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INFORME DE GESTIÓN 2018 TR-CO16.00613 CO-TR-CO16.00613 La energía de los nariñenses
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INFORME DE GESTIÓN
2018
TR-CO16.00613 CO-TR-CO16.00613
La energía de los nariñenses
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TABLA DE CONTENIDO
INFORME DE GESTIÓN
GESTIÓN
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23 ESTADOS FIN
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DICTAMEN ESTADOS
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OFICINAS ASESORAS Y
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La Electrificadora Nariñense fue constituida el 9 de agosto de 1955, me-
diante escritura pública número 2059 de la Notaría Cinco del Circuito de
Bogotá y aprobada por la Superintendencia de Sociedades, mediante la
Resolución 1055 del 24 de octubre de 1955.
El suministro de energía antes de la creación de CENTRALES ELÉCTRI-
CAS DE NARIÑO, se realizaba mediante pequeñas plantas hidráulicas,
cuyas capacidades estaban entre 20 y 50 Kw año: de esta manera los
municipios que disponían del servicio de energía eran: Cumbal, El Tambo,
Consacá, San José, Buesaco, Linares, Contadero, Potosí y Ricaurte.
Estas plantas fueron construidas con la participación de los municipios
respectivos y el departamento.
El suministro de energía eléctrica para la ciudad capital se efectuó median-
te la empresa eléctrica de pasto, creada por don Julio Bravo, con una plan-
ta construida sobre el Río Pasto, que fue puesta en operación en 1948,
con una capacidad de 2000 Kw amperios.
La Empresa se constituye en una Sociedad Anónima con la participación
de varios accionistas y se da impulso a partir de ese momento a varios
proyectos de gran envergadura que han permitido el suministro de energía
eléctrica no solo a la capital del Departamento de Nariño, sino a los demás
municipios.
RESEÑA HISTÓRICA
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Prestamos el servicio de Distribución, Comercialización y Generación de
energía eléctrica con criterios de sostenibilidad para satisfacer las nece-
sidades de nuestros usuarios, clientes y partes interesadas y fomentar el
desarrollo económico y social, generando bienestar en las zonas donde
suministramos el servicio.
En el año 2019 Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. será reconocida
entre sus grupos de interés por la calidad y atención del servicio, conti-
nuará la modernización de la infraestructura eléctrica e incrementará la
generación de energía, agregando valor a los accionistas y fomentando el
desarrollo sostenible, económico y social de la región.
La empresa de servicios públicos de Nariño CEDENAR S.A. E.S.P. para la
prestación de los servicios de Generación, Distribución y Comerciali-
zación de energía eléctrica busca la satisfacción de sus clientes y partes
interesadas cumpliendo la legislación, convenios, acuerdos, tratados y
compromisos voluntarios contraídos, comprometidos con la rentabilidad,
sostenibilidad y credibilidad por medio de la mejora continua del sistema
integrado de gestión basado en los siguienes objetivos:
• Ofrecer un servicio de energía eléctrica de calidad, oportuno y a precios
competitivos, para construir relaciones de largo plazo, por medio de un
enfoque basado en procesos que permita un adecuado control y gestión
de riesgos, la identificación de los actores involucrados, satisfacción de
sus necesidades, expectativas logrando eficiencia y eficacia empresarial.
MISIÓN
VISIÓN
POLÍTICA INTEGRADA DE GESTIÓN
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INFORME DE GESTIÓN
• Proteger, preservar la seguridad y salud de
los trabajadores, proveedores, terceros,
visitantes y partes interesadas, identi-
ficando los peligros, evaluando, valorando
los riesgos, estableciendo los respectivos
controles con el cumplimiento de la nor-
matividad aplicable al sistema de gestión
de seguridad y salud en el trabajo.
• Prevenir, gestionar los impactos ambienta-
les de los ecosistemas, comunidades que
promuevan la sostenibilidad y el coeficien-
te de los recursos naturales, la conserva-
ción del patrimonio cultural, natural, social
por medio de la educación, información y
participación.
• Gestionar el tratamiento de datos perso-
nales proporcionando las medidas técni-
cas, tecnológicas, humanas y administrati-
vas necesarias para otorgar seguridad a la
información física y electrónica evitando a
los titulares prejuicios o violaciones a sus
derechos.
• Garantizar la continuidad de los sistemas
de información con la documentación de
los activos que permita mitigar riesgos de
daño y proteger la información de amena-
zas.
• Garantizar la seguridad de la información,
fiabilidad, protección documental por me-
dio del manejo y custodia de acervo ar-
chivístico y procesos en el ciclo vital del
documento.
• Seleccionar proveedores de bienes y ser-
vicios bajo criterios de equidad, calidad y
costo, proporcionando un trato transpa-
rente, fundamentado en lineamientos de
eficiencia y competitividad.
• Proporcionar canales y flujos de comuni-
cación claros, dinámicos e innovadores
que generen confianza, credibilidad con
los actores de relaciones empresariales y
prestación de servicios, manteniendo la
identidad, prestigio diferenciador y consis-
tente en el mercado.
• El control interno se diseña, implementa y
gestiona como un proceso para asegurar
el logro de los objetivos operacionales, el
cumplimiento eficaz y eficiente en forma
objetiva, sistemática y homologada acor-
de con las mejores prácticas promoviendo
el compromiso individual de colaborado-
res y el autocontrol.
• Identificar y tratar los riesgos que permitan
la continuidad, sostenibilidad de los recur-
sos y negocios, fortaleciendo las estrate-
gias que garantizan prácticas y metodo-
logías adecuadas en el desarrollo de los
procesos.
• Realizar seguimiento, control y vigilancia a
contratistas, asociados comerciales y
terceros que prestan servicios a nombre
de la empresa en las etapas contractuales
garantizando el cumplimiento de su objeto
y la imágen empresarial.
• La política integrada de gestión y sus li-
neamientos son revisados anualmente, se
comunican y están a disposición de las
partes interesadas.
Jorge Chingual Vargas Gerente
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PRINCIPALES SUPLENTES
PEDRO ANTONIO BEJARANO SILVA PEDRO ENRIQUE PERICO CARVAJAL Director General IPSE Dirección Minería Empresarial
Ministerio de Minas y Energía
FRANCISCO MANUEL LUCERO C. JOSÉ ALEJANDRO RICO OLAYA Subdirector de Tesorería Asesor de la Secretaria General
Ministerio de Hacienda y Crédito Público Ministerio de Hacienda y Crédito Público
JOSE MANUEL MORENO CASALLAS RONALD GERARDO PACHECO REYES Asesor Despacho del Viceministro de Energía Asesor del Ministro de Hacienda y Crédito Público
Ministerio de Minas y Energía Ministerio de Hacienda y Crédito Público
JORGE ALBEIRO CHINGUAL VARGAS Gerente General
ESPERANZA NARVÁEZ RODRÍGUEZ MARCELA RODRÍGUEZ TIMARAN Subgerente Comercial Subgerente Gestión Energética
IVÁN LÓPEZ SALAZAR PEDRO ACOSTA REVELO Subgerente Distribución y Generación Subgerente Administrativo y Financiero
ILIANA CORTES BRAVO ANDRÉS VILLOTA ERAZO Jefe Oficina de Planeación y Sistemas (e). Jefe Oficina Jurídica
OSCAR PANTOJA CABRERA
Jefe Oficina Control Interno
ADMINISTRACIÓN
MIEMBROS JUNTA DIRECTIVA
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Instituto de Planificación y Promoción Soluciones Energéticas (IPSE)
Ministerio de Hacienda y Crédito Público
Ministerio de Minas y Energía Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P.
Municipio de Pasto
Departamento de Nariño
Municipio de Túquerres
Municipio de Iles
Municipio de Tangua
Municipio de Ipiales
Municipio de Guaitarilla
Municipio de Taminango
Municipio de Mallama
Municipio de Funes
Municipio El Contadero
Municipio de Pupiales
Municipio de Potosí
Municipio de Carlosama
Municipio de Córdoba
Municipio de Imués
Municipio de La Unión
Municipio de Guachavez
Municipio de Guachucal
Municipio de Buesaco
Municipio de San José de Albán
Municipio de El Tablón Municipio de Aldana
Municipio de Gualmatán
Municipio de Ospina
Municipio de San Lorenzo
Municipio de Puerres
Municipio de Sandoná
Municipio de Cumbal
Municipio de Samaniego
Municipio de El Tambo
Comité de Cafeteros
Juan Bravo Pérez
Sergio Antonio Ruano
ACCIONISTAS
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DE GESTIÓN
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Señores Accionistas
Nos permitimos presentar el informe de gestión del ejercicio 2018 de CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P., destacándose los principales logros acordes a las directrices de la Junta Directiva, así:
En el año 2018, la Junta Directiva sesionó en 11 oportunidades en las cuales se aprobaron entre otros: el Presupuesto de Ingresos y Gastos 2018, los Planes Estratégicos de los años 2018 y 2019 y proyectos importantes como la ejecución de los contratos interadministrativos celebrados con el Ministerio de Minas y Energía y el Fondo Todos Somos Pazcífico, con el propósito de ampliar la cobertura y prestar el servicio de energía eléctrica, así como la construcción de redes eléctricas de media y baja tensión, subestaciones eléctricas y alimentadores 34,5 kV en los municipios de Tumaco, Barbacoas, Roberto Payan, Cumbal, Ricaurte, Cumbitara, Samaniego y Olaya Herrera, con más de 9.340 usuarios beneficiarios.
El Ministerio de Minas y Energía suscribió con CEDENAR S.A. E.S.P. el contrato 680 del 29 de diciembre de 2017, con el objeto de transferir a CEDENAR el uso y goce de los activos que con- forman la “Línea de Interconexión eléctrica a 115 kV desde Popayán a Guapi – Costa Pacífica – Cauca – Nariño y subestaciones Asociadas” proyecto que se realizó con recursos del Ministerio y fue construido por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. – ISA.
La línea en mención se energizó con el Sistema Interconectado el 18 de mayo de 2018, dando energía a las nueve (9) cabeceras de los municipios de: Guapi, Timbiquí, López de Micay en el Cauca y Santa Bárbara (Iscuandé), El Charco, La Tola, Olaya Herrera (Satinga), Mosquera y Fran- cisco Pizarro (Salahonda) en el departamento de Nariño.
A la fecha CEDENAR S.A. E.S.P. viene suministrando la energía a estos municipios y operando las líneas de interconexión y las subestaciones asociadas sin interrupción, atendiendo el manteni- miento para garantizar confiabilidad y calidad del servicio las 24 horas del día durante todo el año. Igualmente se han atendido diligentemente las emergencias presentadas que dejan sin el servicio a estas poblaciones.
La empresa ha hecho presencia en los municipios mediante campañas de socialización del servicio en temas de URE y cultura de pago, por otro lado, atendiendo lo relacionado con el mantenimiento de los compromisos ambientales adquiridos de los procesos judiciales de imposición de servidum- bres del proyecto.
Adicionalmente, se autorizó la participación en la subasta de compra de energía no convencional en 189.111 MWh en un periodo de 10 años.
INFORME DE GESTIÓN DE JUNTA
DIRECTIVA Y GERENCIA GENERAL
A LA ASAMBLEA GENERAL DE
ACCIONISTAS AÑO 2018 2
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A diciembre de 2018 se prestó el servicio de energía eléctrica a 432.490 usuarios, de estos, 14.390 corresponden a nuevas conexiones, con una variación positiva de 3,44% respecto al año anterior.
La demanda total fue de 726.190 MWh superando la meta proyectada de 706.107 MWh, debido al suministro de energía para el proyecto de interconexión Cauca – Nariño.
Las ventas de energía ascendieron a 577.499 MWh por valor de $234.278 millones, presentando una reducción del 2,19% con respecto al año anterior; esta disminución se debe principalmente a la terminación de la opción tarifaria del año 2017 y al cambio de metodología de la facturación en sitio.
Las compras de energía reportadas por XM en el año 2018 fueron de 726.190 MWh, discriminado de la siguiente manera: 520.698 MWh (72%) a través de contratos bilaterales, 172.192 MWh (24%) generación propia y 33.300 MWh (4%) compras de energía en bolsa.
1. COMERCIALIZACIÓN
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INFORME DE GESTIÓN
Respecto al indicador de Recaudo sin Zona Pacifico, se superó la meta del 98,10% establecida por la Junta Directiva, logrando el 99,5% al mes de diciembre de 2018. De igual forma en la Zona Pa- cifico se obtiene un resultado del 78,10% cumpliendo por primera vez la meta establecida del 78%.
A diciembre de 2018 la cartera vencida (mayor a 60 días) de CEDENAR S.A.E.S.P., es de $ 68.926 millones; de éstos $ 63.836 millones corresponden a la zona Pacífico (92,6%) y únicamente $5.089 millones (7,4%) pertenecen a las zonas Centro, Sur, Norte y Occidente, las cuales tienen el 87,4% de los usuarios de la empresa.
Los subsidios causados fueron de $ 84.969 millones y las contribuciones de $12.173 millones, dis- minuyendo los subsidios respecto al año anterior en $3.102 millones, que equivalen al 3,5%. Los giros de la Nación fueron de $ 77.653 millones para cubrir el déficit de los años 2017 por un valor de $30.733 y 2018 de $46.920 millones, por lo anterior se registra un déficit a 31 de diciembre de 2018 de $ 25.876 millones.
En el año 2018 CEDENAR S.A.E.S.P atendió 31.898 Peticiones, Quejas y Recursos (PQR´S) tanto verbales como escritas en las ocho sedes de la empresa ubicadas en: Pasto, Ipiales, Tumaco, Tú- querres, Sandoná, La Unión, la Cruz y San Pablo; además 1.339 PQR´S por página Web y 92.467 llamadas por el Contact Center (línea 115).
Adicionalmente, la empresa cuenta con una oficina móvil con la cual se realizaron brigadas en 60 lo- calidades de los municipios del departamento de Nariño, con una atención integral a nuestros usuarios.
2. GESTIÓN ENERGÉTICA
El índice de pérdidas de energía desde el año 2003 a diciembre de 2018, presenta una reducción de 28.74 puntos porcentuales, comportamiento que ha impactado positivamente en el nivel de ingresos de la empresa y generando la cultura de uso racional y legal del servicio de energía eléctrica.
El Índice de Pérdidas Totales al mes diciembre de 2018 es del 15,70%, incrementado en 1.11 pun- tos porcentuales con respecto a igual mes del año 2017, explicado principalmente por la culmina- ción del efecto de energía facturada en el programa de facturación en sitio de 13.634 MWh (durante el periodo julio-octubre de 2017); en los últimos dos meses del año 2018, se recupera la tendencia decreciente del IPT resultante de la continuación de los trabajos y ejecución de actividades dirigi- das a la disminución del indicador y recuperación de energía eléctrica a nivel departamental.
En cumplimiento con lo establecido en el artículo 39 de la resolución CREG 038 de 2014, el Admi- nistrador del Sistema de Intercambios Comerciales – ASIC, contrató la verificación quinquenal de las fronteras de comercialización y generación de CEDENAR S.A. E.S.P. reportadas ante el ASIC, con el fin de garantizar los requisitos establecidos en el código de medida. Es así como de las 33 fronteras reportadas al ASIC, se auditó una muestra correspondiente a 5 fronteras entre agentes, 13 fronteras de usuarios no regulados y 4 fronteras de generación, para un total de 22 fronteras, las cuales en su informe final de verificación obtuvieron resultado Conforme.
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El Centro de Gestión de Medida de CEDENAR S.A. E.S.P. se encargó de realizar los trabajos perti- nentes previos a esta verificación y el acompañamiento adecuado durante la misma, para asegurar el cumplimiento técnico y documental en cada una de las fronteras, logrando obtener la conformi- dad en todos los requisitos solicitados por los verificadores, garantizando el cumplimiento de cada uno de los requisitos definidos por el código de medida.
Es importante resaltar que en cumplimiento a la resolución CREG 015 de 2018, se presentó a la CREG el plan de reducción de pérdidas no técnicas, acorde a los lineamientos contemplados inclu- yendo una senda para el periodo 2019-2024, la que una vez aprobada será de estricto cumplimiento y traerá consigo modificación de las fórmulas tarifarias y remuneración del plan de pérdidas vía tarifas.
3. DISTRIBUCIÓN
CEDENAR S.A. E.S.P. atiende a 432.490 clientes-usuarios en el departamento de Nariño, con una infraestructura eléctrica de 581 kilómetros de red de 34,5 kV y 6.559 de 13,2 kV y aproximadamen- te 14.691 trasformadores de distribución, con la cual se presta un servicio que mejora continua- mente bajo estándares de calidad y confiabilidad.
Es significativo mencionar que bajo el compromiso de universalización del servicio de energía eléc- trica en el territorio donde CEDENAR S.A. E.S.P. está presente, la cobertura en las áreas urbanas es del 99,96% y un 90,86% en las zonas rurales.
Durante el año 2018, se realizó la entrega por parte del Ministerio de Minas y Energía a la empre- sa de uno de los proyectos más importantes de interconexión nacional para el sur-occidente del país: el proyecto de la Zona Pacífica de los departamentos de Cauca y Nariño, que se denominó “COCANA” a 115 kV.
El proyecto consta de nueve subestaciones, dos de ellas en 115 kV que se consideran como sub- estaciones atendidas y las otras siete en el nivel de 34.5 kV, las cuales son no atendidas; la cone- xión de estas subestaciones se realiza por medio de 517 km de red de los cuales 220 km son a nivel de 115 kV y 271 km son de 34.5 kV.
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INFORME DE GESTIÓN
CEDENAR S. A. E.S.P. conforme a lo establecido en el Acuerdo CNO 646, declara en operación comercial el proyecto Subestación Jardinera 115/34.5/13.8 kV 40 MVA a partir del 31 de octubre de 2018, siendo éste un logro de gran relevancia a nivel empresarial y en general, un orgullo para la población nariñense.
4. GENERACIÓN
En cuanto a la generación propia, se supera la meta anual establecida, logrando generar 172.192 MWh/año, la cual se constituye en la mayor generación histórica lograda por CEDENAR S.A. E.S.P.
5. INFORME FINANCIERO
La Contraloría General de la República fenece la cuenta fiscal de CEDENAR S.A. E.S.P., para la vigencia del año 2017 con opinión limpia o sin salvedades de los Estados Financieros, un concepto sobre la efectividad del control interno financiero de eficiente y una opinión razonable del presu- puesto debido a que fue preparado y ejecutado en todos los aspectos materiales de conformidad con la normatividad presupuestal aplicable.
Se gestionó ante el DNP y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público la autorización de un crédito bancario por valor de $16.000 millones a 10 años, con 2 años de gracia, a una tasa de interés del DTF + 1,70% T.A., para fondear proyectos de inversión en remodelación de redes eléctricas y re- potenciación de la PCH Julio Bravo.
ESTADO DE LA SITUACIÓN FINANCIERA
Fuente: Dependencia Contabilidad
En el período 2018 el estado de situación financiera presentó un activo total de $666.122 millones con un incremento del 0,2% con respecto al periodo anterior.
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INFORME DE GESTIÓN
El activo corriente disminuyó en $10.112 millones y representa el -7%, generado por el efectivo y su equivalente justificado principalmente por: La cancelación de dividendos por $18.255 millones. Amortización de crédito bancario y pago de intereses por $7.750 millones. Los pagos asumidos por la Empresa para el proyecto de Interconexión Cauca - Nariño por
$10.974 millones. La deuda del Ministerio de Minas y Energía por $25.876 millones causados por subsidios lega-
les a estratos bajos. La deuda del Ministerio de Minas y Energía por $12.741 millones correspondiente a subsidios de
Zonas No Interconectadas.
El activo no corriente tuvo un incremento del 2%, situación que se reflejó en la inversión en Capex por un valor de $41.745 millones.
El pasivo total fue de $325.045 millones con una disminución de $13.140 millones con respecto al año 2017 que corresponde al -4% de variación.
El pasivo corriente aumentó en $10.704 millones que representa el 12% ocasionado principal- mente por las cuentas por pagar a proveedores, situación que afectó el indicador de la rotación de cuentas por pagar y por ende el indicador de liquidez.
El Pasivo no corriente disminuyó en $23.844 millones y representa una variación del -10%, como resultado principalmente del estudio actuarial para pensiones de jubilación y el impuesto diferido de renta.
El patrimonio de los accionistas se incrementó en $14.271 millones que representa el 4% con respec- to al periodo anterior y asciende a $341.076 millones como resultado de la disminución del pasivo.
Fuente: Dependencia contabilidad
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El estado de resultados presenta ingresos operacionales por $390.663 millones, disminuidos en $11.532 millones que representan el -3% con respecto al periodo anterior.
Los costos de ventas fueron del orden de $331.844 millones y presentaron un incremento de $8.584 millones que corresponde al 3% de variación.
El resultado bruto en ventas fue de $58.819 millones con una disminución del -25% con respecto al periodo anterior, la variación se justifica por:
En el año 2017 se facturaron ingresos adicionales por opción tarifaria y transición de cambio de metodología a facturación en sitio por $16.612 millones.
Aumento en los costos de ventas del año 2018 principalmente por el cargo de restricciones del orden de $6.542 millones.
Los gastos de administración crecieron en el 7% con respecto al periodo anterior debido al incre- mento salarial, entre otros.
Las provisiones aumentan por el deterioro de las cuentas por cobrar generadas en el suministro de energía para el proyecto Interconexión Cauca – Nariño por valor de $6.216 millones, afectando la utilidad operacional que disminuyó en el -57% y pasando de $43.607 millones en 2017 a $18.600 millones en 2018.
El resultado no operacional neto fue positivo y presenta un incremento de $1.558 millones con respecto al año 2017.
Producto de los resultados anteriores, la empresa obtuvo una utilidad neta de $9.047 millones inferior a la del año 2017 que cerró en $26.023 millones, producto de la disminución de ventas, el incremento de las restricciones y la provisión de la deuda por suministro de energía del proyecto Interconexión Cauca – Nariño.
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO El saldo final de caja pasa de $15.710 millones a $5.815 millones, en este periodo la empresa no generó flujo de efectivo y utilizó la disponibilidad inicial para fondear sus actividades, afectando las obligaciones que se deben garantizar con la caja mínima.
En el año 2018 el flujo de efectivo fue impactado principalmente por el no pago oportuno de subsi- dios tanto de ZNI, como de energía para estratos bajos y los pagos asumidos por la empresa para atender el proyecto Interconexión Cauca - Nariño que ascendieron en total al final del periodo a
$49.591 millones.
