cuales el 75% corresponde alnivel de tensión 2, el 23% al nivel de tensión3 y el 2% al nivel de tensión 4.

Con respecto al año 2011 la Empresaaumentó en dos (2) los circuitos en nivel detensión 3 y en un (1) los circuitos en nivel detensión 2.

Para el año 2012 la longitud total de la red enbaja tensión es de 11.282 kilómetros, enmedia tensión de 7.564 kilómetros (7.041kilómetros en 13,2 kV y 523 en 34,5 kV) y enalta tensión de 71 kilómetros.

Para el año 2012 aumentó en un 1,61% elnúmero de transformadores de distribución

debido que EEC adquirió 224 nuevostransformadores, alcanzando un total de

14.118, los cuales están distribuidos por zonas de la siguiente manera:

Actualmente la zona de Girardot tiene el mayor número de transformadores de distribución (2.976),de los cuales 1.405 tiene una capacidad de transformación que está entre 45 kVA y 112,5 kVA y227 con una capacidad de transformación superior a 150 kVA. Adicionalmente la zona Cáquezacuenta con la mayor cantidad de transformadores (2.114) con capacidad entre 5 kVA y 37,5 kVA.Cabe destacar que un 65,87% del total de los transformadores de distribución están ubicados enzonas rurales y un 34,13% en zonas urbanas.



31

Por otro lado, en cuanto a los Seccionadores12

de la Empresa a 2012, éstos aumentaron en un17,53% (125) para la zona de Fusagasugá respecto al año anterior. En la zona de Villeta aumentaronlos seccionadores de 1.316 en el año 2011 a 1.428 para el año 2012. El total de seccionadores dela empresa para todas las zonas pasó de 6.233 en el 2011 a 6.693 para el año 2012; lo querepresentó un aumento de 460 adicionales equivalentes a un crecimiento del 7,38%.

La Empresa cuenta con 50.635 postes en media tensión distribuidos en las siete (7) zonas, de loscuales el 71,31% son de concreto, el 27,17% de madera y el 1,52% de otros tipos de materiales.La Empresa aumentó el número total de postes en un 2,30% con respecto al año 2011.

Con respecto a la planta de generación que EEC tiene ubicada en el municipio de Puerto Salgar,ésta cuenta con dos compuertas radiales de 12 por 4 metros, dos generadores con capacidad de 6MVA equivalentes a 4,8 MW; con una tecnología tipo turbina Francis de eje horizontal a 600 RPMy 6.000 HP a 4.160 voltios, un factor de conversión de 0,6 MWh/m3 y una captación de presa enconcreto con vertero de cresta a filo de agua. La planta de generación cuenta con una subestaciónelevadora de 34,5 kV.

Para el año 2012 se aumentó el nivel de generación de energía con respecto al año 2011 en un27,6%, pasando de 18,70 GWh a 23,87 GWh, debido a las obras de mantenimiento e inversión que

EEC realizó durante el año 2012, las cuales incluyeron: la reparación de los daños en lascompuertas de la planta de generación ocasionados por los altos niveles del Rio Negro presentadosen al año 2011 y reparaciones en la bocatoma de la unidad 1 del generador.

La Gerencia Gestión de Redes de EEC tiene representado en diagramas unifilares las instalacioneseléctricas de las zonas, en su Sistema de Gestión de Distribución –SGD-, que cuenta con unsistema de georeferenciación de los circuitos. La zona que cuenta con el mayor númeroconcentrado de clientes es Girardot, a continuación como ejemplo se muestra el diagrama unifilarcorrespondiente a dicha zona.

12 Seccionador: dispositivo mecánico capaz de mantener aislada una instalación eléctrica de su redde alimentación



32

3.2. Inversiones

La Empresa cuenta con siete programas de inversión: calidad, demanda, estratégico, medioambiente, requisitos legales, seguridad y otros.

A continuación se detalla el comportamiento de los rubros de inversión durante el 2012, respecto

del presupuesto:

El total de la inversión en aspectos técnicos ejecutada en el año 2012 por la Gerencia Gestión de

Redes fue de $ 47.670 millones, donde el 84,6% de la ejecución presupuestal de inversionesestuvo representada en los programas de calidad, seguridad y de requisitos legales.

Se observa que la mayor ejecución del presupuesto de inversiones se produjo por el programa decalidad con un 50,8% de la inversión total por $24.207 millones, mientras en el año 2011 se invirtió$ 16.415 millones. El programa de calidad está enfocado a la remodelación de redes en 34,5 kV,13,2 kV y centros de distribución.

Entre las actividades de remodelación más relevantes de las redes en 34,5 kV están las siguientes:las intervenciones realizadas a los municipios de Fusagasugá, Facatativá, Gachetá, Girardot, Pacho,Medina, Puerto Salgar y Villeta, estas intervenciones tuvieron un alcance de 44 kilómetros de redque se encontraban en estado deficiente y representaban un riesgo para la continuidad del servicio.Adicionalmente, se instalaron 3 km de red compacta en Girardot (circuito José María Córdoba)

En las redes de 13,2 KV en el año 2012 se mejoró la calidad del servicio, se previno laindisponibilidad del servicio y se disminuyó el nivel de pérdidas técnicas en baja tensión,remodelando sectores críticos, lo cual significó la intervención de alrededor de 220 kilómetros dered, incluyendo la instalación de 3 km de red compacta en el Municipio Girardot (circuitos Flandes –la Isla II y La Isla – Ricaurte). Adicionalmente, se intervinieron 26 centros de distribución (59,26 %del programa de Pérdidas y 40,74% del programa de Calidad) en los municipios de Fusagasugá,Girardot y Villeta.

19.656

9.224

5.312

6.2595.619

-797

29

24.207

10.290

5.853

3.4432.977

869

31-

123,2%

111,5%

110,2%

55,0%53,0%

-

3,9%

100,0%

-

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

Cal idad Seguridad RequisitosLegales

Otros Dema nda Sis tema sTecnicos

Estratégico MedioAmbiente

$ m

Inversiones de la Gerencia de Redes por tipo de programa(2012)

Presupuesto Ejecutado % Cumplimiento



33

El segundo programa que representó mayor peso en la ejecución de la inversión técnica fue laSeguridad, donde EEC se enfocó en reducir la indisponibilidad del sistema, mediante las siguientesintervenciones de subestaciones, transformadores de potencia y transformadores de distribución:

• Transformadores de potencia: consistió en la reparación (en planta) de un transformador depotencia de 10 MVA y la adecuación del transformador de potencia de 30/40MVA de la

subestación Flandes.• Subestaciones: durante el 2012 se invirtió $ 5.954 millones en subestaciones, de los cuales $

4.970 millones se invirtieron en la seguridad del sistema de distribución local (cambio deequipos obsoletos, que requirieron levantamiento de información, estudios de suelos, diseñode cimentaciones y modificación de esquemas de control y protecciones).

• Transformadores de Distribución: se realizaron reposiciones por avería, expansión,modernización y cambio preventivo. Se realizó la reposición de 1333 transformadores dedistribución así:

Reposición de Transformadores de Distribución 2012

Zona Cantidad

Cáqueza 383

Facatativá 92Fusagasugá 79

Gacheta 112

Girardot 222

La Mesa 124

Villeta 321


El programa Requisitos Legales tuvo una ejecución de $ 5.853 millones orientados al cumplimientode requisitos de tipo regulatorio, tales como:

• SCADA: Instalación de equipos para la posterior conexión al SCADA en las subestaciones

Medina, Paratebueno, Japón, Caqueza, Gachetá, Puerto Libre, Puerto Salgar, Utica, LosMangos, dando así cumplimiento a las exigencias de la Resolución CREG 097 de 2008.• Calidad de la potencia. Instalación de 50 equipos de medida de calidad de la potencia en barras

de subestación y adquisición de 32 equipos para instalación en el año 2013.• Equipos adicionales a cabecera telemedidos, que detecten ausencia/presencia de tensión.

Cumplimiento de las resoluciones CREG 097 de 2008 y 043 de 2010. Se adquirieron einstalaron Reconectadores.

Con respecto a la Planta de Generación Río Negro se realizaron las siguientes actividades deinversión:

• Recuperación de la compuerta radial No.2, que sufrió daños el 3 de noviembre de 2011• Reparación parcial de los azudes, corrigiendo las fugas de agua• Trabajos para la construcción de muro de protección del revestimiento del talud y parte de la

vía de acceso• Trabajos de recuperación de la vía de acceso• Se adelantó la instalación de pernos de anclaje y malla al talud colindante de la casa de

máquinas, con el fin de proteger las instalaciones• Se adelantó la reparación de la unidad 1



34

La inversión en la planta de generación creció en un 52,6% con respecto al año anterior. LaEmpresa realizó una inversión de $3.443 millones, respecto a los $2.256 millones del año 2011.

3.3. Mantenimiento en Redes y Equipos

La Empresa tiene planes de mantenimiento tanto preventivo como correctivo. El plan demantenimiento preventivo se ejecuta para garantizar la conservación de la infraestructura eléctricay la continuidad del servicio de energía.

El Plan de Mantenimiento Correctivo atiende las incidencias en el sistema de distribución paragarantizar la continuidad del servicio de energía eléctrica.

El mantenimiento de las subestaciones está contratado con la empresa Cam-Seringel S.A., cuyaoperación inició desde el año 2011. Las subestaciones que fueron intervenidas por mantenimientoen el año 2012 fueron las siguientes:

Subestaciones intervenidas año 2012

Mantenimiento Subestaciones

Servicios AuxiliaresFacatativá, Pacho, Villeta, Puerto Salgar, Balmoral, Sauces,San Jorge, Diamante, La isla, José María Córdoba

Mantenimiento de Celdas Sauces, Jose María Córdoba

Mantenimiento Módulos de Patio Sauces, Muña

Mantenimiento Cables de Potencia Japón, Paratebueno

Mejoramiento de Puestas a Tierra La Mesa, Medina y Paratebueno.

Ampliación de la Capacidad de las SubestacionesApulo de 3MVA a 4,5MVA, Tibirita de 2MVA a 3MVA, BaseAérea de 1,5MVA a 2MVA y disminución de la capacidadinstalada en la Salada de 3MVA a 1,5MVA.


Dentro de las actividades realizadas a las subestaciones se encuentran las siguientes:• Mantenimiento de servicio auxiliares (baterías de respaldo)• Mantenimiento de celdas (pruebas de apertura y cierre, pruebas de protecciones, revisión de

cableado, limpieza de contactos)• Mantenimiento de módulo de línea (pruebas de apertura y cierre, pruebas de protecciones,

revisión de cableado, limpieza de contactos)• Mantenimiento de tramos de cable de potencia (cambio de terminales, pruebas eléctricas)

La ejecución del mantenimiento de los equipos de subestaciones fue del 88,2%, ya que serealizaron 15 de los 17 mantenimientos planeados. Dos mantenimientos no se realizaron, debidoque no se contaba con el cable requerido según lo programado, éste se obtuvo a finales del mesde diciembre de 2012. El costo total del mantenimiento de los equipos de subestaciones fue de

$103.098.930.Los transformadores de potencia hacen parte de las subestaciones, y sobre éstos se tiene un plande mantenimiento preventivo, el cual se realiza con base en diagnósticos fisicoquímicos ycromatográficos previamente realizados y teniendo en cuenta los transformadores no intervenidosel año anterior.



35

La ejecución del mantenimiento de los transformadores de potencia en el año fue la siguiente:

Transformadores intervenidos año 2012

No Transformador Subestación Zona Valor cancelado1 Mantenimiento Trafo 1.5 MVA Japon Caquezá 11.993.6152 Mantenimiento Trafo 2 MVA Medina Caquezá 7.691.6153 Mantenimiento Trafo 2 MVA Choachi Caquezá 12.372.408

4 Mantenimiento Trafo 1.5 Mva Fomeque Caquezá 4.913.7535 Mantenimiento Trafo 30/40 MVA Sauces Fusagasugá 28.193.8816 Mantenimiento Trafo 3 MVA San Jorge Fusagasugá 9.871.3267 Mantenimiento Trafo 6/7.5 MVA Balmoral Fusagasugá 13.287.2418 Mantenimiento Trafo De Potencia 8/10 MVA Diamante Girardot 16.951.9889 Mantenimiento Trafo 1.5 MVA Reserva Apulo La Mesa 7.905.61510 Mantenimiento Trafo 2 MVA Salitre Gacheta 8.251.42811 Mantenimiento Trafo 1.5 MVA Base Aerea Villeta 4.650.00012 Mantenimiento Trafo 3 MVA Utica Villeta 7.914.673


Se ejecutó el mantenimiento en sitio a 12 transformadores de potencia con un costo total de$133.997.543, éste incluyó mantenimiento a pasa tapas de alta y baja tensión, protecciones, relésBucholtz, válvula de alivio, sistema des-humectador de SÍlíca, ventiladores, cuba, radiadores,

tanque de expansión y corrección de fugas, suministro e instalación de sellos. Adicionalmente serealizaron las siguientes pruebas de mantenimiento preventivo:

• Pruebas eléctricas iniciales y finales• Prueba indicador de nivel de aceite• Prueba en los ventiladores y gabinete• Tratamiento por termo-vacío del aceite

El porcentaje de ejecución del Plan de Mantenimiento Preventivo para transformadores de potenciafue 92,3%, de los 13 mantenimientos programados, no se realizó el mantenimiento altransformador 30/40 MVA de la subestación de Facatativá, debido a que se proyectó realizarlo enel año 2013, por su relación con la ejecución programada del proyecto de inversión“Desenergización del transformador” en el 2013.

La Empresa cuenta con los proveedores de servicios DELTEC y CENERCOL, para la ejecución detrabajos de mantenimiento correctivo en los circuitos de la misma. Para el año 2012 se decidiócambiar al contratista COOPSER por CENERCOL, a razón de continuos incumplimientos a la normade seguridad industrial que se materializó en el accidente fatal ocurrido el 22 de junio de 2012,motivo por el cual el 6 de julio de 2012 se suscribió un acta de terminación anticipada del contratoNo. 5800009648 suscrito con COOPSER.

El mantenimiento correctivo y preventivo de la infraestructura eléctrica incluyó la normalización ycambio de postes de media y baja tensión, cambio de estructuras y crucetas, normalización y/ocambio de protecciones como se describe a continuación:

Mantenimiento Estructura Eléctrica 2012

Elemento Correctivo PreventivoEstructuras 812 154Protecciones 11.328 741

Postes baja tensión 672 184

Postes media tensión 283 117Fuente: División de Mantenimiento y Obras

Actualmente EEC cuenta con un total de 186 circuitos, de los cuales se programaron 70 paramantenimiento preventivo en el año 2012, priorizando (se les organizó en un ranking para ordenar laprogramación de su mantenimiento) aquellos con mayores incidencias durante el año 2011.El plan



36

de mantenimiento preventivo de circuitos tuvo una ejecución del 92,9%, superando el porcentajede ejecución del año 2011 que fue del 84%, reflejándose el compromiso de la EEC en mejorar lacalidad del suministro,

El porcentaje de circuitos intervenidos por zona enel año 2012 fue el siguiente:

La mayor intervención en mantenimiento decircuitos fue en las zonas de Girardot, Fusagasugá,Gacheta y Facatativá.

Se observó que las zonas de Fusagasugá y Gachetaduplicaron las intervenciones en el 2012 respecto alaño anterior, principalmente por mayoresincidencias en los transformadores de distribución yobjetos que interfieren sobre la red; mientras en laszonas de Facatativá y Villeta, disminuyeron en un42% y 29%, respectivamente en comparación conel año 2011.

La operación de mantenimiento de los circuitos delas zonas Girardot, Caqueza, Fusagasugá y La Mesa, es ejecutada por CENERCOL y para las zonasde Facatativá, Gachetá y Villeta lo realiza DELTEC.

En el transcurso del año 2012 se presentaron 22 reincidencias de fallas en los circuitos de EEC, pordefectos en interruptores, conectores y cortacircuitos, de los cuales 3 se presentaron en la zona deGirardot, 2 en Fusagasugá, 3 en Gacheta, 3 en Facatativá, 6 en La Mesa y 5 en la zona de Caqueza.

El costo de los mantenimientos preventivos y correctivos ejecutados es el siguiente:

El costo del mantenimiento preventivo disminuyó un 43,1% respecto al año anterior, por lareducción de adecuaciones de líneas aéreas de baja y media tensión; sin embargo, para el año2012, el mantenimiento correctivo aumentó un 21,8% con respecto al año anterior, porque seregistraron mayores reparaciones de líneas aéreas de baja y media tensión.

4.467

2.541

8.122

9.893

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2011 2012

$ m

Ejecución Mantenimientos

($millones)

Mantenimiento Preventivo Mantenimiento Correctivo

Girardot25%

Fusagasugá

18%

Gacheta

16%

Facatativá

15%

Villeta

10%

La Mesa

8%

Cáqueza

8%



37

Con respecto al mantenimiento en la Planta de Generación de Río Negro se realizaron lassiguientes actividades:

• Actividades en la Casa de Máquinas: revisión e inspección del rodete de la uUnidad No.2 y delas válvulas mariposa, mantenimiento preventivo de los transformadores de potencia, de loscodos de alivio de las unidades (No.1 y No.2), del codo de evacuación tintas penetrantes al

rodete y mantenimiento preventivo a la subestación interior incluyendo los interruptores desubestación e interruptores de las unidades, así como también mantenimiento al sistema decorriente continua. El costo de la ejecución del mantenimiento de la Planta de Generación RioNegro fue de $222 millones en el 2012, mientras que en el año 2011 fue de $380,1 millones depesos.

• Actividades en la Bocatoma: mantenimiento general de las compuertas radiales, limpieza derejillas, inspección del funcionamiento de los reductores, revisión eléctrica a motores de losreductores, contactos de puente grúa y engrase de cadenas.

• Actividades de mantenimiento en el desarenador: mantenimiento preventivo de la compuertaradial, de la compuerta vagón, del sistema de purgas del desarenador, limpieza de rejillasextracción de arena y gravilla, limpieza de sala de operaciones, revisión de las válvulas de purgay revisión de panelas del desarenador

La generación se vio influida, por los siguientes eventos más relevantes:

• Daños en la compuerta radial No. 2, que solamente pudieron ser reparados marzo de 2012,debido a los altos niveles del Río Negro.

• Reparación de la unidad No.1, que requirió parar la máquina entre los meses de julio ydiciembre de 2012.

• Fuga de agua por los azudes de las compuertas de bocatoma, que afectó, entre abril y julio, laoperatividad para la captación del agua requerida para la generación.

• Cambios importantes en el caudal del Río Negro (crecientes y estiaje - nivel de caudal mínimo)que no permitió la normal operación de la planta entre el 15 de julio y el 15 de octubre de 2012.

3.4. Confiabilidad

Para garantizar la continuidad del servicio de energía la Empresa cuenta con activos de reserva encaso de fallas y respaldo en los circuitos para suplir la demanda. Entre ellos se encuentran lossiguientes transformadores de reserva:

Número de activos de reserva 2012

No Activo de reserva Subestación Marca MVA Nivel de Tensión (kv)

1 Transformador Balmoral SIEMENS 6/7.5 34.5

2 Transformador Gacheta FBM 2 34.5

3 Transformador Facatativá TYF 3 34.5

4 Transformador Facatativá TPL 1,5 34.5

5 Transformador Facatativá MAGNETRON 1,5 34.5

6 Transformador Facatativá FYR 1,25 34.5

7 Transformador Sauces SIEMENS 1,5 34.5

8 Transformador Flandes ALSTOM SAVOINCIENNE 30/40 115

9 Transformador Planta generación SIEMENS 1,5 34.5

10 Transformador Planta TRACOL SIEMENS 3 34.5

11 Transformador Planta TRACOL JHEMON 10 34.5




38

La Empresa cuenta con seis (6) transformadores disponibles en caso de reparaciones, cuatro (4)para maniobras de operación y un transformador para realizar mantenimientos en la planta degeneración.

Adicionalmente EEC cuenta con cinco (5) interruptores de reserva para aumentar su nivel deconfiabilidad, tres (3) de ellos son nuevos y están localizados en el almacén general ubicado en la

zona de Facatativá, otro interruptor está localizado en la subestación de Villeta y el último estáubicado en la subestación Los Mangos.

La Empresa tiene como mecanismo de respaldo para suplir la demanda en los circuitos de nivel detensión 4, el circuito Muña – Sauces 407141 de la zona de Fusagasugá que consta de: un cableadoACSR 266 MCM de 28 Kilómetros de longitud, 94 estructuras, una demanda promedio de 15 MWy un flujo de corriente de 80 a 100 Amperios; el circuito suple el 40% de la demanda de la zona, através de una suplencia de circuitos de 13.2kV y 34.5 kV de propiedad de Codensa. Además en lazona de Fusagasugá, la EEC remodeló el tramo Muña - Cryogas de 34.5 kV y cerró el circuitoCryogas - Sauces con el fin de tener suplencia adicional en el futuro.

Sin embargo, los siguientes circuitos no tienen mecanismos de respaldo en el nivel de tensión 4:

• El circuito Balsillas – Facatativá; con entrada de 115 kV, longitud de 660 metros y demandapromedio de 43 MVA con circuito principal perteneciente a Codensa, y el circuito Facatativá –Villeta; con salida de 115 kV, longitud de 660 metros y demanda promedio de 24 MVA, conderivación de entrada y de salida a la subestación de EEC en la zona Facatativá.

• El circuito La Dorada (CHEC) – Ecopetrol Guaduero; ubicado en la zona de Villeta, que constade una longitud de 42,15 kilómetros, 145 estructuras, con una demanda promedio de 2,5 MVA,una capacidad instalada de un transformador de 5 MVA y cuyo circuito solo da servicio alcliente Ecopetrol.

3.5. Calidad de Servicio

La Empresa utiliza los indicadores que miden la duración y la interrupción de servicios de energíaque se presentan durante el año. Durante el año 2012 mantuvo como referencia el cálculo de losindicadores DES (Duración Equivalente de las interrupciones del Servicio) y FES (FrecuenciaEquivalente de las Interrupciones del Servicio) para monitorear la continuidad del servicio. Acontinuación se muestra el comportamiento de los diferentes indicadores durante los años 2011 y2012:

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

H o r a s

Comportamiento mensual indicador DES

DES 2011 DES 2012

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

N

ú m e r o d e v e c e s

Comportamiento mensual indicador FES

FES 2011 FES 2012



39

En abril y octubre del año 2012, se presentaron los mayores niveles en los indicadores DES y FES,las principales causas fueron: descargas atmosféricas, individuos arbóreos, continuo suministro delos Operadores de Red interconectados y las maniobras de inversión que EEC realizó sobre la red.

El indicador DES creció en el año 2012 respecto al año 2011., El promedio mensual del indicadorfue de 220 horas mientras para el año 2011 fue de 208,4 horas. Para el indicador FES el promedio

mensual disminuyó un 16,4%, pasando de 238 veces promedio mensual en el año 2011 a 199veces promedio mensual en el año 2012.

Indicador DES por Zona para el año 2012:

La zona con mayor índice DES en el año 2012 fueCáqueza con 800 horas de interrupciones, seguida de lazona de Girardot con 466 horas de interrupciones en elservicio. Para el año 2011 la zona de Girardot tenía elmayor número de horas de interrupciones; no obstante,para el año 2012, disminuyó en un 16%.