EJECUCIÓN PRESUPUESTAL El presupuesto de Ingresos y gastos para la vigencia 2018, se aforó en $607.395 millones, incre- mentándose con respeto al año 2017 en $59.871 millones.
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EJECUCIÓN DE INGRESOS (Millones de $)
Niv
Concepto Presupuesto
2018
Recaudo
Acumulados
Porcentaje (%)
Ejecución
0000 DISPONIBILIDAD INICIAL 27.390 18.059 65,9%
1000 INGRESOS CORRIENTES 543.492 472.085 86,9%
2000 INGRESOS DE CAPITAL 36.512 26.408 72,3%
TOTAL INGRESOS VIGENCIA 580.005 498.493 85,9%
TOTAL INGRESOS + D.INICIAL 607.395 516.552 85,0%
Fuente: Dependencia de presupuesto
La disponibilidad inicial fue de $18.059 millones de los cuales $13.724 millones corresponden a recursos propios y $4.335 millones de fondos especiales.
Los ingresos corrientes se generan principalmente por venta de energía, subsidios y contratos con el Ministerio de Minas y Energía, por su parte los ingresos de capital incluyen la recuperación de cartera vigencia anterior y crédito bancario. El total de ingresos recaudados alcanzó el 85% res- pecto al total presupuestado.
EJECUCIÓN DE GASTOS (Millones de $)
Clasif.
CONCEPTO
Presupuesto
2018
Ejecución
Presupuestal
Porcentaje
(%) Ejecución
A GASTOS DE FUNCIONAMIENTO 104.808 103.407 98,7%
B GASTOS DE OPERACIÓN COMERCIAL 56.410 54.645 96,9%
C DEUDA PUBLICA 9.357 7.805 83,4%
D GASTOS DE INVERSION 430.628 404.624 94,0%
TOTAL GASTOS 601.203 570.481 94,9%
DISPONIBILIDAD FINAL 6.192 TOTAL GASTOS MAS DISPONIBILIDAD FINAL 607.395
Fuente: Dependencia de Presupuesto
Para llevar a cabo el plan de acción anual en actividades de generación, distribución y comerciali- zación de energía eléctrica, se ejecutaron gastos en: funcionamiento, operación comercial, servicio de la deuda e inversión.
Se resalta la ejecución de gastos de inversión por $404.624 millones que corresponden al 71% del presupuesto de gastos, comprometidos en infraestructura eléctrica $51.474 millones, en compras de energía $189.890 millones, AOM Interconexión Cauca - Nariño y ZNI $51.178 millones y contra- tos FAER, PRONE, FAZNI y PAZCIFICO $112.082 millones.
De otra parte, CEDENAR S.A E.S.P., pagó la suma de $33.615 millones por impuestos y contribu- ciones, discriminados de la siguiente manera:
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IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES (Millones de $)
Detalle Valor Pagado
Impuestos de renta y Complementarios 22.430
Impuestos de Industria y Comercio 3.074
Impuestos de estampillas, vehículos, alumbrado, uso de agua, etc. 4.413
Gravamen a los movimientos Financiero - GMF 938
Impuesto Predial 114
Contribuciones 2.647
TOTAL 33.615
Fuente: Dependencia de Presupuesto
6. ASPECTOS ADMINISTRATIVOS
A 31 de diciembre de 2018, la planta de personal se encuentra compuesta por 569 trabajadores. El número de jubilados es de 502; en el último año la empresa continuó con la gestión de la com- partibilidad pensional al tramitar la pensión de vejez de aquellos jubilados que no lo han hecho vo- luntariamente ante COLPENSIONES, de esta manera se logró el recaudo de $1.132 millones por concepto de retroactivos pensionales y un ahorro significativo en el pago de mesadas.
CEDENAR S.A. E.S.P. está comprometida con la seguridad y salud de los trabajadores garantizan- do los recursos básicos para el cumplimiento de las actividades definidas en el Sistema.
En el mes de noviembre de 2018, se realizó la auditoria interna para verificar el cumplimiento de los estándares mínimos establecidos en el Decreto 1072 de 2015 y la Resolución 1111 de 2017, determinando un porcentaje de cumplimiento del 94,5%, frente al 89,5% del año 2017.
De igual manera, se culminó la construcción de cubierta y adecuación de la cancha deportiva en la sede principal, con lo que se promueve e impulsa la actividad deportiva, la integración entre los trabajadores y el fomento del estilo de vida saludable, como también se realizaron mejoras en las instalaciones de las Zonas y Seccionales.
7. SISTEMA DE GESTIÓN INTEGRADO
Respecto al sistema de Gestión Integrado se atendió la Auditoria Externa del ICONTEC, lográndo- se la certificación en la transición de la norma ISO-9001:2015 para los negocios de Generación, Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica para el Departamento de Nariño.
8. SISTEMA DE CONTROL INTERNO
A 31 de diciembre de 2018, la Oficina de Control Interno ejecutó 13 Auditorias Integrales a dife- rentes procesos en las zonas y seccionales del Departamento de Nariño con un cumplimiento del 100% del plan de acción, debidamente aprobado por la administración, donde se detectaron algu- nas observaciones que fueron objeto de planes de mejoramiento y una vez evaluados se logró un resultado SATISFACTORIO con un cumplimiento del 90%.
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INFORME DE GESTIÓN
Se evaluó el avance del plan de mejoramiento suscrito para la Contraloría General de la República en respuesta al proceso de auditoría financiera adelantado para la vigencia 2017 y con corte a 31 de diciembre de 2018, obteniendo un resultado SATISFACTORIO con un porcentaje de cumplimiento del 93,96% de las metas fijadas.
Se evaluó la efectividad del sistema de Control Interno del año 2017, bajo la metodología del DAFP Departamento Administrativo de la Función Pública, encontrando un avance del 4,18% lo que nos de- muestra un desarrollo OPTIMO, ubicándose dentro de un rango SATISFACTORIO. De igual manera, se adelantó la evaluación del Sistema de Control Interno Contable de CEDENAR S.A E.S.P, con corte a 31 de diciembre de 2017, entregando un resultado de 4,98 puntos sobre una escala de 5, indicando que el Sistema de Control Interno Contable de nuestra organización es EFICIENTE, estos informes fueron reportados a los entes de control externos.
Se adelantó el proceso de revisión y evaluación documental y en campo de usuarios en el departamen- to de Nariño susceptibles de depuración contable por un total de 3.576 usuarios y por un valor a depurar de 491’080.350, los que fueron sometidos a la aprobación del Comité de saneamiento contable.
Se adelantaron socializaciones sobre el Código de Ética, Buen Gobierno Corporativo y Manual de Transparencia y los Mecanismos para la Transparencia y Acceso a la Información Pública; Racionali- zación de trámites y mejora de la Atención al Ciudadano.
9. ASPECTOS JURÍDICOS
A 31 de diciembre de 2018, la Oficina Jurídica ejerció la defensa judicial en un total de 157 procesos, de los cuales 67 corresponden a asuntos de naturaleza contencioso administrativo, 61 procesos laborales, 3 civiles, 5 acciones populares y 21 acciones de tutela.
Se destaca que en materia contencioso administrativa en lo referente a procesos de reparación directa, se profirieron sentencias en segunda instancia a favor de CEDENAR S. A E.S.P., por valor de $423 mi- llones y de primera instancia por valor de $3.331 millones. En materia laboral se profirieron sentencias absolutorias para la Empresa por valor de $373 millones. De otra parte, se logró conciliar la suma de
$177 millones por las pretensiones reclamadas del orden de los $1.303 millones. Del valor conciliado, fueron cancelados $161 millones por la Aseguradora LA PREVISORA S. A, en razón a la póliza de responsabilidad civil extra contractual y la suma de $16 millones por CEDENAR S. A E.S.P.
Así mismo la Oficina Jurídica, está liderando el programa de prevención de daño antijurídico con el fin de evitar la ocurrencia de accidentes eléctricos, que a la postre se traducen en demandas de Respon- sabilidad Civil Extracontractual en contra de la Empresa.
Con lo anterior se refleja el compromiso institucional con la región y sus accionistas, en procura del mejoramiento constante.
Atentamente,
JOSÉ MANUEL MORENO CASALLAS JORGE A. CHINGUAL VARGAS PRESIDENTE JUNTA DIRECTIVA GERENTE GENERAL
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DE GESTIÓN
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Subestación San Martín.
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CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P.
ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA
(En miles de pesos Colombianos, al 31 de diciembre de 2018 y 2017)
31 de diciembre 31 de diciembre
2018 2017 2018 2017
ACTIVO
ACTIVOS CORRIENTES:
PASIVOS Y PATRIMONIO NETO
PASIVOS CORRIENTES:
Efectivo y equivalentes en efectivo (Nota 5) $ 5.815.100 $ 15.709.993 Préstamos por pagar (Nota 16) $ 6.996.665 $ 4.093.174
Inversiones e instrumentos derivados (Nota 6) - 437.920 Cuentas por pagar (Nota 17) 53.860.726 38.736.465
Cuentas por cobrar (Nota 8) 84.959.023 85.036.974 Impuestos y contribuciones (Nota 18) 23.661.489 30.509.575
Prestamos por cobrar (Nota 9) 590.286 87.640 Beneficios a empleados (Nota 19) 13.383.117 14.125.196
Inventarios (Nota 11) 9.029.254 9.054.455 Otros pasivos (Nota 20) 2.455.364 2.188.933
Otros activos (Nota 15) 32.583.794 32.762.562
Total activos corrientes $ 132.977.457 $ 143.089.544 Total pasivos corrientes $ 100.357.361 $ 89.653.343
ACTIVOS NO CORRIENTES: PASIVOS NO CORRIENTES:
Inversiones al costo- acciones ordinarias (Nota 7) $ 122.694 $ 122.694 Préstamos por pagar (Nota 16) $ 56.062.494 $ 52.499.997
Inversiones en asociadas (Nota (10) 1.597.132 1.574.952 Cuentas por pagar (Nota 17) - 40.594
Cuentas por cobrar (Nota 8) 542.842 443.651 Beneficios a empleados (Nota 19) 80.100.349 96.928.098
Prestamos por cobrar (Nota 9) 800.468 416.395 Litigios y demandas (Nota 21) 28.469.949 29.624.060
Propiedad, planta y equipo (Nota 12) 525.654.147 511.997.959 Impuestos diferidos (Nota 30) 60.054.758 69.439.205
Propiedades de inversión (Nota 13) 134.964 136.978
Activos intangibles (Nota 14) 705.084 976.013 Total pasivos no corrientes $ 224.687.550 $ 248.531.954
Otros activos (Nota 15) 3.586.754 6.232.851
Total pasivos $ 325.044.911 $ 338.185.297
Total activos no corrientes $ 533.144.085 $ 521.901.493
PATRIMONIO NETO
Capital suscrito y pagado (Nota 22)
$ 91.671.180
$ 91.671.180
Prima en colocación de acciones (Nota 22) 8.371.606 8.371.606
Reservas (Nota 23) 15.793.055 13.190.740
Resultados de ejercicios anteriores (Nota 24) 11.710.420 -
Resultado del ejercicio 9.047.436 26.023.156
Impactos transición al nuevo marco de regulación (Nota 31)
Ganancias o pérdidas planes beneficios a empleados
217.791.048 212.109.720
(13.308.114) (24.560.662)
(Nota 19)
Total patrimonio neto $ 341.076.631 $ 326.805.740
Total activos
$ 666.121.542 $ 664.991.037
Total pasivos y patrimonio
$ 666.121.542
$ 664.991.037
Cuentas de orden deudoras fiscales $ 217.991.918 $ 272.025.256 Cuentas de orden acreedoras pasivos contingentes $ 16.079.364 $ 36.539.440
Cuentas de orden deudoras de control $ 813.713.929 $ 816.982 Cuentas de orden acreedoras fiscales $ 217.991.918 $ 272.025.256
Cuentas de orden acreedoras de control $ 356.473.189 $ 345.815.027
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INFORME DE GESTIÓN
CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P.
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRAL
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017
(En miles de pesos Colombianos)
2018 2017
Ingresos Operacionales (Nota 25) $ 390.662.422 $ 402.195.153
(-) Costo de ventas (Nota 26) 331.843.626 323.260.372
Ganancia bruta 58.818.796 78.934.781
(-) Gastos de administración y operación (Nota 27) 22.502.890 20.993.444
(-) Deterioro, provisiones, depreciaciones y amortizaciones (Nota 28) 17.715.790 14.334.446
Ganancia en operaciones 18.600.116 43.606.891
(+) Otros ingresos (Nota 29) 15.110.957 12.743.136
(-) Otros gastos (Nota 30) 12.437.090 11.626.867
Ganancia antes de impuesto 21.273.983 44.723.160
(-) Impuestos a las ganancias corriente periodo actual (Nota 31) 18.833.006 23.188.427
(-) Impuestos a las ganancias corriente periodo anterior (Nota 31) 318.815 -
(+) Impuestos a las ganancias diferido (Nota 31) 6.925.274 4.488.423
GANANCIA DEL AÑO $ 9.047.436 $26.023.156
OTRO RESULTADO INTEGRAL
Ganancias o perdidas por planes de beneficios a empleados (Nota 19) 14.476.924 (15.104.466)
Impuesto diferido por planes de beneficios a empleados (3.224.376) 2.805.711
RESULTADO INTEGRAL TOTAL $20.299.984 $13.724.401
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CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P.
ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017
(En miles de pesos colombianos)
Capital emitido
Prima en
colocación de
acciones
Reservas
Resultado de
ejercicios
anteriores
Resultado del
ejercicio
Impactos por la
transición al
nuevo marco de
regulación
Ganancias o
pérdidas por
planes de
beneficios a
empleados
Total
SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2016
$ 91.671.180
$ 8.371.606
$ 5.120.485
$ (812.254)
$ 30.702.544
$ 212.109.720
$ (12.261.907)
$ 334.901.374
Aumento de reserva legal - - 3.070.255 - (3.070.255) - - -
Aumento de reserva ocasional - - 5.000.000 - (5.000.000) - - -
Dividendos decretados - - - - (21.820.035) - - (21.820.035)
Otro
resultado integral del año - - - - - - (12.298.755) (12.298.755)
Compensación Perdida por conversión Resolucion 414 CGN resultado 2015 - - - 812.254 (812.254) - - -
Utilidad del año - - - - 26.023.156 - - 26.023.156
Otro resultado integral del año - - - - - - 11.252.548 11.252.548
Utilidades retenidas - - - 11.710.420 (11.710.420) - - -
Efecto de la reducción de tasa de tributación
sobre diferencias temporales registrados en
patrimonio en la transición a la Resolución 414
CGN
- - - - - 5.681.328 - 5.681.328
Utilidad del año - - - - 9.047.436 - - 9.047.436
SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 $ 91.671.180 $ 8.371.606 $ 15.793.055 $ 11.710.420 $ 9.047.436 $ 217.791.048 $ (13.308.114) $ 341.076.631
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SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2017 91.671.180 8.371.606 13.190.740 - 26.023.156 212.109.720 (24.560.662) 326.805.740
Aumento de reserva legal - - 2.602.315 - (2.602.315) - - -
Dividendos decretados - - - - (11.710.421) - - (11.710.421)
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CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P.
ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017
(En miles de pesos colombianos)
2018 2017
Ingresos de actividades ordinarias
Ingresos por otros servicios
Ingresos extraordinarios
Incremento de otros pasivos de terceros
Sobrantes y aprovechamientos
Pago por cuenta de terceros
Pago Cuentas Comerciales por pagar
Pagos de personal activo y jubilado
Pago impuestos corrientes
Pago de otros pasivos contingentes (656.610) (1.477.110)
TOTAL FLUJO DE OPERACION 44.711.195 48.731.000
Cancelación de inversiones
Venta de activos
Compra de propiedad, planta y equipo
Inversión en Intangibles (162.876) (90.033)
TOTAL DE FLUJO DE INVERSION (41.403.340) (50.449.395)
FLUJO DESPUES DE FINANCIACION (9.894.893) (1.793.054)
INCREMENTO NETO EN EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO (9.894.893) (1.793.054)
EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO DE USO
RESTRINGIDO AL PRINCIPIO DEL PERIODO 1.267.180 1.612.521
EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO, AL PRINCIPIO DEL PERIODO 14.442.813 15.890.526
EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO DE USO
RESTRINGIDO AL FINAL DEL PERIODO
788.873 1.267.180
EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO, AL FINAL DEL PERIODO 5.026.227 14.442.813
TOTAL EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO, AL FINAL DEL PERIO $ 5.815.100 $ 15.709.993
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$ 390.614.154 $ 385.059.283
5.279.356 4.627.944
907.274 -
1.473.925 977.661
20.999 31.716
(10.973.866) -
(269.304.966) (271.275.485)
(40.404.794) (38.031.574)
(32.244.277) (31.181.435)
437.920 246.604
66.920 154.745
(41.745.304) (50.760.711)
FLUJO DESPUES DE INVERSION 3.307.855 (1.718.395)
Nuevos pasivos financieros largo plazo 10.000.000 18.478.994
Rendimiento y descuentos financieros netos 720.267 2.078.719
Recaudos de préstamos de vivienda 155.866 82.666
Amotización de pasivos financieros (3.534.011) -
Nuevos préstamos de vivienda (579.794) (281.903)
Costos financieros (1.246.795) (1.916.609)
Prestamos a accionistas (462.791) -
Pago de dividendos (18.255.490) (18.516.526)
TOTAL DE FLUJO DE FINANCIACION (13.202.748) (74.659)
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INFORME DE GESTIÓN
CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. – CEDENAR S.A. E.S.P.
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017 (Valores en miles de pesos colombianos, excepto cuando se indique lo contrario)
1. INFORMACIÓN GENERAL
Operaciones - Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. (en adelante la Empresa o
CEDENAR), es una empresa de servicios públicos mixta, constituida como sociedad por
acciones, sometida al régimen general de las empresas de servicios públicos domiciliarios
y que ejerce su actividad dentro del ámbito del derecho privado como empresario mercantil.
Constituida mediante escritura pública No. 2059 del 9 de agosto de 1955 de la Notaría
Quinta de Bogotá, inscrita en la Cámara de Comercio el 9 de agosto de 1955, bajo el No.
0064 del Libro IX, con Matrícula Mercantil No. 000933-04. La duración de la sociedad es
indefinida. El objeto de la sociedad lo constituye la prestación del servicio público de energía
eléctrica y sus actividades complementarias de generación, distribución y comercialización,
así como la prestación de servicios conexos o relacionados con la actividad de servicios
públicos, de acuerdo con el marco legal y regulatorio.
2. BASES DE ELABORACIÓN Y PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES
Bases de Presentación – La Empresa prepara sus estados financieros de conformidad
con las disposiciones contenidas en la Ley 1314 de 2009 y en la Resolución 414 de 2014,
modificada por la Resolución 607 del 14 de octubre de 2016 emitidas por la Contaduría
General de la Nación, en adelante CGN, en las cuales se incorpora al Régimen de
Contabilidad Pública, el marco normativo aplicable para algunas empresas sujetas a su
ámbito y se modifican las normas para el reconocimiento, medición, revelación y
presentación de los hechos económicos de empresas que no cotizan en el mercado de
valores, y que no captan ni administran ahorro del público, respectivamente.
Adicionalmente, la empresa aplicó la Resolución CGN 139 de 2015, modificada por la
Resoluciones CGN 466 de 2016 y 596 del 2017, que establece el plan de cuentas a utilizar
para efectos de registro y reporte a la Contaduría General de la Nación y la Resolución
No.SSPD-20161300013475 de 2016 de la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios por la cual se establecen los requerimientos de información financiera para
las personas prestadoras de servicios públicos domiciliario.
Así mismo, aplicó la Resolución CGN 525 de 2016 la cual incorpora al Régimen de
Contabilidad Pública la norma de proceso contable y sistema documental contable,
modificada por la Resolución CGN 385 de 2018, y la Resolución CGN 310 de 2017 por la
cual se incorpora al Marco Normativo el procedimiento contable para el registro de los
procesos judiciales, arbitrajes, conciliaciones extrajudiciales y embargos sobre cuentas
bancarias
Bases de Preparación – La empresa tiene definido por estatutos efectuar un corte de sus
cuentas, preparar y difundir estados financieros de propósito general una vez al año, el 31
de diciembre de 2018. Para efectos legales en Colombia, los estados financieros principales
son los estados financieros individuales, los cuales se expresan en pesos colombianos, por
ser la moneda de presentación o reporte para todos los efectos. La
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18
31
moneda funcional es el peso colombiano, que corresponde a la moneda del entorno
económico principal en el que opera la empresa.
Los estados financieros de CEDENAR al 31 de diciembre de 2016, correspondieron a los
primeros estados financieros preparados de acuerdo con las Normas de la CGN Resolución
414 de 2004 armonizadas con las Normas Internacionales de Información Financiera NIIF,
para empresas que no cotizan en el mercado de valores, y que no captan ni administran
ahorro del público. Estos estados financieros fueron preparados sobre la base de costo
histórico, excepto por la medición a valor razonable de ciertos activos e instrumentos
financieros.
Hasta el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 inclusive, CEDENAR preparó sus
estados financieros anuales de acuerdo con el manual del régimen de contabilidad pública
integrado por el catálogo general de cuentas, los procedimientos contables y los
instructivos contables aceptados en Colombia (PCGA Colombianos) contenidos en la
Resolución 356 de 2007 expedida por la CGN.
En la elaboración de los estados financieros, atendiendo el criterio de materialidad, se ha
omitido aquella información o desgloses que no requieren detalle, puesto que no afectan
significativamente la presentación de la situación financiera, el rendimiento financiero y los
flujos de efectivo de la empresa originados durante los periodos contables presentados.
Transacciones en Moneda Extranjera – Las transacciones en moneda distinta a la
moneda funcional de la empresa (moneda extranjera) son registradas utilizando los tipos
de cambio vigentes en la fecha que se efectúan las operaciones. Al final de cada período,
las partidas monetarias son reconvertidas a los tipos de cambio de cierre. Las partidas no
monetarias registradas al valor razonable, son reconvertidas a los tipos de cambio vigentes
a la fecha en que se determinó el valor razonable. Las partidas no monetarias que se miden
en términos del costo histórico no han sido reconvertidas.
Las diferencias de cambio se reconocen en resultados en el período en que se producen, a
excepción de las diferencias en cambio de las transacciones realizadas con el fin de cubrir
ciertos riesgos de cambio, y las diferencias de cambio de las partidas monetarias por cobrar
o pagar de negocios en el extranjero cuya liquidación no es planeada ni probable que ocurra
y no forma parte de la inversión neta en la operación del extranjero, que se reconocen
inicialmente en otro resultado integral y son reclasificadas del patrimonio al resultado del
período de la enajenación o disposición parcial de la inversión neta.