Cabe destacar que las zonas de La Mesa y Gacheta,disminuyeron en más del 100%13

su tiempo deinterrupciones respecto al año anterior; sin embargo, lazona de Cáqueza aumentó en un 84% para el año 2012(669 horas) el tiempo de interrupción del servicio.

Con respecto al los indicadores IRAD14, este comenzó aser la referencia regulatoria para medir la calidad delservicio a mediados del año 2011 de acuerdo con la

resolución 018 de 2012. El ITAD15

muestra el siguiente comportamiento trimestral:

13 La Mesa de 351 hrs; 2011 y 173 hrs; 2012 y Gacheta de 619 hrs; 2011 y 252 hrs; 2012.14 IRAD: Índice Trimestral de Referencia Agrupado de Discontinuidad15 ITAD: Índice Trimestral Agrupado de Discontinuidad

0,00

0,00

0,00

0,01

0,01

0,01

0,01

Trimestre 1 Trimestre 2 Trimestre 3 Tremestre 4

Indicadores IRAD y ITAD 2012

ITAD N1 ITAD N2 - N3 IRAD N1 IRAD N2 - N3

Cáqueza, 800 , 30%

Girardo t, 466 , 18%

Villeta, 439 , 17%La Mesa, 174 , 7%

Facatativá, 342 ,

13%

Fusagasugá,169 , 6%

Gachetá,

252 , 9%

Indicador DES por zona 2012(horas, % participación)



40

En los cuartos trimestres del año 2012, los ITAD N1 (nivel de tensión 1) de EEC, están por encimadel Índice de Referencia IRAD N1. Comentarios realizados por la Gerencia de Mantenimiento de laEEC, consideran que el IRAD N1 propuesto por la CREG no refleja la realidad del SDL que tieneEEC.

El ITAD N2 - N3 de EEC para los cuatro trimestre está por debajo del índice de referencia IRAD N1

– N3.

La Empresa inició con el esquema de calidad definido en la resolución CREG 097 de 2008 el 1 dejulio de 2011, cumpliendo con la metodología establecida por el regulador.

3.6. Cumplimiento de la Certificación RETIE

En el año 2012, EEC ejecutó los siguientes proyectos energizados16

propios y con terceros:

Número de Proyectos Energizados 2012

Zona Proyectos Propios Proyectos terceros

Villeta 0 6

Girardot 1 13

Fusagasugá 0 11

La Mesa 0 13

Facatativá 1 11

Cáqueza 0 1

Gachetá 0 1

Fuente: División de Planeación e Ingeniería

Actualmente todos los proyectos energizados tienen el certificado RETIE 17

, cabe destacar queECC tiene como requisito obtener el cumplimiento del RETIE desde el inicio hasta la culminaciónde los proyectos, tanto propios como con terceros. El valor total de los proyectos propios en las

zonas de Girardot y Facatativá fue de $57.165.651($21.832.983 y $35.332.668). Los proyectos deenergizados ejecutados por terceros no representan inversión para la empresa.

3.7. Calidad de la Potencia

Para el 2012 EEC realizó mediciones de calidad de la potencia empleando equipos llamados ScanPower + i, los cuales miden la oscilación que tiene la distribución de la energía hacia sus clientes,estableciendo si dichas oscilaciones están fuera del rango permitido. Se observó que la EEC realizóun contrato de medida y reporte de calidad de la potencia con el Centro Internacional de Física(CIF) de la Universidad Nacional, el cual envía informes a la CREG con los valores de lasdesviaciones de la tensión instantánea con respecto a su forma y frecuencia estándar, para

controlar el efecto de las desviaciones que pueden causar daños y perjuicios a los equipos u otrossistemas eléctricos de los usuarios, de acuerdo con la regulación vigente.

El equipo analizador cuenta con 8 canales análogos de entrada (4 corriente, 3 voltajes, 1 depropósito general), una frecuencia de entrada de 60 Hz, frecuencia de muestreo 6,00 kHz por canal,

16 Consiste en conectar un usuario ó lugar a la red de EEC, para energizar los predios, obras ó lugares donde se requierellegar el fluido eléctrico.17

Certificado que otorga el cumplimiento del reglamento técnico de instalaciones eléctricas para los proyectos en curso.



41

calcula y almacena información detallada de armónicos de voltaje y de corriente de 50 primerosarmónicos por cada segundo.

3.8. Pago de Compensaciones

El Pago de Compensaciones se realiza a causa de interrupciones en la disponibilidad del servicio dedistribución de energía eléctrica. Las compensaciones que realizó EEC para el año 2012 fueron de$71.056.171 producto de interrupciones que se presentaron dadas las siguientes causas:

Fuente: Informe IRO (Informe de resultados operativos)

Para el año 2012 se presentó una disminución del 94% ($1.123 millones) en el pago decompensaciones con respecto al año 2011, debido a que por la aplicación de la metodologíadefinida en la resolución CREG 97 de 2008, a partir deL 1 de abril de 2011, EEC es exonerada decompensar cliente a cliente, debido a que por estar por debajo del nivel de referencia en calidad, el

cargo de distribución se ve reducido en un valor llamado Delta Dt que se aplica a todo los clientesque no son compensados.

3.9. Tiempo Medio de Atención de Emergencia

Para el año 2012 la empresa tenía como objetivo lograr un tiempo de atención de emergencia de5,97 horas no obstante, el tiempo alcanzado fue de 6,09 horas. El Tiempo Medio de Atención deEmergencia (TMAE), resulta de la suma de los tiempos de despacho, traslado, localización ynormalización. A continuación se muestra la gestión del indicador TMAE de la EEC del año 2011 y2012:

Indicador TMAE año 2011 – 2012 (Horas)

Tiempo 2011 2012 Variación (%)

Tiempo de Despacho 0,13 0,10 -23%

Tiempo de Traslado 3,42 4,17 22%

Tiempo de Localización 0,22 0,15 -32%

Tiempo de Normalización 2,22 1,67 -25%

TMAE 5,99 6,09 2%




42

Se observa que los tiempos de despacho, localización y normalización lograron una disminuciónmayor del 23% con respecto al año 2011, no obstante, el tiempo de traslado aumentó en un 22%afectando el indicador TMAE con un aumento del 2% con respecto al año 2011. Se observaronmayores tiempos de traslado para abril y octubre en las zonas de Gachetá y Cáqueza con el 27,3%(5,66 horas) y 23,6% (4,9 horas) respectivamente, debido en gran medida a las lluvias quedeterioraron el estado de las vías y con ello se incrementaron los tiempos de traslado.

Conclusiones

• EEC incrementó sus activos de operación (transformadores de potencia, circuitos,transformadores de distribución, seccionadores, entre otros), favoreciendo la disponibilidad delservicio de energía eléctrica.

• La planta de generación de energía de RÍo Negro aumentó su generación en el año 2012 a23,87 GWh de 18,70 GWh en el año 2011, debido a las reparaciones e inversiones ejecutadaspara su puesta a punto.

• Del total de inversiones, el programa de Calidad (inversiones) representó el mayor porcentajede participación (50,8%) con remodelaciones a los activos operativos por un valor de $24.207

millones. El valor total de las inversiones del año 2012 fue de $47.670 millones con unaejecución del 101,6% del presupuesto, mientras que en el año 2011 fue de $29.524 millonescon una ejecución del 96,6% del presupuesto.

• La Empresa cuenta con planes de Mantenimiento Preventivo y Correctivo representando el20,4% y 79,6%, respectivamente, del total de los costos de mantenimiento, garantizando lacontinuidad y calidad del servicio de energía eléctrica.

• La Empresa decidió cambiar al contratista de mantenimiento de redes COOPSER porCENERCOL a razón de continuos incumplimientos a la norma de seguridad industrial que sematerializó en un accidente fatal ocurrido en junio.

• En el año 2012 se ejecutó el 92,9% del Plan de Mantenimiento de los Circuitos de EEC,superando el porcentaje del año 2011 que fue del 84%.

• El indicador ITAD de nivel de tensión 2 y 3 estuvo por debajo del indicador de referencia, peroel ITAD para el nivel de tensión 1 estuvo por encima, ya que la referencia no refleja la realidadde la calidad del servicio en el Sistema de EEC.

• EEC reportó mediciones periódicas de calidad de la potencia a la CREG para mantener con elcumplimiento de una adecuada gestión técnica del servicio.



43

4. Gestión Comercial

En ésta parte se analizará la gestión de los principales aspectos comerciales de EEC, cumpliendocon lo establecido en la Resolución 12295 de la SSPD.

Éste análisis comprende el período de enero a diciembre de 2012, donde se incluyen los siguientes

elementos de análisis: evolución en el número de suscriptores, número de empleados, consumos,facturación, gestión de cartera, análisis tarifario, exposición a la Bolsa de energía, energía vendidaen bolsa, restricciones, subsidios y contribuciones, pérdidas de energía, atención al cliente y nivelde satisfacción de los usuarios.

4.1. Evolución en el Número de Suscriptores

Al corte del 31 de diciembre de 2012, EEC cuenta con un total de 255.196 usuarios del servicio deenergía eléctrica, el cual está distribuido de la siguiente forma:

Fuente: Informe IGE años 2011 y 2012

Como se observa en el cuadro anterior, los usuarios del sector residencial son los usuarios demayor participación con un 89,88% del servicio de energía eléctrica, en un segundo lugar ysumando el restante de los sectores que está distribuido en: comercial, industrial, oficial,alumbrado público y no regulado, obtienen una participación consolidada del 10,12%, siendo elsector comercial el más representativo con 21.146 usuarios del servicio.

Durante el 2012, se observó un crecimiento de 6.791 (3.1%) clientes nuevos conectados alservicios de energía eléctrica en el sector residencial; donde se destaca el estrato 2 con uncrecimiento de 3.313 (3%), y el estrato 1 con 1.609 (4,5%) usuarios nuevos conectados al servicio.Los estratos 5 y 6 presentan un crecimiento vegetativo. De igual forma, según informacióncomercial suministrada, la siguiente es la participación de consumo a nivel de estratos.

Sector N° Cl ientes 2011 N° Cl ientes 2012 Nuevos Cli en tes % Nuevos Cl ientes

Estrato 1 35.945 37.554 1.609 4,48%

Estrato 2 111.137 114.450 3.313 2,98%Estrato 3 52.445 53.662 1.217 2,32%

Estrato 4 18.469 19.012 543 2,94%

Estrato 5 2.870 2.957 87 3,03%

Estrato 6 1.717 1.739 22 1,28%

Total Residencial 222.583 229.374 6.791 3,05%

Com ercial 19.546 21.146 1.600 8,19%

Industrial 1.912 1.915 3 0,16%

Oficial 2.922 2.682 0 0,00%

Alum brado Público 72 71 0 0,00%

No Regulado 7 8 1 14,29%

Total de Usu arios 247.042 255.196 8.154 3,30%



44

Zona # Emp leadosBogotá 124

Caqueza 7

Facatativa 21

Fusagasuga 20

Gacheta 8

Girardot 25

La Mesa 5

Planta Rionegro 12

Puerto algar 5

Villeta 12

Total 239

Fuente: Recursos Humanos

Fuente: Informe IRO años 2011 y 2012

Incluyendo la entrada de nuevos usuarios residenciales durante el año 2012, EEC alcanzó ventas deenergía por $128.620 millones en dicho segmento, de igual forma la estructura de los ingresos porestrato creció a un 9,07% respecto al 2011. Los estratos 1, 2 y 3 continúan subiendo suparticipación.

4.2. Número de empleados

EEC cuenta con 239 empleados directos al 31 de diciembre de 2012. Esta nómina está distribuidade la siguiente forma:

• El 52% de la fuerza laboral se encuentra centralizada en lasoficinas de Bogotá y soportan la operación administrativa dela compañía.

• El 48% restante de la fuerza laboral realiza actividades desoporte operativo, de mantenimiento y obras en distintaszonas de la región de Cundinamarca.

El indicador número de empleados por cada 10.000 usuarios,muestra que EEC dispone de 0.99 empleados por cada 10.000usuarios que soportan y atienden los servicios desarrollados porla Compañía.

4.3. Consumos

A continuación presentamos la clasificación de los usuarios por rangos de consumo. Se tiene queel consumo promedio de los usuarios que atiende EEC se encuentra entre los 0 kWh/mes y los 500kWh/mes.

35.94537.554

111.137 114.450

52.44553.662

23.056(*) 23.708(*)

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

2011 2012

C a n t i d a d d e C l i e n t e s

(*) £ Estratos 4, 5 y 6.

Nuevos Clientes 2011 a 2012

Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3Estrato 4 Estrato 5 Estrato 6

29.32134.546

29.10230.130

29.26632.240

30.234

31.704

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

2011 2012

$ M i l l o n e s

Venta de Energia Sector Residencial

4to Trimestre 3er Trimestre 2do Trimest re 1er Trimestre



45

Para definir la facturación, se tienen en cuenta los kWh consumidos por los usuarios para cadames, los niveles de tensión y los estratos socioeconómicos (aplica para la industria). Las tarifas cambian dependiendo de los estratos socioeconómicos, los estratos 1, 2 y 3 son losestratos subsidiados, los valores de los subsidios se calculan todos los meses según lo definido enla Resolución CREG 186 de 2010.

Fuente: División Gestión de la Información

Durante el año 2012, los clientes de mayor consumo son los residenciales con 306 GWh; elestrato que más reporta consumo facturado es el estrato 2 con 135 GWh año, seguido del estrato

3 con 81 GWh año. Por otra parte el sector Comercial tuvo un consumo de 100 GWh, más del36,35% que el año anterior. Elincremento de los consumos enGWh se explica principalmente porla cantidad de clientes que poseen,la vinculación y crecimientofavorable de los nuevos suscriptoresdurante el año 2012.

Así mismo, los consumos facturadosen el 2012 disminuyeroncomparados con los del 2011,específicamente el consumo que

más disminuyó fue el de los NoRegulados (11 kWh), explicado porel vencimiento de los contratos conlos clientes donde casi siempre nose renuevan, debido a: (1) No se logra un acuerdo entre las partes sobre las nuevas condicionesofrecidas, (2) El cliente cambia de comercializador, y/o (3) El cliente termina su condición de noregulado.

3 2 . 5

0 7

9 . 3 4 7

8 . 7 1 3

9 . 0 2 6

9 . 7 6

8

1 0 . 5

2 0

1 0 . 9 8 6

1 1 . 5

4 2

1 1 . 6

1 0

1 1 . 3

7 3

1 0 . 9 6 7

1 0 . 3

4 8

9 . 6 6

9

9 1 1 1

8 . 0

7 2

7 . 5

1 6

6 . 6

9 8

5 . 8

9 8

5 . 2

8 9

5 . 2

5 2

5 0 . 1

0 3

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

0 - 9

1 0 - 1 9

2 0 - 2 9

3 0 - 3 9

4 0 - 4 9

5 0 - 5 9

6 0 - 6 9

7 0 - 7 9

8 0 - 8 9

9 0 - 9 9

1 0 0 - 1 0 9

1 1 0 - 1 1 9

1 2 0 - 1 2 9

1 3 0 - 1 3 9

1 4 0 - 1 4 9

1 5 0 - 1 5 9

1 6 0 - 1 6 9

1 7 0 - 1 7 9

1 8 0 - 1 8 9

1 9 0 - 1 9 9

> 2 0 0

C a n t i d a d d e U s u a r i o s

Kwh/m

Clasificación de los Usuarios Segun sus Consumos

Rango KWh/mes Nº de Usuarios Rango KWh/mes Nº de Usuarios

0-49 69,361 0-499 244,526

50-99 56,031 500-999 6,297

100-149 48,167 1000-1499 1,526

150-199 30,211 1500-1999 646

200-249 16,932 2000-2499 312

250-299 9,832 2500-2999 197

300-349 5,915 3000-3499 171

350-399 3,772 3500-3999 107

400-449 2,495 4000-4499 68

450-499 1,810 4500-4999 73

>500 9,789 >5000 39 2

Total general 254,315 Total general 254,315

Rango N°1 Rango N°2

Fuente: Gestión de la informac ión.



46

4.4. Facturación

El proceso de facturación para clientes en EEC inicia con la creación del cliente nuevo, luego ubicanel cliente dentro de un municipio o sector (zonificación), después se hace la toma de lectura delconsumo (clientes nuevos y antiguos) y con base en éste se entra en proceso de liquidación yfacturación, esto se realiza todos los días dependiendo de la zona. Dispapeles es la empresa

contratada por EEC para la impresión de las facturas que posteriormente serán repartidas a losclientes.

Fuente: Informe IRO año 2012

Al corte del 31 de diciembre de 2012, EEC tuvo un crecimiento en la facturación de $15.188millones equivalente al 7,83% frente al año 2011. Dentro de los crecimientos más representativosse encuentra: el sector residencial con $11.571 millones, seguido del sector comercial con $6.616millones. Por otra parte se observó una reducción en la facturación de los clientes del sector noregulados debido al vencimiento de los contratos y no renovación de los mismos.

De acuerdo a la gráfica anterior, se observó un comportamiento cíclico durante el primer trimestredel año 2012 para la facturación de EEC, esto sucede debido a un consumo estacional en donde seda un aumento del consumo, dado que existen meses en donde hay más puentes, periodos de

vacaciones, festividades y/o cuando los meses son más largos que otros principalmente.

Gestión de Cartera.

La Empresa en su procedimiento de recaudo de las facturas por servicios públicos, trabajaconjuntamente con entidades bancarias y puntos de recaudo privados, esto le permite tener unacobertura del 99% (información proporcionada por División de Cartera de EEC), con lo cual sebusca facilitar el acceso a puntos de recaudo para el cliente.

20.611

13.008

16.264 16.539 16.71614.612

16.310 15.873 16.560 15.746 16.51015.178

1.596

675738 676

691

707 713757

768813

803

362

317

479 529 391

426

498 494650

705752

638

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

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

F a c t u r a c i ó n ( M i l l o n e s ( $ )

Evolución de la Facturación Mes a Mes año 2012

Regulados Alumbrado Público No Regulados


Residencial 13.823 9.344 10.715 10.732 11.139 9.554 10.827 10.614 10.959 10.444 10.870 9.816

Comercial 3.929 2.587 3.494 3.453 3.507 3.281 3.526 3.302 3.504 3.367 3.624 3.438

Industrial 1.508 516 1.064 1.274 1.080 871 990 987 1.056 949 1.050 966

Oficial 1.351 561 991 1.080 991 905 967 970 1.040 986 965 959

Regulados 20.611 13.008 16.264 16.539 16.716 14.612 16.310 15.873 16.560 15.746 16.510 15.178

Alumbrado Público 1.596 - 675 738 676 691 707 713 757 768 813 803

No Regulados 362 317 479 529 391 426 498 494 650 705 752 638

Total 2 2.569,4 13 .3 24,2 17.417,7 17.806,5 17.783 ,2 15 .72 9,3 17.515,2 17.08 0,1 17.966,8 17.2 18,5 18 .074,9 16.619,5



47

Por su parte, la gestión de cobranza se realiza a través del Grupo Consultor Andino y ConsultoresUnidos S.A., este último se encarga de realizar la gestión de cuentas oficiales y de alumbradopúblico. Igualmente tiene contratistas para las labores de suspensión y reconexión del servicio.

El valor de las Cuentas por Cobrar a Clientes al 31 de diciembre de 2012 según la foto de cartera

tomada por la División de Cartera asciende a $67.243 millones, en los Estados Financieros concorte al 31 de diciembre se reportan $61.936 millones, la diferencia tiene que ver con la fecha decorte de los informes de la División de Cartera (20 de diciembre de 2012). La cartera comercial conrespecto al año anterior tuvo una disminución del 4.5%; así mismo, se observa una disminución dela cartera vencida, corriente y en reclamación debido a una adecuada gestión de cobranza.

Las carteras convenida y la congelada aumentaron al pasar de $19.254 millones y $12.483 millonesen el 2011 a $19.745 y $18.769 millones en el 2012 respectivamente, esto obedece a que lacartera vencida disminuyó en $4.546millones, de los cuales se hicieron acuerdosde pago con los clientes (sector oficial) por$491 millones, incrementando la deudaconvenida, y se congelaron $6.287 millones

para iniciar la demanda por no pago; lo quequiere decir que se recuperó un total de$4.546 millones de deuda vencida.

La deuda vencida por valor de $18.879 millones para el año 2012 representa el 28% del total de lacartera, principalmente debido a la morosidad de los sectores de Alumbrado Público, Oficial,Comercial e Industrial, tal y como se muestra a continuación en la composición de la deuda vencidapor tipo de cliente de la EEC:

Sector Oficial $6.687 millones (36% deltotal de la cartera morosa), AlumbradoPúblico $3.503 millones (19%), sectorComercial $2.742 millones (15%) y elsector Industrial $2.680 millones (14%).

EEC cuenta con informaciónaproximadamente de 190.000 clientes, alos cuales se les realiza gestión de cobro,que incluyen: acciones preventivas endonde se les recuerda el día de pago, telecobranza y gestión coactiva, también seutiliza la cobranza a través de consultores,mediante visita a los clientes puerta apuerta, o para los casos difíciles a travésde demandas.

La Empresa también trabaja en los canales de recaudo, a través de medios electrónicos en los queincluso una vez suspendidos los clientes pueden pagar su factura corriente para que les seareconectado el servicio, el valor de la reconexión se liquida en la siguiente factura; así mismo, seabrio un nuevo centro de recaudo en Facatativa. Finalmente, se habilitó el pago a nivel nacional através de Davivienda.

Deuda 2011 2012 Variación 2012

Deuda Congelada 12.483 18.769 6.286

Deuda En Reclamación 396 0 -396

Deuda Convenida 19.254 19.745 491

Deuda Vencida 23.425 18.879 -4.546

Fuente: División de Cartera

Fuente: División de Cartera

Residencial16%

Area Comun

0%

Comercial15% Industrial

14%

Oficial36%

AlumbradoPublico

19%

Composición Cartera Vencida

ResidencialArea Comun

Comercial

Industrial

Oficial

AlumbradoPublico



48

En la siguiente gráfica seencuentra la cartera vencidaclasificada por edades, en ella sepuede observar que la cartera conmás de 360 días de vencida es lamás alta, con un monto $13.723

millones, lo que corresponde al73,9% del total de la carteramorosa, y la cual se encuentraprovisionada en su totalidad.

La Empresa cuenta con unindicador denominado Índice deCobrabilidad Acumulado, el cualconsiste en dividir el recaudo del mes sobre el total facturado en el mes. A continuación se puedeobservar el comportamiento de este indicador, el cual refleja una tendencia de mejora progresivames a mes.

Fuente: División de Cartera.

El índice de cobrabilidad acumulado del 2012 indica que el recaudo con respecto al total de lafacturación durante el segundo semestre del año fue mayor, esto en razón a que se han idorecuperando deudas vencidas.

EEC tiene estrategias de cobranza de cartera, que le ha permitido disminuir sus cuentas por cobrarcomerciales en el 2012 con relación al año anterior, así mismo aunque la EEC tiene una cartera conmás de 360 días de vencida que asciende a $13,723 millones, y que representa el 20,4% del totalde cartera, ésta se encuentra provisionada al 100%. Por otro lado, el índice de cobrabilidad de laEEC ha sido superior al 100% en el último semestre del año, lo que indica que se ha ido

recuperando cartera vencida respectivamente.

4.5. Análisis Tarifario

La Empresa publica mensualmente las tarifas para los usuarios regulados que atiende en elDepartamento de Cundinamarca en cumplimiento de la regulación vigente. Así mismomensualmente en cumplimiento de la Ley, se publica la tarifa y el porcentaje de subsidio para losestratos 1, 2 y 3. De acuerdo con lo anterior, se evidenció en todas las publicaciones mensuales las

90,22%

96,61%

97,14%

98,11%

98,69%

100,05%

99,59%

101,24%

101,45%

101,14%

101,37%

101,45%

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

102%

104%


Í n d i c e d e C o b r a b i l i d a d

Índice de Cobrabilidad Acumulado Año 2012

Fuente: División de Cartera.

984 1.178 638

-

1.210 844

13.723

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

0-30 31-60 61-90 91-120 121-180 181-360 Mayor 360

M i l l o n e s $

Cartera Vencida

Edad de la Cartera



49

tarifas y los subsidios otorgados a los estratos 1, 2 y 3 en el medio masivo de circulación nacional(Diario): La República.

Adicionalmente, durante el ejercicio de auditoría se verificó que EEC aplica los lineamientosestablecidos en la resolución CREG 119 de 2007 y CREG 186 de 2010 para el cálculo de tarifas,para lo cual la AEGR revisó el cálculo de tarifa residencial que realizó la EEC en el 2012.

No obstante, es importante resaltar que durante el año 2012 no hubo cambios regulatorios queafectaran el valor de la tarifa y los subsidios otorgados a los estratos 1, 2 y 3 respectivamente.

Fuente: Oficina de Planeación y Regulación

De acuerdo con la gráfica anterior y al comportamiento de las tarifas durante lo corrido del año2012, la AEGR verificó la correcta aplicación de las fórmulas contenidas en la resolución CREG 186de 2010, la cual contiene los lineamientos para la aplicación de los subsidios a los usuarios deestratos 1 y 2 de los servicios de Energía Eléctrica, encontrando lo siguiente:

• La formulación para el cálculo de los subsidios de los estratos 1 y 2 es coherente con lasformulas relacionadas en la resolución CREG 186 de 2010 por parte de la EEC.

• Para el cálculo del subsidio, EEC considera los límites máximo de subsidios establecidos en elartículo 4 de la resolución CREG 186 de 2010 de los estratos 1 y 2.

• El comportamiento de las tarifas frente a las cinco empresas comercializadoras de energía másgrandes del mercado, refleja una variación del costo variable unitario ($/kWh) que se vioafectada por los cambios en componentes que están sujetos al comportamiento de variablescomo el Índice de Precios al Consumidor (IPC), y el Índice de Precios al Productor (IPP). Noobstante, el comportamiento de las tarifas frente a las cinco empresas comercializadoras deenergía; no reflejan un comportamiento atípico que indique que la Empresa cobre una mayor omenor tarifa establecida en la regulación CREG 186 de 2010 y/o el comportamiento normal delmercado.

-

100

200

300

400

500

600


$ K W H

Evolución de la Tarifa por Estrato Residencial

Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3 Estrato 4 Estrato 5 y 6

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

Estrato 1 178,18 179,89 180,99 181,20 181,47 182,00 182,17 182,12 182,20 182,72 183,02 182,77

Estrato 2 222,73 224,87 226,24 226,50 226,83 227,51 227,71 227,65 227,75 228,41 228,77 228,47

Estrato 3 378,63 382,28 356,25 359,38 375,77 358,59 349,20 359,88 362,94 355,80 344,96 358,02

Estrato 4 445,45 449,74 419,12 422,79 442,08 421,87 410,82 423,39 426,99 418,59 405,83 421,20

Estrato 5 y 6 534,54 539,68 502,94 507,35 530,50 506,24 492,99 508,07 512,39 502,31 487,00 505,43



50

Fuente: Oficina de Planeación y Regulación

La metodología de cálculo de la tarifa fue definida por la CREG mediante la Resolución CREG 119de 2007 y la aplicación corresponde a cada prestador del servicio público domiciliario de energíaeléctrica a sus usuarios finales. De acuerdo al artículo 4 de esta resolución el costo unitario deprestación del servicio de energía eléctrica consta de un componente variable de acuerdo con el

nivel de consumo, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), y un componente fijo, expresadoen pesos por factura ($/factura), el cual aún no ha sido establecido por el regulador.

De acuerdo a la gráfica anterior, la variación del costo variable unitario ($/kWh) se vio afectada porlos cambios en componentes que están sujetos al comportamiento de variables como el índice dePrecios al Consumidor (IPC), y al Índice de Precios al Productor (IPP).

La sumatoria de los seis componentes proporciona el valor del costo unitario de prestación delservicio CU en ($/kWh). A continuación presentamos el comportamiento por cada componente deacuerdo al requerimiento de la SSPD:

• Generación, representa el costo de compra de la energía que realiza el comercializador en elmercado mayorista. Su variación está sujeta tanto a los precios de la Bolsa de Energía

(mercado de energía eléctrica en donde se tranza diariamente la energía necesaria paraabastecer a los usuarios conectados al Sistema de Transmisión Nacional) como a los precios delos contratos bilaterales de suministro de largo plazo con destino al mercado regulado que loscomercializadores adquieren mediante convocatoria pública.

Esta variable presenta cambios de un período a otro (2011 a 2012), debido a que en Colombiael parque generador es hidro-térmico (hay generadores de energía eléctrica hidráulicos ytérmicos). Los precios en bolsa y en contratos dependen fuertemente de variables como las

27,27 34,99

9,47 8,1920,42

16,2415,70

18,91 7,68 7,855,15 5,59

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500


$ K W h

Costo Unitario Por Componente

Generación Transmisición Distribución Comercialización Pérdidas Restricciones

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

Generación 130,18 135,67 135,40 134,27 130,82 126,67 126,55 126,72 130,97 132,81 134,64 134,57

Transmisición 21,31 21,91 22,58 20,94 22,02 21,16 21,74 20,87 19,76 20,62 18,76 21,17

Distribución 142,07 132,90 125,98 133,92 143,55 133,07 121,59 132,03 143,03 131,52 121,44 133,85

Comercialización 98,87 98,94 99,58 99,61 99,79 100,09 100,43 100,03 100,11 100,32 100,59 100,42

Pérdidas 25,76 25,34 26,11 25,87 25,49 24,63 24,80 24,82 25,44 25,49 25,26 25,59

Restricciones 27,27 34,99 9,47 8,19 20,42 16,24 15,70 18,91 7,68 7,85 5,15 5,59



51

condiciones hidrológicas y los precios de los combustibles utilizados en la generaciónprincipalmente el gas natural y el carbón.

Para el caso de EEC este componente no presenta mayores fluctuaciones durante el año, todavez que la Compañía tiene una política de cobertura a través de contratos bilaterales de largoplazo.

• Transmisión, representa el costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN). Lavariación de este componente está dada principalmente por el Índice de Precios al Productor(IPP), que para lo corrido de este año 2012 tiene un comportamiento a la baja ubicándose en2.95% del año anterior, según información del DANE.

• Distribución, representa el costo por el uso del sistema de distribución, que está compuestopor todos los elementos como conductores, transformadores, postes, y demás utilizados parallevar la energía eléctrica desde el STN hasta los usuarios finales. La Empresa pertenece al áreade Distribución Oriente, por lo cual aplica el cargo unitario unificado calculado mensualmentepor XM, el cual en términos generales tuvo una variación entre 130 a 134 $/kWh.

• Comercialización; incluye los costos variables por energía de la actividad de comercialización,

varió principalmente por el Índice de Precios al Consumidor (IPC).

• Pérdidas, remunera el costo incurrido por la compra y transporte de las pérdidas de energíaeléctrica. La fórmula con la que se calcula contiene el componente Generación entre otrasvariables, por lo que su valor está sujeto a los cambios en los componentes de Generación yTransmisión

• Restricciones; remunera los costos por generación de seguridad y servicios complementarios.Estas restricciones son originadas por requerimientos de seguridad en el SIN (SistemaInterconectado Nacional), sin embargo, este componente tiene un efecto pequeño en el CU,por lo que sus variaciones no afectan significativamente la tarifa.

Exposición a la Bolsa de Energía.

Durante el 2011, EEC definió una estrategia para cubrir la demanda proyectada de energía para susclientes entre el año 2011 y 2015, para los cuales realizó un proceso de evaluación y adjudicaciónde contratos de compra de energía.



52

Fuente: Informe IGE año 2012

EEC se enfrenta a una demanda mayor de energía a la que tiene comprada a través de contratosbilaterales, requiere comprar la energía restante en bolsa, cuyos precios son transferidos al usuariofinal vía tarifa.

En total EEC compró 632,9 GWh (592,1 GWh en contratos bilaterales por $77.793 millones y 40,7GWh en bolsa por $ 4.814 millones). Para el Mercado No Regulado - MNR adquirió 26,9 GWh (1,9GWh en contratos bilaterales por $274 millones y 25 GWh en bolsa por $3.039 millones).

Fuente: Informe IGE año 2012.

54,9

46,5 46,8 47,448,5 48,2

50,3 50,749,2 49,9

46,4

53,2

1,8 1,0

4,5 3,7 3,2

6,03,7

2,7 2,13,6

4,73,7

3,2%

2,0%

8,7%

7,3%

6,2%

11,0%

6,8%

5,1%

4,1%

6,8%

9,3%

6,5%

-

2%

4%

6%

8%

10%

12%

-

10

20

30

40

50

60


G w h

Comportamiento Exposición a Bolsa (Mercado Regulado)

Com pr as de E ner gía Regula da Cont ra tos Com pr as de E ner gía Regula da Bols a

Nivel de Exposición a Bolsa

0,16 0,15 0,16 0,15 0,14 0,17 0 0 0 0 0 0

1,49

1,881,97

1,90

2,05 2,08 2,102,17

2,22

2,60

2,252,31

90,5%

92,4%

92,6%

92,8%

93,4%

92,6% 92,6%92,8%

93,7%94,0%

93,5%

92,4%

88%

89%

90%

91%

92%

93%

94%

95%

-

1

2

3


G w h

Comportamiento Exposición a Bolsa (Mercado No Regulado)

Compra de Energ ía No Regulada Contratos Compra de Energ ía No Regulada Bo lsa

Nivel de Exposición a Bolsa



53

10,26%6,42%

67,06%

92,76%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Año 2011 Año 2012

Comparación Mercado Regulado y No Regulado

Exposición a bolsa promedio mensual (Regulado) Gwh

Exposición a bolsa promedio mensual (No Regulado) Gwh

Como se observa en las gráficas, la empresa para elmercado regulado procura comprar la energía en sumayoría mediante contratos bilaterales para evitar laexposición a las variaciones en los precios delmercado (Bolsa).

La Empresa para el Mercado No Regulado – MNR,realizó compras de energía en bolsa, observándoseque su nivel de exposición en GWh fue mayor para elsegundo semestre del año, debido al esquema decontratación con los clientes de este segmento.

Comparando el nivel de exposición promedio mensualpor tipo de mercado para los años de 2011 y 2012,disminuyó en un 3,8% para el MR y aumentó en un25,7% para el MNR.

Energía Vendida en Bolsa

En el 2012, la energía vendida en bolsa fue de 7,9 GWh, equivalente a $820 millones, la mayoría deesta energía se vendió en el mes de enero y ascendió a $170 millones, para los meses de agosto aoctubre se vendieron $300 millones. Lo anterior obedece principalmente a los descalces en lacurva de carga, producidos por variaciones de la demanda, generándose excedentes. Para un totalde 659,8 GWh comprados por EEC, se vendieron 7,9 GWh en bolsa en el 2012 correspondientes aun 1,2% del total de energía comprada.

Restricciones

Las restricciones son limitaciones que tiene el Sistema Interconectado Nacional - SIN, para atenderlos requerimientos de energía (líneas de transmisión fuera de servicio, limitaciones técnicas, etc.),lo cual da lugar a generaciones de energía forzadas que pueden ser fuera de mérito, esto es, máscostosas que las generaciones en condiciones ideales.

Para la Empresa, así como para todo el mercado, el comportamiento de las restricciones que hapagado durante el 2012 ha sido volátil durante todo el primer semestre del año, estecomportamiento se explica por los movimientos del mercado, disponibilidad del sistema y el precioen bolsa. A partir del segundo semestre del año comienza a retomar un comportamiento másestable.

Fuente: Planeación.

1.513

387344

862

695

593

883

328 342

227 248178

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600


M i l l i o n e s $



54

31.46033.280

11.051 11.619

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

2011 2012

$ M i l l o n e s

Subsidios Contribuciones

El total de restricciones para el 2012 ascendió a $6.598 millones, un monto menor a lasrestricciones del año 2011 con un total de $7.731 millones, lo que representa una disminución de14,7%.

4.6. Subsidios y Contribuciones

El otorgamiento de subsidios a los estratos 1, 2 y 3, así como el cobro de contribuciones a losestratos 5 y 6, sector comercial e industrial se establece en la Ley 142 de 1994.

Los subsidios que se otorgaron a los estratos 1, 2 y 3 en el año 2012 ascendieron a $33.280millones, lo que significa un aumento de $1.820 millones respecto al año 2011 equivalente al5,78%, lo anterior se explica por un mayor número de usuarios y el comportamiento de las tarifas.

Por su parte, las contribuciones que se aplican a usuarios residenciales de estratos 5 y 6, y quecumplen funciones industriales y comerciales, ascendieron a $11.619 millones en el año 2012,reflejando un comportamiento estable y de leve incremento del 5,14% afectado por el reajustetarifario para el año 2012 de los usuarios no Regulados.

Fuente: División de Gestión de la Información

De acuerdo con la gráfica anterior, durante elprimer trimestre del año se observa uncomportamiento cíclico durante el 2012 para lossubsidios y contribuciones de EEC, a razón demayores consumos durante enero y el cualcomienza a estabilizarse en el segundo trimestredel año.

La Empresa obtuvo recursos del Fondo deSolidaridad y Redistribución del Ingreso por$19.999 millones para el año 2012. El presupuestodel Fondo proviene de las contribuciones de losusuarios y el déficit lo cubre la Nación.

3.671

2.4422.900 2.754 2.865 2.578 2.704 2.713 2.726 2.635 2.777 2.513

1.290

740

959 966 976830

1.001 934 992 9351.018

979

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000


$ M i l l o n e s

Comportamiento Subsidios y Contribuciones Año 2012.

Subsidios Contribuciones



55

Real OR Meta OR

Ene 12,60% 12,60%

Feb 12,12% 12,27%

Mar 12,23% 12,30%

Abr 12,80% 12,39%

May 12,65% 12,25%

Jun 12,69% 12,17%

Jul 12,90% 11,96%

Ago 12,92% 12,21%

Sep 12,96% 12,12%Oct 12,64% 12,15%

Nov 12,73% 11,40%

Dic 12,34% 11,83%

12,60%

12,12%12,23%

12,80%

12,65%

12,69%

12,90%

12,92%

12,96%12,64%

12,73%12,34%

10%

11%

12%

13%

14%


% d

e P é r d i d a s d e E n e r g í a

Índice de Pérdidas de Energía (TAM)

Real OR Meta OR

4.7. Pérdidas de Energía

La división de pérdidas de EEC realiza la función de disminuir las pérdidas de energía, buscandogarantizar que toda la energía que se suministra a los clientes sea medida, para que pueda serfacturada y cobrada correctamente de acuerdo con la normatividad.

Las pérdidas totales por energía del año 2012 fueron de 119,71 GWh, por lo que EEC ha venidotrabajando en su disminución mediante procesos de focalización, donde se identifican los nichos18

de pérdidas correspondientes a energía que dejan de facturar por problemas técnicos y operativos,así como también se empezaron a realizar inspecciones mediante visitas a los usuarios paraverificar las mediciones correctas de la energía consumida, de valores inusuales (por debajo de lonormal). De las inspecciones realizadas en el año 2012 (62.187 inspecciones) por EEC 4.208inspecciones fueron fallidas ya que no fue atendida la visita, 3.809 fueron atendidas en situacionesnormales, de las que no fueron normales se realizaron 4.851 adecuaciones, es decir, se realizaronarreglos en las instalaciones eléctricas, 15.070 necesitaron cambios de medidor, 15.004 requirieroncorrecciones en el medidor debido a alteraciones; 9.496 visitas fueron reprogramadas y serealizaron 1.430 suspensiones del servicio, debido a que no permitieron hacer las inspecciones;entre otros resultados como incorporación del medidor, retiro de sellos y actualizaciones de datos.

A continuación se muestra el comportamiento del índice de pérdidas de energía del Operador deRed durante el año 2012:

Fuente: División Control de pérdidas.

En abril, junio, julio, agosto y noviembre, se presentaron las siguientes situaciones que tuvieronefectos que afectaron el índice de pérdidas de energía:

• Por el cambio del sistema comercial de EEC, pasando de SIEC19

• Por movimiento de ciclos de facturación, se dejaron de facturar 398 MWh en junio.

a EPICA en el año 2012, locual hizo que el valor del indicador incluyera un reajuste de 3.6Gwh que corresponde adiferencias en ventas de energía por la entrada del nuevo sistema comercial (EPICA).

• Por re-liquidaciones de las cuentas promediadas en mayo se descuentan 230MWh a lafacturación.

• Disminución en las operaciones por efecto de la salida de AENE20

18 Puntos de concentración.

.

19 Sistema de Información Eléctrica Comercial.20 AENE ESP S.A. Es una empresa conformada en 1996, especializada en la prestación de servicios de apoyooperativo en los procesos comerciales a Empresas de Servicios Públicos.



56

0,00

3,00

6,00

9,00

12,00

15,00


M i n u t o s

Tiempo Espera en Sala

Tiempo en sala

Meta tiempo en Sala

• Por reconfiguración de la subestación Facatativá: Disminución en la entrada de energía en10.3GWh y disminución en la salida de energía en 10.6GWh.

• Ajustes por re-liquidación de consumos a favor del Ministerio de Defensa por 255MWh y41MWh a favor del municipio de Beltrán.

• Falla técnica interna del cliente Cryogas, lo que produjo una disminución en el consumo de lafrontera de 2.3GWh.

4.8. Atención al Cliente

EEC cuenta con los siguientes puntos de atención ubicados en algunos municipios delDepartamento de Cundinamarca:

Fuente: Pagina Web EEC.

Para los centros de atención la Empresa tiene metas establecidas respecto al tiempo de espera ensala y el tiempo de atención en módulo, de 15 y 7 minutos, respectivamente.

Durante el año 2012 el tiempo de atención al usuario en las oficinas de EEC fue bastante inferior ala meta. A continuación, se presenta una gráfica de tiempo de atención en oficinas:

Fuente: División de Servicio al cliente EEC.

Por otra parte, la Empresa cuenta además con los otros canales de comunicación entre los que seencuentran:

Municip io Dirección Horario de Atención

Agua de Dios CLL. 14 No. 8 - 48 Martes y Jueves 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30Anapoima CRA.4 No. 4 - 29 Martes a Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30Apulo AV.Ferrocarril - Subestación Lunes 8:00 - 12:00Bogota - Centro CRA. 10 No. 24-81 Lunes a Viernes 8:00 - 16:30Caqueza CLL. 5 No. 5-47 Lunes a Viernes 8:00 - 16:30Choachi CRA. 2 No. 2-50 Lunes - Martes y Jueves 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30Facatativa CLL. 7B NO. 5-87 Lunes a Viernes 8:00 - 16:30Fusagasuga CLL. 7 No. 4-23 Lunes a Viernes 8:00 - 16:30Gacheta CLL. 7 No. 2-08 Lunes a Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30Gira rdot CRA. 8 No. 20A-73 Bar rio Granada Lunes a Viernes 7:30 - 16 :30Guaduas CLL. 4 N 8-31 Martes - Miercoles y Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30 y Sábado 08:00 - 14:00La Mesa CLL. 8 No. 19-92 Lunes a Viernes 8:00 - 16:30Ppacho CLL. 7 N 27-58 Martes - Miercoles y Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30 y Sábado 08:00 - 14:00puerto Salgar CRA. 11 No. 11-23 Lunes a Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30Tocaima Cll. 5 No. 7-43. Detrás de la iglesia Lunes, Miercoles y Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30Villeta Cll. 5 No. 4-14 Martes a Viernes 8:00 - 16:30 y Sábado 8:00 - 14:00

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00


M i n u t o s

Tiempo Atención Modulo

Tiempo en Módulo

Meta tiempo en Módulo



57

• Línea Fácil: Presta un servicio personalizado las 24 horas del día, 7 días de la semana. Estalínea sirve para reportar las emergencias, fallas, denuncias solicitar reconexiones e informaciónsobre mantenimiento y facturación.

• Centro de Servicio Móvil: Cuenta con un sistema integrado que va por los municipios paraatender requerimientos y consultas.

• Atención Personalizada: Asesores y especialistas que visitan municipios y veredas de difícil

acceso.

EEC clasifica las solicitudes de los clientes de la siguiente manera: Ingresadas (15.179), Evacuadas(15.246), PQR´S (12.825), Recursos de reposición en subsidio de apelación (761) y Silencioadministrativo (22).

La tipología más recurrente quepresentan los usuarios de losservicios de energía eléctrica es:

• Verificación de cobros con 112solicitudes.

• Verificación de consumos con

111 solicitudes• Traslado, cambio o

mantenimiento de redes o postescon 103 solicitudes.

• Verificación de consumos noregistrados con 73 solicitudes.

Por otra parte, EEC cuenta con los siguientes puntos de pago autorizados para dar mayor coberturay alcance a sus clientes:

Fuente: Pagina Web EEC.

4.9. Nivel de Satisfacción de los Usuarios

La Empresa realiza una encuesta mensual de satisfacción (Sistema de calidad percibida - SCP) paraclientes residenciales a través de la firma Red de Datos de Investigación de Mercados, para ellorealiza entrevistas personalizadas buscando conocer como ha sido la calidad percibida por losclientes, dicha encuesta tiene en cuenta atributos de Calidad del suministro, Ciclo Comercial,Información y Comunicación, Atención al cliente e Imagen.

La Empresa a través de ésta encuesta busca tener conocimiento oportuno de la insatisfacción delcliente, así como también hacerle seguimiento a las estrategias implementadas para mejorar elnivel de satisfacción.

Bancos Otros Medios de Pago

Banco Av Villas S is temas de Audio

Bancolombia Banca MóvilDavivienda Débito AutomaticoBBVA Redeban MulticolorCaja Social InternetSantander CooperativasColmena Puntos de PagoColpatria Carrefour Facatativa y GirardotHSBC Cajeros Automaticos

Fuente: Planeación

15.178 15.246

12.825

76122

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

Ingresadas Evacuadas PQR´S Recursos de

Reposición

Solicitud de

Silencio

Atención a Clientes



58

Por otro lado, EEC participa en la encuesta anual que hace la CIER (Comisión de IntegraciónEléctrica Regional). Ésta es una Encuesta de Satisfacción del Usuario que fue diseñada paraempresas distribuidoras y comercializadoras en América Latina, cuya metodología es la aplicaciónde cuestionarios a los usuarios en sus viviendas, a través de los cuales se pretende medir el nivelde satisfacción de los mismos con EEC y comparar dichos resultados con los obtenidos por otrasempresas que participan en la misma encuesta.