Efectivo y equivalente de efectivo – Son considerados activos financieros que
representan un medio de pago y con base en éste se valoran y reconocen todas las
transacciones en los estados financieros. Incluye también las inversiones o depósitos que
sean de corto plazo, de gran liquidez, con un vencimiento original igual o menor a (3) tres
meses y que estén sujetas a un riesgo poco significativo de cambios en su valor. Debido al
corto vencimiento de estas inversiones el valor registrado se aproxima al valor razonable
de mercado.
Inversiones de administración de liquidez - Son recursos financieros colocados con el
fin de obtener rendimientos financieros por la variación de precios o por los
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INFORME DE GESTIÓN
rendimientos propios del instrumento. Estas inversiones están representadas en
instrumentos de deuda que son títulos de renta fija que le otorgan a su tenedor la calidad
de acreedor frente al emisor del título y en instrumentos de patrimonio que son los que
otorgan al tenedor derechos participativos en los resultados de la empresa emisora. Estas
inversiones se clasifican en:
Valor razonable: Las variaciones de valor de estas inversiones afectarán el
resultado del período. Los intereses y dividendos recibidos de estas inversiones que
se esperen negociar reducirán el valor de la inversión y aumentarán el efectivo o
equivalentes al efectivo con base en la contraprestación recibida. Los dividendos de
los instrumentos de patrimonio que no se esperen negociar y que tampoco otorguen
control, influencia significativa, ni control conjunto, se reconocerán en el momento
en que los dividendos sean decretados. Estas inversiones no serán objeto de
estimaciones de deterioro.
Costo amortizado: El costo amortizado corresponde al valor inicialmente
reconocido más el rendimiento efectivo menos los pagos de capital e intereses menos
cualquier disminución por deterioro del valor. El rendimiento efectivo se reconocerá
como un mayor valor de la inversión y como ingreso en el resultado del período.
Estas inversiones serán objeto de estimaciones de deterioro cuando exista evidencia
objetiva del incumplimiento de los pagos a cargo del emisor o del desmejoramiento
de sus condiciones crediticias.
Al costo: Corresponde a inversiones que se mantendrán al costo y serán objeto de
estimación de deterioro. El deterioro se determinará al final del período contable y
se reconocerá de forma separada, como un menor valor de la inversión, afectando
el gasto en el resultado del período.
Inversiones en asociadas - Corresponden a las participaciones en la entidad sobre la
que CEDENAR tiene influencia significativa, y no es una controlada ni constituye una
participación en un negocio conjunto. Se presumirá la existencia de influencia significativa
cuando se posea, directa o indirectamente, una participación igual o superior al 20% del
poder de voto sobre la asociada, con independencia de que exista otro inversor con una
participación mayoritaria.
Las inversiones en asociadas se medirán por el método de participación patrimonial, no
serán objeto de reconocimiento de derechos e ingresos por dividendos y participaciones,
ni de ajuste por diferencia en cambio y serán objeto de estimaciones de deterioro.
Cuentas por cobrar y préstamos por cobrar - Son derechos de la empresa adquiridos
en el desarrollo de sus actividades, por los cuales espera recibir un flujo financiero fijo o
determinable a través de efectivo o equivalentes al efectivo.
Los préstamos por cobrar, representan el derecho que adquiere la empresa cuando
destina sus recursos financieros para el uso por parte de un tercero y en consecuencia,
espera una entrada de flujos financieros fijos o determinable a través de efectivo o
equivalentes.
Las cuentas por cobrar que son pactadas con plazos superiores a los plazos normales del
negocio y/o del sector y los préstamos por cobrar se clasifican como medidos al costo
amortizado. Los rendimientos se causarán con la tasa de interés efectiva, la amortización
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INFORME DE GESTIÓN
del componente de financiación se reconocerá como un mayor valor de la cuenta por
cobrar y como un ingreso.
Por su parte, las cuentas por cobrar que son pactadas con plazos dentro de las
condiciones normales del negocio y/o del sector, son clasificadas como medidas al costo
y se mantendrán el valor inicial (Valor de la transacción) menos el deterioro acumulado.
Mensualmente CEDENAR realizará análisis de indicadores de deterioro, estas pérdidas
pueden ser revertidas, solo en la cantidad acumulada ya reconocida. En ningún caso el
valor de la cuenta por cobrar o del préstamo por cobrar puede ser mayor al que se
hubiese reconocido si no se hubiese contabilizado el deterioro.
Para calcular el deterioro de las cuentas por cobrar, CEDENAR realiza un análisis
individual, basado en los comportamientos históricos del pago, para determinar la
probabilidad de que la empresa sufra un retraso en la cancelación de las deudas y se
determinan tres tipos de riesgos, alto, medio y bajo, a los cuales se les aplica un
porcentaje dependiendo del tipo de riesgo:
Riesgo Alto: Aquel cliente o usuario que tiene cartera morosa mayor a 181 días.
Riesgo Medio: Aquel cliente o usuario que tiene cartera morosa entre 91 días y 180
días.
Riesgo Bajo: Aquel cliente o usuario que está al día o presenta mora menor o igual
90 días, cliente que habitualmente se atrasa pero paga mediante un proceso de
presión o suspensión.
Para el deterioro de los años 2018 y 2017, se aplicaron los siguientes porcentajes a las
cuentas por cobrar por servicios públicos:
POR RIESGO Y DETERIORO
IDENTIFICACION DEL RIESGO ALTO MEDIO BAJO
Mas de 181
dias
De 91 a 180
dias
De 61 a 90
dias
De 31 a 60
dias De 30 dias Corriente
NORMAL 121 Y 300 100% 75% 50% 25% 5% 0%
DOCUMENTOS POR COBRAR - 123 100% 75% 50% 25% 5% 0%
MEDIDORES EQN EQP MED 100% 75% 50% 25% 5% 0%
FACTURACION Y RECAUDO ALUMBRADO PUBLICO 100% 75% 50% 25% 5% 0%
SDL -STR-ADD 100% 75% 50% 25% 5% 0%
RECARGOS CARTERA FNIANCIADA 100% 75% 50% 25% 5% 0%
CARTERA FIANCIADA 100% 75% 50% 25% 5% 0%
CODA 1 100% 100% 100% 100% 100% 100%
CODA 2 100% 100% 100% 100% 100% 100%
CODA 3 100% 100% 100% 100% 100% 100%
CODA 4 100% 100% 100% 100% 100% 100%
COBRO JURIDICO
IDENTIFICACION DEL RIESGO
ALTO MEDIO BAJO
Mas de 181 dias
De 91 a 180 dias
De 61 a 90 dias
De 31 a 60 dias
De 30 dias Corriente
TODA LA CARTERA Porcentaje individual de acuerdo a informe del abogado que tiene el caso.
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Inventarios - Se reconocerá como inventarios, los activos adquiridos, los que se
encuentren en proceso de transformación y los producidos, que se tengan con la intención
de comercializarse en el curso normal de la operación o consumirse en la prestación del
servicio. Los inventarios se llevan usando el sistema de inventario permanente aplicando
el método del promedio ponderado.
El valor de las pérdidas de inventarios se reconocerá por su costo promedio ponderado,
mediante registro de naturaleza crédito a la cuenta de inventarios y la contrapartida
según políticas internas.
CEDENAR deberá determinar cada seis (6) meses (junio y diciembre), si cada partida del
inventario tiene capacidad de uso, reconociendo así la pérdida por deterioro de valor.
El retiro de los inventarios obsoletos, se reconoce como tal, cuando: el inventario no
puede generar beneficios económicos futuros, debido a que no tiene capacidad de uso y
el valor a retirar es determinable en forma confiable (costo en libros).
Los consumos se llevarán al costo o gasto en el período en el cual se reconocen los
ingresos relacionados.
Cualquier disminución del inventario por robo, daño, vencimiento y similares se
reconocerá como gasto en el período en que ocurran.
Propiedad, planta y equipo - Son un recurso tangible controlado por la empresa de los
cuales se han recibido los riesgos y beneficios independientemente de la titularidad
jurídica, se espera obtener beneficios económicos futuros, utilizar en el giro normal del
negocio en un período superior a un año, y su valor pueda ser medido confiable y
razonablemente.
La propiedad, planta y equipo se registra al costo menos su depreciación acumulada y
cualquier pérdida por deterioro de valor acumulada. El valor de la propiedad, planta y
equipo incluye el precio de adquisición, costos incurridos para darles su condición para
operar en la ubicación actual y la estimación inicial de los costos de desmantelamiento.
CEDENAR reconocerá en sus estados financieros un activo por componentes si las partes
que lo constituyen presentan un grado de desgaste diferente y/o una vida útil diferente
de las demás.
Las compras en moneda extranjera serán reconocidas en pesos colombianos (moneda
funcional), aplicando para ello la TRM (tasa de cambio del peso colombiano) de la fecha
de la transacción, la cual corresponde a la fecha en la cual dicha transacción cumple con
las condiciones para su reconocimiento.
Los costos en que se incurre con el fin de que el activo genere mayores beneficios
económicos futuros, serán capitalizados; las demás erogaciones serán llevadas a
resultados en el momento en que se incurra en ellas, así:
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CLASE DE
EROGACIÓN CLASIFICACIÓN RECONOCIMIENTO
Adiciones o
Ampliaciones
Separable e identificable al
activo
Es un activo distinto, asociado al activo principal
y se deberá depreciar durante la vida útil
estimada de la adición.
Identificable pero no
separable
Mayor valor del activo, deberá depreciarse con
el resto del activo, durante lo que falte de la
vida útil recalculada (aumentar vida útil) del
activo original o durante la vida útil faltante de
activo original.
Mejoras
Cambio de partes, e
inspecciones generales.
Se descarga el costo de la parte cambiada y se
reconoce la nueva, deberá depreciarse con el
resto del activo, durante lo que falte de la vida
útil recalculada (aumentar vida útil) del activo
original o durante la vida útil faltante de activo
original.
La depreciación de una propiedad, planta y equipo iniciará cuando se encuentre en la
ubicación y en las condiciones necesarias para operar de la forma prevista por la
administración de la empresa y finalizará en la fecha en que se produzca la baja en
cuentas del mismo. El cargo por depreciación de un período se reconocerá como gasto
en el resultado de este. El método de depreciación para CEDENAR será el de línea recta.
El valor residual de la propiedad, planta y equipo es el valor estimado que la empresa
podría obtener actualmente por la disposición del elemento después de alcanzado la
antigüedad y las demás condiciones esperadas al término de su vida útil.
A continuación, se indica resumen promedio de vidas útiles por agrupaciones:
CODIGO DESCRIPCION VIDA UTIL
1640 Edificios y casas 50
1645 Plantas de generación 19
1650 Redes, líneas y cables 20
1655 Maquinaria y Equipo 18
1665 Muebles y enseres 15
1670 Equipo de comunicación y computo 11
1675 Equipo de transporte 5
Cada año se revisará, el valor residual, la vida útil y el método de depreciación y, si las
expectativas actuales son diferentes, o si existe alguna indicación de que se ha producido
un cambio significativo en estas variables, se ajustarán para reflejar el nuevo patrón de
consumo de los beneficios económicos futuros.
Una vez al año, se verificará si existe algún indicio del deterioro de valor de un activo
que se considere material de las agrupaciones de Edificios, Terrenos, Plantas de
Generación, Equipos de Subestación y Redes Líneas y Cables.
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INFORME DE GESTIÓN
Un elemento de propiedad, planta y equipo será retirado del Estado de la Situación
Financiera cuando de él no se espere obtener beneficios económicos futuros o cuando se
disponga, bien sea para la venta o para su retiro por otro concepto.
Propiedades de inversión - Corresponde a los inmuebles que se poseen para arrendar o
generar plusvalía o aquellos sin destinación específica. Los terrenos sobre los que se
construyan las propiedades de inversión se reconocerán por separado.
Las adiciones y mejoras efectuadas a una propiedad de inversión se reconocerán como
mayor valor de esta y, en consecuencia, afectarán el cálculo futuro de la depreciación, por
su parte, el mantenimiento y las reparaciones de las propiedades de inversión se
reconocerán como gasto en el resultado del período.
Después del reconocimiento, las propiedades de inversión se medirán por el costo menos
la depreciación acumulada menos el deterioro acumulado.
La depreciación de una propiedad de inversión iniciará cuando se encuentre en la ubicación
y en las condiciones necesarias para operar de la forma prevista por la administración de
la empresa y finalizará en la fecha en que se produzca la baja en cuentas del mismo. El
cargo por depreciación de un período se reconocerá como gasto en el resultado. El método
de depreciación para CEDENAR será el de línea recta.
Se revisará el valor residual, la vida útil y el método de depreciación cada año y se evaluará,
una vez al año, si existe algún indicio del deterioro.
Intangibles - Es todo activo identificable de carácter no monetario, sin apariencia física,
sobre el cual se posee el control, es plenamente cuantificable, se espera obtener beneficios
económicos futuros del mismo y puede realizar mediciones fiables.
Los desembolsos de desarrollo, asociados a proyectos, se consideran como activos
intangibles siempre que sean recursos controlados por la entidad y sea posible identificar
la probabilidad de generación de beneficios económicos.
Los activos intangibles se deberán medir al costo menos la amortización acumulada y la
perdida por deterioro de valor acumulada.
Todas aquellas erogaciones posteriores a la adquisición del activo, tales como
actualizaciones, mejoras y similares, se reconocerán como un mayor valor del activo si
cumplen las condiciones requeridas, en caso contrario, se lleva al resultado en el período
en que se incurra.
La amortización iniciará cuando se encuentre en la ubicación y condiciones necesarias para
que pueda operar de la forma prevista por la administración de la empresa. El cargo por
amortización de un período se reconocerá como gasto en el resultado de este, salvo que
deba incluirse en el valor en libros de otros activos. Todos los activos intangibles se deben
amortizar por el método lineal.
La vida útil de estos activos se calcula con base en la información entregada por la oficina
de planeación y sistemas para licencias y software y varía entre 1 y 5 años.
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CODIGO
DESCRIPCION
Vida útil años
promedio
1970 Licencias 4
1970 Software 5
1970 Líneas telefónicas 28
El valor residual, la vida útil y el método de amortización se revisarán, como mínimo, al
cierre del período contable y si existiera un cambio significativo en estas variables, se
ajustarán para reflejar el nuevo patrón de consumo de los beneficios económicos futuros.
Arrendamientos - La determinación de si un contrato es o contiene un arrendamiento,
se basa en el análisis de la naturaleza del acuerdo y requiere la evaluación de si el
cumplimiento del contrato recae sobre el uso de un activo específico y si el acuerdo
confiere al arrendatario el derecho de uso del activo; en ese sentido, es necesario analizar
en detalle cada uno de los contratos y sus particularidades, para poder realizar las
respectivas clasificaciones.
Cada vez que la empresa esté bajo este tipo de acuerdos, deberá clasificarlo en alguna
de las siguientes modalidades:
• Arrendamiento financiero: Arrendamiento en el que se transfieren sustancialmente
todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad del activo.
• Arrendamiento operativo: Es cualquier acuerdo de arrendamiento distinto a un
arrendamiento financiero.
El que un arrendamiento sea financiero u operativo, dependerá de la esencia económica
y la naturaleza de la transacción, más que de la forma del contrato.
Costos de financiación - Son aquellos en los que la empresa incurre y que están
relacionados con los fondos que ha tomado prestados. Incluyen comisiones e intereses,
y cargas financieras relativas a los arrendamientos financieros; además, incluyen las
diferencias de cambio procedentes de préstamos en moneda extranjera en la medida en
que se consideren como ajustes de los costos de financiación.
Los costos de endeudamiento atribuidos a la adquisición o construcción de un activo que
requiere de un tiempo sustancial (más de doce meses), antes de estar listo para su uso
o para su venta, serán capitalizados y formarán parte del costo de este, los demás costos
de endeudamiento serán reconocidos como gasto.
La capitalización de los costos de financiación comenzará en la fecha del primer
desembolso relacionado con la adquisición, construcción, desarrollo o producción del
activo.
Se suspenderá la capitalización de los costos de financiación durante los períodos en los
que se haya interrumpido el desarrollo de las actividades necesarias para dejar el activo
en condiciones de uso, siempre que dicha interrupción se extienda de manera significativa
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INFORME DE GESTIÓN
en el tiempo. Durante este período de interrupción, los costos de financiación se
reconocerán como gasto en el resultado del período.
La capitalización de los costos de financiación finalizará cuando se completen todas, o
prácticamente todas, las actividades necesarias para dejar el activo en condiciones de
uso. Por lo tanto, los costos por financiación posteriores en que incurra la empresa, se
reconocerán como gasto en el resultado del período.
Gastos pagados por anticipado - Para el reconocimiento como gasto pagado por
anticipado se deben cumplir que: su valor sea cuantificable fiablemente, que la erogación
cubra más de un mes desde la fecha en que se efectúa el pago y que fluyan beneficios
económicos futuros a la empresa asociados al prepago.
Las demás erogaciones que no cumplen con las condiciones de reconocimiento se
reconocerán como gasto en el Estado de Resultado Integral.
Los gastos pagados por anticipado deben ser reconocidos como tales al momento en que
se efectúa el pago o se reciba la factura (con vigencia de un año), lo que ocurra primero,
y por el valor pactado con el proveedor o vendedor.
Los seguros pagados por anticipado se miden inicialmente con base en el valor de las
primas de seguro pactadas por la empresa.
Los gastos pagados por anticipado se amortizan por el método de línea recta sobre el
100% de su costo en el tiempo de duración del contrato. La amortización se efectúa
contra la cuenta contable de costos o gastos, en la medida en que se utilicen los beneficios
y en forma proporcional al tiempo del prepago.
Los seguros pagados por anticipado serán amortizados de acuerdo al período de vigencia
de cada póliza, contra el estado de resultado integral, en la medida en que transcurre el
tiempo y se obtiene la cobertura contra los riesgos asociados al mismo.
Deterioro del valor de los activos - Anualmente se revisarán las diversas fuentes de
información para determinar si existe algún indicio de deterioro del valor de los activos
al final de cada período y se calculará el importe recuperable para determinar la necesidad
de registrar el deterioro, en caso de encontrar indicios.
Se realizarán las pruebas pertinentes para determinar si hay indicios de que el valor de
un activo ha sufrido deterioro, es decir, si su importe en libros excede el valor
recuperable; para lo anterior, se utilizará el procedimiento por tipo de activo.
Cuentas por pagar y préstamos por pagar - Son obligaciones de la empresa
adquiridas en el desarrollo de sus actividades, por las cuales espera entregar un flujo
financiero fijo o determinable a través de efectivo o equivalentes al efectivo u otro
instrumento. Los préstamos por pagar, representan la obligación que adquiere la
empresa cuando recibe recursos financieros de terceros para su uso y en consecuencia,
espera una salida de flujos financieros fijos o determinables a través de efectivo o
equivalentes u otro instrumento.
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INFORME DE GESTIÓN
Las cuentas por pagar que son pactadas con plazos superiores a los plazos normales del
negocio y/o del sector y los préstamos por pagar, se clasifican como medidos al costo
amortizado; por su parte, las cuentas por pagar que son pactadas con plazos cortos
dentro de las condiciones normales del negocio y/o del sector, son clasificadas como
medidas al costo.
Los préstamos por pagar se clasificarán en la categoría de costo amortizado, con
independencia de que se originen en operaciones de crédito público o de operaciones de
financiamiento.
Las cuentas por pagar medidas al costo mantendrán el valor inicial (Valor de la
transacción).
Las cuentas por pagar y los préstamos medidos al costo amortizado se miden al valor
inicial más los rendimientos causados, menos los pagos efectuados. Los rendimientos se
causarán con la tasa de interés efectiva, la cual es aquella que iguala los flujos esperados
con el valor reconocido inicialmente.
La amortización del componente de financiación se reconocerá como un mayor valor de
la cuenta por pagar y como un gasto. No obstante, los costos de financiación se
reconocerán como un mayor valor del activo financiado cuando los recursos obtenidos se
destinen a financiar un activo apto.
Una cuenta por pagar o un préstamo por pagar será retirado del Estado de Situación
Financiera, cuando se extingan las obligaciones contractuales que la originaron, sea por
el pago, porque haya expirado, el acreedor renuncie a ella, o porque se haya transferido
el pasivo a un tercero.
Cualquier diferencia entre el valor en libros del instrumento y la contraprestación
entregada, se reconoce como ingreso o gasto en el resultado del período.
Beneficios a empleados: Los beneficios a empleados son las retribuciones entregadas
a los trabajadores a cambio de sus servicios. Estos beneficios incluyen los otorgados
directamente al empleado, como a sus beneficiarios, sustitutos y/o sobrevivientes. Estas
retribuciones pueden ser originadas en los acuerdos formales, requerimientos legales o
en las obligaciones implícitas adquiridas en las políticas empresariales, patrones de
comportamiento y similares.
La empresa reconoce sus gastos laborales y sus obligaciones laborales en la medida en
que se cumplan las siguientes condiciones: i) Que el servicio se haya recibido ii) Que el
valor del servicio recibido se pueda medir con fiabilidad, iii) Que sea probable que como
consecuencia se derive la salida de recursos que llevan incorporados beneficios
económicos.
No es aplicable a los servicios recibidos de terceros cuya relación contractual obedece a
un contrato de prestación de servicios.
Los beneficios a empleados se clasifican en las siguientes categorías:
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INFORME DE GESTIÓN
Beneficios a los empleados a corto plazo: son los originados en la prestación del
servicio del empleado durante el período contable y los cuales se espera pagar dentro
de los 12 meses siguientes a la presentación de estados financieros. Se reconoce un
costo o gasto y un pasivo cuando la empresa consuma el beneficio económico
originado en la prestación personal del servicio del empleado (Cuando el empleado
haya prestado sus servicios) a cambio de los beneficios otorgados.
Beneficios a los empleados a largo plazo: Se reconocerán como beneficios a los
empleados a largo plazo, los diferentes de los de corto plazo, de los de post-empleo
y de los correspondientes a la terminación del vínculo laboral o contractual, que se
hayan otorgado a los empleados con vínculo laboral vigente y cuya obligación de pago
no venza dentro de los 12 meses siguientes al cierre del período en el cual los
empleados hayan prestado sus servicios.