Para el 2012, EEC alcanzó el puesto número 20 con un 63,5% de satisfacción en la encuestarealizada por la CIER; mientras en que en el 2011 alcanzó el puesto número 13 con 69,7% desatisfacción.

A partir de los resultados obtenidos durante los últimos 2 años, la EEC implementó estrategias quele permitan mejorar el nivel de satisfacción de los usuarios, algunas de estas estrategias fueron lassiguientes:

Fuente : Departamento de Mercadeo.

Conclusiones

•

El índice de cobrabilidad acumulado del año 2012 indica que el recaudo con respecto al total dela facturación durante el segundo semestre del año fue mayor, esto en razón a que se han idorecuperando deudas vencidas.

• EEC tuvo un crecimiento en la facturación de $15.188 millones equivalente al 7,83% siendosuperior a la del año 2011. Dentro de los crecimientos más representativos se encuentra: elsector residencial con $11.571 millones, seguido del sector comercial con $6.616 millones.

• La formulación para el cálculo de los subsidios de los estratos 1 y 2 es coherente con lasformulas relacionadas en la resolución CREG 186 de 2010 por parte de EEC.

• Para el cálculo de los subsidios, EEC considera los límites máximo de subsidios establecidosen el artículo 4 de la resolución CREG 186 de 2010 para los estratos 1 y 2.

• Los subsidios que se otorgaron a los estratos 1, 2 y 3 en el año 2012 ascendieron a $33.280millones, lo que significa un aumento de $1.820 millones respecto al año 2011 equivalente al5,78%, lo anterior se explica por un mayor número de usuarios y el comportamiento de las

tarifas.• EEC compró 632,9 GWh (592,1 GWh en contratos bilaterales por $77.793 millones y 40,7 GWh

en bolsa por $ 4.814 millones). Para el Mercado No Regulado - MNR adquirió 26,9 GWh (1,9GWh en contratos bilaterales por $274 millones y 25 GWh en bolsa por $3.039 millones) parael Mercado No Regulado en el 2012.

• Durante el año 2012 el tiempo de atención al usuario en las oficinas de EEC se mantuvo en untiempo promedio inferior al de la meta.

Estrategia Logro

Hablemos de Energía Programa de radio

Estrategia Cultura de Pago Se le entregaron a los clientes un kit de bombillos ahorradores por pago oportuno.

Plan de Inversión La Gerencia de Gestión Redes y e l Área de Mercadeo implementaron una campaña quepermitía a los clientes conocer toda la restructuración en la red.

Uso Eficiente de la EnergíaCampaña que se realizó para incentivar el ahorro de energía y el cuidado del medioambiente.

Nueva Factura Se cambio la factura a una más pequeña, detal lada y ecológica.

Nuevos Centro de Servicio Remodelación de las oficinas de atención al cliente en Facatativa y Girardo

Atención de EmergenciasOla Invernal

Las acciones realizadas por la EEC para atender a los municipios afectados por la OlaInvernal.



59

5. Aspectos Externos: Gestión Ambiental y Gestión Legal

En este capítulo presentamos la gestión realizada por la Empresa bajo los requerimientos legales yambientales. Como parte de la evaluación de la gestión legal de la EEC, se analizó el estado dedemandas en contra de la Empresa al 31 de diciembre de 2012, así como los fallos favorables ydesfavorables que tuvo la Empresa durante el año y la gestión ejecutada en el Plan de Manejo

Ambiental. La fuente de información fue suministrada por la Oficina Jurídica y la Unidad MedioAmbiente.

5.1. Aspectos Legales

La Oficina Jurídica de EEC es la encargada de gestionar todos los procesos y aspectos legales. Acontinuación relacionamos las acciones judiciales de EEC al 31 de diciembre de 2012 y el estado delas mismas:

Acciones Judiciales 2012

Casos Definidos

N° Fallos

a Favor

N° Fallos

en Contra

Valor Fallos

a Favor $

Valor Fallos en

Contra $Nulidad y Restablecimiento del derecho 1 1 88.146.500 0

Reparación Directa 1 0 278.790.322 0

Contractuales 3 0 168.671.033 0

Ordinario y Ejecutivo 2 1 300.487.194 22.000.000

Acción Popular 8 2 0 10.945.106.621

Protección al consumidor 1 0 0 0

Tutelas 51 8 0 0

Total 67 12 836.095.049 10.967.106.621

Fuente: Oficina Jurídica

Se observó que aumentó el número de casos en un 126%, pasando de 35 casos en año 2011 a 79

casos en el año 2012. El número total de fallos a favor es casi 6 veces mayor al número total defallos en contra; el valor ($) evitado por los fallos a favor es menor al valor provisionado de los fallosen contra de la empresa, dejando un saldo negativo de $10.131 millones en la gestión del año2012, no obstante, hay que aclarar que estos fallos en contra no han surtido todas las instancias,siendo así que la compañía está interponiendo los recursos necesarios para revertirlos.

El 97,32% del valor total de los fallos en contra es por una acción popular en donde se condenó aEEC mediante fallo de segunda instancia proferido por el Tribunal Administrativo de Cundinamarcaa responder por el uso indebido del espacio público municipal por tener instalados en la vía públicalos postes de energía y de telefonía conmutada, ordenando cumplir de manera conjunta con laAlcaldía del Municipio de Útica a colocar en forma subterránea el cableado de energía . La empresaelaboró un informe técnico del valor de la obra ordenada de “colocar en forma subterránea elcableado de energía” determinándose un valor aproximado de $ 10.443.106.621.

La empresa presentó una acción de tutela ante el Concejo de Estado por considerar vulnerado elderecho fundamental al debido proceso. Si bien es cierto, que mediante fallo de primera instanciase logró suspender los efectos de la decisión proferida por el Tribunal Administrativo deCundinamarca por un término de seis (6) meses, en la segunda instancia se denegó la tutela y ensu lugar se declaró que no procede contra sentencia judicial

Por otro lado, EEC tuvo que dar por terminado el contrato con la firma AENE quien realizabaactividades comerciales (lectura de medidores, entrega de facturas, inspecciones para perdidas,



60

suspensiones y reconexiones) de la prestación del servicio de energía eléctrica, debido que el 7 demayo AENE entró a liquidación, motivo por el cual se dio el incumplimiento de las actividadessuscritas en el contrato y pago de acreencias laborales a los trabajadores de AENE.

Se realizó pago de las acreencias laborales a los trabajadores de AENE por $1.1013.241.589 dada lasolidaridad y con el objeto de evitar la indemnización moratoria, el 31 de octubre se presentan

créditos por concepto de materiales ($737.750.010), clausula penal ($2.846.925.618) y pago deacreencias laborales ($91.428.154), radicando para cada uno de estos conceptos facturas que seencuentran aceptadas. De igual manera, se presentó reclamación formal ante Seguros del Estadoel 14 de noviembre de 2012, por concepto de los materiales no devueltos ($737.750.010.oo) porAENE, la cláusula penal ($2.846.925.618.oo) y el pago de acreencias laborales a los trabajadores deAENE ($91.428.154.oo), y que a la fecha está en proceso dos (2) denuncias penales en contra deAENE por fraude procesal y abuso de confianza. Se fijo fecha para audiencia de conciliación el 22de enero de 2013.

De igual manera la empresa terminó el contrato con COPSER el cual era el encargado de realizarlos mantenimientos de las redes de la empresa, la razón principal obedeció a incumplimientos a lanorma de seguridad industrial, materializado en un accidente grave ocurrido el 22 de junio de 2012.El valor de la reclamación por desequilibrio económico presentado por COPSER fue de $5.900

millones, que a la fecha EEC se encuentra analizando. La Empresa contrató con la firma Cenercolpara dar continuidad a la ejecución de las actividades realizadas por COPSER.

La Oficina Jurídica ejecuta controles a los procesos en contra de EEC, a partir de lo cual se asignauna calificación de riesgo donde se parte de la base que todo proceso es susceptible de ganarse ode perderse. La clasificación de los riesgos es:

• Remoto: Sentencia favorable para EEC• Eventual: 50% de ganarse o perderse• Probable: Sentencia desfavorable para EEC

Las provisiones de los procesos según la clasificación del riesgo en el año 2012 son:

Provisiones en ejecución 2012

Fallos definidos Valor provisión

Nulidad y Restablecimiento del Derecho 359.329.385

Reparación Directa 1.145.265.822

Contractuales 600.000.000

Ordinario y Ejecutivo 182.500.000

Acción Popular 10.443.106.621

Procesos Tributarios 851.297.188

Total 24.827.092.831

Fuente: Oficina Jurídica Los procesos calificados como eventuales y remotos no se provisionan, dada su alta probabilidadde éxito. Cuando se profiere sentencia de primera instancia condenatoria se provisiona el 100%.



61

5.2. Normatividad Legal

Actualmente EEC, con el apoyo de la Unidad de Calidad, identifica y evalúa el cumplimiento detodos los requisitos legales y otros aplicables, mediante una matriz legal en la que se relaciona:

• Por nombre, la Norma.• Área Responsable de su actualización.• Tema de la Normatividad.• Objeto de la Norma.• Organismo que lo emite.• Verificación de Cumplimiento.

5.3. Intervención por Parte de la SSPD

EEC no ha sufrido ninguna intervención por parte de la Superintendencia de Servicios PúblicosDomiciliarios, por lo cual no se ha visto inmerso en ningún tipo de sanciones y/o multas asociadas aincumplimientos

5.4. Aspectos Naturales (Climatológicos, Desastres, etc.)

La Empresa de Energía de Cundinamarca no se vio gravemente afectada por la acción de lanaturaleza durante el 2012. La red de distribución de EEC se encuentra ubicada en zonas propiciasa la ocurrencia de factores atmosféricos y ocupadas por individuos arbóreos que pueden afectar ladisponibilidad del servicio, incidiendo en el resultado de los indicadores de disponibilidad delservicio.

5.5. Aspectos Ambientales

La Empresa cuenta con un plan de manejo ambiental aprobado por el Ministerio de MedioAmbiente, el cual por medio del Decreto 2820 del año 2010 reglamenta la licencia ambiental para laplanta de generación de Puerto Salgar.

Durante el año 2012, EEC desarrolló las siguientes actividades asociadas con el plan de manejoambiental de la planta de generación de Puerto Salgar, a través de la Unidad de Medio Ambiente dela Gerencia de Redes:

• Mantenimiento de reforestación (1.300 árboles) y nueva plantación de 811 árboles en zonas deronda de la fuente hídrica impactada por la descarga de aguas turbinadas, para un total de2.111 árboles en pie. Hincada de 5.600 metros lineales de cerca protectora para la generaciónde Zonas de Revegetalización. Estas actividades corresponden al Programa de Reforestación yRevegetalización de las quebradas La Pita y La Perrera.

• Jornadas de educación ambiental en dos veredas del área de influencia de la planta, en dondese promovió el cuidado de la cuenca hidrográfica. Se llegó a 114 personas, entre estudiantes,padres, pobladores y profesores. Esto corresponde al Programa de Educación Ambiental.

• Inicio del diagnóstico del estado de estructuras civiles existentes en las quebradas La Pita y LaPerrera, para determinar las medidas de corrección y de mejoramiento necesarias paramantener la generación de energía y disminuir los impactos de erosión y caída de bancada porel aumento del caudal y velocidad en la fuente hídrica.



62

• Diagnóstico ambiental en los componentes físico, biótico y social, que permitió actualizar lainformación de estado ambiental en la Planta de Generación e identificar las modificacionespertinentes al Plan de Manejo Ambiental de acuerdo al estado del arte actual.

Durante el año 2012, se ejecutaron $ 194 millones correspondiente a las actividades antesmencionadas que hacen parte del plan de manejo ambiental. Esta cifra corresponde al 54%

($ 358.5 millones) del presupuesto total de operación y mantenimiento de la Planta de Generaciónde Río Negro.

La Empresa hace seguimiento al cumplimiento ambiental de los contratistas, mediante laevaluación y aprobación de Planes de Manejo Ambiental que se definen según el impactoambiental de las actividades que realizan los contratistas, además de un seguimiento periódico paraidentificar oportunidades de mejora.

Se adoptó la Política Ambiental para la Empresa y a partir de este compromiso, se construyó eimplementó la estrategia de cultura ambiental interna “EEConciencia”, enfocada en 2012 alreciclaje de residuos, el uso eficiente de energía y la valoración de una atmósfera pura.

Como hechos relevantes en el año 2012, la EEC realizó inventario de existencia de PCB21

, dando

cumplimiento al Artículo 12 de la Resolución 0222 de 2011 del Ministerio de Ambiente y DesarrolloSostenible. En este sentido, se establecieron procedimientos con la Unidad de Aprovisionamientospara garantizar que los proveedores de transformadores nuevos, certifiquen que los equipos seencuentran libres de PCB. Al cierre del año 2012 se tienen 22 transformadores con PCB, ubicadosen bodegas con licenciamiento ambiental, serán exportados en 2013.

A continuación se muestra una tabla por tipo de municipio, entidad y el número de permisosotorgados por las autoridades ambientales en el año 2012.

Permisos ambientales otorgados en al año 2012

Zona Municipio Entidad Tipo de permiso Fecha Cantidad

Villeta Guaduas

CAR Oficina

Provincial BajoMagdalena

Aprovechamiento forestal

de árbol Aislado.Permiso No. 17 28/02/2012 1

Facatativá FacatativáCAR- OficinaProvincial SabanaOccidente

Aprovechamiento forestalde árbol Aislado.Permiso No. 26

12/12/2012 1

Fuente: Unidad de Medio Ambiente

Para el año 2012, EEC obtuvo dos (2) permisos de acuerdo a los requerimientos de la compañíanecesarios para su operación y actuando conforme a la normatividad ambiental.

Conclusiones

• EEC identifica, actualiza y evalúa el cumplimiento de todos los requisitos legales y otrosaplicables en el marco regulatorio.• El número de casos en un 126%, pasando de 35 casos en año 2011 a 79 casos en el año 2012.• El número total de fallos a favor es casi 6 veces mayor al número total de fallos en contra y

estos fallos no han surtido en todas las instancias.• EEC tuvo que dar por terminado dos contratos con importantes contratistas (AENE y COPSER),

por incumplimientos por parte de los contratistas.

21 Plan de Acción de Bifenilos Policlorados



63

• La Empresa muestra compromiso con el medio ambiente, gestionando el Plan de ManejoAmbiental.

• EEC cumplió con el 54% al presupuesto del presupuesto total de operación y mantenimientode la Planta de Generación de Río Negro.



64

6. Oportunidad de la Información Reportada al SUI por el Prestador

Se realizó una completa revisión del cargue de la información reportada al SUI por parte de Empresa deEnergía de Cundinamarca S.A. ESP, correspondiente a los requerimientos de las siguientes resolucionesemitidas por la SSPD: 33635 de 2005, 25985 de 2006, 2395 de 2005, 2485 de 2008 y 3545 de 2012.

Los siguientes son los reportes de información reportada al SUI que se revisaron:

• Plan de Contabilidad• Sistema de Costos y Gastos por Actividades:• Información adicional al Plan de Contabilidad22

• Cuentas por Pagar• Cuentas por Cobrar• Flujo de Caja Proyectado• Estado de Resultados Proyectado• Balance Proyectado

La Empresa reporta el Plan de Contabilidad de Energía Eléctrica del Sistema Interconectado Nacional y elPlan de Contabilidad consolidado, el cual contiene las mismas cifras. Solicitamos y revisamos el Plan de

Contabilidad reportado el 1 de marzo de 2013, y lo comparamos con el Balance de Prueba con corte al 31de diciembre de 2012, entregado por EEC para el cálculo de los Indicadores a reportar, sin encontrarnovedades. De igual manera revisamos los anexos los cuales estaban aprobados por el RepresentanteLegal, el Contador General y el Revisor Fiscal tanto para el servicio de energía como para los estadosfinancieros consolidados.

Para los otros reportes revisamos que se hubieran reportado al SUI en las fechas establecidas,observando que el Balance General proyectado y los Conceptos Balance General Proyectado setransmitieron el 4 de abril de 2013. El Estado de Resultados Proyectado, Conceptos Estado de ResultadosProyectado, Flujo de Caja Proyectado, Conceptos Flujo de Caja Proyectado, y Costos y Gastos, setramitaron el 5 de abril de 2013. Las Cuentas por Pagar se tramitaron el 21 de marzo de 2013, cumpliendocon la Resolución SSPD 3545 del 14 de febrero de 2012, donde la fecha máxima para presentar los

anteriores reportes, correspondiente al segundo semestre de 2012 es el 5 de abril del año siguiente; sinembargo, el reporte de Cuentas por Cobrar se tramitó el 11 de abril de 2013, por indisponibilidad delSistema Único de Información – SUI.

Entró en vigencia la Resolución 20131300001025 del 29 de enero de 2013 la cual derogó la ResoluciónSSPD 1825 de 2011 y la Resolución SSPD 16175 de 2011 donde se solicitaba información relacionadacon la transición a las Normas Internacionales de Información Financiera (Formato A hasta Formato F), porlo cual esta información no fue revisada para el año 2012.

Conclusiones

• La EEC reportó los reportes requeridos por el SUI del año 2012 en los tiempos requeridos

excepto el reporte Cuentas por Cobrar, ya que los formatos correspondientes no seencontraban habilitados en el Sistema Único de Información – SUI.

22 La información adicional al Plan de Contabilidad que la SSPD requiere que los prestadores de servicios reporten a travésdel SUI son: Balance general, estado de resultados, flujo de efectivo, cambios en la posición financiera, cambios en elpatrimonio, notas de los estados financieros y actas de aprobación de los estados financieros. Estos documentos deberánestar debidamente certificados por el representante legal y por el contador público y dictaminados por el Revisor Fiscal oquien haga sus veces.



65

IV. Indicadores y Referentes de laEvaluación de la Gestión

En el presente capítulo se presenta un análisis y seguimiento a los indicadoresde gestión aplicables a EEC, definidos en la Resolución SSPD 20061300012295de 2006 y en concordancia con la resolución 072 de 2002 modificada por la 034de 2004 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, donde seestablece la metodología para clasificar las empresas prestadoras de losservicios públicos, de acuerdo con el nivel de riesgo y se definen los criterios,metodologías, indicadores, parámetros y modelos de carácter obligatorio quepermiten evaluar su gestión y resultados.

Nuestra auditoría incluyo la verificación y evaluación de los indicadores conbase en los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2012, suministrados porla Dirección de Contabilidad, Impuestos y Control de EEC y los referentespublicados por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD,

para evaluar la gestión del negocio del año 2012.

A continuación se presenta el resultado de los indicadores y referentes de la evaluación de lagestión de EEC, con base en los códigos y nombres de las cuentas del Plan de Contabilidad paraentes Prestadores de Servicios Públicos Domiciliarios que se deben utilizar para el cálculo de losIndicadores.

La Gestión y Resultados

Fuente: Estados Financieros 2011 y 2012, División de Contabilidad, impuestos y Control Cálculo de Indicadores a partir de las resoluciones CREG 072 de 2002 y CREG 034 de 2004

Los siguientes indicadores fueron calculados por KPMG con base en las cuentas de Estado deResultados y Balance General de la EEC al 31 de diciembre de 2012, para realizar la evaluación delcumplimiento de la gestión Financiera, Administrativa, Técnico Operativo y Calidad de la Compañíacontra el referente establecido en la resolución 072 de 2002, modificado por la resolución 034 de2004 para las empresas de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica.

Referente Indicador Diferencia Cumple Ref. Referente Indicador Diferencia Cumple Ref.

Rotación Cuentas por Cobrar (Días) 56 130 74 No 56 146 90 No

Rotación Cuentas por Pagar (Días) 26 55 29 No 26 64 38 NoRazón Corriente (Veces) 1,53 0,53 -1,00 No 1,53 0,52 -1,01 No

Margen Operacional (%) 21,44% 21,32% -0,12% No 21,44% 19,39% -2,05% No

Cubrimiento de Gastos Financieros (Veces) 6,00 47,00 41,00 Si 6,00 27 20,81 Si

Relación de Suscritores Sin Medición (%) 5,00% 0,11% -4,89% Si 5,00% 0,05% -4,95% Si

Relación Reclamos Facturación (Por 10.000) 100,00 35,28 (64,72) Si 100,00 25,86 (74,14) Si

Atención Reclamos Servicios (%) 0,00 0,22% 0,00 No 0,00 1,51 1,51 No

Atención Solitud de Conexión (%) 0,00 0,56% 0,01 No 0,00 0,72 0,72 No

Indicadores FinancierosAño 2011 Año 2012



66

1. Principales Indicadores Financieros

1.1. Rotación de Cuentas por Cobrar

Para efectos del cálculo del indicador, la AEGR tomó como referente la resolución 034 del 2004 y elPUC23

el cual es el marco de referencia para efectuar el recalculo de los indicadores.

Bajo los lineamiento establecidos en dichas resoluciones la AEGR cálculo el indicador de rotaciónde cuentas por cobrar, tomando las cuentas (1406, 1407, 1408, 42 y 43) tal y como se especificaen la Resolución, obteniendo un resultado en la rotación de las cuentas por cobrar de 94 días. Sinembargo y de acuerdo a un requerimiento de la Contraloría de Bogotá D.C. a EEC y a lo estipuladoen la Resolución 20051300002395, la Empresa debe reclasificar la cuenta contable (1408) carterade difícil cobro, a la cuenta contable (1475), ello genera que para efectos del cálculo del indicador(tal como se establece en la Resolución) se excluya una parte de la cuentas de la cartera de laCompañía.

No obstante al incluir esta cuenta (1475) en el cálculo, se observó que el indicador tuvo unresultado de 146 días, el cual a consideración de la AEGR es el resultado preciso y consistente conla gestión realizada y la realidad financiera de EEC, además de ser comparable con el cálculo delaño anterior.

Esta reclasificación afecta los indicadores de rotación e cuentas por cobrar y el ciclo operacional.

El resultado de esteindicador, permite medirla gestión realizada porla Entidad Prestadorapara el cobro efectivo delos servicios prestados.

El resultado del

indicador refleja unincrementó de 14 díasen el tiempo promedioque está utilizando pararecaudar las deudas delos clientes, pasando de130 días en el año 2011a 146 días en el 2012. Elresultado obtenido no cumple con el referente CREG dado que estuvo en el último año en 90 díaspor encima del sector de distribución y comercialización de energía eléctrica.

La diferencia se explica por:

• La Empresa continúa con su estrategia de gestión de cobro; dado que en el año 2011(102,88%) y 2012 (101,45%) ha logrado mantener el indicador de cobrabilidad por encima del100%. No obstante, todavía mantiene una cartera importante concentrada en el sector oficial,la cual resulta difícil de gestionar dada la situación económica de varios municipios y lasprotecciones legales que existen sobre los bienes constitucionalmente protegidos respecto dela prestación de servicios públicos.