Los beneficios a los empleados a largo plazo se medirán, como mínimo, al final del
período contable por el valor presente de la obligación derivada de los beneficios
definidos, utilizando como factor de descuento la tasa de mercado de los TES emitidos
por el Gobierno Nacional con plazos similares a los estimados para el pago de las
obligaciones. A fin de medir el valor presente de las obligaciones por beneficios de
largo plazo, así como el costo relativo al período corriente, se aplicará un método de
medición actuarial, se distribuirán los beneficios entre los períodos de servicio y se
realizarán suposiciones actuariales. El costo del servicio presente, el costo por
servicios pasados, el interés sobre el pasivo, así como las ganancias y pérdidas
actuariales y el rendimiento de los activos del plan de beneficios se reconocerán como
ingreso o gasto en el resultado del período.
Beneficios post-empleo: Corresponden a aquellos que se pagan después de completar
el período de empleo en la empresa, distintos de los beneficios por terminación. Entre
esos se incluyen las pensiones a cargo de la empresa relacionadas con sus empleados,
así como aquellas que, por disposiciones legales, hayan sido asumidas por la empresa
y otros beneficios posteriores al empleo como los seguros de vida y los beneficios de
asistencia médica o de cobertura educativa.
Los beneficios a los empleados post-empleo se medirán, como mínimo, al final del
período contable por el valor presente de la obligación derivada de los beneficios
definidos, utilizando como factor de descuento la tasa de mercado de los TES emitidos
por el Gobierno Nacional con plazos similares a los estimados para el pago de las
obligaciones. A fin de medir el valor presente de las obligaciones por beneficios de
largo plazo, así como el costo relativo al período corriente, se aplicará un método de
medición actuarial, se distribuirán los beneficios entre los períodos de servicio y se
realizarán suposiciones actuariales. El costo del servicio presente, el costo por
servicios pasados, el interés sobre el pasivo, se reconocerán como ingreso o gasto en
el resultado del período, por su parte las ganancias y pérdidas actuariales y
rendimientos de los activos del plan de beneficios afectaran el patrimonio y se
presentaran en el otro resultado integral.
Beneficios por terminación del vínculo laboral o contractual: Son aquellos a los cuales
la empresa está comprometida por ley, por contrato u otro tipo de acuerdo, o por una
obligación implícita basada en prácticas habituales de la empresa, cuando se dan por
terminados los contratos laborales anticipadamente o cuando el empleado acepta una
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INFORME DE GESTIÓN
oferta de beneficios en compensación por la terminación del vínculo laboral o
contractual.
Estas obligaciones se sustentarán en la existencia de un plan formal para efectuar la
terminación anticipada del vínculo laboral y en la imposibilidad de retirar la oferta.
Provisiones y contingencias – Se reconocerán como provisiones, los pasivos a cargo de
la empresa que estén sujetos a condiciones de incertidumbre en relación con su cuantía
y/o vencimiento.
Son ejemplos de hechos que pueden ser objeto de reconocimiento como provisiones: los
litigios y demandas en contra de la empresa, las garantías otorgadas por la empresa, los
contratos onerosos, las reestructuraciones y los desmantelamientos.
La empresa reconocerá una provisión cuando se cumplan todas y cada una de las siguientes
condiciones:
Tiene una obligación presente, ya sea legal o implícita, como resultado de un suceso
pasado;
Probablemente, debe desprenderse de recursos que incorporen beneficios económicos
para pagar la obligación y
Puede hacerse una estimación fiable del valor de la obligación.
A continuación, se ilustra el reconocimiento que se realizara en sus provisiones y pasivos
contingentes:
SITUACIÓN RECONOCIMIENTO REVELACIONES
Si se posee una obligación
presente que probablemente
exija una salida de recursos.
Se procede a reconocer
una provisión por el valor
total de la obligación.
Se exige revelar
información sobre la
provisión.
Si se posee una obligación
posible/eventual, o una
obligación presente, que
pueda o no exigir una salida
de recursos.
No se reconoce provisión.
Se exige revelar
información sobre el
pasivo contingente.
Si se posee una obligación
posible, o una obligación
presente en la que se
considere remota la
posibilidad de salida de recursos.
No se reconoce provisión.
No se exige revelar
ningún tipo de
información.
El reconocimiento está relacionado con el momento en el cual las provisiones son
incorporadas en la contabilidad.
La medición está relacionada con la determinación del valor por el cual se deben registrar
contablemente las provisiones.
Los pasivos contingentes posibles no se reconocerán en los Estados Financieros; sólo se
revelarán en notas cuando su monto sea significativo.
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Debido a que los pasivos contingentes pueden evolucionar, se deberá revisar
trimestralmente si el pasivo contingente posible o remoto se ha convertido en probable,
caso en el cual deberá reconocer una provisión en sus Estados Financieros.
Los activos contingentes no serán objeto de reconocimiento en los estados financieros.
En caso de que la entrada de beneficios económicos a la empresa pase a ser
prácticamente cierta, se procederá al reconocimiento del ingreso y del activo en los
estados financieros del período en el que dicho cambio tenga lugar.
De acuerdo a lo anterior, se reconocerá una cuenta por cobrar derivada de un proceso
legal a favor de la Empresa, sólo cuando:
Se haya recibido un fallo de la autoridad competente a favor de CEDENAR.
Sea probable que se reciban recursos.
Y la calificación de la probabilidad por parte del abogado supere el 80%
Ingresos - Todos los ingresos, se llevan a resultados por el sistema de causación, según
el cual los hechos económicos son reconocidos en el período en el cual se realizan,
independientemente de que se hayan recibido o pagado el efectivo o su equivalente.
La empresa reconoce como ingreso el valor razonable de la contraprestación recibida o
por recibir teniendo en cuenta el importe de cualquier descuento, bonificación o rebaja
comercial que la empresa pueda otorgar.
Ingresos por venta de bienes: Se reconocerán los recursos obtenidos por la empresa
en el desarrollo de actividades de comercialización de bienes adquiridos o producidos.
Se reconocerán en los estados financieros cuando se cumplan las siguientes
condiciones:
a) La empresa ha transferido al comprador, los riesgos y ventajas significativos
derivados de la propiedad de los bienes; b) la empresa no conserva para sí, ninguna
implicación en la gestión corriente de los bienes vendidos (en el grado usualmente
asociado con la propiedad) ni retiene el control efectivo sobre estos; c) el valor de los
ingresos puede medirse con fiabilidad; d) es probable que la empresa reciba los
beneficios económicos o el potencial de servicio, asociados con la transacción; y e) los
costos en los que se haya incurrido o se vaya a incurrir, en relación con la transacción,
pueden medirse con fiabilidad.
Los ingresos y los costos relacionados con una misma transacción o evento se
reconocerán de forma simultánea. Los gastos, junto con las garantías y otros costos en
los que se incurra tras la entrega de los bienes, podrán medirse con fiabilidad cuando las
otras condiciones para el reconocimiento de los ingresos se hayan cumplido.
Ingresos por prestación de servicios: Los ingresos por prestación de servicios, están
representados en flujos obtenidos en la ejecución de un conjunto de actividades
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Los ingresos por prestación de servicios son reconocidos cuando el resultado de una
transacción puede estimarse con fiabilidad, considerando el grado de avance del
servicio al final del período.
El resultado de una transacción podrá estimarse de manera fiable cuando se cumplen
las siguientes condiciones:
a) El valor de los ingresos pueda medirse con fiabilidad. Esto se cumple debido a que
existe una regulación que determina el valor de la tarifa para los distintos tipos de
usuarios y estratos o en el momento en que se realiza la negociación, cuando no se
trata de la prestación de un servicio público. b) sea probable que los beneficios
económicos procedentes de la transacción fluyan a la entidad. Esto se presenta
cuando se cumplen las condiciones contractuales. c) los costos incurridos y los
pendientes por incurrir son medibles fiablemente. d) el grado de avance de la
prestación del servicio al final de cada período puede medirse con confiabilidad. e)
cuando el resultado de una transacción que implique la prestación de servicios no
pueda estimarse de forma fiable, los ingresos correspondientes se reconocerán como
tales solo en la cuantía de los costos reconocidos que se consideren recuperables.
Los ingresos estimados al cierre del año son soportados con la información de medición
generada en el sistema de prestación y facturación del servicio de energía.
Gastos – Son las disminuciones en los beneficios económicos producidos a lo largo del
período contable, bien en forma de salidas o disminuciones del valor de los activos, o
bien por la generación o aumento de los pasivos, que dan como resultados disminuciones
en el patrimonio y no están asociados con la adquisición y producción de bienes y la
prestación de servicios, vendidos ni con las distribuciones realizadas a los propietarios de
este patrimonio.
La mayoría de los gastos de una empresa surgen de las actividades ordinarias. No
obstante, la empresa también clasifica como gastos las pérdidas que surjan en siniestros,
venta de activos no corrientes, ajustes por efectos en la tasa de cambio de una moneda
extranjera y cambios en el valor razonable de activos y pasivos que, de acuerdo con las
normas para el reconocimiento, medición, revelación y presentación de los hechos
económicos, se deban reconocer en el resultado del período.
Costos - Los costos son las disminuciones en los beneficios económicos, producidos a lo
largo del período contable, que están asociados con la adquisición o producción de bienes
y la prestación de servicios, vendidos y que dan como resultado disminuciones en el
patrimonio.
Los costos contribuyen a la generación de beneficios económicos futuros, se recuperan,
fundamentalmente, por la venta de bienes y la prestación de servicios, por esta razón
tienen relación directa con los ingresos provenientes de las actividades ordinarias de la
empresa.
Los costos y gastos se registran de acuerdo con la relación de causalidad con los ingresos
del período que los originaron.
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INFORME DE GESTIÓN
El modelo de costos adaptado para CEDENAR es el Sistema de Costos Basado en
Actividades - ABC definido por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en
la Resolución SSPD 001417 de abril 18 de 1997, actualizada por la Resolución No. SSPD
- 20051300033635 del 28 diciembre de 2005. Esta metodología asigna los costos y
gastos a un producto o servicio por medio de la medición de las actividades involucradas
en cada uno de los procesos.
Impuesto a las ganancias - Se reconocerá como impuesto sobre la renta, el valor
determinado conforme a la legislación colombiana, resultado de aplicar la tarifa vigente
a la renta líquida fiscal, teniendo en cuenta las diferencias temporarias para efectos del
impuesto diferido.
Los impuestos corrientes generados como producto de una transacción, hecho o suceso
en el período actual o en períodos posteriores se reconocerán como ingreso o gasto y se
incluirán en el resultado del período, excepto cuando estos hayan surgido de
transacciones o sucesos reconocidos en el patrimonio, caso en el cual se reconocerán en
el patrimonio. Los impuestos corrientes reconocidos en el patrimonio que se relacionen
con partidas presentadas en el otro resultado integral, se presentaran en el otro resultado
integral.
Los anticipos entregados sobre el impuesto o las retenciones en la fuente practicadas a
la entidad en el período gravable, se deben contabilizar como un menor valor del
impuesto corriente por pagar. Si esta sumatoria genera un saldo a favor, se reconocerá
como una cuenta por cobrar a la Administración de Impuestos.
Las consecuencias en el impuesto de renta de los dividendos recibidos, son reconocidas
sólo cuando han sido decretados.
El impuesto diferido - Se reconoce utilizando el método del pasivo calculado sobre las
diferencias temporarias entre los saldos contables según la Resolución 414 de 2014 de
la CGN y los saldos fiscales, que genera activos o pasivos diferidos, los cuales en el futuro
se convertirán en un mayor o menor impuesto a pagar. El impuesto diferido pasivo se
reconoce generalmente para todas las diferencias temporarias imponibles, y el impuesto
diferido activo se reconoce para todas las diferencias temporarias deducibles y por la
compensación futura de créditos fiscales y pérdidas fiscales no utilizadas en la medida en
que sea probable la disponibilidad de ganancias impositivas futuras contra las cuales se
puedan imputar. Los impuestos diferidos no son objeto de descuento financiero.
Los activos y pasivos por impuestos diferidos no se reconocen si la diferencia temporaria
surge del reconocimiento inicial de un activo o un pasivo en una transacción que no
constituya una combinación de negocios y que, al momento de la transacción no afectó
ni la ganancia contable ni la ganancia o pérdida fiscal; y para el caso del pasivo por
impuesto diferido cuando surja del reconocimiento inicial del crédito mercantil.
Los pasivos por impuestos diferidos relacionados con las inversiones en subsidiarias,
asociadas y participaciones en negocios conjuntos, no se reconocen cuando la
oportunidad de la reversión de las diferencias temporarias se pueda controlar y sea
probable que dichas diferencias no se reversen en el futuro cercano y los activos por
impuestos diferidos relacionados con las inversiones en subsidiarias, asociadas y
participaciones en negocios conjuntos, se reconocen solamente en la medida en que sea
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INFORME DE GESTIÓN
probable que las diferencias temporarias se revertirán en un futuro cercano y sea
probable la disponibilidad de ganancias impositivas futuras contra las cuales se imputarán
esas diferencias deducibles.
El valor en libros de los activos por impuesto diferido se revisa en cada fecha de
presentación y se reducen en la medida en que ya no sea probable que exista suficiente
ganancia impositiva para utilizar la totalidad o una parte del activo por impuesto diferido.
Los activos por impuesto diferido no reconocidos se reevalúan en cada fecha de
presentación y se reconocen en la medida en que sea probable que las ganancias
impositivas futuras permitan su recuperación.
Los activos y pasivos por impuesto diferido se miden a las tasas fiscales que se espera
sean de aplicación en el período en que el activo se realice o el pasivo se cancele, con
base en las tasas y normas fiscales que fueron aprobadas a la fecha de presentación, o
cuyo procedimiento de aprobación se encuentre próximo a completarse para tal fecha.
Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan si existe un derecho legalmente
exigible para ello y son con la misma autoridad tributaria.
El impuesto diferido se reconoce en el resultado del período, excepto el relacionado con
partidas reconocidas fuera del resultado, en este caso se presentará en el otro resultado
integral o directamente en el patrimonio.
Los activos y los pasivos corrientes por el impuesto sobre la renta también se compensan
si se relacionan con la misma autoridad fiscal y se tiene la intención de liquidarlos por el
valor neto o a realizar el activo y a liquidar el pasivo de forma simultánea.
Los cambios de valor de los impuestos diferidos, con independencia de que estos se generen por la reversión de las diferencias temporarias o por la disponibilidad de ganancias futuras contra las cuales cargar los activos por impuestos diferidos, se reconocerán de acuerdo con las siguientes reglas:
Los cambios de valor de los impuestos diferidos que en el momento de su reconocimiento inicial se registraron en el resultado del periodo, se reconocerán como ingreso o gasto y se incluirán en el resultado del periodo.
Los cambios de valor de los impuestos diferidos que en el momento de su reconocimiento inicial se registraron en el patrimonio, se reconocerán en el patrimonio.
Los impuestos diferidos reconocidos en el patrimonio que se relacionen con partidas presentadas en el otro resultado integral, se presentarán en el otro resultado integral.
3. JUICIOS Y ESTIMACIONES CONTABLES CRÍTICAS
En la aplicación de las políticas contables descritas en la Nota 2, la administración debe
hacer juicios para desarrollar y aplicar presunciones sobre los importes en libros que se
basan en la experiencia histórica y otros factores que se consideran como relevantes. Los
resultados reales podrían diferir de dichos estimados.
Los estimados y presunciones se revisan regularmente. Las revisiones a los estimados
contables se reconocen en el período de la revisión si afecta un solo período, o períodos
futuros si la revisión afecta tanto al período actual como a períodos futuros.
20
18
46
INFORME DE GESTIÓN
Se reconoce un pasivo por impuesto diferido, para todas las diferencias temporarias
imponibles y se llevará al resultado, a menos que se lleve a patrimonio al ser originado
por una partida llevada al patrimonio.
Es reconocido un activo por impuesto diferido, por todas las diferencias temporarias
deducibles en la medida que sea probable que estas puedan recuperarse de utilidades
gravables futuras.
El impuesto diferido se generó por el cálculo actuarial de beneficios a empleados, vida
útil de activos fijos e intangibles y deterioro de cartera.
Fuentes claves de incertidumbres en las estimaciones - A continuación se
presentan las presunciones básicas respecto al futuro y otras fuentes claves de
incertidumbre en las estimaciones, al final del período sobre el cual se reporta, las cuales
pueden implicar un riesgo significativo de ajustes materiales en los importes en libros de
los activos y pasivos durante el próximo período financiero.
Vida útil de propiedad, planta y equipo – Como se describe en el numeral 2, la Empresa
revisa la vida útil estimada de propiedad, planta y equipo al final de cada período anual.
Mediciones del valor razonable y procesos de valuación – Algunos de los activos y pasivos
de la Empresa se miden al valor razonable para efectos de reporte financiero.
Al estimar el valor razonable de un activo o pasivo, la Empresa usa datos observables del
Mercado mientras estén disponibles. Cuando los indicadores del Nivel 1 no están
disponibles, la Empresa contrata valuadores calificados de terceros para realizar la
valuación.
Provisiones para contingencias, litigios y demandas - Los litigios y demandas a los cuales
está expuesta la Empresa son administrados por el área legal, los procesos son de
carácter laboral, civil, penal, tributario y administrativo. La Empresa considera que un
suceso pasado ha dado lugar a una obligación presente si, teniendo en cuenta toda la
evidencia disponible a la fecha sobre la que se informa, es probable que exista una
obligación presente, independiente de los hechos futuros. Se entiende que la ocurrencia
de un evento es más probable que improbable cuando la probabilidad de ocurrencia sea
superior a 50%, en cuyo caso se registra la provisión. Las obligaciones posibles que
surgen de eventos pasados y cuya existencia será confirmada solamente por la ocurrencia
o no ocurrencia de uno a más eventos futuros inciertos que no están enteramente bajo
el control de la Empresa, no se reconocen en el estado de situación financiera, pero se
revelan como pasivos contingentes; la ocurrencia o no ocurrencia de hechos que se
estimen como remotos no se registran ni se revelan. La Empresa involucra el juicio
profesional de los abogados especialistas internos y externos para determinar la
posibilidad de ocurrencia de una obligación presente. En la estimación de la provisión por
los litigios y demandas la Administración considera supuestos como, sin limitarse a, tasa
de inflación, tasación de los abogados, duración estimada del litigio o demanda,
información estadística de procesos con características similares y la tasa de descuento
a aplicar a los flujos de efectivo para determinar el valor presente de la obligación, para
aquellas obligaciones que se esperan liquidar en un plazo superior a los doce (12) meses
al final del período sobre el que se informa.
20
18
47
INFORME DE GESTIÓN
Deterioro de valor de cuentas por cobrar - La Empresa evalúa al final de cada período
sobre el que se informa, si existe evidencia objetiva de que un activo financiero o un
grupo de ellos medidos al costo o costo amortizado, estén deteriorados.
La Administración considera supuestos como: dificultades financieras del deudor,
infracciones en cláusulas contractuales, probabilidad de quiebra o reestructuración
financiera del deudor, entre otras. Si existe cualquier evidencia de deterioro, el valor de
la pérdida se mide como la diferencia entre el valor en libros del activo y el valor presente
de los flujos de efectivo futuros estimados, excluyendo las pérdidas crediticias futuras en
las que no se haya incurrido, descontada con la tasa de interés efectiva original del activo
financiero.
Deterioro de propiedad, planta y equipo y propiedades de inversión - Las propiedades
planta y equipo, son valorados para calcular el deterioro, cuando los eventos o cambios
en las circunstancias indiquen que el valor en libros puede no ser recuperado plenamente.
Si el valor recuperable de un activo es menor que su valor en libros, se reconoce una
pérdida por deterioro en el estado de resultados.
Estudios actuariales – A fin de medir el valor presente de las obligaciones por beneficios
de largo plazo y pos empleo, así como el costo relativo al período corriente, se aplicará
un método de medición actuarial, se distribuirán los beneficios entre los períodos de
servicio y se realizarán suposiciones actuariales.
Impuesto a las ganancias corriente y diferido - Se reconocerá como impuesto sobre la
renta, el valor determinado conforme a la legislación colombiana, resultado de aplicar la
tarifa vigente a la renta líquida fiscal, teniendo en cuenta las diferencias temporarias para
efectos del impuesto diferido el cual se reconoce calculado sobre las diferencias
temporarias entre los saldos contables y los saldos fiscales, que genera activos o pasivos
diferidos, los cuales en el futuro se convertirán en un mayor o menor impuesto a pagar.
4. RECLASIFICACIONES
Durante el presente año CEDENAR, en cumplimiento a la Resolución 596 de 2017 de la
Contaduría General de la Nación que modificó el Catálogo General de Cuentas a partir del
primero de enero de 2018, reclasificó partidas de cuentas por pagar beneficios a
empleados corto plazo – cesantías a cuentas por pagar beneficios a empleados largo
plazo – cesantías retroactivas y en el estado de resultados adicionó la cuenta de cesantías
retroactivas dentro del grupo de prestaciones sociales.
Para fines comparativos se presentan las siguientes reclasificaciones en el año 2017 en
el Estado de Situación Financiera:
Estado de Situación Financiera - Pasivos
Pasivo corriente Pasivo no corriente
Beneficios a los empleados corto plazo $ (3.030.666)
Beneficios a los empleados largo plazo $3.030.666
20
18
48
5. EFECTIVO Y EQUIVALENTES EN EFECTIVO
Depósitos en instituciones
2018 2017
financieras (1) $ 4.442.997 $ 9.973.754
Fondos en transito 573.319 1.155.854
Efectivo de uso restringido (2) 788.873 1.267.180
Otros equivalentes al efectivo (3) 9.911 3.313.205
Total $ 5.815.100 $ 15.709.993
(1) A diciembre de 2018 y 2017 la Empresa registró $2.836.393 y $6.542.032,
respectivamente en cuentas corrientes y $1.606.604 y $3.431.722 respectivamente,
en cuentas de ahorro. Estas cuentas generaron rendimientos financieros por $338.781
y $588.090 a una tasa promedio de 1,88% EA en 2018 y 2,30% en 2017.
(2) A diciembre de 2018 y 2017 estaban conformados principalmente por recursos del
fondo para préstamos de vivienda a los trabajadores por $524.960 y $881.360
respectivamente. En 2018 incluía también los recursos del Proyecto Plan PAZcifico por $261.870 y en 2017 los saldos por $176.588 del convenio interadministrativo No. 141539 con el objeto de realizar el mejoramiento del espacio público a través de subterranización de redes secas.
(3) Corresponde en 2018 y 2017 a las inversiones en CDT con vencimientos a 90 días por
$0 y $728.602. También incluye las carteras colectivas por $ 9.911 y $2.584.603 a
tasas de 4,35% y 4,86%, generaron rendimientos de $146.186 y $530.469.
respectivamente.
El saldo final del Estado de Flujo de Efectivo está conciliado con el valor total de este
grupo para los años 2018 y 2017.
6. INVERSIONES
Inversiones de administración de liquidez a costo amortizado
Certificados de depósito a término (CDT) Rendimientos certificados de depósito a término (CDT)
Total Corriente
2018 2017
Constituidos principalmente por títulos valores con la finalidad de obtener rendimientos
financieros y servir de reciprocidad con las entidades bancarias en los convenios de
recaudo, disminuyendo gastos por comisiones bancarias constituidos a 120 días. El rendimiento efectivo se calculó multiplicando el valor en libros de la inversión por la tasa de interés efectiva, generando ingresos financieros por $57.782 y $786.672 a una
20
18
Tasa EA%
-
$
Valor Tasa EA%
- 5.70%
Valor
$ 436.775
- - 5.70% 1.145
$ - $ 437.920
49
tasa de interés del 4,8% y 5,7% respectivamente.
50
7. INVERSIONES AL COSTO – ACCIONES ORDINARIAS
No.
Entidad Acciones
%
Participación
2018 2017
(1) Inversión que generó dividendos por $120.651 para 2018 y $94.113 para 2017.
(2) Inversión que generó dividendos por $283 para 2018 y $0 para 2017.
(3) Inversión que generó dividendos por $4 para 2018 y $3 para 2017.
8. CUENTAS POR COBRAR
El total de las cuentas por cobrar para 2018 y 2017 se detalla a continuación:
recaudo
Total $ 85.501.865 $ 85.480.625
20
18
Ordinarias
Energas S.A. E.S.P. (1) 75.000 11.737% $ 75.000 $ 75.000
Electricaribe S.A. E.S.P 1.132.771 0.00226% 47.577 47.577
Enertolima S.A. E.S.P.(2) 100 0.002% 100 100
Emgesa S.A. E.S.P (3) 1 0.00000067% 7 7
EEDAS S.A E.S.P 1 0.00002% 10 10
Total No Corriente $ 122.694 $ 122.694
2018 2017
Cuentas comerciales por cobrar $ 168.962.025 $ 171.184.607
Menos Provisión (90.429.531) (87.794.877)
Neto cuentas comerciales por cobrar (1)
78.532.494 83.389.730
Pago por cuenta de terceros 11.524.092 - Menos Provisión (6.216.023) -
Neto pago por cuenta de terceros (2)
5.308.069 -
Arrendamiento operativo por cobrar 3.222.223 2.757.436
Menos provisión (1.835.562) (1.096.151)
Neto arrendamiento operativo (3) 1.386.661 1.661.285
Otras cuentas por cobrar 311.851 641.097
Menos provisión (37.210) (211.487)
Neto otras cuentas por cobrar (4) 274.641 429.610
Cuentas por cobrar de difícil recaudo 1.155.486 916.664
Menos provisión (1.155.486) (916.664)
Neto cuentas por cobrar difícil - -
51
(1) La clasificación de cuentas comerciales en el corto y largo plazo es la siguiente:
51
servicios
públicos (1)
servicios públicos
comerciales
(1) A diciembre de 2018 y 2017, la cuenta prestación de servicios públicos contenía el
valor estimado de las ventas del mes de diciembre que se facturan en enero del
siguiente año por $32.701.652 y $34.140.767 respectivamente y presentó una rotación
de 156 y 153 días respectivamente, la clasificación es la siguiente:
2018 2017
Zonas no interconectadas $ 12.803.993 $ 16.882.884
Uso de líneas y redes 6.117.064 5.479.271 18.921.057 22.362.155
Cartera comercial corto plazo (*) 99.440.302 90.330.755
Cartera comercial largo plazo (*) 18.765.100 22.932.008
Total Usuarios del servicio 118.205.402 113.262.763
Bolsa de energía 910.483 159.022
Subsidios de energía (**) 25.876.449 30.732.996
Total $ 163.913.391 $ 166.516.936
(*) A diciembre de 2018 y 2017, la cartera de usuarios del servicio por $118.205.402 y
$113.262.763 respectivamente, así como su provisión presentó el siguiente detalle:
Cartera por
edades
2018
Cartera
Provisión
2017
Cartera
Provisión
Estimados $ 24.089.167 $ - $ 22.453.410 $ -
Financiada 15.172.786 14.728.532 15.544.976 14.380.266
Corriente 30-60
días 10.453.000 5.405.729 9.044.874 5.098.456
61-180 días 4.946.253 4.788.186 4.185.467 4.015.885
181 A 360 días 5.155.067 5.121.230 5.231.040 5.196.173
Mayor a 360 días 58.389.129 57.705.157 56.802.996 56.023.269
Total $ 118.205.402 $ 87.748.834 $ 113.262.763 $ 84.714.049
Del total de la cartera vencida y financiada mayor a 61 días, el 61% para 2018 y 60% para
2017 corresponden a la Zona Pacífico.
(**) La cuenta de subsidios de energía se concilió con la validación final del Fondo de
Solidaridad y Redistribución del Ingreso (FSRI) del cuarto trimestre de 2017. Al cierre del
periodo contable 2018, no está en firme la validación por parte del Ministerio de Minas y
Energía del año 2018.
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18
2018 2017 2018 2017
Venta de bienes $ 1.479.906 $ 1.927.535 $ 253.117 $ 455.427
Menos provisión (1.108.804) (1.387.995) (180.693) (316.144)
Neto venta de bienes 371.102 539.540 72.424 139.283
Prestación de otros servicios 3.315.611 2.284.710 - -
Neto prestación de otros 3.315.611
2.284.710 - -
Prestación de servicios 145.148.291
143.584.928 18.765.100 22.932.008
Menos provisión (70.845.352) (63.462.933) (18.294.682) (22.627.806)
Neto prestación de 74.302.939
80.121.995 470.418 304.202
Total cuentas $ 77.989.652
$ 82.946.245 $ 542.842 $ 443.485
50
Para 2018 y 2017 presentó el siguiente movimiento en el año:
Concepto 2018 2017
Déficit subsidio de energía
FSRI Subsidio de energía FSRI -
($ 30.732.996) ($ 26.505.681)
(84.969.674) (88.071.274)
(2) CEDENAR, por solicitud del Ministerio de Minas y Energía MME, fue designado como el
Operador de Red del proyecto de Interconexión Cauca – Nariño, para lo cual firmó, el 29
de diciembre de 2017, el contrato Interadministrativo con el MME, el cual tiene por objeto
“Transferir por parte de la Nación – Ministerio de Minas y Energía a Centrales Eléctricas
de Nariño – CEDENAR S.A. ESP, el uso y goce de los activos que componen la
infraestructura de la “Línea de interconexión eléctrica a 115 kV desde Popayán a Guapi
– Costa Pacífica – Cauca – Nariño y Subestaciones Asociadas”. La esencia del contrato
consiste en que CEDENAR, actué como Operador de Red del proyecto, siendo el
encargado de la Administración, Operación y Mantenimiento – AOM de la infraestructura
construida, así como también, asesorar a los comercializadores existentes en las zonas
beneficiadas por el proyecto, con el fin de que estos continúen adelantando la venta de
energía al usuario final. La remuneración de CEDENAR para cubrir los gastos por las
actividades de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM y demás costos
derivados de la prestación del servicio, se realizará mediante los Cargos por Uso de los
activos que la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG apruebe y durante el
periodo de tiempo que transcurra entre la entrada en operación de la línea, la
comercialización del servicio de energía y la aprobación y giro efectivo de los cargos por
inversión aprobados por la CREG, el Ministerio de Minas y Energía se obliga por el
contrato suscrito, reconocer al OPERADOR DE RED los recursos invertidos y en caso que
este requiera un crédito bancario en relación con LA INFRAESTRUCTURA, reconocer el
servicio de la deuda (intereses más capital) liquidados por el sector bancario, al
momento de la devolución al OPERADOR DE RED por parte de los recursos de déficit de
mantenimiento y reposición, situación que no se dio hasta el cierre financiero del año
2018, sin embargo en cumplimiento a las obligaciones del contrato la Empresa como
operador de red de la zona incurrió en pagos por valor de
$4.757.843.
A raíz de la firma de este contrato desde el mes de mayo de 2018, se cobró a CEDENAR
por parte del mercado el suministro de energía de la subestación San Bernardino
destinado a cubrir la demanda de los nueve municipios beneficiados por la interconexión
Cauca- Nariño, por valor de $6.216.023, esta partida no tiene reconocimiento regulatorio
para lo cual la Empresa ha insistido ante el Ministerio de Minas y Energía y la
Superintendencia para concertar una reunión con la CREG con el objeto de analizar la
posible generación de un vehículo regulatorio que permitan el reconocimiento a
CEDENAR de estos pagos, por el grado de incertidumbre esta partida se deteriora
totalmente. Estos municipios correspondían a las zonas no interconectadas que atendía
la Empresa mediante contratos suscritos con las empresas comercializadoras y estas a
su vez pignoraban los subsidios a favor de CEDENAR.
En la cuenta también se encuentran otros pagos realizados por la Empresa y a cargo de
la Previsora por concepto de litigios y demandas administrativas por $550.226 millones.
20
18
interface comercial
Contribuciones 12.172.661 12.470.802
Aportes de la Nación 77.653.560 71.373.157
Déficit final del período ($ 25.876.449) ($ 30.732.996)
53
INFORME DE GESTIÓN
(3) Los arrendamientos operativos se relacionan con acuerdos para arrendar
infraestructura eléctrica a las Empresas de telecomunicaciones, el período de
arrendamiento es entre tres y cuatro años, estos contratos representan acuerdos de
arrendamiento puro, pues no existe la opción de comprar los activos arrendados a la
fecha de expiración de los períodos de arrendamiento.
(4) Incluye principalmente para 2018 y 2017 deudas por cuotas partes de pensiones por
$70.818 y $67.326, cuentas por cobrar por estampillas de $11.817 y $158.999 y
conciliaciones bancarias por $107.660 y $82.929 e incapacidades $55.851 y $36.996.
El movimiento de la provisión para cuentas por cobrar, es el siguiente:
2018 2017
Saldo al inicio del período $ 90.019.179 $ 81.636.253
Provisión generada en el año 11.189.793 10.323.118
Recuperaciones generadas en el año (387.655) (256.846)
Castigo de deudas (*) (1.147.505) (1.683.346)
Total $ 99.673.812 $ 90.019.179
(*) El castigo de $1.025.557 fue recomendado mediante actas del comité Técnico de
Sostenibilidad Contable para usuarios con cartera de menor cuantía y el valor de $121.948
corresponde a condonación de recargos por cumplimiento de los planes de financiación.
9. PRESTAMOS POR COBRAR
Se refiere a los préstamos de vivienda otorgados a los trabajadores a un plazo máximo
de 10 años para compra, construcción y liberación de hipoteca hasta $50.000.000 y de
6 años máximo para remodelación hasta 25.000.000, a una tasa de interés de la vigente
en el mercado menos 3 puntos. La tasa de mercado aplicable para 2018 fue de 0,5%
mensual y 2017 de 0,67% mensual, respectivamente.
Los intereses recibidos por estos préstamos fueron de $43.993 para 2018 y $35.690 para
2017.
10. INVERSIONES EN ASOCIADAS
Nombre de la
asociada
Actividad principal Proporción de participación
accionaria y poder de voto
2018 2017
SEPAL S.A.
E.S.P.
Prestar el servicio de alumbrado público
urbano y rural del municipio de Pasto 33.71% 33.68%
Se clasifica como una inversión en asociada por tener una participación superior al 20%
del poder de voto y tiene representación en la Junta Directiva.
Sepal S.A. presentó los Estados Financieros auditados a diciembre del 2017.
Se realizó la valoración por el método de participación patrimonial, obteniendo una
20
18
52
valoración neta para 2018 de $22.180 que afectó la inversión y los resultados del período.
53
El movimiento de la inversión para 2018 y 2017 fue:
2018 2017
Saldo al inicio del período $ 1.574.952 $ 1.583.765
Dividendos pagados en el año - (21.461)
Valorización por el método de participación patrimonial generada
22.180
12.648
en el año
Total $ 1.597.132 $ 1.574.952
11. INVENTARIOS
2018 2017
Mercancías en existencia $ 918.542 $ 439.708
Materiales y suministros 6.638.737 7.126.824
En poder de terceros 1.583.570 1.802.218
Deterioro acumulado de inventarios (111.595) (314.295)
Total $ 9.029.254 $ 9.054.455
Para los años 2018 y 2017 se reconoció la pérdida por deterioro así:
2018 2017
Saldo al inicio del período $ 314.295 $ 878.404
Provisión generada en el año
Baja de inventario
-
(28.176)
-
Recuperaciones generadas en el año (1) (174.524) (564.109)
Saldo al final del período $ 111.595 $ 314.295
(1) Según concepto técnico, el análisis del deterioro de los elementos en bodega generó
una recuperación porque se determinó que existen materiales de baja rotación y que
están de reserva pero con capacidad de uso en activos de operación, para utilizarse
en eventuales fallas del mantenimiento eléctrico de la empresa.
20
18
12. PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO
Terrenos y
Plantas,
Instalaciones
Repuestos En
2018
Costo
1 de enero de 2018
Adiciones
Disposiciones por Reemplazo o
Daños y hurto (1)
Reclasificaciones
Disposiciones por Venta
31 de diciembre de 2018
Depreciación acumulada y deterioros de valor acumulados Depreciación 1 de enero de 2018
Depreciación anual
Deterioro 01 de enero de 2018
Deterioro del año
Depreciación por disposiciones
por Reemplazo o Daños y hurto
Depreciación por disposiciones por Venta
Reclasificaciones
31 de diciembre de 2018
Importe en libros al 31 de diciembre de 2018
(1) Básicamente corresponden al retiro del activo de la parte de redes remodeladas y a la baja de elementos en mal estado.
INFO
RM
E D
E G
ES
TIÓ
N
54
edificios Subestaciones
y Redes fijas, equipo y
vehículos
Construcciones bodega y sitio
Total en curso
$ 37.778.981 $ 458.439.303 $ 19.210.138 $ 63.298.662 $ 6.294.974 $ 585.022.058
5.216.189 33.728.355 1.772.211 - 1.028.549 41.745.304
(2.222) (3.687.655) (3.950.406) - - (7.640.283)
- 29.625.105 165.879 (26.870.409) (2.920.575) -
- - - - - -
42.992.948 518.105.108 17.197.822 36.428.253 4.402.948 619.127.079
901.302
61.833.880
10.151.043
-
-
72.886.225
342.009 22.956.262 1.171.841 - - 24.470.112
- - - - 137.874 137.874
- - - - (101.696) (101.696)
- (649) (3.762.370) - - (3.763.019)
- - - - - -
- (190.922) 34.358 - - (156.564)
1.243.311 84.598.571 7.594.872 - 36.178 93.472.932
$ 41.749.637
$ 433.506.537
$ 9.602.950
$ 36.428.253
$ 4.366.770
$ 525.654.147
Plantas,
Instalaciones
Bienes
deterioros de valor
por Reemplazo o Daños o
por Venta
INFO
RM
E D
E G
ES
TIÓ
N
55
2017 Terrenos y
Subestaciones edificios
y Redes
fijas, equipo y
vehículos
Construcciones muebles en
Total
en curso(1) bodega y
repuestos
Costo
1 de enero de 2017
$ 36.327.594
$ 438.924.237
$ 17.966.530
$ 37.676.127
$ 5.306.446
$ 536.200.934
Adiciones 1.451.387 21.143.861 1.554.400 25.622.535 988.528 50.760.711
Disposiciones por Reemplazo o Daños (1) - (1.628.795) (243.874) - - (1.872.669)
Disposiciones por Venta - - (66.918) - - (66.918)
31 de diciembre de 2017 37.778.981
Depreciación acumulada y
458.439.303 19.210.138 63.298.662 6.294.974 585.022.058
acumulados
Depreciación 1 de enero de 2017 591.625
40.423.053
9.251.180
-
-
50.265.858
Depreciación anual 309.677 21.410.827 1.081.359 - - 22.801.863
Deterioro del año (2) - - - - 137.874 137.874
Depreciación por disposiciones -
- (160.584) - - (160.584)
Depreciación por disposiciones -
- (20.912) - - (20.912)
31 de diciembre de 2017 901.302 61.833.880 10.151.043 - 137.874 73.024.099
Importe en libros al
31 de diciembre de 2017 $ 36.877.679
$ 396.605.423
$ 9.059.095
$ 63.298.662
$ 6.157.100
$ 511.997.959
56
INFORME DE GESTIÓN
Se realizó verificación de vida útil de los activos, análisis de indicios de deterioro, análisis
de método de depreciación, determinando que estos representan la realidad de la
empresa, no generando ningún ajuste por estos conceptos para el año 2018.
El estado de avance de las obras en construcción como la estimación de fecha de
terminación se registra en el siguiente resumen agrupado por familias contables, así:
Agrupación 2018 2017
Estado de Fecha estimada
avance de terminación
Edificaciones $ 91.500 $ 309.473 80% tres meses
Plantas, ductos y túneles(*) 24.291.472 35.354.587 90% tres meses
Redes líneas y cables(**) 12.045.281 27.634.602 90% tres meses
$ 36.428.253 $ 63.298.662
(*) En el mes de octubre de 2018, se activó la subestación la Jardinera ubicada en
municipio de Tuquerres por valor de $17.742.203, presentando una disminución de las
obras en construcción.
El saldo que presenta esta cuenta a diciembre de 2018, corresponde al proyecto de la
Subestación San Martin, la cual por parte del área técnica de la empresa, se estima que
se activará en los primeros meses del año 2019, ya que se han presentado circunstancias
que afectan el cronograma de ejecución y por lo tanto su puesta en funcionamiento, entre
ellas está:
Adquisición y compra de lote: En este proceso se presentaron contratiempos en la
adquisición del predio pues era necesario realizar la compra en zona rural donde el uso
del suelo estaba destinado a actividades agrícolas y además donde se requería un lote con
ubicación estratégica para el desarrollo del proyecto, estas circunstancias retrasaron los
procesos de ubicación y negociación hasta culminarse su compra definitiva en diciembre
de 2015.
Licencias ambientales: Para las actividades de construcción en obras civiles para
niveles de tensión 115kV o superior, se hace necesario que los lotes cuenten con dicho
documento para su intervención, y a su vez para la gestión de las licencias ambientales
se hace necesario que exista la licencia Arqueológica, así mismo se hace necesario de la
certificación de la presencia de comunidades étnicas en el lote por parte del ministerio del
interior. En este sentido las obras civiles no fue posible ejecutarse hasta cuando el trámite
total de las licencias ambientales estuvieron consolidadas con el órgano competente, en
este caso la Corporación Autónoma Regional Nariño.
Ejecución de obras civiles; En San Martin se empezó su intervención desde el acta de inicio, sin embargo a partir del mes de diciembre de 2016 se presentó una temporada de lluvia hasta el mes de abril de 2017, lo cual retrasó el cronograma de obra teniendo en cuenta que el inicio de actividades implica la adecuación del terreno, el cual estaba con
sobrecarga de agua y por lo tanto no era seguro realizar este tipo de actividad.
(**) Se encuentran en construcción las líneas de interconexión de la Subestación San
Martin a nivel 34.5 Kv que conectan principalmente con las subestaciones de Rosa Florida
y de San Lorenzo, según concepto técnico se estima que serán activadas en los primeros
meses del año 2019 y se activaron las líneas de interconexión entre las Subestaciones
Jardinera - Panamericana y Jardinera – Ancuya por valor de $19.608.672.
20
18
57
4.096.438
13. PROPIEDADES DE INVERSIÓN
Propiedades de inversión
2018 2017
Saldo al inicio del año $ 143.019 $ 143.019
Traslados de terrenos y edificios - -
Saldo al final del año
Depreciación
143.019 143.019
Saldo al inicio del año 6.041 4.027
Depreciación anual 2.014 2.014
Reclasificaciones de terrenos y edificios - -
Saldo al final del año 8.055 6.041
Total $ 134.964 $ 136.978
Se realizó verificación de vida útil de las propiedades de inversión y de indicios de deterioro,
así como método de depreciación aplicado, no generando ningún ajuste por estos conceptos
para el año 2018.
14. ACTIVOS INTANGIBLES
31 de diciembre de 2018 Derechos Licencias Softwares Total
Costo $ 23.285 $ 1.205.905 $ 4.208.117 $ 5.437.307
Amortización Acumulada (3.117) (1.082.412) (3.646.694) (4.732.223)
Saldo Final $ 20.168 $ 123.493 $ 561.423 $ 705.084
31 de diciembre de 2017 Derechos Licencias Softwares Total
Costo $ 23.285 $ 1.154.709 $ $ 5.274.432
Amortización Acumulada (2.329) (1.010.060) (3.286.030) (4.298.419)
Saldo Final $ 20.956 $ 144.649 $ 810.408 $ 976.013
Se realizó verificación de vida útil de los intangibles, de indicios de deterioro y de método
de amortización, no generando ningún ajuste por estos conceptos para el año 2018.
15. OTROS ACTIVOS
Detalle 2018 2017
anticipado (1)
corriente (2)
complementarios (Nota 31)
20
18
Bienes y servicios pagados por $ 1.198.831
$ 4.178.468
Avances y anticipos entregados 11.389.019
6.133.547
Anticipo por impuesto de renta y 18.661.001
19.764.493
Anticipo por impuesto de industria y 1.001.794
988.587 comercio
Anticipo por contribuciones - 151.015
Depósitos entregados en garantía 333.149 1.546.452
Total corto plazo 32.583.794 32.762.562
Avances y anticipos entregados no
corriente (2) 3.586.754 6.232.851
Total largo plazo 3.586.754 6.232.851
Total $ 36.170.548 $ 38.995.413
58
Detalle 2017 2016
Seguros $ 1.196.830 $ 1.176.617
Arrendamientos Operativos 2.001 1.851
Bienes y servicios (1) - 3.000.000
Total $ 1.198.831 $ 4.178.468
(1) Para los períodos 2018 y 2017 incluyen respectivamente el pago anticipado a las
facturas por compras de energía por $0 y $3.000.000. Esta forma de pago generó un
beneficio financiero por valor de $13.399 y $48.883 respectivamente.
(2) Para los años 2018 y 2017 corresponde principalmente a los anticipos pagados para
los contratos de compra de energía por $11.263.819 y $5.500.295.