23 PUC: Plan Único de Cuentas.

Año 2010 Año 2011 Año 2012

(+) 1406 Venta de Bienes 0 0 0

(+) 1407 Prestación de Servicios 0 1.254.398.838 1.086.487.548

(+) 1408 Servicios Públicos 102.378.920.227 92.072.289.619 72.134.293.108

(+) 1475 Deudas de difi cobro 0 0 39.918.275.268

Cuentas por cobrar 102.378.920.227 93.326.688.457 113.139.055.924

(+) 42 Venta de B ienes 0 0 0(+) 43 Venta de Servicios 279.310.225.870 262.527.485.015 283.813.081.834

Ingresos

Operacionales279.310.225.870 262.527.485.015 283.813.081.834

Días 365 365 365

Rotación Cuentas p or

Cobrar134 130 146

Referente 56,00 56,00 56,00

Rotación Cuentas Por Cobrar



67

Año 2010 Año 2011 Año 2012

(+) 2401Adquisición de Bienes y

servicios nacionales39.85 6.966 .563 28.065.404.124 33.065.095.536

(+) 2406Adquisición de Bienes y

servicios del exterior1.903.491.583 826.655 .250 2.014.836 .504

Cuentas por Pagar 41.760.458.146 28.892.059.374 35.079.932.040

(+) 6210 Bienes comercializados 0 0 0

(+) 6360Servicio de gas

combustible199.893.109.950 190.697.747.732 201.248.700.906

Costo de Ventas 199.893.109.950 190.697.747.732 201.248.700.906

Días 365 365 365

Rotación Cuentas por

Pagar 76 55 64

Referente 55 26 26

Rotación Cuentas Por Pagar

• Durante el año 2012 la EEC continuó con el proceso de Normalización de Cartera Morosa, yaque negoció con los clientes más grandes, plazos de pago y refinanciación de intereses.

1.2. Rotación de Cuentas por Pagar

El resultado de esteindicador, permitemedir la gestión de laEntidad sobre el pagooportuno de losinsumos necesariosen el desarrollo de suactividad operacional.

El resultado de esteindicador refleja unaaumentó de 9 días enel tiempo promedio

que está utilizandoEEC para pagar susdeudas conproveedores, pasando de 55 días en el año 2011 a 64 días en el 2011. El resultado para este últimoaño estuvo 38 días por encima del referente establecido.

La diferencia del año 2 012 respecto del año 2011 se explica por la amortización de los anticiposde Codensa por concepto de ADD´s con el fin de dar cobertura a las obligaciones inherentes a laoperación de la Compañía. Lo anterior, genera un incremento de las cuentas por pagar a la fecha decierre.

1.3. Razón CorrienteEl resultado de esteindicador permiteverificar ladisponibilidad de laEmpresa a corto plazopara afrontar suscompromisos a cortoplazo.

La razón corriente deEEC se encuentra por

debajo del referenteestablecido para elaño 2012. La razóncorriente de la Compañía sea mantenido estable y sin cambios significativos (0.53 veces en el año2011 a 0.52 veces en el año 2012), es decir que por cada peso que la entidad debe a corto plazo,cuenta con $0,52 pesos de sus activos realizables para respaldar esa obligación.

Año 2010 Año 2011 Año 2012

(+) 11 Efectivo 9.189.669.232 2.061.753.136 1.736.997.518

(+) 12 Inversiones 2.697.332.233 2.568.523.741 642.228.526

(+) 14 Deudores 54.406.705.620 45.138.395.984 59.271.063.287

(+) 15 Inventarios 8.495.923.864 0 4.673.712.580

Activo Corriente 74.789.630.949 49.768.672.861 66.324.001.911

(+) 2 Pasivo Corriente 105.250.385.873 94.601.371.864 126.631.901.608

Pasivo Corriente 105.250.385.873 94.601.371.864 126.631.901.608

Razón Corriente 0,71 0,53 0,52

Referente 1,82 1,53 1,53

Razón Corriente



68

1.4. Margen Operacional

Este indicador mide la parte de la utilidad generada por la operación del negocio que desarrolla lacompañía antes de intereses, impuestos, depreciaciones, amortizaciones y resultados nooperacionales.

El resultado del indicador no cumple con el referente establecido por la CREG de 21,44%, sinembargo, está muy cerca en 2,05 puntos porcentuales de su cumplimiento.

Año 2010 Año 2011 Año 2012


(+) 43 Venta de Servicios 279.310.225.870 262.527.485.015 283.813.081.834

(-) 51 Administración (38.844.973.052) (25.469.731.414) (34.473.057.335)

(-) 53 Provisión Agotamiento (19.081.066.431) (18.366.020.868) (22.929.377.633)

(-) 62 Costo de Venta de Bienes 0 0 0

(-) 63 y/o 65 Costo de Venta de Servicios (199.893.109.950) (190.697.747.732) (201.248.700.906)

(+) 510209 Amortización cálculo actuarial pension actual 10.853.398.373 0 0

(+) 510210 Amortización cálculo actuarial fut. pensiones 601.253.940 0 0

(+) 510211 Amortización cálculo actuarial cuotas pensión 0 0 0

(+) 510212 Amortización liquidación provisional de bonos 0 0 0

(+) 510213 Amortización cálculo actuarial pension actual 0 0 0

(+) 5340 Amortización de Propiedades Planta y Equipo 0 0 0

(+) 5344 Amortización de Bienes Entregados Terceros 0 0 0

(+) 5345 Amortización de Intangibles 289.610.826 318.701.826 350.061.309

(+) 750562 Amortización Cálculo Actuarial Futuras Pens. 0 0 0

(+) 7520 Amortizaciones 715.558.508 1.092.582.382 1.623.010.644

(+) 5330 Depreciación de Propiedades Planta y Equipo 246.484.039 270.450.664 500.279.654

(+) 5331 Depreciación Bienes "Leasing Financiero" 0 0 0

(+) 7515 Depreciaciones 4.187.601.546 5.527.691.490 6.676.521.038

(+) 5313 Provisión para Obligaciones Fiscales 13.872.644.874 17.510.951.710 17.298.269.358

(+) 7565 Impuestos 68.982.678 3.254.807.258 3.413.124.997

Ebitda 52.326.611.221 55.969.170.331 55.023.212.960


(+) 43 Venta de Servicios 279.310.225.870 262.527.485.015 283.813.081.834

Ingresos Operacionales 279.310.225.870 262.527.485.015 283.813.081.834

Margen Operacional 18,73% 21,32% 19,39%

Referente 27,37% 21,44% 21,44%

Margen Operacional



69

Año 2010 Año 2011 Año 2012

Ebitda 52.32 6.611.221 55.969.170.331 55.023 .212.960

(+) 5801 Intereses 692.692.362 1.182.314.243 2.051.984.942

(+) 5802 Comis iones 0 0 0

Gastos Financi eros 692.692.362 1.182.3 14.243 2.051.984.942

Cubrimiento G. Finan. 76 47 27

Referente 6 6 6

Cubrimiento de Gastos Financieros

El margen operacional disminuyó de un 21,32% en el 2011 al 19,39% en el 2012, debido a:

• Crecimientos en los Gastos Operacionales de Administración correspondientes al dobleincremento en las contribuciones imputadas por $13.779 millones respecto al año anterior;asociado a la actualización del Cálculo Actuarial por $7.171 millones y las mesadas pensiónales.Adicionalmente la nueva provisión de deudores para el 2012 por $3.716 millones e incremento

del 25% en la provisión de agotamiento, ésta última relacionada con los recursos norenovables para su explotación y acondicionamiento de terrenos y/o bosques.

1.5. Cubrimiento de Gastos Financieros

Este indicador mide lacapacidad de generaciónde fondos por parte deEEC para el pago de losgastos financieros.

El resultado del indicador

cumple ampliamente conel referente establecidopor la SSPD de 6 veces,superándolo en 21 veces. Sin embargo, se observa una disminución con respecto al año 2011 de20 veces, lo cual se explica por una financiación a corto plazo que realizo EEC para cumplir con lospagos programados.

2. Principales Indicadores Técnicos y Administrativos

Para la EEC, en su negocio de comercialización y distribución le aplican los indicadores que semuestran a continuación:

2.1. Relación Suscriptores sin Medición (%)

En el año 2012 la EEC tuvo un total de 255.196 suscriptores, de los cuales 123 fueron suscriptoressin medición; lo anterior representa un índice del 0,05%, calculado a través de la siguiente fórmula:

Relación Suscriptores sin Medición =Suscriptores sin Medición

*100Suscriptores Totales

Lo anterior quiere decir que el indicador cumple con el referente ya que es inferior al 5% en 4,95%.

En comparación con el año 2011, se observa una mejora en la relación suscriptores sin medición,en la medida que disminuyó en 0,06% el indicador.

2009 2010 2011 20120,32% 0,20% 0,11% 0,05%

Lo anterior se explica por el cumplimiento del plan de recuperación de la energía ejecutado durantelos últimos 4 años, para el cual EEC ha orientado sus actividades hacia disminuir el número declientes sin medición.



70

2.2. Relación Reclamos Facturación (por 10.000 facturas)

En el año 2012, la Empresa tuvo un total de 2.478.790 facturas expedidas y se presentaron 6.410reclamos, el indicador para el 2012 fue de 25,9% calculado bajo la siguiente fórmula:

Relación Reclamos Facturación =Reclamos Facturación

*10.000Facturas Expedidas

Lo anterior quiere decir que cumple con el referente ya que es inferior a este en 74,14%.

2009 2010 2011 201257% 63,60% 35,28% 25,9%

Éste indicador presenta una mejora frente al año anterior ya que disminuyó en 27%, esto a razónde la estabilización de la operación y la mejora del proceso.

2.3. Atención Reclamos Servicio (%)

Durante el año 2012, la Empresa tuvo un total de 255.196 usuarios, de los cuales 3,865 fueronafectados (Usuarios con Reclamos por el Servicio), por lo que el índice de atención reclamosservicios fue de 1,51%, calculado con la siguiente fórmula:

Atención Reclamos Servicio =Usuarios Afectados

*100Total Usuarios

A continuación, resultados indicador de los últimos 4 años:

2009 2010 2011 20120,12% 0,30% 0,22% 1,51%

El crecimiento en los reclamos en el año 2012, se explica por el incremento en el volumen decasos se debe a la entrada del nuevo Sistema Comercial EPICA, Cambio de Contrato de laOperación Integral (OI) y el cambio de contrato del área de Mantenimiento y Obras.

2.4. Atención Solicitud de Conexión

EEC en el 2012 tuvo un total de 255.196 usuarios, de los cuales 1.831 fueron afectados, es decirno fueron atendidos dentro del tiempo de referencia (15 días), lo que significa un índice de 0,72%calculado bajo la siguiente fórmula:

Atención Solicitud Conexión =Usuarios Afectados

*100Total Usuarios

El resultado del indicador de 0.72% para el año 2012, se explica principalmente por la terminacióncontractual con el contratista AENE, el cual realizaba actividades de atención en terrenos; elloocasiono en el mes de mayo no se atendieran las solicitudes en los tiempos establecidos.

2009 2010 2011 20121,39% 0,70% 0,56% 0,72%



71

La atención solicitud de conexión del año 2012, es superior en 0,16%, lo que quiere decir que elresultado del indicador se deterioro en comparación con el año 2011. EEC no cumple con elreferente regulatorio el cual es de 0%.

Conclusiones

• Los indicadores referentes de la evaluación de la gestión calculados, reflejaron un resultadosatisfactorio y su cálculo guarda consistencia con el recálculo realizado por AEGR.

• Los indicadores financieros no presentaron cambios importantes frente al 2011.

En el Anexo 2, el cual transmitiremos al SUI, incluimos los resultados de los Indicadores yReferentes de la Evaluación de Gestión de la Empresa. Dicho anexo incluye para cada uno de losindicadores los comentarios y la explicación que la ESP dio, y el concepto por la explicación dadapor la ESP y el concepto general del AEGR.



72

V. Indicadores Clasificación por Nivelde Riesgo y Concepto General deRiesgo

1. Objetivo del Informe

El propósito de este capítulo es presentar los riesgos que pueden afectar losobjetivos, el desempeño o la viabilidad de EEC y dar un concepto general sobreel nivel de riesgo, de acuerdo con los parámetros establecidos por SSPD.

Esta revisión se refiere a los riesgos identificados durante el desarrollo deAEGR, basados en la información provista por EEC y en el resultado de nuestraauditoría. Igualmente, incluye los indicadores de clasificación por nivel deriesgos definidos por SSPD y calculados por EEC, con base en la información

financiera al 31 de diciembre de 2012.

2. Sistema de Gestión de Riesgos

Siguiendo los lineamientos establecidos en la Resolución SSPD 20061300012295 de 2006 y lasResolución CREG24

072 de 2002 modificada por la Resolución CREG 034 de 2004, presentamos elresultado de nuestra evaluación al sistema de gestión de riesgos de la Organización y lametodología de administración de los mismos en EEC, de acuerdo con los parámetros establecidospor SSPD.

2.1. Estructura de Nuestro Enfoque Metodológico

El enfoque metodológico utilizado en EEC para conceptuar sobre el sistema de gestión de riesgos yla identificación de los mismos, tuvo en cuenta las siguientes actividades:

• Resultado de entrevistas sobre el elemento del sistema de control interno “Administración deRiesgos” a 15 colaboradores de la Compañía, teniendo como marco de referencia COSO25

• Reunión con el área responsable de Administración de Riesgos de EEC.

• Entendimiento del negocio y flujo de actividades de cada proceso en EEC.

•

Identificación de riesgos asociados a los procesos, estableciendo su probabilidad de ocurrenciae impacto según criterios requeridos por SSPD.

• Identificación de controles asociados a los riesgos identificados en cada proceso, cuyacalificación se realizó a partir de lo requerido por SSPD.

24 CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.25 Siglas en inglés: Comité de las Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Nacional de Reportes FinancierosFraudulentos – The Committee of Sponsoring Organization of the Treadway Commission.



73

2.2. Estructura del Sistema de Gestión de Riesgos en EEC

La administración del sistema de gestión de riesgos de EEC está a cargo de la Oficina dePlaneación y Regulación; sin embargo, cada área es la responsable de la gestión de los riesgos queafecten sus actividades y resultados. El proceso de administración de los riesgos centralizado endicho sistema está enfocado a los riesgos estratégicos con magnitud residual extrema,

estableciendo planes de acción de atención principal del Comité de Riesgos; los demás riesgos demenor magnitud siguen siendo gestionados y monitoreados por las distintas áreas.

Metodología para la Gestión de Riesgos

Teniendo como marco de referencia COSO ERM y lo establecido por SSPD, se observó que EECha definido la siguiente metodología para la gestión de riesgos:

Gobernabilidad

EEC estableció que se informe a la Junta Directiva, a través del Comité de Auditoría, los temas

relacionados con la gestión de riesgos en la Organización, entre los que se encuentran el perfil deriesgo, la revisión del Sistema de Gestión de Riesgos y los planes de acción anualmenteestablecidos.

EEC definió los siguientes documentos para la gestión de riesgos: Norma de Gestión de Riesgos yPolítica de Gestión de Riesgos. Dicha norma establece el marco normativo que permite identificar,analizar y valorar los riesgos que enfrenta EEC en el ejercicio de sus actividades de generación,distribución y comercialización de energía, con el objeto de definir las acciones que los mitiguen, detal manera que se facilite el logro de sus objetivos. Este documento contiene las directrices enrelación con: el contexto de la gestión de riesgos, órganos que intervienen en la gestión de riesgos,la estructura de gobierno de riesgos, identificación de riesgos, análisis de riesgos, evaluación deriesgos, tratamiento de riesgos, comunicación e información, descripción del cargo / indicadores

claves de desempeño, capacitación, cultura de gestión de riesgos, etc.Por su parte, la política contiene directrices en cuanto al compromiso organizacional y principiosbásicos de la política en relación con: el Sistema de Gestión de Riesgos, responsabilidades,órganos que intervienen en el Sistema de Gestión de Riesgos, Recursos, etc.

Identificación de los riesgos

El proceso de identificación de los riesgos lo lidera la Oficina de Planeación y Regulación, la cual sereúne con los diferentes líderes de procesos con el fin de identificar y valorar los riesgos. Para laidentificación de riesgos se definieron las siguientes herramientas: listas de chequeo, juicios conbase en experiencia y registros, diagrama de flujo, lluvia de ideas, análisis de sistemas y análisis por

escenarios. Igualmente, en la norma de riesgos están definidas las directrices para la valoración ytratamiento de los riesgos.



74

Cuantificación y tratamiento de los riesgos

EEC definió las tablas de valoración de criterios, en las cuales se establece el impacto y laprobabilidad del riesgo, los cuales se basan en criterios cuantitativos.

Los criterios de probabilidad son: casi seguro (probabilidad de ocurrencia más de una vez al año),

probable (probabilidad de ocurrencia una vez al año), posible (probabilidad de ocurrencia una vezcada 5 años), improbable (probabilidad de ocurrencia una vez cada 10 años) y raro (probabilidad deocurrencia una vez cada 25 años).

Los criterios para medir la severidad del impacto incluyen asuntos como muertes, afectación demargen o de activos, de la reputación y de la continuidad del servicio. En este sentido, de acuerdocon el impacto los riesgos se pueden clasificar en: catastróficos (5), mayores (4), moderados (3),menores (2) e insignificantes (1).

De acuerdo con la combinación de probabilidad de ocurrencia y severidad del impacto, los riesgosse ubican en la matriz clasificados según su magnitud como: extremo, alto, moderado o bajo,según corresponda.

Una vez clasificados los riesgos, se analizan para determinar si se pueden asumir, eliminar,manejar/controlar, o compartir/transferir. De acuerdo con la valoración de la magnitud residual delos riesgos, la tolerancia a los riesgos, el mejoramiento/efectividad de la gestión (control) y de ladisponibilidad de recursos, se define cuales de los riesgos tienen carácter de prioritario y para éstosse reestructuran los controles y/o planes de acción existentes o se definen nuevos. Los riesgosextremos son los que se priorizan para el monitoreo por parte del Comité de Riesgos, los cualespor lo general pueden representar interrupciones significativas en la operación, impactosimportantes en la reputación, pérdida relevante de margen o activos, o amenaza grave a laintegridad física de las personas y/o pérdida de vidas humanas. Los demás riesgos de menormagnitud son igualmente gestionados y monitoreados por las distintas áreas.

Monitoreo y reporte

La Oficina de Planeación y Regulación es la responsable del monitoreo de los riesgos, actividad queconsiste en el seguimiento al cumplimiento de los planes de acción definidos para los riesgosprioritarios, actualización periódica de la matriz de riesgos y reporte de la gestión de riesgos alComité de Riesgos y al Comité de Auditoría. Según el último informe presentado al Comité deAuditoría, se han identificado 78 riesgos que podrían afectar la gestión u operación de EEC, loscuales al finalizar el año 2012 estaban clasificados de la siguiente manera (de acuerdo con su riesgoresidual, es decir, después de controles): 13 riesgos extremos, 22 riesgos altos, 30 riesgosmoderados y 13 riesgos bajos.

3. Matriz de Riesgos

Teniendo en cuenta los criterios establecidos por SSPD a través de su Resolución20061300012295 de 2006 y la Resolución CREG 072 de 2002 modificada por la Resolución CREG034 de 2004, se realizó la identificación y evaluación de los riesgos y controles asociados a losprocesos manejados en EEC.

De igual forma, para establecer la criticidad de dichos riesgos, se tuvieron en cuenta los objetivosestratégicos y los criterios de evaluación de riesgos en probabilidad de ocurrencia e impactodefinidos en EEC, homologados a lo requerido por SSPD, cuyo resultado final y detallado se puede



75

observar en el anexo de Matriz a reportar al SUI26 www.sui.gov.coa través de la página web , Anexo 3. La valoración de los riesgos de acuerdo con los criterios requeridos por SSPD, larealizamos a partir de la valoración del riesgo residual que tiene definida EEC para cada uno de losriesgos identificados.

Criterios de SSPD

Los criterios establecidos para la evaluación de riesgos en cuanto a su probabilidad de ocurrencia eimpacto, son:

Calificación Descripción Criterios de Calificación

RiesgosProbabilidad deocurrencia Magnitud de impacto

1 BajaOcasionalmentepodríapresentarse

El impacto no afecta de manera significativa y puede ser asumido porel giro normal de las operaciones de la Empresa, ya que no afecta laprestación del servicio, ni la viabilidad financiera ni la relación con elusuario

2 MedioPuedepresentarsealgunas veces

Se puede ver afectada la eficiencia de la Empresa disminuyendo lacalidad del servicio, generando insatisfacción en el usuario y retrasosen la operación

3 AltoEs probable queocurra muchasveces

Se afectan los estándares de los indicadores, se generanincumplimientos regulatorios, se puede poner en riesgo la prestacióndel servicio, la viabilidad empresarial y afectar la relación con el usuario

Controles

1 Eficiente El control permite mitigar, reducir o prevenir el riesgo a un nivel aceptable o eliminarlo.

2 IneficienteLa efectividad del control no es la deseada debido a su diseño o implementación. No logramitigar, reducir o prevenir el riesgo.

3 Inexistente No existe control para el riesgo identificado.

Homologación de criterios

Teniendo en cuenta los criterios de SSPD y los establecidos por EEC, la siguiente es lahomologación de valoraciones de riesgos:

Para la valoración de los controles tuvimos en cuenta la magnitud del riesgo residual comparadocon la magnitud del riesgo puro valorado por EEC, ya que ésta contempla el efecto de loscontroles. La valoración de los controles la realizamos de la siguiente manera:

26 SUI: Sistema Único de Información.

Criterios de Matriz de Riesgos y Homologación

ProbabilidadSegún AEGR y EEC

Homologacióna la SSPD

Impacto segúnAEGR y EEC

HomologaciónSSPD

RaroBaja

InsignificanteBajo

Improbable Menor

Posible Media Moderado Medio

Probable Alta Mayor AltoCasi certeza Severo

http://www.sui.gov.co/





76

P r o b a b i l i d a d

A l t o

M e d i o

B a j o

Impacto

Bajo Medio Alto

1

12

6

2

7

4

1

2

2

Criticidad de Riesgos

• Si la magnitud del riesgo residual es igual a la magnitud del riesgo puro y no se observanresultados en la mitigación del riesgo, el control es ineficiente porque no permite mitigar,reducir o prevenir el riesgo.

• Si la magnitud del riego residual es menor a la magnitud del riesgo puro o se evidencianresultados en la mitigación del riesgo, el control es eficiente porque previene el riesgo opermite mitigarlo o reducirlo en algún grado.

•

Para los riesgos con magnitud residual y magnitud pura valorados como "bajo", los calificamoscomo eficiente.

3.1. Riesgos Identificados y Controles Asociados

Criticidad de Riesgos

Teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución 20061300012295 de 2006 de SSPD, elentendimiento de los procesos y las revisiones y valoraciones realizadas con los responsables delos mismos, se obtuvo el siguiente mapeo general de los riesgos residuales:

De acuerdo con los criterios de SSPD; EEC puede estarexpuesta a 37 riesgos de los cuales, 22 tienen criticidadbaja, 10 tienen criticidad media y 5 presenten criticidadalta.