16. PRÉSTAMOS POR PAGAR Y COSTOS DE FINANCIACIÓN
Préstamos otorgados por:
2018 2017
Banca comercial - capital $ 6.437.500 $ 3.500.000
Banca comercial - Intereses 559.165 593.174
Pasivo corriente 6.996.665 4.093.174
Préstamos otorgados por:
Banca comercial - capital 56.062.494 52.499.997
Pasivo No corriente 56.062.494 52.499.997
Total
$ 63.059.159
$ 56.593.171
Préstamos por Pagar – Davivienda S.A.
En el año 2015 CEDENAR, solicitó autorización al Ministerio de Hacienda y Crédito Público
para celebrar un empréstito interno por la suma de $28.000.000, destinados a financiar
los proyectos de Construcción Redes Eléctricas Antifraude por $10.000.000 y
Construcción de las Subestaciones Eléctricas La Jardinera y San Martin por $18.000.000.
El endeudamiento fue aprobado por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público con el
Banco Davivienda S.A., mediante Resolución 3310 del 7 de septiembre de 2015, a un
plazo de 120 meses, con un período de gracia de 24 meses, a una tasa de interés del
DTF + 1.99%, semestre vencido.
Los desembolsos se recibieron en el mes de diciembre de 2015 $18.000.000 y en el mes
de enero de 2016 $10.000.000.
Los costos de financiación causados para el año 2018 fueron $1.891.296 de los cuales se
capitalizaron $1.135.652 y se llevaron a resultado $755.644 y los costos de financiación
causados para el año 2017 fueron $2.363.305 de los cuales se capitalizaron $1.518.455
y se llevaron a resultado $844.850, de obras que su ejecución no superó los doce meses.
En los meses de junio y diciembre de 2018 se amortizó a capital el valor $3.500.000.
20
18
60
Préstamos por Pagar – Bancolombia S.A.
En el año 2016, CEDENAR solicitó autorización al Ministerio de Hacienda y Crédito Público
para celebrar un empréstito interno por la suma de $28.000.000, destinados a financiar
la segunda etapa de la Construcción de las Subestaciones Eléctricas La Jardinera y San
Martin y la Construcción de la Línea de Distribución Ipiales.
El endeudamiento fue aprobado por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público con
Bancolombia S.A., mediante Resolución 4548 del 21 de diciembre de 2016, a un plazo de
120 meses, con un período de gracia de 24 meses, a una tasa de interés del IBR +
3.85%, trimestre vencido. Los desembolsos se recibieron en: el mes de diciembre de
2016 $10.000.000, en el mes de enero de 2017 $18.000.000.
Para el año 2018, CEDENAR solicito autorización al ministerio de Hacienda y Crédito
Público para celebrar un empréstito interno por la suma de $16.000.000 con el fin de
realizar la remodelación de redes eléctricas del departamento y la repotenciación de la
Planta Julio Bravo del Municipio de Pasto, esta solicitud fue aprobada mediante Resolución
931 del 13 de diciembre de 2018, a un plazo de 10 años, con dos años de gracia y a una
tasa de interés de DTF +1.70% T.A. En el mes de diciembre de 2018 se desembolsaron
$10.000.000.
Los costos de financiación causados para el año 2018 fueron de $2.320.372 de los cuales
se capitalizaron $2.049.504 y se llevaron al resultado del período $270.868. Los costos
de financiación causados para el año 2017 fueron $2.616.176 de los cuales se
capitalizaron $1.849.926 y se llevaron a resultado $766.250.
Los valores a amortizar y la proyección de intereses a lo largo de los años de los créditos
se detallan a continuación:
BANCOLOMBIA CR. 1
10.000.000
2 años de gracia IBR + 3,85% T.V.
BANCOLOMBIA CR. 2 18.000.000
2 años de gracia IBR + 3,85% T.V.
BANCOLOMBIA CR. 3 10.000.000
2 años de gracia DTF + 1,70% T.A.
PERIODO CAPITAL INTERESES CAPITAL INTERESES CAPITAL INTERESES
2017 - 498.002 - 1.346.770 - -
2018 - 842.316 - 1.504.550 - -
2019 1.250.000 757.002 1.687.500 1.396.110 - 619.338
2020 1.250.000 657.723 2.250.000 1.228.577 - 619.338
2021 1.250.000 558.444 2.250.000 1.049.875 1.250.000 590.307
2022 1.250.000 459.165 2.250.000 871.173 1.250.000 512.889
2023 1.250.000 359.886 2.250.000 692.471 1.250.000 435.472
2024 1.250.000 260.607 2.250.000 513.768 1.250.000 358.055
2025 1.250.000 161.328 2.250.000 335.067 1.250.000 280.637
2026 1.250.000 62.049 2.250.000 156.365 1.250.000 203.221
2027 - - 562.500 11.169 1.250.000 125.804
2028 - - - - 1.250.000 48.387
TOTAL 10.000.000 4.616.522 18.000.000 9.105.895 10.000.000 3.793.448
20
18
59
DAVIVVIENDA
2 años de gracia DTF + 1,99% S.V
DAVIVIENDA
2 años de gracia DTF + 1,99% S.V
PERIODO CAPITAL INTERESES CAPITAL INTERESES
2017 3 851.333 2 1.532.399
2018 1.250.000 678.148 2.250.001 1.220.666
2019 1.250.000 554.126 2.250.000 997.435
2020 1.250.000 472.037 2.250.000 775.783
2021 1.250.000 389.944 2.250.000 554.131
2022 1.250.000 307.850 2.250.000 332.478
2023 1.250.000 225.757 2.250.000 110.826
2024 1.250.000 143.663 2.250.000 289.681
2025 1.249.997 20.524 2.249.997 124.149
TOTAL 10.000.000 3.643.382 18.000.000 5.937.548
17. CUENTAS POR PAGAR
Adquisición de bienes y servicios
2018 2017
$ 40.366.850 $ 21.953.811
(1) A diciembre de 2018 y 2017 corresponden principalmente a estimaciones de las
compras de energía del mes de diciembre que se recibe la factura en enero del
siguiente año por $17.368.635 y $15.060.129 respectivamente.
(2) A diciembre de 2018 y 2017 corresponden respectivamente a: cobro de cartera de
terceros por $88.243 y $178.961, a convenios de Alumbrado Público por $1.815.635
y $933.555, a Fondo de solidaridad por $403.112 y $318.624 y a recaudos por
clasificar por $847.162 (corresponden principalmente al último trimestre) y $409.067.
18. IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES
Retención en la fuente e impuesto de
timbre Impuesto sobre la renta y
2018 2017
$ 1.020.305 $ 3.816.862
18.833.006 23.188.427
20
18
nacionales (1)
Recursos a favor de terceros (2) 3.154.152 1.840.206
Descuentos de nomina 15.788 148.900
Distribuciones realizadas a los propietarios -Dividendos
7.578.208 14.123.278
Otras cuentas por pagar 2.745.728 670.270
Total corriente $ 53.860.726 $ 38.736.465
Total no corriente $ - $ 40.594
complementarios
Impuesto de industria y comercio 3.186.398 3.255.046
Contribuciones 52.281 47.934
Tasas - 4.004
Sobretasa al impuesto de renta y complementarios
1.979.492 -
Otros impuestos nacionales - 765
Impuesto al valor agregado - IVA 569.499 196.537
Total $ 23.661.489 $ 30.509.575
62
Las declaraciones del impuesto de renta y complementarios hasta el año 2013 y el año
2015 se encuentran en firme.
La declaración del Impuesto de Renta y Complementarios año gravable 2014, fue
modificada según Liquidación oficial de Revisión No. 142412018000010 del 21 de marzo
de 2018, proferida por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN), debido a
que no se reconocieron glosas por concepto de gastos y costos por valor total de
$362.855.385; la decisión de la Empresa fue allanarse parcialmente y presentar Recurso
de Reconsideración así:
Concepto Valores
Glosas debatidas en el Recurso de Reconsideración $ 248.253.411
Glosas a allanarse por parte de CEDENAR (corrección) 114.601.974
Total glosas en discusión $ 362.855.385
Por las glosas que se allano parcialmente, se procedió a realizar la corrección, según
formulario No. 1110606496029 del 22 de mayo de 2018, así:
Total rechazos allanados $ 114.601.000
Impuesto generado por el rechazo (tarifa 25%) 28.650.000
Sanción por inexactitud reducida al 50% 14.325.000
Intereses de mora al 22 de Mayo de 2018 27.379.000
Total pagado (impuestos – Sanción – Intereses) $ 70.354.000
El Recurso de Reconsideración, fue admitido para seguir su trámite por la Dirección de
Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN), según Auto Admisorio del 31 de mayo de 2018,
para emitir su fallo final la DIAN cuenta con un año desde su presentación.
Las declaraciones del Impuesto de Renta y Complementarios de los años 2016 y 2017
están sujetas a revisión y aceptación por parte de las autoridades fiscales.
Impuestos: Comprende el valor de los gravámenes de carácter obligatorio a favor del
Estado y a cargo de la empresa de acuerdo con las normas tributarias del orden nacional
y territorial que rigen en Colombia.
Impuesto de renta: La empresa registra el impuesto sobre la renta con base en la utilidad
contable del Libro Fiscal y realizando las depuraciones conforme a las normas tributarias
hasta obtener la utilidad fiscal a una tasa del 33%.
De acuerdo a la reforma tributaria ley 1819 de diciembre de 2016 se determina una tarifa
marginal para los años 2017 y 2018 del 6% y 4% respectivamente.
Contribución especial de obra pública: En cumplimiento al plan de mejoramiento
suscrito con la Contraloría General de la República, y pese a la diferencia de criterios en la
aplicación de norma establecida en el artículo 6 de la Ley 1106 de 2006, el cual establece:
la contribución de los contratos de obra pública o concesión de obra pública y otras
concesiones: “Todas las personas naturales o jurídicas que suscriban contratos de obra
pública, con entidades de derecho público o celebren contratos de adición al valor de los
existentes deberán pagar a favor de la Nación, Departamento o Municipio, según el nivel
al cual pertenezca la entidad pública contratante una contribución equivalente al cinco por
ciento (5%) del valor total del correspondiente contrato o de la respectiva adición”…, donde
para CEDENAR, no existía claridad en su aplicación, toda vez que el señalado artículo en
su inciso primero genera discusiones sobre las entidades de derecho
20
18
61
público, los contratos de obra y la aplicación a las empresas de servicios públicos
domiciliarios, al no hacer mención expresa de estas últimas, las cuales en virtud del
artículo 365 superior gozan de una naturaleza jurídica especial, a pesar de estos
argumentos CEDENAR, decidió realizar la retención del 5% por concepto de Contribución
Especial de obra pública a los contratos que se realicen con personas naturales o jurídicas
y que cumplan con el hecho generador, de ello se puede constar en los giros al Ministerio
del Interior de las retenciones practicadas en los meses de Mayo y Junio de 2018 por
valor total de $1.793.929.
En el mes de Julio de 2018, CEDENAR, tiene conocimiento de las sentencias del Consejo
de Estado – Sección cuarta del 22 de febrero de dos mil dieciocho (2018) Radicación
número: 25000 23 37 000 2014 00994 01(22536) y la sentencia con Radicación 22939
del 19 de abril de dos mil dieciocho (2018) que abordan este tema frente a unas
demandas de Ecopetrol S.A. contra la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales -
DIAN, razón por la cual CEDENAR, decide realizar una petición al Ministerio de Minas y
Energía, para que realice una solicitud de un concepto a la Sala de Consulta y Servicio
Civil del Honorable Consejo de Estado, en relación con la aplicación del precedente judicial
en la aplicación del artículo 6° de la ley 1106 de 2006, al igual que solicitar un concepto
en relación con la vigencia actual de la citada norma.
A partir del mes de julio de 2018, CEDENAR, toma la decisión de no practicar la retención
de que trata el artículo 6° de la Ley 1106 de 2006, hasta tanto se defina la solicitud
realizada al Ministerio de Minas y Energía, se estima que para el periodo comprendido
entre de julio a diciembre de 2018 el valor de retención por este concepto es de
$3.475.467.
Reforma tributaria: A continuación, se resumen algunas modificaciones al régimen
tributario colombiano para los años 2019 y siguientes, introducidas por la Ley de
Financiamiento (Ley 1943 del 28 de diciembre de 2018):
Impuesto sobre la Renta y Complementarios – Se modifica la tarifa sobre la renta
gravable a las entidades en Colombia, obligadas a presentar declaración de renta, al 33%
para el año gravable 2019, 32% para el año gravable 2020, 31% para el año gravable
2021, y 30% a partir del año gravable 2022.
Se desmonta gradualmente la base de renta presuntiva aplicando un 3,5% para 2019;
1,5% para 2020 y 2021 y 0% a partir de 2022.
Las entidades financieras deberán liquidar los siguientes puntos adicionales al impuesto
de renta y complementarios, cuando la renta gravable sea igual o superior a $4.112
millones del 4% para el año gravable 2019 y del 3% para los años gravables 2020 y
2021.
Las sociedades que tengan como una de sus actividades principales la tenencia de
valores, inversión de acciones o participaciones en el exterior hacen parte del régimen
del impuesto de renta y complementarios y permite una exención en los dividendos
recibidos por entidades extranjeras.
20
18
64
Retención en la fuente para dividendos o participaciones recibidas por sociedades
nacionales – A partir del 2019 estarán sometidos a retención en la fuente los dividendos
y participaciones pagados o abonados a sociedades nacionales, provenientes de la
distribución de utilidades susceptibles de distribuirse como no gravadas en cabeza del
accionista a una tarifa especial del siete y medio por ciento (7,5%), la cual, será
trasladable e imputada a la persona natural residente o al inversionista residente en el
exterior.
Los dividendos susceptibles de distribuirse como gravados en cabeza del accionista,
según la mencionada norma estarán sometidos a la tarifa del 33% para el año gravable
2019, 32% para el año gravable 2020, 31% para el año gravable 2021, y 30% a partir
del año gravable 2022; en cuyo caso la retención del impuesto a la renta sobre dividendos
del 7,5% se aplicará una vez disminuido este impuesto.
19. BENEFICIOS A EMPLEADOS
El pasivo por beneficios a empleados se compone de: 2018 2017
Pensión de jubilación (pasivo por beneficios definidos)
$ 62.647.257 $ 77.895.563
Futuras pensiones 249.594 -
Otros beneficios post-empleo Bonificación por 23.843.663 26.198.839
Menos: pasivos por beneficios a empleados corto plazo
13.383.117
14.125.196
Pasivos por beneficios a empleados largo
plazo $ 80.100.349 $ 96.928.098
Planes de beneficios definidos - Pensión de Jubilación
La empresa maneja un plan de pensión de jubilación. Esta obligación corresponde, de
conformidad con las normas legales del país, a empleados que laboraron por un tiempo
determinado con la empresa y llegaron a su edad de retiro, con derecho a que la empresa
le reconozca total o parcialmente una pensión de jubilación.
20
18
retiro
Subtotal 86.740.514 104.094.402
Primas de jubilación y por pagar 3.377 422.714
Cuotas partes 29.035 12.254
Prima de antigüedad 353.850 373.020
Cesantías retroactivas 3.203.130 3.030.667
Vacaciones y prima de vacaciones 1.644.180 1.551.678
Cesantías e intereses 1.508.667 1.567.692
Otras prestaciones 713 867
Total $ 93.483.466 $ 111.053.294
63
De conformidad con la legislación colombiana esta pensión puede ser transferida, a la
muerte del colaborador, a su cónyuge y a sus hijos menores o discapacitados.
La empresa no maneja planes de retiro para empleados actuales.
64
La información de los participantes que reciben este beneficio sigue a continuación:
2018 2017
Número de participantes 510 528
Pensión anual promedio $ 15.016 $ 15.383
Edad promedio 69.61 69.03
El cálculo actuarial para determinar el valor presente de la obligación por el plan de
beneficios definidos, se realizó al 31 de diciembre de 2018 y 2017 por la firma Mercer
(Colombia). El valor presente de la obligación por beneficio definido, fue medido utilizando
el Método denominado “Unidad de Crédito Proyectado”.
A continuación se muestra una conciliación entre los saldos iniciales y los saldos finales del
pasivo por beneficios definidos:
Pensiones de jubilación:
2018 2017
Valor al inicio del año
Incluido en el resultado del período:
$ 77.895.563
$ 64.955.788
Costo por interés 5.042.976 4.632.478
Costo por Servicios período corriente - 3.689
Incluido en otros resultados integrales:
Ganancia (perdida) actuarial debido a:
Experiencia (1)
(7.183.828)
10.403.881
Cambio de hipótesis (1) (5.096.970) 5.872.607
Otros:
Beneficios pagados
(7.760.890)
(7.972.880)
Valor al final del año $ 62.896.851 $ 77.895.563
Otros beneficios: 2018 2017
Valor al inicio del año
Incluido en el resultado del período:
$ 26.198.839
$ 27.251.225
Costo por interés
Incluido en otros resultados integrales:
Ganancia (perdida) actuarial debido a:
Experiencia
1.710.974
(199.838)
1.969.698
(3.218.539)
Cambio de hipótesis (1.996.288) 2.046.517
Otros:
Beneficios pagados
(1.870.024)
(1.850.062)
Valor al final del año $ 23.843.663 $ 26.198.839
Los supuestos claves utilizados fueron:
2018 2017
Tasa de descuento 7.50% 6.75%
Tasa de incremento pensional 3.50% 3.50%
Las presunciones actuariales significativas para la determinación de la obligación definida
son tasas de descuento, incremento en las pensiones y tabla de mortalidad.
20
18
65
2018
pensión
2017
pensión
Las Obligaciones por Beneficio Definido fueron calculadas utilizando el método “Unidad
de Crédito Proyectado”. Bajo este método consiste en cuantificar los beneficios de cada
participante en el plan a medida que se tiene derecho sobre ellos, teniendo en cuenta los
incrementos futuros de salario y la fórmula del plan para la asignación de beneficios. Por
lo tanto, el beneficio total estimado al que cada participante se espera que tenga derecho
al separarse de la empresa se divide en unidades, cada una asociada con un año de
servicio acreditado, ya sea pasado o futuro.
La valuación se realiza individualmente para cada empleado. Mediante la aplicación de
las hipótesis actuariales, se calcula el monto del beneficio proyectado que depende de la
fecha estimada de separación, el servicio acreditado y el salario en el momento del hecho
causante.
20
18
Pensión
Aportes a Aportes a
Salud
Prima
Convencional
Tasa de descuento
a. Tasa de descuento - 50 pb 66.215.555 168.914 2.158.165 22.816.615
Supuesto 7.00%
7.00% 7.00% 7.00%
Duración promedio en años 10.28 1.35 10.07 10.74%
b. Tasa de descuento +50 pb 59.865.338 166.652 1.955.440 20.533.421
Supuesto 8.00% 8.00% 8.00% 8.00%
Duración promedio en años 9.88 1.34 9.66 10.35
Incremento Pensional
a. Incremento pensional - 50
pb
59.560.956
166.162
1.946.233
20.433.669
Supuesto 3.00% 3.00% 3.00% 3.00%
b. Incremento pensional +50
pb
66.530.304
169.400
2.167.614
22.919.084
Supuesto 4.00% 4% 4.00% 4%
Pensión Aportes a Aportes a
Salud
Prima
Convencional
Tasa de descuento
a. Tasa de descuento - 50 pb $ 82.302.078 $ 216.483 $ 2.572.161 $ 24.944.020
Supuesto 6.25% 6.25% 6.25% 6.25%
Duración promedio en años 11.01 1.65 10.82 11.52
b. Tasa de descuento +50 pb $ 73.890.116 $ 212.967 $ 2.313.608 $ 22.276.678
Supuesto 7.25% 7.25% 7.25% 7.25%
Duración promedio en años 10.59 1.63 10.37 11.10
Incremento Pensional
a. Incremento pensional - 50
pb
$ 73.543.507
$ 212.341
$ 2.303.229
$ 22.173.754
Supuesto 3.00% 3.00% 3.00% 3.00%
b. Incremento pensional +50
pb
$ 82.656.607
$ 217.102
$ 2.582.725
$ 25.048.732
Supuesto 4.00% 4.00% 4.00% 4.00%
66
INFORME DE GESTIÓN
El beneficio estimado al que tiene derecho un individuo, para efectos de una valuación
asociada a una fecha de separación, corresponde al beneficio descrito en el plan calculado
con el salario proyectado para el beneficio a la fecha de separación esperada.
El beneficio atribuido por el servicio prestado durante un periodo es la diferencia entre la
obligación de la valuación al final del periodo menos la obligación al inicio del periodo, es
decir a la fecha de la valuación.
Por lo tanto, la obligación por beneficios definidos del plan al 31 de diciembre de 2018 se
calcula aplicando, sobre la cuantía total del beneficio estimado, la proporción existente
entre el servicio acreditado a la fecha de medición y el servicio total que alcanzará cada
participante a la fecha de separación esperada.
La obligación por beneficios definidos del plan es la suma de la obligación de cada individuo
a la fecha de medición, y el costo de los servicios del periodo corriente del plan se calcula
como la suma de los costos de los servicios individuales del periodo corriente.
(1) A continuación se presenta la sustentación por la variación de este beneficio:
Detalle Valores
Pasivo 2017 $ 77.895.563
Salidas 2018 (4.100.849)
Ganancia Recurrentes (19.258.783)
Pérdida Recurrentes 5.439.213
Nuevos 2018 2.921.707
Total Pasivo 2018 $ 62.896.851
Las salidas de personal representan una ganancia de $4.100.749 también se presentan
ganancias por $19.258.783 debido al personal al que se vio disminuido la base salarial para
el cálculo del beneficio. Por último se observa una perdida actuarial de $5.439.213 por
aquellos colaboradores a los cuales el ingreso base para el cálculo del benéfico se vio
incrementado para el 2018 y por otro lado una pérdida de $2.921.707 por los nuevos
ingresos. Así, se puede determinar que la mayor ganancia para el cálculo de 2018 para el
plan de pensiones se ve representado en la disminución del pasivo pensional de un año a
otro de algunos participantes debido a cambios de tipo de pensión y actualización de fechas
de nacimientos. Adicionalmente la tasa de descuento subió de 6.75% y 7.50% lo que cual
representa una disminución en el cálculo 2018.
Otros beneficios: Prima de antigüedad y Cesantías Retroactivas
El pasivo por otros beneficios a largo plazo corresponde a un plan de primas de antigüedad
y Cesantías Retroactivas, a la que tienen derecho algunos trabajadores de la empresa.
Prima de Antigüedad:
La información de los participantes que reciben este beneficio se indica a continuación:
2018 2017
Número de participantes 273 275
Salario anual promedio 21.577 20.104
Edad promedio 51.38 50.41
Antigüedad promedio 24.06 23.01
20
18
67
INFORME DE GESTIÓN
El cálculo actuarial para determinar el valor presente de la obligación por este beneficio
de largo plazo, se realizó al 31 de diciembre de 2018 y 2017 por la firma Mercer
(Colombia). El valor presente de la obligación por beneficio definido, fue medido
utilizando el Método de Unidad de Crédito Proyectado.
A continuación se muestra una conciliación entre los saldos iniciales y los saldos finales
del pasivo por este beneficio:
Valor al inicio del año
incluido en el resultado del período:
2018
$ 373.020
2017
$ 497.945
Costo por interés 15.908 28.913
Costo por servicios 17.789 17.591
Remedición:
Experiencia 53.790 16.875
Cambio de hipótesis (645) 13.382
Otros - -
Beneficios pagados (106.012) (201.686)
Valor al 31 de diciembre de $ 353.850 $ 373.020
Los supuestos claves utilizados fueron:
2018
2017
Tasa de descuento 5.00% 4.75%
Tasa de incremento esperado en salarios 3.50% 3.50%
Tasa de inflación 3.50% 3.50%
Las presunciones actuariales significativas para la determinación de la obligación son
tasas de descuento, incremento del beneficio.
Análisis de sensibilidad al 31 de diciembre de 2018 y 2017:
2018 2017
Tasa de descuento
a. Tasa de descuento - 50 pb $ 355.144 $ 375.540
Supuesto 4.50% 4.25%
Duración promedio de la obligación por beneficios
definidos
0.73
1.35
b. Tasa de descuento +50 pb $ 352.572 $ 370.537
Supuesto 5.50% 5.25%
Duración promedio de la obligación por beneficios
definidos
0.72
1.34
Incremento Pensional
a. Incremento pensional - 50 pb $ 350.844 $ 368.705
Supuesto 3.00% 3.00%
b. Incremento pensional +50 pb $ 356.872 $ 377.372
Supuesto 4.00% 4.00%
Cesantías Retroactivas:
La información de los participantes que reciben este beneficio se indica a continuación,
por ser el periodo 2018 el primero en el que se realiza el cálculo actuarial por este
beneficio a largo plazo según disposición de la CGN en 2018, no se presenta cálculo
20
18
69
actuarial para el año 2017, considerando que se registraron bajo el consolidado de
prestaciones sociales ley anterior ley “50” por $3.030.667.
2018
Número de participantes 78
Salario anual promedio 31.760
Edad promedio 54.02
Servicio promedio 30.21
El cálculo actuarial para determinar el valor presente de la obligación por este beneficio de
largo plazo, se realizó al 31 de diciembre de 2018 por la firma Mercer (Colombia). El valor
presente de la obligación por beneficio definido, fue medido utilizando el Método de Unidad
de Crédito Proyectado.
A continuación se muestra una conciliación entre los saldos iniciales y los saldos finales del
pasivo por este beneficio:
2018
Valor al inicio del año
incluido en el resultado del período: $ -
Costos por servicios pasados
3.203.130
Costo por interés -
Costo por servicios -
Ganancia (perdida) actuarial debido a:
Experiencia -
Cambio de hipótesis -
Beneficios pagados -
Valor al 31 de diciembre de $ 3.203.130
Los supuestos claves utilizados fueron: 2018
Tasa de descuento 6.00%
Tasa de incremento esperado en salarios 3.50%
Tasa de inflación 3.50%
Las presunciones actuariales significativas para la determinación de la obligación son
tasas de descuento, incremento salarial.
Análisis de sensibilidad al 31 de diciembre de 2018
Tasa de descuento
2018
a. Tasa de descuento - 50 pb $ 3.292.709
Supuesto 5.50%
Duración promedio de la obligación por beneficios
definidos 5.52
b. Tasa de descuento +50 pb $ 3.117.058
Supuesto 6.50%
Duración promedio de la obligación por beneficios
definidos 5.45
Incremento Pensional
a. Incremento pensional - 50 pb $ 2.996.087
Supuesto 3.00%
20
18
68
b. Incremento pensional +50 pb $ 3.417.204
Supuesto 4.00%
69
Las obligaciones por beneficios definidos fueron calculadas utilizando el método de Unidad
de Crédito proyectado.
Tabla de mortalidad Colombia Tabla RV-08
Decreto 1625 de 2016 del Ministerio de Hacienda y Crédito Público de Colombia.
De acuerdo con el Decreto 2131 de 2016 del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo,
a partir del 22 diciembre de 2016, los preparadores de información financiera deben revelar
en las notas a los estados financieros, el cálculo de los pasivos pensionales a su cargo de
acuerdo con los parámetros del Decreto 1625 de 2016, informando las variables utilizadas
y las diferencias con el cálculo realizado en los términos del Marco Técnico Normativo
contenido en el Decreto 2420 de 2015 y sus modificatorios (NIC19).
Los supuestos claves utilizados en el cálculo bajo el Decreto 1625 de 2016 para el año
2018, fueron los siguientes:
Tabla de Mortalidad: Tabla de Mortalidad de Rentistas Válidos hombres y mujeres
“Experiencia 2005-2008” que trata la resolución 1555 de 2010 expedida por la
Superintendencia Financiera de Colombia.
Ajuste Salarial y Pensional: La formulación empleada incorpora explícitamente los
futuros incrementos de salarios y pensiones utilizando para ello una tasa igual al promedio
resultante de sumar tres (3) veces la inflación del año k-1, más dos (2) veces la inflación
del año k-2, más una (1) vez la inflación del año k-3 de acuerdo con el artículo 1° del
decreto 2783 de 2001.
Esta tasa se denomina Tasa DANE, para el 2018 equivale a 5.09%.
Interés Técnico: Se empleó el interés técnico real de 4.80% de acuerdo con el artículo
1° del decreto 2783 de 2001.
Para el año 2017, fueron los siguientes:
Tabla de Mortalidad: Tabla de Mortalidad de Rentistas Válidos hombres y mujeres
“Experiencia 2005-2008” que trata la resolución 1555 de 2010 expedida por la
Superintendencia Financiera de Colombia.
Ajuste Salarial y Pensional: La formulación empleada incorpora explícitamente los
futuros incrementos de salarios y pensiones utilizando para ello una tasa igual al promedio
resultante de sumar tres (3) veces la inflación del año k-1, más dos (2) veces la inflación
del año k-2, más una (1) vez la inflación del año k-3 de acuerdo con el artículo 1° del
decreto 2783 de 2001.
Esta tasa se denomina Tasa DANE, para el 2017 equivale a 5.7417%.
Interés Técnico: Se empleó el interés técnico real de 4.80% de acuerdo con el artículo
1° del decreto 2783 de 2001
Al 31 de diciembre de 2018, el pasivo pensional registrado en la contabilidad bajo los
parámetros del Decreto 2783 de 2001, comparado con el pasivo resultante bajo la NIC 19
(Rev 2011) que se utiliza para fines fiscales, es como sigue a continuación:
20
18
70
Diferencia
$ 79.616.476 $86.740.514 (7.124.038)
La diferencia del pasivo pensional se debe principalmente a la diferencia en las tasas de
descuento utilizadas de acuerdo con lo establecido en cada uno de los decretos.
Al 31 de diciembre de 2018, no existen conmutaciones pensionales parciales.
Para este ejercicio los recurrentes son los empleados que estaban en el 2017 y siguen en
el 2018.
20. OTROS PASIVOS
2018 2017
Ingresos recibidos por anticipado $ 1.741.570 $ 1.635.119
Recursos recibidos en administración 569.986 551.950
Depósitos recibidos en garantía 143.808 1.864
Total $ 2.455.364 $ 2.188.933
21. PROVISION LITIGIOS Y DEMANDAS Y CONTINGENCIAS
Litigios y
Demandas
2018 2017
Pretensiones Provisión Pretensiones Provisión
Laborales $ 3.655.108 $ 3.851.391 $ 6.206.296 $ 6.175.509
Administrativas 38.757.411 24.618.558 59.957.204 23.448.551
Total $ 42.412.519 $ 28.469.949 $ 66.163.500 $ 29.624.060
Los valores de las pretensiones podrán variar según el criterio del abogado que tiene a
su cargo el asunto, es así como en estos casos la calificación del riesgo da como resultado
la modificación de estos parámetros económicos generando para este periodo una
disminución de las pretensiones administrativas y laborales que se generan
principalmente por los procesos administrativos: acción de grupo 2017-00489 que pasa
de $12.992.718 a $2.168.517 y la reparación directa 2017-00187 sistema oral que pasa
de $13.849.920 a $138.499 reportados para los dos periodos por los abogados como
posibles y los procesos laborales: ordinario laboral 2016-0437 que pasa de $2.342.675
a $1.251975 y el ordinario laboral 2014-00185 que tenía una pretensión de $1.457.252,
el cual concluyó con un pago por parte de la Empresa de $13.000.
La provisión constituida se determina según estudio individualizado de cada caso
efectuado por la Oficina Jurídica y los conceptos de los apoderados en los procesos.
Dentro de las contingencias derivadas de proceso contencioso administrativos están
contabilizadas:
La provisión por valor de $12.282.427, con el objeto de cubrir el fallo en segunda
instancia de la acción popular de Rio Bobo que el Tribunal Administrativo de Nariño
profirió el 4 de mayo de 2011, donde ordenó a CEDENAR pagar debidamente indexado
el valor de las 450.000 acciones debidamente indexadas al Municipio de Pasto. La
Empresa, en desacuerdo con el fallo proferido por el Tribunal Administrativo de Nariño,
solicitó la revisión eventual ante el Honorable Consejo de Estado, frente a lo cual, La
20
18
71
Sección Segunda de dicha Corporación, mediante providencia del 7 de diciembre de 2011
70
INFORME DE GESTIÓN
resolvió no seleccionar para su revisión la mencionada sentencia del 4 de mayo de 2011;
ante tal decisión CEDENAR acudió a la insistencia de revisión eventual ante el Honorable
Consejo de Estado y mediante providencia del 17 de mayo de 2012, la Sección Segunda
de la Sala de lo Contencioso Administrativo del Honorable Consejo de Estado, decidió
revocar la providencia del 7 de diciembre de 2011 que resolvió no seleccionar la sentencia
condenatoria proferida por el Tribunal de Nariño y en su lugar ordenó la SELECCIÓN para
su revisión de la mencionada sentencia. Hasta la fecha la Sección Segunda no se ha
pronunciado sobre la revisión eventual.
El proceso administrativo propuesto por CEDENAR en contra de la Nación - Ministerio de
Trabajo donde se demandó en Nulidad y Restablecimiento del Derecho al Ministerio de
Trabajo por considerar ilegal la sanción impuesta por tercerización ilegal, con el fin de
que el Ministerio de trabajo se abstenga de hacia el futuro imponer nuevas sanciones por
el mismo concepto.
El movimiento de la provisión para contingencias, es el siguiente:
2018 2017
Saldo al inicio del período $ 29.624.060 $ 28.755.690
Gasto del año 5.855.871 3.378.555
Recuperaciones de provisiones (6.204.957) (1.806.415)
Pago de procesos (805.025) (703.770)
$ 28.469.949 $ 29.624.060
A continuación se presenta un resumen por tipo de contingencia según reporte entregado
por la oficina Jurídica de la empresa:
Civiles
Probable
Posible
2018
Cantidad
-
-
Pretensión
$ -
-
Provisión
$ -
- Remoto 2 2.386.698 -
2.386.698 -
Laborales
Probable
Cantidad
6
Pretensión
$ 3.566.889
Provisión
$ 3.851.391
Posible 2 88.219 -
Remoto 5 110.540 -
3.765.648 3.851.391
Administrativas
Probable
Cantidad
19
Pretensión
$ 22.766.267
Provisión
$ 24.618.558
Posible 27 15.991.144 -
Remoto 19 19.205.858 -
57.963.269 24.618.558
Total
$ 64.115.615 $ 28.469.949
2017
20
18
72
Cantidad Pretensión Provisión
Laborales Probable 7 $ 6.175.509 $ 6.175.509 Posible 3 30.787 - Remoto 3 103.454 - _6.309.750 6.175.509
Cantidad Pretensión Provisión
Administrativas Probable 30 $ 23.448.551 $ 23.448.551 Posible 29 36.508.653 - Remoto 13 11.064.438 - 71.021.642 23.448.551
Total
$ 77.331.392 $ 29.624.060
Los procesos contenciosos administrativos posibles significativos a diciembre de 2018
son: PROCESOS ADMINISTRATIVOS POSIBLES
JUZGADO
CLASE DE
PROCESO
DEMANDANTE VALOR
PRETENSI
ONES
HECHOS ESTADO ACTUAL
JUZGADO
QUINTO
ADM
JUZGADO
SEXTO ADM
POPAYAN
TRIBUNAL
ADMINISTR
ATIVO
Mag. Hugo
Hernando
Burba
no
Reparación
Directa 2015-
00081
Sistema Oral.
Reparación
Directa 2016-
00245
Sistema Oral.
ACCION DE
GRUPO 2017-
00489
ANGIE GISELLA ROSERO JIMENEZ
RUBEN DARIO RUIZ PERLAZA Y OTROS
JONAS SEGUNDO ARTEAGA Y OTROS
1.219.578 Incendio de vivienda que
produjo destrucción de
muebles y enseres y
quemaduras al menor
Jordan Esnaider Rosero y a
Mirian del Socorro Jiménez.
Llorente, municipio de
Tumaco
2.116.510 Lesiones sufridas por
descarga eléctrica en la
persona de Rubén Darío
Ruiz, trabajador de la
empresa mixta de Servicios
Públicos de Energía
Eléctrica de Timbiqui que
comercializa la energía que
genera CEDENAR S.A., al
instalar un servicio de
acometida domiciliaria en
un galpón de pollos en la
vereda La Calle de ese
municipio.
2.168.517 Incendio de grandes
proporciones en las
veredas EL Rosario,
Ceballos, Arada, el Chorrillo
y Cruz de Mayo.
20
18
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llamado en garantía. Se
remite a La previsora
copia demanda, auto que
la admite y oficio
J6A157-18 de 26-01-
2017.
En auto del 27 de octubre
de 2017 se notifica el
auto que admite la
demanda.12-12- 2017 se
radica contestación
demanda y solicita
llamado en garantía.
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Los procesos laborales posibles significativos a diciembre de 2018 son:
TENSIO
JUZGADO
CLASE
DE PROCESO
PROCESOS LABORALES POSIBLES
DEMANDANTE PRE
VALOR NES
HECHOS ESTADO ACTUAL
El causante falleció siendo
PRIMERO LABORAL DEL CTO
Ordinario Laboral
PEDRO LEON
74.430
beneficiario de la pensión de vejez por parte de la entidad demandada, la demandante manifiesta que
Se notificó del auto admisorio de la demanda el 22 de septiembre de 2016 en auto del 24/02/2017 se tiene por contestada la demanda y se otorga poder
Dentro de los procesos administrativos se incluye como una contingencia eventual, la sanción
según resolución SSPD- 20182400135505 del 14 de diciembre de 2018, con una pretensión
de $1.562.484, el 8/03/16 auto remite por competencia proceso a Consejo de Estado.
Para las contingencias no es posible determinar una fecha probable en que se profiera una
decisión judicial por cuanto la expedición de las sentencias en los diferentes despachos
judiciales depende del orden de ingreso que al expediente se le asigne, de acuerdo a la carga
laboral que tenga el tribuna o juzgado competente, aspectos que escapan al ámbito de la
empresa como parte demandada.
22. CAPITAL EMITIDO
2018 2017
Capital en acciones (1) $ 91.671.180 $ 91.671.180
Prima de emisión (2) 8.371.606 8.371.606
Total $ 100.042.786 $ 100.042.786
(1) El capital autorizado es de $103.700.000 dividido en 10.370.000 acciones a un valor
nominal de $10 cada una, el capital suscrito y pagado es de $91.671.180.
(2) La prima de emisión corresponde al mayor valor cancelado sobre el valor nominal de
las acciones suscritas en la capitalización realizada en el mes de agosto de 2010 por
los Ministerios de Minas y Energía y Hacienda y Crédito Público.
23. RESERVAS
2018 2017
Reserva de ley (1) $ 10.793.055 $ 8.190.740
Reserva ocasional (2) 5.000.000 5.000.000
Total $ 15.793.055 $ 13.190.740
(1) De acuerdo con la ley, la Empresa está obligada a apropiar el 10% de sus utilidades
netas anuales como reserva legal hasta que el saldo de esta reserva sea equivalente
al 50% del capital suscrito. La reserva legal obligatoria no es distribuible antes de la
liquidación de la Empresa, pero puede utilizarse para absorber o reducir pérdidas netas
anuales. Son de libre disponibilidad para los accionistas los saldos de la reserva en
exceso del 50% del capital suscrito.
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18
2016- LOPEZ solicito el reconocimiento y 0213 pago de la sustitución
pensional a que tiene
derecho en su calidad de
cónyuge.
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INFORME DE GESTIÓN
(2) Para el año 2017 La Asamblea General de Accionistas en su sesión del día 27 de abril
de 2017 y en cumplimiento con el Art. 59 de los Estatutos Sociales de la empresa,
aprueba constituir una reserva ocasional por valor de $5.000.000, con destino a la
repotenciación de la planta de generación hidráulica denominada Julio Bravo, ubicada
en el Municipio de Pasto.
24. RESULTADO DE EJERCICIOS ANTERIORES
La Asamblea General de Accionistas en su sesión del día 23 de marzo de 2018 decidió no
distribuir el 50% de las utilidades del ejercicio 2017 después de Reserva Legal para
proteger la liquidez de la Empresa e incrementar su capital de trabajo para realizar
inversiones.
25. INGRESOS
2018 2017
Venta de equipo de medida $ 1.504.810 $ 1.732.673
Venta servicio energía 305.577.199 308.997.985
Conexiones, reconexiones, revisiones integrales 1.335.302 1.385.074
Recargos - intereses financiación 1.205.340 916.306
Facturación Usuarios 309.622.651 313.032.038
Venta en bolsa 3.692.831 3.055.968
Uso de líneas y redes SDL -STR - ADD 38.080.843 36.595.580
Zonas no interconectadas 36.868.450 47.167.677
Facturación Empresas Sector 78.642.124 86.819.225
Otros servicios líneas y redes 187.848 131.662
Administración de proyectos 2.209.799 2.212.228
Facturación Otros Conceptos 2.397.647 2.343.890
Total $ 390.662.422 $ 402.195.153
El costo unitario de venta se calcula con base en la Resolución CREG 119/2007 y se aplicó
hasta julio de 2017 la opción tarifaria definida en la Resolución CREG 168/2008.
Durante el año 2017 se facturaron ingresos de los saldos pendientes de cobro como
resultado de la aplicación de la opción tarifaria por $8.853.988 y se facturaron consumos
pendientes por la transición a facturación en sitio por $7.758.239.
La reducción en las ventas de energía de las Zonas No Interconectadas, se debe
principalmente a la entrada en funcionamiento del Proyecto de Interconexión Guapi en el
departamento del Cauca, que permite el suministro de energía eléctrica a través del SIN
a las siete localidades ubicadas en la costa pacífica nariñense (5) y caucana (2), a partir
del mes de mayo de 2018. Las centrales de generación diésel operaron como respaldo a
la fase de interconexión por espacio de 6, 4 y/o 2 horas diarias, de acuerdo a la necesidad,
por lo tanto, la energía generada y los costos de operación disminuyeron, con incidencia
en el ingreso a facturar por cada localidad.
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26. COSTO DE VENTAS
El detalle de los costos de venta de servicios de los años 2018 y 2017 fue:
2018 2017
Compras equipo de medida $ 1.504.254 $ 1.732.036
Compras de energía (1) 182.947.546 174.501.011
Otros costos servicio de energía: 147.391.826 147.027.325
Servicios y gastos de personal 20.958.619 20.088.256
Generales 8.166.075 8.071.227
Seguros 2.804.077 2.874.002
Impuestos y contribuciones 1.145.420 995.236
Combustible y suministros plantas ZNI 14.003.203 21.215.240
Operación mantenimiento y reparación plantas ZNI 20.574.593 22.391.747
Administración suministro y servicios informáticos 2.912.212 2.570.298
Operación mantenimiento y reparación plantas 2.740.747 2.309.723
Operación mantenimiento y reparación sistema distribución 19.646.684 17.898.517
Operación comercial (2) 16.279.253 12.707.971
Control perdida - centro técnico 14.061.170 13.325.064
Amortizaciones 110.835 87.203
Depreciaciones (Nota 12) 23.988.938 22.492.841
Total $ 331.843.626 $ 323.260.372
(1) Las compras de energía al
continuación:
31 de diciembre de 2018 y 2017 se detallan a
2018 2017
Compras de energía contratos $ 110.946.802 $ 108.355.874
Compras de energía bolsa 5.757.113 9.228.558
Restricciones 21.903.380 15.357.331
Uso de líneas y redes SDL-STR-ADD 36.734.688 34.766.319
Conexión 6.721.467 6.020.655
Manejo comercial y financiero 884.096 772.274
Total $ 182.947.546 $ 174.501.011
(2) El aumento en el costo de operación comercial se genera por mayores cantidades
asociados a toma de lecturas, suspensiones del servicio de energía, servicio de
recaudo de energía y la operación comercial Tumaco.
27. GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN
Al 31 de diciembre de 2018 y 2017 incluyeron:
2018 2017
Servicios personales $ 10.365.360 $ 9.739.245
Generales 2.658.417 2.860.084
Seguros 346.486 155.661
Honorarios y servicios 2.620.426 2.114.725
Impuestos y contribuciones (1) 6.512.201 6.123.729
Total $ 22.502.890 $ 20.993.444
(1) Para los años 2018 y 2017 respectivamente, está compuesto básicamente por: Impuesto predial unificado $47.106 y $44.882. Cuota de fiscalización y auditaje $971.780
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INFORME DE GESTIÓN
y $626.564. Impuesto de Industria y Comercio $3.179.009 y $3.255.046. Gravamen a
los movimientos financieros $954.230 y $736.380 e impuesto a la riqueza $0 y $ 656.015
y contribuciones por: CREG $159.444 y $122.323 y SSPD $1.063.876 y $516.271 que
aumentó el 106% por la inclusión en la base de liquidación de los costos de producción.
El impuesto de Industria y Comercio, incluye el valor estimado para el pago
correspondiente a los años gravables 2018 y 2017.