Por otra parte, teniendo en cuenta las valoraciones ycriterios determinados por SSPD, establecimos unavaloración final de riesgo residual, que permite definirresultados por cada Macroproceso, así:

La Oficina de Planeación y Regulación administra y realiza seguimiento a los riesgos identificados.A continuación relacionamos los 10 riesgos principales de EEC, con los controles asociados, loscuales fueron identificados por EEC y validados por KPMG;



77

Macroproceso: Financiera

Riesgo: Controles:Afectación por quiebra/insolvencia odependencia excesiva de un contratistaclave.

1. Para compra de energía: Diversificación deproveedores de energía, y mayoritariamentegeneradores. Constitución de las garantías

requeridas por el mercado.2. Con proveedores de la operativa: Planes B conaprovisionamientos para contemplar soporteso en convenios con otras empresas.Análisis financiero y del respaldo de losproveedores.

Afectación por reducción de la demanda deenergía en más de un 5% (ejemplo: porrecesión económica).

1. Riesgo externo de difícil gestión, no obstantese efectúan seguimientos permanentes de laevolución de la demanda y se cuenta con lacaracterización de los clientes para identificarafectaciones importantes ante eventosexternos.

Macroproceso: Externos

Riesgo: Controles:Afectación por cambios en la normativatributaria del Gobierno.

1. Gestión de estabilidad jurídica ante elGobierno.

2. Claridad en los supuestos tributarios para optarcon planes de acción a la hora de que ocurran.

3. Análisis de propuestas de cambios a lanormativa e identificación de impactos.

Macroproceso: Administrativo

Riesgo: Control:Lesiones al personal propio o de terceros poractividades específicas de la Compañía(Accidentes de trabajo, caídas, resbalones,etc.).

1. Programas de controles específicos para losriesgos que pueden ocasionar muerte: riesgoeléctrico, caída de altura, riesgo mecánico ytránsito, buscando que la consecuencia seamenor, en el mantenimiento de la vida de laspersonas.

2. Esquemas de seguimiento por parte decoordinadores de la situación de seguridad enzonas para disminución en la frecuencia devisita a zonas con este tipo. Implementaciónde un esquema de seguridad física que buscagarantizar la mitigación del riesgo en losdesplazamientos a estas zonas.

3. Señalización en instalaciones y elementos deseguridad (antideslizantes, etc.).Adecuaciones locativas en los centros deservicio para garantizar condiciones deseguridad a los visitantes.

4. Comunicaciones de cuidado de acercamientoa la red y la solicitud del cumplimiento denormas de distancia.



78

Riesgo: Control:5. Programas de mantenimiento correctivo y

preventivo de redes.6. Procedimiento de seguridad vial.

Macroproceso: Técnica y Operativo

Riesgo: Controles:Rotura de maquinaria en la Planta deGeneración.

1. Plan de inversiones de la planta ejecutado yproyectado.

2. Mantenimientos programados incluidoOverhaul.

Falta de continuidad del servicio prestado(incluye 4 causas: Dependencia topológicade otros(s) OR, obsolescencia de la red,topología de la red (radial) y STN.

3. Plan de Mantenimiento e Inversiones.4. Plan de suplencias para mitigar dependencia

con otros OR.5. Plan de contingencia ante eventos en el STN.

Daños en la Infraestructura eléctrica porFenómenos Naturales

1. Planes de emergencia y algunas suplencias.2. Planes de mantenimiento sobre la

infraestructura eléctrica para evitar el impactosobre los clientes.

Macroproceso: Comercial

Riesgo: Controles:Afectación por aumento de las pérdidas deenergía.

1. Planes de pérdidas con actividades derecuperación de energía contratadas, talescomo focalización y macromedida.

Afectación por nivel inadecuado en elrecobro de la cartera.

1. Programas de recuperación de cartera, conuna cartera envejecida sujeta a cobroejecutivo.

Afectación por cambios mayores en la

regulación tarifaria, ambiental o deregulación del sector eléctrico (ejemplo:Cargo de comercialización)

1. Gestión regulatoria, revisión de propuestas de

regulación, análisis de impactos y emisión decomentarios; y liderazgo y participación en losgremios respectivos.

En el Anexo 3 relacionamos la matriz de riesgos, con los principales riesgos identificados paraEEC, de acuerdo con los requerimientos de SSPD, la cual se reportará al SUI. La valuación dedichos riesgos se hizo a partir del riesgo residual, ya que estos contemplan la mitigación de loscontroles establecidos para cada uno.

Conclusiones

La identificación de los riesgos que podrían afectar la gestión de EEC, se realizó a partir de la matrizde riesgos estratégicos que tiene identificada EEC, la cual se homologó a los requerimientos deSSPD a través de la Resolución 20061300012295 de 2006, y se procedió a seleccionar los riesgosmás relevantes. De acuerdo con lo anterior, identificamos 37 riesgos, de los cuales, 22 presentancriticidad baja, 10 con criticidad media y 5 riesgos con criticidad alta.



79

4. Indicadores Clasificación por Nivel de Riesgos

Como complemento al análisis de la información financiera de EEC por el año terminado el 31 dediciembre de 2012, a continuación presentamos el cálculo de los indicadores de clasificación pornivel de riesgo, definidos en el numeral 5 de la Resolución SSPD 12295 de 2006 en concordanciacon la Resolución CREG 034 de 2004, modificatoria de la Resolución CREG 072 de 2002.

Para estos indicadores ni SSPD ni CREG han establecido referentes, así como tampoco se handefinido metas a nivel interno, por lo cual, con el objeto de tener una perspectiva más amplia delcomportamiento de la estructura financiera de EEC, nuestro parámetro de comparación para esteinforme es el año inmediatamente anterior, es decir, el año 2011.

Los resultados de los indicadores para el año 2011 y 2012 los calculamos con base en los estadosfinancieros elaborados por EEC, con corte al 31 de diciembre de 2012, correspondiente al Negociode Distribución y Comercialización de Energía.

Valor Resultado Valor Resultado146.956 186.475

94.601 126.632

55.969 55.023

17.511 17.298

55.969 55.023

468.980 536.235

55.969 55.023

1.182 2.052

17.511 17.298

322.024 349.761

262.527 283.813128.631 179.399

14.023 25.078

468.980 536.235

0 4.053

322.024 349.761

27.777 (6.800)

0 4.053

27.777 (6.800)

468.980 536.235

129,75 146

55,30 64

322.024 349.761

468.980 536.235

94.601 126.632

146.956 186.475

49.868 66.571

468.980 536.235(Activo corriente / Activo total) X 100

(Pasivo corriente / Pasivo total) X 100

(Patrimonio / Activo total) X 100

11,58%

2,04

2,99%

0,00%

64,37%

74

68,66%

Rotación de cuentas por cobrar -

Rotación de cuentas por pagar

(Flujo de caja / Activo total) X 100

(Flujo de caja / Servicio de la deuda) X

100

(Servicio de la deuda / Patrimonio) X

100

65,23%

10,63%

1,69%

1,16%

-168%0%

5,92%

67,91%

12,41%

-7%

7,42

-3,44%

3,53%

1,78%

-168%

-1,27%

1,16%

82

Flujo de caja

Servicio de la deuda

Activo total

EBITDA

Ingresos operacionales

Patrimonio

Impuesto sobre la renta

Gastos Financieros

EBITDA

Patrimonio

Servicio de la deuda

Activo total

-1,67%

-1,38%

(0,46)

Año 2012Variación %

1,36 1,59

(Capital de traba jo / Activo total) X 100

0,22

10,26%

10,20%

1,58

4,68%

11,93%

Año 2011

Ingresos operacionales / Activos fijos

(EBITDA - Gastos financieros - Impuesto

de renta / Patrimonio) X 100

(EBITDA / Activo total) X 100

Pasivo tota l - Pasi vo corriente / EBITDA -

Impuesto de renta

Fórmula de cálculo

Pasivo total

Pasivo corriente

Activo total

Activo corriente

Pasivo total

Pasivo corriente

Activo total

Patrimonio

Rotación de cuentas por pagar

Rotación de cuentas por cobrar

Activo total

Capital de trabajo

Activos fijos

Variables

Flujo de caja


EBITDA

Indicador

Rotación de activos fijos(veces)

Período de pago de l

pasi vo de largo plazo

(años)

Rentabilidad sobre el

patrimonio (%)

Rentabilidad sobre los

activos (%)

Capital de trabajo sobre

activos (%)

Servicio de l a deuda

sobre el patrimonio (%)

Flujo de caja sobre el

servicio de la deuda (%)

Flujo de caja sobre

activos (%)

Ciclo operacional (días)

Patrimonio sobre activos

(%)

Pasivo corriente sobre

pasi vo total (%)

Activo corriente s obre

activo total (%)

Indicadores por Nivel de Riesgo año 2011 y 2012 (Cifras en Mil lones de $)



80

Año 2011 Año 2012

55.969 55.023

468.980 536.235

11,93% 10,26%

Rentabilidad sobre los activos (%)

Activo tota l

Rentabilidad sobre los activos (%)

Cifras expresadas en millones de pesos

EBITDA

En el Anexo 4 de este informe, el cual transmitiremos al SUI 27

A continuación, damos una breve explicación del resultado y evolución de cada uno de losindicadores junto con su respectiva gráfica; dando respuesta a lo solicitado por SSPD.

, relacionamos el resultado de cadauno de estos indicadores, con los comentarios y explicaciones dadas por EEC, asimismo incluimosnuestro concepto sobre dicha explicación, así como el concepto general de KPMG, de acuerdo conlo requerido en la Resolución SSPD 12295 de 2006 en concordancia con la Resolución CREG 034de 2004, modificatoria de la Resolución CREG 072 de 2002.

• Período de Pago del Pasivo de Largo Plazo

El resultado de este indicadormuestra que para el año 2012 lagestión operativa de EEC generóuna capacidad para cubrir susobligaciones a largo plazo enperíodos superiores a un año(1,58 años), de la misma forma

que en 2011.

El resultado de este indicador enlos últimos 2 años ha tenido un leve crecimiento de 0,22 veces producto del pasivo pensional de laCompañía.

• Rentabilidad sobre Activos

Para el año 2012 la rentabilidadsobre activos fue del 10,26%, esdecir que por cada peso invertidose generaron $0,1026; larentabilidad del activo semantuvo prácticamente igual frente a la generada en el año 2011, cuando fue de 11,93%.

• Rentabilidad sobre Patrimonio

La Rentabilidad del Patrimoniopara el año 2012 fue del 10,20%,lo cual quiere decir que losaccionistas de la EEC obtuvieronun rendimiento sobre suinversión de $ 0.1020 por cada

peso invertido. Frente al año2011, este indicador disminuyóen 1,67%. La variación se debe aque la Compañía no decretó dividendos por las utilidades del año 2011, por lo que se evidencia unincremento importante en el patrimonio.

27 SUI: Sistema Único de Información

Año 2011 Año 2012

146.956 186.475

94.601 126.632

52.354 59.843

55.969 55.023

17.511 17.298

38.458 37.725 1,36 1,59

Pasi vo total - pas ivo corriente

Pasi vo corrie nte

Pasi vo total


Período de pago del pasivo de largo plazo (años)

Período de pago pasivo LP (años)EBITDA - impues to sobre la renta


EBITDA

Año 2011 Año 2012

55.969 55.023

1.182 2.052

17.511 17.298

37.276 35.673

322.024 349.761 11,58% 10,20%

EBITDA - Gastos financieros - Impuesto de renta

Rentabilidad sobre el patrimonio (%)

Gastos Financieros

Rentabilidad sobre el patrimonio (%)


EBITDA


Patrimonio



81

Año 2011 Año 2012

262.527 283.813

128.631 179.399

2,04 1,58

Activos fijos

Rotación de activos fijos (veces)

Rotación de activos fijos (veces)

Ingresos operacionales


Año 2011 Año 2012

14.023 25.078

468.980 536.235 2,99% 4,68%

Capital de trabajo sobre activos


Capital de trabajo

Activo tota lCapital de trabajo sobre activos

• Rotación Activos Fijos

La rotación de los activos fijos al31 de diciembre de 2012 fue de1,58 veces, lo que quiere decirque por cada peso invertido en

activos fijos, se generaron $1,58de ingresos operacionales. El resultado de este indicador fue menor al obtenido en el año 2011,cuando fue de 2,04 veces, presentando una variación del 22,49%. La disminución de este indicadorse debe principalmente a que EEC tuvo una ejecución durante el año 2012 orientada a la inversiónde activos fijos, con el fin de dar cobertura al programa de calidad de servicio, riesgo operativo ynueva demanda.

• Capital de Trabajo sobre Activos

Para el año 2012 el capital detrabajo sobre activos fue del4,68%, presentando un

incrementó de 1,69 puntosporcentuales respecto al año2011. Esta variación se explica principalmente por la gestión y el proceso de normalización de lacartera morosa de los clientes TOP, ofreciendo financiaciones y flexibilidad en los plazos eintereses a cobrar, además de un de incrementó en la propiedad, planta y equipo de la Compañíapor $50.768 millones.

• Servicio de Deuda sobre Patrimonio

El servicio de la deuda sobre elpatrimonio para el año 2012 fuede 1,16% lo que quiere decirque por cada peso invertido enpatrimonio se tienencomprometidos $ 0.0116 en elservicio de la deuda.

La compañía en los años 2010 y 2011, no generó servicio de deuda; por esta razón, no hay unparámetro de comparación.

• Flujo de Caja sobre Servicio de Deuda

El resultado del indicador para el

año 2012 es de -168%, productode la variación del capital detrabajo de la Compañía.

Al igual que el servicio de deudasobre patrimonio la Compañía en los años 2010 y 2011, no generó servicio de deuda, por estarazón no hay un parámetro de comparación.

Año 2011 Año 2012

- 4.053 322.024 349.761

0,00% 1,16%

Servicio de la deuda sobre el patrimonio


Servicio de la deudaPatrimonio

Servicio de la deuda sobre el patrimonio

Año 2011 Año 201227.777 (6.800)

- 4.053

0,00% -168%

Flujo de caja sobre el servicio de la deuda

Flujo de caja sobre el servicio de la deuda

Servicio de l a de uda

Cifras expresadas en millones de pesosFlujo de caja



82

Año 2011 Año 2012

27.777 (6.800)

468.980 536.235

5,92% -1,27%

Activo tota l

Flujo de caja sobre activos

Flujo de caja sobre activos


Flujo de caja

Año 2011 Año 2012

129,75 145,50

55,30 63,62 74,45 81,88

Rotación de cuentas por pagarCiclo operacional (días)

Ciclo operacional (días)


Rotación de cuenta s por cobrar

• Flujo de Caja sobre Activos

Para el año 2012 el flujo de cajasobre activos disminuyó frenteal resultado de este indicador enel año 2011, pasando de 5,92%

a -1,27%. Ello se explica,principalmente por la variación del Capital de Trabajo, explicado en el indicador Capital de Trabajosobre Activos; adicionalmente. , la disminución del indicador se fundamenta por los pagosasociados al plan de inversión del año 2012 el cual implicó un mayor esfuerzo que en el año 2011,reflejándose el incremento de la propiedad, planta y equipo y de las existencias requeridas para laejecución del plan.

• Ciclo Operacional

El Ciclo Operacional de EEC parael año 2012 fue de 82 días. Seobserva una variación del 10%

con respecto al año 2011, el cualfue de 75 días. Esta variación sedebe, principalmente a:

• En el año 2012, EEC continuó con el proceso de normalización de cartera morosa, queconsistió en un acercamiento a los clientes TOP de deuda, ofreciendo financiaciones.

• Aumentó en las cuentas por pagar de bienes y servicios, explicado principalmente por laamortización de anticipos por conceptos de ADD’s a Codensa.

De acuerdo con el resultado de este indicador para los últimos dos años, el Ciclo Operacional seestá ampliando, lo que quiere decir que EEC paga sus obligaciones más rápido que el tiempo en elcual recibe el efectivo generado por su operación.

• Patrimonio sobre Activos

El Patrimonio sobre Activo parael año 2012 fue del 65,23%,presentando una disminución de3,43 puntos porcentuales, frenteal año 2011. Esta disminución sedebe, principalmente, a que nodecretaron dividendos por las utilidades del año 2011.

•

Pasivo Corriente sobre Pasivo Total

El Pasivo Corriente sobre elPasivo Total pasó del 64,37% al67,91% para el año 2012, lo cualquiere decir que se presentó unavariación de 3,53 puntoporcentuales. Dicha variación sedebe al pago por los anticipos de ADD´s, recibido de Condensa ya referido anteriormente.

Año 2011 Año 2012

322.024 349.761

468.980 536.235

68,66% 65,23%

Activo tota l




Patrimonio

Año 2011 Año 2012

94.601 126.632

146.956 186.475

64,37% 67,91%

Pasi vo total

Pasivo corriente sobre pasivo total

Pasivo corriente sobre pasivo total


Pasi vo corriente



83

Año 2011 Año 2012

49.868 66.571

468.980 536.235

10,63% 12,41%

Activo tota l

Activo corriente sobre activo total

Activo corrie nte


Activo corriente sobre activo total

• Activo Corriente sobre Activo Total

El Activo Corriente de EEC pasóde representar el 10,63% de losactivos totales en el año 2011, al12,41% para el año 2012,

presentando una variación de1,78 puntos porcentuales. Esta variación se debe a la disminución del disponible como resultado dela ejecución del Convenio Interinstitucional entre la Gobernación de Cundinamarca, Codensa y EEC.

4.1. Comentarios y Explicaciones de la EEC para cada Indicador

Los comentarios y las explicaciones dadas por EEC sobre el resultado y la evolución de cada unode los Indicadores de Clasificación por Nivel de Riesgo son coherentes con la situación financieradel negocio de transmisión de energía.

4.2. Concepto General Nivel de Riesgo

De acuerdo con el resultado de la evaluación del Sistema de Control Interno, al resultado de laidentificación de los riesgos (Matriz de Riesgos), al resultado de los Indicadores de Clasificación porNivel de Riesgo, y los demás temas analizados en el Informe de AEGR 2012, concluimos que elNivel de riesgo de EEC es A, es decir el nivel de riesgo es Bajo, por las siguientes razones:

• De acuerdo al resultado del análisis de las respuestas de los colaboradores entrevistados, elanálisis de la información entregada por EEC y consultada en la Intranet y en la página Web deEEC, y de las pruebas corroborativas que efectuamos, se determinó que el nivel de madurezdel Sistema de Control Interno en EEC es de 4.33 sobre 5, es decir, el nivel de madurez seadecúa a una buena práctica. Ello obedece a que EEC ha desarrollado y mantiene unaestructura de control interno que le permite conducir de manera ordenada sus operaciones y

contribuye con el logro de sus objetivos empresariales, dando una seguridad razonable encuanto al cumplimiento de normas, políticas y procedimientos. Cabe aclarar que cualquiersistema de control interno presenta limitaciones inherentes, por lo que el sistema de control dela Empresa puede llegar a no prevenir o detectar desviaciones importantes.

• EEC cuenta con un área encargada de la gestión de los riesgos, la cual liderara el Sistema deAdministración de Riesgos, sin embargo, cada área es responsable de los riesgos que afectenla gestión de esta. El proceso de gestión de los riesgos se concentra en los riesgos conmagnitud residual extrema, estableciendo planes de acción. Para lo anterior, se tiene definidoun marco normativo que permite identificar, analizar y valorar los riesgos que enfrenta la EECcomo resultado de la generación, distribución y comercialización de energía, con el objeto dedefinir las acciones que los mitiguen, de tal manera que se facilite el logro de sus objetivos.

• A partir de los resultados de los Indicadores de Clasificación por nivel de riesgos, se puedeobservar que la rentabilidad del negocio es satisfactoria.



84

VI. Sistema de Control Interno

1. Objetivo del Informe del SCI

1. Realizar un diagnóstico que le permita a la Empresa de Energía deCundinamarca S. A. ESP en adelante EEC, conocer el estado actual o nivel demadurez de su estructura de control frente a los componentes del Sistema deControl Interno - SCI y de sus elementos que lo conforman:

• Ambiente de Control.• Gestión de Riesgos.• Actividades de Control.• Información y Comunicación.• Monitoreo.

2. De Conformidad con el artículo 51 de la Ley 142 de 1994, modificado por elartículo 6° de la Ley 689 de 2001, todas las empresas de servicios públicos

están obligadas a contratar un Auditor Externo de Gestión y Resultados, con elfin de que este evalúe el SCI de acuerdo con la Resolución 20061300012295de 2006 emitida por SSPD.

El enfoque metodológico utilizado en EEC para desarrollar el diagnóstico del SCI en cada unode sus componentes, consideró las siguientes actividades:

• Entrevistas con los encargados de los procesos.• Identificación de los elementos del Sistema de Control Interno.• Análisis del contenido y verificación de su implementación.• Validación con Control Interno.• Determinación de los asuntos relevantes, oportunidades de mejora y recomendaciones

sobre cada elemento del Sistema de Control Interno evaluado.

2. Marco de Trabajo

Para el desarrollo del trabajo, realizamos un diagnóstico del Sistema de Control Interno - SCI, el cualtuvo como marco de referencia COSO28

, con el fin de alinear los elementos de control a nivel decada componente con los actualmente definidos y ejecutados en EEC, de acuerdo con buenasprácticas de Control Interno.

3. Estructura de Nuestro Enfoque Metodológico

La metodología para el diagnóstico del SCI consistió en:

a. Entrevistamos a 15 colaboradores de EEC para conocer su perspectiva sobre el SCI, a travésde la aplicación de un cuestionario de evaluación bajo la estructura modelo de control COSO.La siguiente es la relación de los colaboradores encuestados:

28 Committee of Sponsoring Organizations – COSO, es una iniciativa conjunta de las cinco organizaciones del sector privado(American Accounting Association, American Institute of CPAs´, Financial Executives International, The Association forAccountants and Financial Professionals in Business, y el Iinstitute of Internal Auditors), que se dedica a proveer liderazgo através del desarrollo de los marcos y directrices sobre la gestión del riesgo, control interno y la disuasión del fraude.



85

Área Entrevistado

Gerente General Carlos Mario Restrepo

Gerente Administrativo y Financiero Alba Marina Urrea

Gerente Comercial Diego Muñoz Hoyos

Gerente Gestión Redes ( E ) Olga Constanza Acosta Salazar

Defensor del Cliente Adriana Santos

División Contabilidad, Impuestos y Control Rocío Cárdenas Jiménez

Jefe Oficina de Planeación y Regulación Olga Cecilia Pérez Rodríguez

Jefe Oficina Jurídica Alberto Duque Ramírez

Jefe División Control Pérdidas Nelson Beltrán

Jefe División de Cartera Juan José Cubillos

Responsable Unidad Mercadeo Gustavo Páez

Responsable Unidad Operación Integral Jairo Zambrano

Responsable Unidad Investigaciones Especiales Lida Rocío AguirreResponsable Unidad de Control Interno Andrés Carantonio

Responsable Unidad Compras Energía Jaime Cortés

b. Realizamos pruebas corroborativas de la información obtenida en las entrevistas.

c. Revisamos la información entregada por EEC y/o consultada directamente en la Intranet y en lapágina web de EEC para analizar la coherencia entre el resultado de la entrevista y lainformación soporte.

Los niveles de madurez utilizados para la evaluación del SCI, son:

Calificación Convenciones Descripción

1En TotalDesacuerdo

Carencia completa de cualquier elemento reconocible e implementado en laorganización para administrar el Sistema de Control Interno.

2 En desacuerdoEl elemento del Sistema de Control Interno, se encuentra levementeimplementado en la Organización, cuyo diseño y aplicación requiere serreplanteado para permitir su adecuada administración y monitoreo.

3 Neutral

Los componentes del elemento del Sistema de Control Interno sondesconocidos y no administrados en la organización. El elemento es identificadopor los funcionarios; sin embargo, desconocen su objetivo y forma de aplicacióndentro de la Organización.

4 De acuerdoEl elemento esta implementado en la organización; sin embargo, requieremejoras que le permitan monitorear y medir su aplicación a nivel de mejorpractica.

5Totalmente deacuerdo

El elemento es implementado en la Organización y considerado como buenapráctica, permitiendo tener un adecuado nivel de madurez.



86

4. Resumen de la Evaluación del Sistema de Control Interno

El diseño, establecimiento y mantenimiento de un Sistema de Control Interno es responsabilidadde la Administración de EEC. Nuestra responsabilidad consiste en expresar un concepto sobre elresultado de la revisión.

A continuación presentamos un resumen de los resultados de la evaluación del Sistema de ControlInterno, desde el punto de vista de y según la evaluación realizada por KPMG:

Según la perspectiva de los colaboradores de EEC que participaron en la evaluación, el Sistema deControl Interno de la Empresa tiene una calificación promedio de 4,33, lo cual indica que para elloslos componentes calificados son considerados como una buena práctica.

Esta calificación muestra que los componentes y en especial el Sistema de Control Interno se

mantienen en funcionamiento frente a la evaluación realizada por la AEGR en el año 2011. Nuestraevaluación independiente indica que cada uno de los componentes del Sistema de Control Internoestá evaluado, implementado y administrado en la organización.

Algunos aspectos relevantes del Sistema de Control Interno de EEC son:

• La misión y visión de la Organización es conocida y comprendida por la Dirección y loscolaboradores de la Empresa; los objetivos definidos están acordes con la misión definida.

• Existe un compromiso por parte de la Dirección para que los objetivos sean conocidos ycomprendidos por todos los colaboradores.

• Se actualizan periódicamente los elementos como planeación estratégica, competencias,estructura organizacional, documentación de políticas y procedimientos, con el fin de asegurarque han sido formalizados todos los lineamientos definidos y que se espera que éstos seancumplidos y acatados por los colaboradores.

• Los colaboradores conocen los objetivos de la unidad donde se desempeñan y cómo sufunción contribuye al logro de los objetivos generales. Esto es fundamental para lograr uncompromiso mayor en las personas que se desempeñan en una organización.

4,33

4,30

4,53

4,19

4,18

4,47

0 1 2 3 4 5

Sistema de Control Interno

Monitoreo

Informac ión y Comunicación

Actividades de Control

Gestión de Riesgos

Ambiente de Control

Escala de Calificación

E l e m

e n t o s d e C O S O

Evaluación Sistema de Control Interno



87

• Por medio del Acta N° 767 de la Junta Directiva Celebrada el 20 diciembre de 2012; se resolviómodificar el Código de Buen Gobierno, debido a las sugerencias realizadas por laSuperintendencia Financiera: dado que en el Código de Buen Gobierno a la EEC se le daba lacalidad de emisor de valores y EEC no ostenta esta calidad.

• Los riesgos que podrían afectar la consecución de los objetivos de la organización, tanto

externos como internos, son identificados, valorados y controlados.

• El entendimiento de los dueños de procesos de la importancia de gestionar y evaluar losriesgos periódicamente y adoptar la cultura de gestión de riesgos y control como clave paracumplir los objetivos organizacionales, permite que el Control Interno sea un sistema dinámico.

• Se considera dentro de las decisiones de la organización, un cuidadoso análisis de los riesgosasumidos. No se toman decisiones sin considerar los impactos adversos de los riesgos que seasumen.

• A la Junta Directiva se le han presentado los indicadores que miden el cumplimiento de losobjetivos de la empresa (objetivos estratégicos) desde la perspectiva financiera, operativa,mercadeo, regulatoria, etc.

• Los sistemas de Información soportan los procesos del negocio.

• EEC se encuentra certificada en la Norma de Calidad ISO 9001:2008 y en la Norma deSeguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001:2007. Para dar cumplimiento a las anterioresnormas, EEC estructuró su mapa de procesos, clasificándolos de la siguiente manera:

- Procesos de Direccionamiento y Control: Planeación Empresarial y Control de Gestión.- Procesos de Realización: Mercadeo, Compra de Energía, Nuevos Suministros, Planeación

de la Red, Ingeniería, Obras, Operación y Mantenimiento Correctivo de la Red,Mantenimiento Preventivo de la Red, Facturación y Cartera.

- Procesos de Soporte: Gestión del Recurso Humano, Gestión de Aprovisionamientos,Gestión Financiera, Gestión Administrativa, Gestión de Comunicaciones, Seguridad ySalud Laboral, Tecnología de la Información, y Gestión de Procesos.

Para lo anterior, se tienen documentadas normas, procedimientos, manuales, guías,instructivos, planillas y formatos. Dichos documentos son revisados por los dueños de losprocesos respectivos y aprobados por la Gerencia General o por la gerencia a la cualpertenecen, según corresponda.

• En todos los niveles de la organización existen responsabilidades de control.

• EEC estructuró el Proceso de Control de Gestión, con el fin de verificar el desempeño de losprocesos mediante auditorías de calidad de manera objetiva, manteniendo las evidenciasnecesarias, que permitan determinar la eficacia de los mismos y la conformidad del sistema

integrado de gestión, y velar porque EEC en el cumplimiento de sus funciones no actúe encontravía con los derechos que le asisten a los clientes ni de aquellos derivados del contrato deprestación de servicio de energía eléctrica. Para este proceso se definió el Procedimiento paralas Auditorias del Sistema de Gestión. Para este proceso se tienen establecidos los siguientesindicadores de gestión: cumplimiento del programa de auditorías; a octubre se realizaron todaslas auditorias, según los resultados reportados a la herramienta Isolución; y tiempo promediode respuestas Defensoría del Cliente.



88

• La Dirección transmite a todos los niveles de la estructura organizacional de forma contundentey permanente, su compromiso y liderazgo con los controles implementados y con los valoreséticos. De igual manera, es encargada de hacer comprender a todos los funcionarios el papelque cada uno deberá cumplir dentro del sistema de control interno.

• Las comunicaciones recibidas de los clientes, proveedores, la regulación y de terceros, son

dirigidas al área pertinente, para su debida respuesta y seguimiento.

• Existen líneas abiertas (canales) de comunicación y una clara voluntad de escucha por parte delos directivos.

• Los sistemas de información, como elemento de control, están ligados estrechamente a losprocesos de planeación estratégica, (Sistemas integrados a la estructura).

• Las directrices en relación con la protección de la información confidencial están definidas en elCódigo de Buen Gobierno y en el Código de Ética.

• Durante el año 2012, debido a un cambio en la priorización de las auditorías por la reasignaciónde recursos no se realizó la auditoria al indicador de pérdidas de energía y balances de energía.

Dado que éstos corresponden a procesos Core del negocio, su auditoria ha sido incluida en elplan del año 2013.

• Durante el año 2012, EEC inició el proceso de montaje de un canal ético. Este canal éticoempezará a operar en el 2013.

• EEC tiene establecidos los siguientes comités:

- Comité de Dirección, el cual tiene como función principal el seguimiento periódico a lagestión, así como la de asesorar al Gerente General en la adopción e implementación depolíticas, directrices y decisiones relacionadas con la gestión administrativa, económica yfinanciera de los negocios de la Empresa.

- Comité Económico, el cual tiene como función la verificación del contenido de lassolicitudes de oferta, la calificación y evaluación de las prórrogas y modificaciones de loscontratos en procedimientos contractuales.

- Comité de Inversión.- Comité de Riesgos.- Entre otros.

• Para cada proceso estructurado en el Sistema Integrado de Gestión, se definieron indicadorescon el fin de medir la gestión de cada uno, los cuales están publicados en la Intranet de laEntidad, herramienta Isolución. Dicho sistema permite que cualquier colaborador puedavisualizar los indicadores, revisar los comparativos y las proyecciones, generar reportes, realizarmediciones y consultar estadísticas. Para cada indicador se definió su ficha técnica, la cualcontiene información como: objetivo, proceso al cual pertenece, responsable de la medición,

frecuencia de la medición, unidad de medida, fórmula del cálculo, fuente de la información,tolerancia superior e inferior y descripción de la meta. Cada indicador cuenta con un históricode su medición, de acuerdo con su periodicidad, y con observaciones o justificaciones sobre elrespectivo resultado. El resultado de los indicadores más importantes, es presentado a la JuntaDirectiva.

De acuerdo con el análisis de las respuestas de los colaboradores a la encuesta aplicada de lainformación entregada por EEC, de las consultas en la página Web y del resultado de las pruebascorroborativas, se determinó que el nivel de madurez del Sistema de Control Interno, es de 4,33



89

sobre 5, es decir, que EEC ha definido y consolidado un modelo de Sistema de Control Interno deforma integrada en toda la Organización, más allá de los cambios regulatorios que impacten en elproceso de cumplimiento requeridos por las diferentes normas y regulaciones.

Se observa que EEC mantiene su estructura de Control Interno. Ello le permite conducir demanera ordenada sus operaciones y contribuye con el logro de sus objetivos empresariales, dando

una seguridad razonable en cuanto al cumplimiento de normas, políticas y procedimientos. Esimportante indicar que debido a las limitaciones inherentes de un Sistema de Control, el Sistemade Control Interno de la Empresa puede llegar a no prevenir o detectar desviaciones. Así mismo, laevaluación sobre efectividad para períodos futuros está sujeta al riesgo de que los controlespueden volverse inadecuados a razón de cambios en las condiciones o que el grado decumplimiento de políticas y procedimientos puede deteriorarse.

Nota:

1. En el Anexo 5 damos respuesta a la Encuesta del Sistema de Control Interno requerido por laSuperintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a través de su Resolución20061300012295 de 2006, numeral 7.



90

IX Viabilidad Financiera Evaluación de Viabilidad Financiera - Proyecciones Financieras.

Se revisaron las proyecciones a cinco años (2013 a 2017); el modelo tiene

como base las cifras reales a 31 de diciembre de 2012. Las proyeccionesincluyen el Estado de Resultados, el Balance General, el Flujo de Caja, lossupuestos macroeconómicos y los supuestos de la operación utilizados. Lasproyecciones fueron consolidadas por la División de Contabilidad, Impuestos yControl de la Empresa de Energía de Cundinamarca (EEC) y corresponden a lasproyecciones que se ingresaron al SUI en abril 5 de 2013.

El ejercicio de proyección consta de diez pasos donde participan de maneraarticulada las siguientes áreas de EEC:

2.El área de

Facturación define

la proyección del

número de clientes

por tipo de

Mercado.

3.Con base en loanterior y junto con

la agenda de

facturación (fechas

de cortes de

facturación), define

los Consumos en

Kwh por tipo de

Mercado ó energía

Facturada.4.Define el nivel de

perdidas por año

proyectado (La

Se nda de Pé rdidas

Proyectada ).

5. Define las

Compras de

Energía en

Kwh y en Pesos$ (Costo

Directo).

1.Define los

Supuestos Macro

Económicos.

6. Define las

Tarifas

Proyectadas

dentro del Marco

Regulatorio en

$/Kwh .

7.Define el total

de Ingresos por

Venta de Energíapor tipo de

Mercado.

8. Consoliday arma el

PyG

Proyectado.

9. Proyecta

el Flujo de

Caja.

10.consolida

y arma el

Balance

Proyectado.

División de

Contabilidad,

Impuestos y

Control.

División de

Pérdidas

Unidad de

Compras de

Energía

Oficina de

Planeación y

Regulación.

División de

Facturación

División de

Tesorería y

finanzas



91

Nota: en general, todas las áreas de EEC aportan y participan en la construcción del modelo deproyección, con información adicional a la relacionada en el esquema anterior (ingresos porcomercialización). Toda información adicional que se consolida en la División de Contabilidad,Impuestos y Control para armar los estados financieros, tales como: los costos y gastos AOM,inversiones, otros ingresos y egresos, etc.

1. Supuestos Macroeconómicos

El escenario macroeconómico utilizado para las proyecciones presenta los siguientes indicadores,los cuales fueron definidos por la administración de acuerdo con su conocimiento delcomportamiento económico de las diferentes variables e información estadística obtenida dediferentes entidades financieras29

:

Para verificar la razonabilidad de los indicadores proyectados de EEC, KPMG utiliza como referentecomparativo el Informe de Proyecciones Macroeconómicas de Bancolombia 30

y sus principalesindicadores IPC, IPP y la DTF promedio anual.

29Los supuestos macroeconómicos utilizados corresponden a las proyecciones que hace la Corporación Endesa a través de

su vinculado económico Codensa para cada país.30

Informe de Proyecciones Macroeconómicas Grupo Bancolombia 2012.

Indicadores Macroecómicos EEC

2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

IPC 3,5% 3,4% 3,3% 3,3% 3,3%

IPP 3,5% 3,4% 3,3% 3,3% 3,3%Devaluación 1,0% 1,4% 2,3% 2,2% 1,4%TRM Cierre ($/USD) 1.833 1.858 1.900 1.942 1.969TRM Media ($/USD) 1.823 1.845 1.879 1.921 1.956

PIB 4,5% 4,5% 4,5% 4,3% 4,0%DTF (Interés de referencia) 6,0% 6,1% 6,1% 6,1% 6,1%Libor 1,5% 2,1% 2,5% 3,8% 4,5%Crecimiento Demanda Nacional 3,8% 3,8% 3,8% 3,7% 3,4%Crecimiento Demanda Cundinamarca 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%Euro ($ / Euro) Tasa Final 2.309 2.368 2.442 2.515 2.560Euro ($ / Euro) Tasa Promedio 2.279 2.343 2.405 2.478 2.542

Dólar (CH$ / USD) Tasa Final 498 500 505 510 513Dólar (CH$/USD) Tasa Promedio 489 499 503 508 512$ Chileno / Euro Tasa Final 627 638 649 660 667

$ Chileno / Euro Tasa Promedio 611 634 643 655 665USD / Euro Tasa Final 1,26 1,28 1,29 1,30 1,30USD / Euro Tasa Promedio 1,25 1,27 1,28 1,29 1,30

Fuente: División de Contabilidad, Impuestos y Control



92

Los índices de inflaciónproyectada por EEC seencuentran en un 0,18%promedio al año por encima de

los índices de Bancolombia; elIPC afecta de forma directa losingresos, costos y gastosoperacionales, especialmente enla actualización del cargo decomercialización que hace partedel Costo Unitario de Prestacióndel Servicio.

Los índices de Precios del

Productor utilizados por EECtienen un comportamiento pordebajo en un 0,1% en promedioanual al proyectado porBancolombia; el IPP se utilizapara la actualización de los costosde compra de energía, el cargopor uso del STN y STR.

EEC proyecta una DTF promedioanual por encima en un 1,5%promedio anual respecto a la DTFde Bancolombia. Ésta variableafecta directamente los gastosfinancieros proyectados (DTF +Spread).

Analizados los índices macroeconómicos utilizados por EEC, se observa que son razonables yadecuados; a pesar de que existen algunas desviaciones respecto al referente del Grupo deInvestigaciones Económicas de Bancolombia, EEC generó un escenario de proyección que cubrelos índices de Bancolombia.

3,50%

3,40%3,30% 3,30% 3,30%

3,58%

3,01% 3,06%3,14% 3,10%

2,00%

3,00%

4,00%

2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

I P C

A N U A L

IPC EEC IPC Bancolombia

3,50%3,40%

3,30% 3,30% 3,30%

3,56%

2,71%

3,51% 3,72%

3,80%

2%

3%

4%

2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

I P P A N U A L

IPP EEC IPP Bancolombia

6,04% 6,08% 6,10% 6,12% 6,12%

4,85%4,61%

4,42%

4,74%

4,33%

4%

5%

6%

7%

2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

D T F %

DTF EEC DTF Bancolombia



93

2. Supuestos de la Operación Utilizados por la EEC

Los supuestos más importantes utilizados en la proyección de los ingresos, costos y gastos delnegocio de Comercialización y Distribución de energía son: el número de clientes por tipo demercado, los consumos facturados, el índice de pérdidas, la demanda de energía y las tarifasproyectadas.

A continuación los principales supuestos de operación para la proyección:

i. A continuación los Clientes Proyectados.

EEC proyecta 303.556 clientesal finalizar el año 2017, de loscuales 273.403 serán clientesResidenciales.

EEC no proyectó nuevosclientes para los mercados; NoRegulados31 y Peajes32

.

El crecimiento promedio anualdel mercado Residencial es del3,5% y tienen unaparticipación del 90% sobre eltotal de clientes proyectados.

Los clientes comerciales eindustriales del MR33

crecen al3,5% en promedio anual.

Los sectores Oficial yAlumbrado Público crecen al3,5% y 3,4% promedio anual.

En general el crecimiento total de clientes es del 3,5% promedio anual.

31 Desde el año 2011, EEC viene contemplando dejar vencer todos los actuales contratos de venta de energía del MercadoNo Regulado, debido a una decisión corporativa; dado que no se disponía de la cantidad aprovisionada de energía querespaldaría la renovación de dichos contratos, no obstante actualmente EEC tiene ocho clientes que consumieron en el año2012, 38 Gwh.32 Los clientes Peajes corresponden a aquellos terceros que usan el STR (sistema de transmisión regional) y SDL (sistema

de distribución local) de propiedad de EEC para transportar la energía que comercializan a sus clientes.33

MR: Mercado Regulado.

2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

Residenciales 238.163 246.594 255.224 264.157 273.403

Comerciales 20.916 21.657 22.415 23.199 24.011

Oficiales 3.112 3.223 3.337 3.454 3.575

Industriales 2.033 2.105 2.179 2.255 2.334

Peajes 119 124 128 133 137

Alumbrado Público 77 79 82 85 88

No Regulados 8 8 8 8 8

Total 264.428 273.790 283.373 293.291 303.556

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

Clientes Proyectados por Tipo de Mercado



94

ii. A continuación los Consumos Facturados:

EEC para determinar los consumosfacturados proyectados en Gwh por tipode mercado, parte del cálculo de losconsumos mensuales históricos

facturados a sus usuarios por cada nivelde tensión, adicionando un crecimientoesperado en el número de nuevosusuarios que se conectan, así como elcrecimiento vegetativo de la demanda.

Los mercados Residencial y Comercialtienen una participación promedio anualproyectada del 65% y 18% delconsumo total y crecen al 3% y 2,7%promedio anual, respectivamente.

Se observan crecimientos en los

sectores Industrial, Oficial y AlumbradoPúblico del 5,7%, 3% y 1,7% enpromedio anual.

EEC proyectó decrecimientos del 6,7% en promedio anual para el mercado no regulado.

En general, los consumos totales se proyectan estables durante la proyección con crecimientospromedio anual de 2,9%. La EEC proyecta comercializar 2.781 GWh durante el periodo deproyección (2013 a 2017).

iii. A continuación el Índice de Pérdidas (TAM34

).

Considerando la proyección de entradas y salidas de energía, la División de Pérdidas calcula elíndice de pérdidas % proyectado para cada año.

EEC proyecta disminuir las pérdidas de energía en un 3,9% en promedio anual (cuyos beneficios severán reflejados en mayores ventas y menores compras).

34 TAM: Tendencia Anual Móvil

2013py 2014py 2015py 2016py 2017pyÍNDICE DE PÉRDIDAS (TAM) % 11,20% 10,40% 10,01% 9,71% 9,52%

Fuente: Oficina de Planeación y Regulación EEC.

2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

RESIDENCIAL 339 349 359 371 382

COMERCIAL 94 96 99 102 105

SECTOR INDUSTRIAL 32 33 36 38 40

OFICIAL 26 27 27 28 29

ALUMBRADO PUBLICO 26 27 27 28 28

MERCADO NO REGULADO 8 8 6 6 6

Total 525 540 554 572 590

0

50

100

150

Consumos Facturados en Gwh



95

iv. A continuación La Demanda de Energía.

La Demanda de Energía Total está compuesta por: I) La Demanda Comercial correspondiente a lacantidad en Gwh que se comercializan entre los clientes de la EEC; II) Las ventas de energía enbolsa, correspondientes a los excedentes de energía contratada 35

, y III) La Energía Peajes;correspondiente a la cantidad de energía que pasa por el STR y SDL, propiedad de EEC y que escomercializada por otros agentes.

La Demanda Comercial crece en un 2% promedio anual en la proyección.

EEC no proyectó vender energía en bolsa durante la proyección. Para EEC la política de compra deenergía es cubrir el 90% de la demanda, con lo cual no deberían generarse excedentes que sepuedan vender en bolsa.

La energía transportada Peajes, crece a un 4,7% en promedio anual en la proyección.

Se observa que las compras de energía proyectadas por EEC se realizan en mayor proporción,mediante contratos bilaterales de compra de energía en “Bloque” a largo plazo (entre uno y dosaños) con los generadores, en un 89% promedio anual del total de las compras totales 36

. Lascompras totales de energía crecen en un 2% promedio anual.

v. A continuación Las Tarifas Proyectadas.

EEC actualiza y proyecta las tarifas según la metodología de la Resolución CREG 119 de 2007 37

ydemás que la complementan.

35En determinados momentos si el consumo de energía de los clientes de EEC, fueron menores a los aprovisionados, EEC

debe vender en bolsa la energía sobrante.36

Menor exposición a la bolsa, permiten menores precios de compra de Energía y a su vez se aseguran en el largo plazotarifas bajas a los usuarios regulados.37 Por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidadestablecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.

2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

(i+ii) Compras de Energía 648 657 672 690 710

Compras en Bolsa 68 73 74 75 78

Compras a Cias Eléctricas 579 585 598 615 632

579 585 598 615 632

68 73 74 75 78

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000 Compras de Energía en Gwh

2 013 py 2 014 py 2 01 5py 20 16py 2 017 py

(i) Demanda Comercial (Clientes) 648 657 672 690 710

(ii) Ventas de Energía en Bolsa 0 0 0 0 0

(iii) Peajes Gwh (Distribución) 330 349 366 384 397

330 349 366 384 397

0 0 0 0 0

648657

672690 710

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

Demanda de Energía Acumulada en Gwh



96

A continuación los supuestos aplicados por la Oficina de Planeación y Regulación de EEC sobre lastarifas proyectadas:

• Cargo de comercialización: se proyecta a partir de abril de 2013 y por todo el horizonte de laproyección, una disminución del 10% sobre el cargo base de comercialización reconocido.

• Cargo de pérdidas: se proyecta a partir de enero de 2013 y por los cinco años de la proyecciónun ingreso adicional por CPROG (Programa de Reducción de Pérdida No Técnicas) de $3.97/kWh.

• Cargo de distribución: para los años 2013 se proyecta un reconocimiento de AOM de 2.35%; apartir de 2014 se proyecta una revisión del WACC de distribución a la baja en 100 Pbs, así como una reducción por economías de escala.

Tarifas Finales Año Proyectadas en $ 2012 2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

Gm,t 131,55 143,54 142,53 156,48 158,47 166,63

T,mt,z 23,14 22,41 23,43 24,47 25,71 26,66

Nivel 1 231,89 234,19 239,04 239,36 250,58 266,64

Nivel 1 - cliente 189,84 190,59 198,35 197,52 207,33 221,84Nivel Tensión Dos ( 13,2 kV) 158,88 160,57 154,39 156,52 162,38 170,81

Nivel Tensión Tres ( 34,5 kV) 63,48 63,21 60,96 62,05 63,44 66,19

Nivel Tensión Cuatro 18,07 17,52 16,62 17,05 16,53 16,92

Rm 7,27 8,81 10,45 8,43 8,21 9,54

Cvm 101,33 97,34 101,23 102,47 105,25 108,16

PRm1 29,61 31,55 31,53 34,10 34,61 36,14

PRm2 12,84 13,55 13,53 14,48 14,64 15,18

PRm3 9,93 10,43 10,41 11,08 11,18 11,55

PRm4 7,73 8,06 8,05 8,49 8,55 8,79

Costo Unitario Pleno ($/kWh)

Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm1+Nivel 1 524,79 537,82 548,21 565,30 582,83 613,78

Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm1+Nivel 1 - cliente 482,75 494,23 507,52 523,46 539,58 568,97

Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm2+Nivel Tensión Dos ( 13,2 kV) 435,02 446,20 445,56 462,84 474,65 496,98

Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm3+Nivel Tensión Tres ( 34,5 kV) 336,71 345,73 349,01 364,97 372,26 388,73

Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm4+Nivel Tensión Cuatro (115 kV) 289,09 297,66 302,31 317,38 322,72 336,70

Activo Municipio ó Activo Compartido A.P. sin medida 451,79 464,20 463,56 482,47 494,63 517,95

Activo EEC A.P. sin medida 524,79 537,82 548,21 565,3 582,83 613,78

Fuente: Ofici na de Planeación y Regulación EEC.



97

3. Análisis sobre los Estados Financieros Proyectados

3.1. Estado de Resultados Proyectado

Se observa una disminución proyectada del EBITDA38

del 12% para el año 2013 respecto al añoanterior, debido a los cambios regulatorios previstos que tendrán un efecto sobre el ingreso(disminución de los ingresos por comercialización y del reconocimiento de AOM). No obstante, apartir de ese año hasta el 2017 el EBITDA crece en un 18% promedio anual.

El Margen de EBITDA, crece de un 16% para el año 2013 a un 24% en el 2017.

A continuación se analizarán cada una de las subcuentas del estado de resultados.

38 El Ebitda* se calculó para cada año tomando las siguientes cuentas del PUC 2006 de la SSPD (último establecido): (42 +43 – 51 – 53 – 62 - 63) + (510209 + 510210 + 510211 + 510212 + 510213 + 5340 + 5344 + 5345 + 750562 + 7520) + (5330+ 5331 + 7515)+ (5313 + 7565).

Millones de $ 2012 2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

Comercialización 267.397 278.826 306.706 314.278 333.858 361.905Peajes (Distribución) 13.944 15.325 17.701 18.354 19.964 21.578Otros Servicios 2.473 3.011 3.263 3.258 3.353 3.476

Ingresos Operacionales 283.813 297.162 327.671 335.889 357.174 386.959

Costo de Ventas 201.249 225.618 241.334 248.333 260.115 273.856

Utilidad Bruta 82.564 71.544 86.336 87.557 97.059 113.103

Gasto Operacional 40.104 34.997 36.678 33.513 35.689 37.413

Utilidad Operacional 42.460 36.547 49.658 54.043 61.370 75.691

Otros Ingresos 10.184 2.550 2.620 2.651 2.734 2.826

Otros Egresos 5.333 4.910 7.071 8.586 7.191 4.946

Utilidad Antes de Impuestos 47.311 34.187 45.208 48.108 56.914 73.570

Imporrenta 17.298 12.991 17.179 18.281 21.627 27.957

Utilidad Neta 30.012 21.196 28.029 29.827 35.287 45.614

Fuente: División de Contabilidad, impuesto y control.

EBITDA 55.023 48.396 64.984 69.750 78.919 92.648

Indicadores Financieros

Margen Bruto 29% 24% 26% 26% 27% 29%Margen de EBITDA 19% 16% 20% 21% 22% 24%Margen Operacional 15% 12% 15% 16% 17% 20%

Margen Neto 11% 7% 9% 9% 10% 12%



98

Ingresos Operacionales (Comercialización, Distribución de Energía y Otros Servicios).

En 2017, EEC proyecta tener unos ingresosoperacionales superiores a $103.146 Millonesrespecto a los $283.813 Millones reportados enel año 2012, con crecimiento promedio anual

del 6,4%.

Los crecimientos proyectados en los ingresospor venta de energía (comercialización)obedecen, principalmente, al aumento en losconsumos de usuarios conectados, laactualización tarifaria, el indicador anual de nivelde pérdidas y el crecimiento de número deusuarios que hacen parte de los municipiosatendidos por la EEC.

Los ingresos por Comercialización de energía

tienen una participación del 94% en promedioanual del Total de Ingresos Operacionales

Se observa que los ingresos por Peajes (Distribución) crecerán al 9% promedio anual y tienen unaparticipación del 5% en promedio anual del Total de Ingresos Operacionales.

Los Otros Servicios corresponden a los ingresos recibidos por la prestación de servicios adicionalesa la venta de energía, tales como: conexiones, reconexiones, instalaciones y venta de medidores,ventas de energía en bolsa, entre otros ingresos.

Se observa que los Otros Servicios crecerán representativamente en un 21,7% en el 2013respecto al periodo anterior, debido a que EEC proyecta incrementar su gestión por i)Normalizaciónde Clientes39, y ii) Disciplina de Mercado40

(suspensiones y reconexiones).

Posteriormente en los siguientes años los Otros Servicios crecerán al 3,7% promedio anual.

Los Ingresos por Otros Servicios participan en 1% en promedio anual del Total de IngresosOperacionales.

39 Enfocarse en el mercado que me genera mayores ingresos; hacia un Mayor Mercado Regulado MR y reducir el MercadoNo Regulado MNR. Aumentar los usuarios del MR incrementa el ingreso por Otros Servicios.40 Su aplicación severa sobre el MR incrementará el ingreso por Otros Servicios.

283.813

297.162

327.671335.889

357.174

386.959

201.249

225.618241.334

248.333260.115

273.856

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

2012 2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

$ M i l l o n e s

Ingresos y Costos

Ingresos Operacionales Costo de Ventas



99

Costo de Ventas y Gasto Operacional

Como se muestra en las anteriores gráficas se calculó la participación porcentual promedio anualde cada uno de los rubros que componen el Costo y el Gasto del negocio.

En la proyección, el costo del negocio corresponde al 73% en promedio anual del Total del IngresoOperacional y su crecimiento promedio anual es del 6,4%.

Los costos más representativos para EEC son: en primer lugar las Compras de Energía, quecomponen el 43%, en segundo lugar se encuentra el Costo por Transporte de energía con un 16%y en tercer lugar están los Materiales y Otros Costos de Operación con un 15,6%.

El costo de las Compras y Transporte de energía corresponde a los Gwh en pesos ($) que sehablaron en el capitulo; Supuestos de la Operación, parte iv. La Demanda de Energía.

Los Materiales y Otros Costos de Operación, corresponden principalmente a los rubros de:revisiones comerciales del proceso pérdidas de energía, toma de lectura y reparto de facturas,suspensiones-reconexiones y servicio de transporte. Se proyectan crecimientos representativospara el año 2013 del 33%, en razón a los ajustes contractuales y especificaciones de la operaciónComercial y de Distribución. Adicionalmente a las mayores exigencias interpuestas por EEC a los

contratistas para el cumplimiento del sistema de seguridad industrial y salud ocupacional.

En la proyección, el Gasto del negocio corresponde al 10,5% en promedio anual del Total delIngreso Operacional y arroja decrecimientos promedio anual del 1%.

Los gastos del negocio más representativos en la proyección son: el pago de la NóminaAdministrativa en un 47% y los gastos Generales (Administración y Ventas) 39% promedio anual.Los anteriores Gastos arrojaron decrecimientos del 0,6% y 4,6% en promedio anual. Los demásgastos como los Arrendamientos, las Contribuciones, Bonificaciones y la Promoción y divulgación

43%

16%

16%

7%

6%

6%

5%

1%

Composición del Costo de Ventas

% Participación Promedio Anual

Compras de Energía

Costo por Transporte de

Energía

Materiales y Otros

costos de Operación

Servicios de Personal

Costos Generales

Mantenimientos y

Reparaciones

Depreciación y

Amortizaciones

Contratos Otros

Servicios

47%

39%

7%

3%2% 2%

Composición del Gasto Operacional

% Participación Promedio Anual

Servicios de Personal

(Nómina)

Otros Gastos

generales

Arrendamiento

Contribución a las

Superintendencias

Bonificaciones

Promoción yDivulgación



100

arrojaron crecimientos del 9%, 7%, 13% y 94 en promedio anual; este último gasto de Promocióny divulgación crece representativamente para el año 2013, debido a que se proyecta continuar conmayor intensidad en la ejecución de las actividades de mercadeo (campañas publicitarias),publicidad y propaganda incluyendo el programa radial “Hablemos de Energía” y los programas derelacionamiento comunitario para acompañar el mayor número de interrupciones derivadas de lasmayores intervenciones en la red por el plan de inversiones.

Otros Ingresos y Egresos

Los Otros Ingresos o Ingresos no operacionales corresponden principalmente a: los ingresos de lafinanciación por venta de bienes y servicios prestados a los usuarios (ejemplo: conexiones,instalaciones, contadores, etc.), el ingreso de recargo por mora a las facturas y los otros ingresosextraordinarios.

Los otros egresos o egresos no operacionales corresponden a la proyección por el pago deintereses por créditos financieros con terceros para la cobertura del plan de inversionesdesarrollado en los próximos cinco años. Gastos Legales y Otros Gastos Extraordinarioscorrespondientes a los derivados de la venta de materiales obsoletos.

2012 2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

Otros Ingresos Millones de $

Intereses por financiación usuarios 1.399 928 957 968 999 1.032

Recargo por mora 1.444 1.428 1.475 1.492 1.539 1.591

Venta de material de reciclaje e inservible 0 0 0 0 0 0

Otros ingresos extraordinarios 6.275 194 188 191 196 202

Ajustes por diferencia en cambio 84 0 0 0 0 0

Ajustes ejercicios anteriores 981 0 0 0 0 0

Total 10.184 2.550 2.620 2.651 2.734 2.826

Otros Egresos Millones de $

Otros intereses-(Gastos Financieros) 100 4.427 6.562 8.063 6.640 4.363

Ajustes por diferencia en cambio 32 0 0 0 0 0

Comisiones y otros gastos bancarios 2.071 119 123 124 128 133

Gastos legales 59 48 49 50 52 53

Otros gastos extraordinarios 361 316 337 348 371 397

Ajustes de ejercicios anteriores 2.711 0 0 0 0 0

Total 5.333 4.910 7.071 8.586 7.191 4.946

Fuente: División de Contabilidad, Impuesto y Control.



101

3.2. Balance General Proyectado


CORRIENTE 81.061 88.520 80.587 80.304 81.779 79.966

Efectivo 1.737 3.586 3.586 3.586 3.586 3.586Inversiones temporales 642 0 0 0 0 0Deudores 73.762 77.759 69.839 69.386 71.002 69.040Inventarios 4.674 7.067 7.050 7.193 7.047 7.190Otros activos 246 108 112 139 145 150

NO CORRIENTE 455.174 510.366 554.390 591.092 617.839 645.752

Inversiones 8,14 8,12 8,12 8,12 8,12 8,12Deudores 3.432 4.209 4.195 5.969 5.815 5.966Propiedades, planta y equipo 179.399 228.413 273.468 308.373 337.511 366.704Otros activos 272.335 277.736 276.719 276.742 274.505 273.075

TOTAL ACTIVO 536.235 598.886 634.976 671.396 699.618 725.718

CORRIENTE 126.843 171.557 179.565 184.651 175.869 154.420

Obligaciones Financieras 38.462 86.097 86.270 100.792 82.994 54.542Cuentas por Pagar 55.174 51.359 54.759 44.109 49.626 50.107Obligaciones laborales 11.100 10.952 11.199 11.311 11.463 11.656Pasivos estimados 20.934 21.535 25.723 26.825 30.171 36.501Otros Pasivos 1.174 1.614 1.614 1.614 1.614 1.614

NO CORRIENTE 59.631 54.925 54.979 56.485 58.203 60.138

Obligaciones Financieras 0 0 0 0 0 0Cuentas por pagar 1.248 1.248 0 0 0 0Pasivos estimados 58.384 53.678 54.979 56.485 58.203 60.138

TOTAL PASIVO 186.475 226.482 234.544 241.136 234.071 214.558

PATRIMONIO 349.761 372.404 400.433 430.260 465.546 511.160

Capital Suscrito y Pagado 39.700 39.700 39.700 39.700 39.700 39.700Reservas de Ley 22.735 25.741 27.861 27.857 27.857 27.857Resultados de Ejercicios Anteriores 29.102 56.162 75.239 103.271 133.098 168.385Resultados del ejercicio 30.012 21.196 28.029 29.827 35.287 45.614Superávit por donación 3.480 3.480 3.480 3.480 3.480 3.480Superávit por valorización 237.081 238.474 238.474 238.474 238.474 238.474Efecto de Saneamiento contable -12.349 -12.349 -12.349 -12.349 -12.349 -12.349

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 536.235 598.886 634.976 671.396 699.618 725.718

Fuente: División de Contabilidad, Im puesto y Control.

Principales Indicadores

2012 2013 py 2014 py 2015 py 2016 py 2017 py

Relación Pasivos Activos 35% 38% 37% 36% 33% 30%

Relación Pasivos Patrimonio 53% 61% 59% 56% 50% 42%

Rentabilidad del Activo (U.neta /Activo) 6% 4% 4% 4% 5% 6%

Rentabilidad del Pat rimonio(U.neta/Patrimonio)

9% 6% 7% 7% 8% 9%



102

Cambios en los Activos:

Los cambios más representativos del Total de Activos se observan en el Activo no Corriente, en elrubro Propiedad, Planta y Equipo; durante la proyección crecen en un 16% promedio anual, debidoa las inversiones que EEC proyecta realizar principalmente en redes, líneas y cables (Distribución).

En general el Total Activo crece al 6% promedio anual.

A continuación se presentan las inversiones que EEC proyecta realizar mediante proyectos del plande inversiones.

EEC durante los cinco años, proyecta realizar inversiones por $241.168 millones a pesosconstantes41

del año 2012. La EEC proyecta ejecutar 57 proyectos, de los cuales la mayor inversiónse concentra en activos de distribución y proyectos de Inversión relacionados con la recuperaciónde energía.

Cambios en los Pasivos y en el Patrimonio (Estructura de Capital)

La Relación Pasivo Patrimonio nos muestra que EEC tiene una estructura de capital en mayorproporción con los Socios y disminuye en la proyección debido a niveles controlados en el pago de

41Se tomó el IPC de Colombia proyectado del 2013 al 2017, Investigaciones Económicas Grupo Bancolombia,

http://investigaciones.bancolombia.com. La inversión en pesos a precios constantes fue calculada por KPMG.

INVERSIONES Millones de $

Número de

ProyectosClasif.

2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

7 Comunicaciones 1.240 1.285 357 271 9427 Distribución 49.004 51.889 41.834 38.562 39.3578 Resto Inv. Mat. e Inmat. 9.646 5.588 7.569 5.066 4.492

15 Sistemas de Información. 1.546 2.772 1.260 850 878TOTAL 61.436 61.534 51.020 44.749 44.822

Cifras proyectadas: EEC

349.761372.404

400.433

430.260

465.546

511.160

186.475

226.482

234.544

241.136234.071 214.558

53%

61%59%

56%

50%

42%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

2012 2013py 2014py 2015py 2016py 2017py

$ M i l l o n e s

PATRIMONIO TOTAL PASIVORe aci n Pasivos Patrimonio

http://investigaciones.bancolombia.com/





103

la deuda. No obstante, la EEC proyectó crecimientos en las Obligaciones Financieras a Corto Plazo,a solicitar a los Bancos durante los tres primeros años de la proyección, a fin de financiar losproyectos de inversión previstos para todos los años.

Los niveles de endeudamiento proyectados disminuyen de un 35% en el 2012 a un 30% en el2017.

El patrimonio crece en un 8% promedio anual en razón a los resultados del ejercicio proyectados.

3.3. Flujo de Caja Proyectado


Disponibilidad Inicial de Caja 4.630 2.379 3.586 3.586 3.586 3.586

Total Ingreso 269.764 304.671 332.658 347.913 364.044 391.299

Ingresos por Venta de Energía al Usuario Final 224.195 248.543 268.964 275.428 294.051 317.108

Ingresos por Venta de Energía en Bolsa 317 61 71 71 72 85

Ingresos por Cargos por uso de STR y/o SDL 11.846 18.059 20.649 21.281 23.286 25.031

Ingresos Sudsidios FSRI 19.999 25.207 29.285 38.471 33.830 36.180

Otros Ingresos 13.407 12.801 13.689 12.662 12.804 12.895

Total Egresos 308.445 341.045 332.830 362.435 346.246 362.847

Gastos Diferentes a Operación Comercial 133.277 144.116 142.964 147.807 151.597 156.002

Remuneraciones 32.423 49.894 48.088 45.970 52.672 54.556

Costos O&M 61.243 65.602 72.459 70.878 72.519 74.260

Impuesto a la Renta 20.887 12.835 4.550 13.291 10.415 13.357

Otros Impuestos 16.579 11.357 11.305 9.605 9.351 9.467

Pago de Intereses 2.145 4.427 6.562 8.063 6.640 4.363

Gastos de Operación Comercial 127.615 127.277 138.818 165.053 151.157 163.289

Gastos por Compras de Energía en Bolsa 35.866 6.993 9.380 12.931 11.342 12.256

Gastos por Compras de Energía en Contratos de LP 68.326 78.945 84.133 110.402 91.666 99.635

Gastos por Cargos Asociados (LAC-ASIC) 23.423 41.339 45.306 41.720 48.149 51.398Otros Gastos 0 0 0 0 0 0

Giro Excedentes Contribuciones FSRI 0 0 0 0 0 0

Inversiones 47.553 69.651 51.048 49.575 43.492 43.555

Tecnología e Informática 1.065 2.875 3.424 1.332 1.006 741

Transmisión Regional y/o Distribución Local Expansión 5.417 5.571 7.096 6.311 3.906 3.968

Transmisión Regional y/o Distribución Local Reposición 27.852 36.077 34.887 34.447 33.828 34.362

Planeación y Control Pérdidas 62 2.008 492 733 709 763

Generación Reposición 6.062 11.443 1.818 4.617 1.369 1.391

Otras Inversiones 7.095 11.677 3.332 2.134 2.673 2.331

Ingresos - Egresos -38.681 -36.374 -172 -14.522 17.797 28.452

Disponibilida Final de Caja -34.051 -33.995 3.414 -10.936 21.384 32.038

Recursos de Crédito 36.430 37.581 172 14.522 -17.797 -28.452

Créditos 59.230 45.156 21.879 14.522 0 0

Amortizaciones -22.800 -7.575 -21.707 0 -17.797 -28.452

Saldo Final de Caja 2.379 3.586 3.586 3.586 3.586 3.586

Fuente: División de Tesorería y Finanzas EEC.

Afectación Caja por Inversiones (Inver./Ingresos) 17,63% 22,86% 15,35% 14,25% 11,95% 11,13%



104

EEC se apalanca con créditos: i) De Tesorería42 (corto plazo o máximo vencimiento de un año), yii)Mediante anticipos del vinculado económico Codensa por concepto de ADD 43

, durante los tresprimeros años proyectados y principalmente para la ejecución de las inversiones.

En los cinco años proyectados EEC invierte principalmente en la reposición y modernización (CostoO&M) de sus redes, líneas, cables e infraestructura de su STR y SDL.

Se observa que, a pesar de la adquisición de nuevos préstamos principalmente para la ejecución deproyectos de inversión para los tres primeros años proyectados, éstos son cubiertos tanto por losflujos generados anualmente como por el saldo en caja.

Conclusiones

• La entrada constante y sólida de ingresos operacionales proyectados por EEC, se debe a laadecuada gestión de recaudo y cobro de los servicios prestados.

• Se observó que en la medida en que EEC pueda controlar la efectiva ejecución programada delos proyectos de inversión, mayor serán los resultados financieros esperados.

•

Se observa una disminución proyectada del EBITDA

44

• El Margen de EBITDA crece de un 16%, para el año 2013, a un 24% en el 2017.

del 12% para el año 2013 respecto alaño anterior, debido a un mayor crecimiento de los costos con relación a los ingresosoperacionales en el año 2013. No obstante, a partir de ese año hasta el 2017 el EBITDA creceen un 18% promedio anual.

• Se observa que a pesar de la adquisición de nuevos préstamos principalmente para laejecución de proyectos de inversión para los primeros tres años proyectados, son cubiertostanto por los flujos generados anualmente como por el saldo en caja.

• La variable que EEC controla con mayor atención para la prestación del servicio de energíaeléctrica a sus usuarios que, en su mayoría son residenciales (90%), es la de mantenerestables los precios de compra de energía mediante la realización de contratos de compra deenergía en bloque con los generadores que realizando compras todos los meses en la bolsa.

• EEC realiza una adecuada gestión regulatoria, donde se consideran todas las variables que

afectan el desempeño del negocio.• Del análisis de las cifras presentadas en la proyección a cinco años no evidenciamos la

existencia de riesgos que puedan comprometer la viabilidad financiera, mientras se continúencumpliendo con los proyectos de inversión programados a la vigencia, se mantenga el controlde pérdidas de energía, continúe el mejoramiento de los indicadores de confiabilidad ymediante niveles controlados de la deuda.

42 A una tasa DTF + Spread de Mercado.43 Áreas de Distribución de Energía Eléctrica. 44 El Ebitda* se calculo para cada año tomando las siguientes cuentas del PUC 2006 de la SSPD (último establecido): (42 +43 – 51 – 53 – 62 - 63) + (510209 + 510210 + 510211 + 510212 + 510213 + 5340 + 5344 + 5345 + 750562 + 7520) + (5330+ 5331 + 7515)+ (5313 + 7565).



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X AnexosAnexo Número 1: Notas de los estados financieros del último períodoAnexo Número 2: Plantilla Indicadores y ReferentesAnexo Número 3: Matriz de Riesgos

Anexo Número 4: Plantilla Indicadores Clasificación por Nivel de RiesgosAnexo Número 5: Encuesta del Sistema de Control Interno Requerido por alSSPD.



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