28. PROVISIONES, DETERIORO, DEPRECIACIONES Y AMORTIZACIONES
Al 31 de diciembre de 2018 y 2017 incluyeron:
2018 2017
Cuentas por cobrar (Nota 8) $ 11.189.793 $ 10.323.118
Inventarios (Nota 11) - -
Propiedad, planta y equipo (Nota 12) 20.677 -
Litigios y demandas (Nota 21) 5.855.870 3.378.555
Amortizaciones 322.969 321.738
Depreciaciones (Nota 12) 326.481 311.035
Total $ 17.715.790 $ 14.334.446
En el deterioro de las cuentas por cobrar incluye principalmente el valor de $6.216.023
que corresponde al valor que se cobró a CEDENAR por parte del mercado por el
suministro de energía de la subestación San Bernardino destinado a cubrir la demanda
de los nueve municipios beneficiados por la interconexión Cauca- Nariño explicado en la
Nota 8(2), $4.147.452 de cuentas por cobrar clientes y $739.410 de cuentas por cobrar
arrendamiento operativo - alquiler de infraestructura.
Las provisiones para litigios y demandas para 2018 y 2017 corresponden a demandas
administrativas por $5.383.898 y $0 y demandas laborales $471.973 y $3.378.556,
respectivamente.
29. OTROS INGRESOS
Al 31 de diciembre de 2018 y 2017 incluyeron:
2018 2017
Intereses depósitos e inversiones $ 555.315 $ 1.927.450
Intereses prestamos vivienda 43.993 35.690
Dividendos y participaciones 120.939 115.578
Ajuste diferencia en cambio 151 -
Financieros: 720.398 2.078.718
Alquiler de infraestructura 4.915.577 3.510.030
Servicio de facturación y recaudo alumbrado público 109.468 695.444
Cuotas partes pensionales 1.031.310 1.502.916
Indemnizaciones compañías de seguros(1) 714.670 224.083
Recuperación de provisiones y deterioro (2) 7.281.787 4.529.609
Recuperación de gastos y ajustes de ingresos 227.649 48.916
Ganancia por baja activos 66.920 108.739
Sobrantes y aprovechamientos y otros 20.998 32.033
Otros ingresos: 14.368.379 10.651.770
Valoración inversiones asociadas: (Nota 10) 22.180 12.648
Total $ 15.110.957 $ 12.743.136
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INFORME DE GESTIÓN
(1) Incluye principalmente el reconocimiento de daños en la Subestación Julio Bravo por
movimiento telúrico ocurrido el 12 de junio de 2018 por $299.780 y el reconocimiento
de los daños en generador de la plante de Rio Mayo ocurrido el 5 de julio de 2018 por
$394.028.
(2) Corresponde principalmente a la recuperación de las provisiones de litigios y demandas
por $6.402.828, bienes muebles en bodega por $122.371, mercancías en existencia por
$174.523, industria y comercio $194.408 y cuentas por cobrar por $365.292.
30. OTROS GASTOS
Al 31 de diciembre de 2018 y 2017 incluyeron:
2018 2017
Comisiones: $ 216.630 $ 304.583
Ajuste diferencia en cambio 130 -
Financieros: 7.800.023 8.243.114
Intereses neto por beneficios a empleados 6.769.858 6.631.088
Préstamos banca comercial corto plazo 43 1.611.100
Préstamos banca comercial largo plazo 1.026.512 -
Intereses de mora 2.771 -
Otros intereses 839 926
Pérdidas por aplicación método de participación patrimonial
- 21.462
Otros gastos: 4.369.412 3.047.317
Impuestos 8.132 3.959
Sentencias - 612.297
Conciliaciones extrajudiciales 49.456 161.043
Perdida en siniestros 22.073 220
Baja de activos (1) 3.993.784 1.712.084
Multas y sanciones $ 14.325 $ 283.637
Indemnizaciones a terceros 127.837 147.548
Otro gastos diversos 153.805 126.529
Devoluciones venta de servicios: 50.895 10.391
Total $ 12.437.090 $ 11.626.867
(1) Corresponde principalmente al retiro de los componentes de las líneas de tensión de
los niveles 1 y 2, los cuales fueron reemplazados.
31. IMPUESTO A LAS GANANCIAS
Las disposiciones fiscales aplicables a la Empresa estipulan que la tarifa aplicable al
impuesto sobre la renta para los años 2018 y 2017 es del 33% y 34%, asimismo se
establece una tarifa marginal del 4% y 6%.
Total gasto de impuestos relacionado con
operaciones que continúan
$ 12.226.547 $ 18.700.004
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18
Impuesto corriente:
2018 2017
Con respecto al año actual $ 18.833.006 $ 23.188.427
Con respecto a años anteriores
Impuesto diferido:
318.815 -
Ajustes a los impuestos diferidos (6.925.274) (4.488.423)
78
La conciliación entre la utilidad antes de impuestos y la renta líquida gravable por los
años 2018 y 2017 es la siguiente:
Ganancias antes de impuesto provenientes de las
2018 2017
$ 21.273.983 $ 44.723.160
Saldos de anticipos de impuestos: A continuación se detalla la cuenta del anticipo de
impuestos y contribuciones presentada en los estados financieros de situación
financiera: 2018 2017
Retención y autorretención renta $ 16.340.342 $ 16.540.535
Saldo a favor CREE - 78.465
Anticipo sobretasa Renta 2.320.659 3.145.493
$ 18.661.001 $ 19.764.493
Saldos de impuestos diferidos: A continuación se presenta el análisis de los activos/
pasivos del impuesto diferido presentados en los estados financieros de situación
financiera.
2018 2017
Impuesto diferido activo:
Cuentas por cobrar $ 8.725.405 $ 9.603.193
Activos intangibles 42.019 32.477
Impuesto diferido pasivo:
20
18
operaciones que continúan.
Mas costos y gastos no aceptados fiscalmente
46.539.602
42.036.755
Provisiones y amortizaciones 17.715.790 14.334.446
Impuestos 4.077.135 4.876.823
Calculo actuarial pensiones de jubilación NIIF 6.753.950 6.605.864
Otros costos y deducciones no aceptados 5.259.780 3.604.390
Depreciaciones bajo Resolución 414 12.732.947 12.615.232
Total Utilidad Depurada 67.813.585 86.759.915
Menos Otras Deducciones 16.827.083 28.668.849
Provisiones y amortizaciones 3.645.063 2.260.171
Deudas manifiestamente pérdidas o sin valor 1.025.558 1.468.013
Calculo actuarial pensiones de jubilación fiscal 761.043 13.649.965
Otros Impuestos ICA avisos y tableros y predial- GMF 3.292.216 6.408.781
Recuperación provisiones efectos contables 7.281.787 4.542.258
Ingresos no constitutivos de renta 821.416 339.661
Renta Líquida Gravable 50.986.502 58.091.066
Tarifa Renta 33% (2018) 34% (2017) 16.825.546 19.750.962
Tarifa Renta 4%-$800,000 (2018) 6%- $800,000 (2017) 2.007.460 3.437.465
Impuesto Corriente Generado $ 18.833.006 $ 23.188.427
Beneficios a empleados 2.062.333 5.320.299
Total 10.829.757 14.955.969
Propiedades planta y equipo 70.884.515 84.395.174
Total 70.884.515 84.395.174
79
Impuesto diferido - Neto $ 60.054.758 $ 69.439.205
80
El efecto en el estado de resultados y situación financiera fue el siguiente:
renta del 33% al 30% sobre diferencias temporarias
reconocidas en patrimonio en la transición al nuevo
marco normativo.
(5.683.549) -
Beneficios a empleados (ORI) (3.224.376) 2.805.711
Patrimonio (8.907.925) 2.805.711
Movimiento impuesto diferido - Neto $ (1.982.651) $ 7.294.134
32. HECHOS OCURRIDOS DESPUÉS DEL PERÍODO QUE SE INFORMA
A la fecha no se ha conocido hechos ocurridos después del cierre del año 2018.
33. APROBACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS
Los Estados Financieros serán autorizados para su divulgación por el Representante Legal y
Junta directiva el 4 de marzo de 2019. Estos Estados Financieros van a ser puestos a
consideración del máximo órgano social el próximo 28 de marzo de 2019, quien puede aprobar
o improbar estos Estados Financieros.
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2018 2017
Cuentas por cobrar $ - $ 1.690.234
Propiedades planta y equipo 7.827.111 5.154.271
Activos intangibles 9.540 2.492
Ingresos por impuesto a las ganancias diferido: 7.836.651 6.846.997
Cuentas por cobrar 877.787 -
Cuentas por pagar - 1.212.058
Beneficios a empleados 33.590 27.212
Provisión litigios y demandas - 1.119.304
Gastos por impuesto a las ganancias diferido:
Efecto de la reducción de la tasa del impuesto de
911.377 2.358.574
79
Certificación a los Estados Financieros
Declaramos que hemos verificado previamente las afirmaciones contenidas en los Estados
Financieros de la Empresa, finalizados al 31 de diciembre de 2018 y 2017, los cuales se han
tomado fielmente de los libros oficiales de contabilidad. Por lo tanto:
Los activos y pasivos de CEDENAR, existen en la fecha de corte y las transacciones
registradas se han realizado durante el período.
Los activos representan probables beneficios económicos futuros (derechos) y los pasivos representan probables sacrificios económicos futuros (obligaciones), obtenidos o a cargo de CEDENAR en la fecha de corte.
Todos los elementos han sido reconocidos como importes apropiados.
Los hechos económicos han sido correctamente clasificados, descritos y revelados.
Los Estados Financieros serán autorizados para su divulgación por el Representante Legal y
Junta directiva el 4 de marzo de 2019. Estos Estados Financieros van a ser puestos a
consideración del máximo órgano social el próximo 28 de marzo de 2019, quien puede aprobar
o improbar estos Estados Financieros.
San Juan de Pasto 25 de febrero de 2019.
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Subestación San Martín.
SUBGERENCIA COMERCIAL
VENTAS DE ENERGIA
En el año 2018 las ventas totales facturadas fueron $234.278 millones que representan la venta de 577.499 MWh. En el año 2017 las ventas totales facturadas fueron $232.112 millones, por la venta de 590.432 MWh, lo cual significa una variación de $2.166 millones (0.93%) y -12.933 MWh (-2.19%) con respecto al año anterior. La disminución en MWh se debe principalmente a la ter- minación de la opción tarifaria del año 2017 y al cambio de metodología de la facturación en sitio.
VENTAS DE ENERGIA POR ZONAS
ZONA SECCIONAL USUARIOS VENTAS MWH VENTAS
Millones $
CENTRO CENTRO 150.992 247.895 111.239
OCCIDENTE SANDONA 50.207 41.578 15.554
PACIFICO TUMACO 54.385 101.593 36.772
NORTE
CORDILLERA 11.448 14.694 2.741
LA CRUZ 17.666 15.135 4.905
LA UNION 25.828 22.451 7.808
SAN PABLO 7.473 6.436 2.017
SUR IPIALES 81.870 98.169 42.535
TUQUERRES 32.621 29.549 10.706
TOTAL EMPRESA 432.490 577.499 234.278
Cuadro No. 1 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
En el gráfico No. 1 se desagrega la participación (%) del número de usuarios, consumo y valor facturado por zonas y seccionales.
Gráfico No. 1 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
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18
83
CRECIMIENTO DE USUARIOS DEL SERVICIO DE ENERGIA ELECTRICA
CEDENAR S.A. E.S.P. está catalogada en el Mercado Nacional dentro del grupo de las empresas medianas del sector eléctrico, por cuanto atiende a más de 400.000 usuarios.
CRECIMIENTO ANUAL
DE USUARIOS 2005 - 2018
AÑO
USUARIOS CRECIMIENTO
USUARIOS %
2005 270.030
2006 282.308 12.278 4,55%
2007 297.062 14.754 5,23%
2008 306.783 9.721 3,27%
2009 315.280 8.497 2,77%
2010 324.277 8.997 2,85%
2011 334.188 9.911 3,06%
2012 344.326 10.138 3,03%
2013 353.865 9.539 2,77%
2014 370.672 16.807 4,75%
2015 386.517 15.845 4,27%
2016 403.014 16.497 4,27%
2017 418.100 15.086 3,74%
2018 432.490 14.390 3,44%
Cuadro No. 2 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
En el año 2018 se mantiene la tendencia de crecimiento, es así como al finalizar el año se atendieron 432.490 usuarios con un incremento de 14.390 nuevas conexiones, y una variación positiva de 3.44% respecto al año anterior.
ESTRUCTURA DEL MERCADO
Para el año 2018, la estructura del mercado quedó conformada por 406.525 usuarios residenciales, estos representan el 94 % del mercado, con un consumo de 390.499 MWh año; en segundo lugar, 19.717 usuarios comerciales con el 4.56%, con 78.883 MWh; por último otros sectores representan el 1.44%, con 108.117 MWh de consumo.
En el Cuadro No. 3, se observa la participación de cada sector: tanto en número de usuarios como en consumo:
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18
90
ESTRUCTURA DEL MERCADO 2018
SECTOR USUARIOS %
PARTICIPACION
CONSUMO
MWh
% PARTICIPACION
ALUMBRADO PUBLICO 126 0,03% 36.994 6,41%
COMERCIAL 19.717 4,56% 78.883 13,66%
ESPECIAL 1.664 0,38% 10.069 1,74%
INDUSTRIAL 1.379 0,32% 27.471 4,76%
OFICIAL 2.282 0,53% 20.694 3,58%
PROVISIONAL 732 0,17% 4.547 0,79%
AUTOCONSUMO 65 0,02% 8.342 1,44%
RESIDENCIAL 406.525 94,00% 390.499 67,62%
TOTAL 432.490 100% 577.499 100%
Cuadro No. 3 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
Gráfico No. 2 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
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18
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INFORME DE GESTIÓN
Cabe destacar que de los 406.525 usuarios residenciales, el 96% (390.296) reciben subsi- dios. De éstos, al 59% (241.702) se les subsidia hasta el 60% del costo de la energía, al 27% (110.387) hasta el 50% y al 9% (38.207) el 15% del valor de la tarifa. Esto solo aplica hasta el consumo de subsistencia, o sea 130 kWh para predios ubicados a alturas iguales o superiores de 1.000 m. s.n.m. y 173 kWh para alturas menores de 1.000 m.s.n.m.
COMPORTAMIENTO DEL COSTO UNITARIO DURANTE EL AÑO 2018
En el año 2018 el Costo Unitario calculado con la formula tarifario general (Res. CREG 119-07), mostró una tendencia moderada al alza en sus distintas componentes en comparación al año 2017; a continuación, se analiza el comportamiento de las componentes que participan en el cálculo del Costo Unitario (CU), establecidas en la Res. CREG 119/07:
Componente Costo de Compra de Energía (G
m): Esta componente presentó en el año 2018
una variación promedio de 6,68% respecto al año 2017, un valor máximo de 205.31 $/kWh en el mes de Noviembre/18, un valor mínimo de 179.35 $/kWh en el mes de Enero/18 y un valor promedio en el año de 189,57 $/kWh.
La estabilidad observada, se debe en gran parte a la baja exposición a bolsa para abastecer la demanda comercial. Las compras de energía a través de contratos bilaterales presentaron en el año 2018 un valor promedio de 202.01 $/kWh.
Componente Costo Por Uso del Sistema de Distribución (D
n,m): Esta componente mantiene
el comportamiento estable de los últimos años, el cual se debe mayormente a la aplicación del cargo DtUN, que para el caso de CEDENAR S.A. E.S.P corresponde al área de distribución (ADD) de occidente.
Cabe anotar que el propósito de las ADD es aproximar los cargos por Uso del Sistema de Dis- tribución de distintas regiones, esto beneficia a los usuarios del departamento de Nariño, pues en lugar de cobrar el cargo por uso propio de CEDENAR S.A. E.S.P. que representa un valor aproximado a los 175 $/kWh, se facturó a través del Costo Unitario un valor promedio de 167.00
$/kWh en el año 2018.
Componente Costo de Restricciones (R
m,i): Esta componente es la que presenta mayor vo-
latilidad, pues refleja las limitaciones que se presentan en el sistema interconectado nacional (SIN), por eventos operativos, climáticos o de orden público, las cuales inciden directamente en la capacidad de la infraestructura eléctrica, así como en la aplicación de criterios para garanti- zar la seguridad y confiabilidad en el suministro de energía eléctrica. A lo largo del año 2018 su comportamiento presentó valores que oscilaron entre los 23.30 $/kWh y los 45.84 $/kWh, con un valor promedio de 36.41 $/kWh y una variación respecto al año 2017 de 37.91%.
Componente Costo de Comercialización (Cv
m,i,j): Es el tercer componente de mayor peso en
el cálculo del Costo Unitario y uno de los más estables con un valor promedio de 111.31 $/kWh en el año 2018 y una variación de 13.58% respecto al año 2017.
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Las otras componentes:
Las otras componentes que participan en el cálculo del Costo Unitario conforme Res. CREG 119/07 mantienen una baja volatilidad, en el caso de la componente Costo por uso del Sistema de Trans- misión (Tm) se observó un valor promedio de 31.20 $/kWh con una variación promedio de 14.46% respecto al año anterior.
La componente Costo de Pérdidas (PRm,n,i,j) presentó un valor promedio de 35.94 $/kWh con una variación de 13.67% respecto al año 2017. Cabe anotar que esta variable depende de las compo- nentes de Transmisión y Costo de compras de energía, las cuales contribuyen a que su volatilidad sea controlada.
A nivel general, el comportamiento del Costo Unitario reflejó una tendencia moderada al alza du- rante el año 2018, con una variación respecto al año anterior del 6.88%.
En el Gráfico No. 3 se presenta el comportamiento del Costo Unitario calculado con Res. CREG 119/07.
COMPORTAMIENTO COSTO UNITARIO AÑO 2018
Costo Unitario Nivel de Tensión 1 RES. CREG-119-07
605 $
585 $
565 $
545 $
525 $
505 $
485 $
ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sept-18 oct-18 nov-18 dic-18 Creg-119-07
PERIODO FACTURADO ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sept-18 oct-18 nov-18 dic-18
CU CREG 119-07
($/kWh) 533,30 547,99 548,86 564,32 557,70 559,55 568,80 573,17 570,28 584,69 585,17 600,06
Variac Cu 119-07
($/kWh) 2,75 14,68
0,87
15,46
-6,62
1,84
9,25
4,37
-2,89
14,41
0,48
14,89
Gráfico No. 3 (Fuente: CU Publicados)
SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES
Los Subsidios causados fueron de $ 84.969.7 millones y las contribuciones de $ 12.173 Millones.
Los subsidios disminuyeron respecto al año anterior en $ 3.102 millones, que equivalen al 3.5%.
Los Giros de la Nación fueron de $ 77.653 millones, de los cuales $30.733 millones cubrieron el
déficit del año 2017 y $46.920 millones corresponden al año 2018. Se registra un déficit a 31 de
diciembre de 2018 de $25.876 millones.
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87
FONDO DE ENERGIA SOCIAL (FOES)
VARIACION $
El Fondo de Energía Social – FOES creado mediante el artículo 118 de la Ley 812 de 2003, se define como un fondo especial del orden nacional, financiado con los recursos provenientes del ochenta por ciento (80%) de las rentas de congestión calculadas por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), producto de las exportaciones de energía eléctrica y con re- cursos del Presupuesto General de la Nación, cuando aquellos resulten insuficientes para financiar el 50% del FOES.
El Artículo 103 de la Ley 1450 de 2011, dio continuidad a este fondo con el objeto de cubrir, a par- tir del 2011 hasta cuarenta y seis pesos ($46) por kilovatio hora del valor de la energía eléctrica destinada al consumo de subsistencia, de los usuarios residenciales de estratos 1 y 2 de las Áreas Rurales de Menor Desarrollo, Zonas de Difícil Gestión, y Barrios Subnormales. Estas zonas Espe- ciales se hallan definidas en el Decreto 111 de 2012 y el Decreto 1144 de 2013.
Es importante resaltar que este beneficio que se refleja en las facturas de energía eléctrica se constituye en una respuesta de carácter social a problemáticas como elevados índices de pobreza y baja capacidad de pago de los usuarios residentes en estas zonas.
Para el año 2018 se recibió por FOES el valor de $ 4.748.67 millones, con respecto al año anterior se incrementó en 12.93%, para una cobertura promedio de 143.961 usuarios que recibieron este beneficio por pertenecer a las Zonas Especiales: Barrios Subnormales, Áreas Rurales de Menor Desarrollo y Zonas de Difícil Gestión, así como también por cumplir con las condiciones contem- pladas en la normatividad vigente.
La distribución del beneficio se refleja en el siguiente cuadro:
FOES AÑO 2018
FOES AÑO 2018
PESOS (Millones) ENERGIA RECONOCIDA
(MWh) USUARIOS BENEFICIADOS
ENERO 417.7 9.1 153,181
FEBRERO No hubo giro
MARZO 875.4 19.0 153,380
ABRIL 403.2 8.8 144,959
MAYO 417.6 9.1 145,247
JUNIO 399.6 8.7 143,205
JULIO No hubo giro
AGOSTO 363.7 7.9 138,569
SEPTIEMBRE 731.9 15.9 138,378
OCTUBRE No hubo giro
NOVIEMBRE 376.6 8.2 138,099
DICIEMBRE 762.9 16.8 140,634
TOTAL 2018 4,748.67 103.45 Prom. 143.961
TOTAL 2017 4,204.66 74.15 Prom. 109.089
Cuadro No 4 (Fuente: conciliación FOES 2018)
12.93%
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INFORME DE GESTIÓN
A continuación se relaciona la aplicación de FOES por municipio para Barrios Subnormales, Áreas de Menor Desarrollo y Zonas de Difícil Gestión en el año 2018.
ITE
M
Municipio
AREA RURAL DE ME- NOR DESARROLLO
BARRIOS SUB- NORMALES
ZONA DE DIFICIL GESTION
TOTAL VA- LOR FOES
TOTAL USUA- RIOS V/R FOES
USUA- RIOS
V/R FOES
USUA- RIOS
V/R FOES USUA- RIOS
1 ALBAN 43,413,006 9,633
43,413,006 9,633
2 ARBOLEDA
45,909,978 14,198 45,909,978 14,198
3 BARBACOAS 48,145,716 19,354
48,145,716 19,354
4 BELEN 19,208,634 8,346
19,209,646 8,354
5 BUESACO 37,943,192 17,487
24,637,462 6,812 62,580,654 24,299
6 CHACHAGUI 32,342,370 9,793
32,342,370 9,793
7 COLON 31,810,426 13,796
31,810,426 13,796
8 CONSACA 37,648,746 13,339
37,648,746 13,339
9 CONTADERO 268,248,540 76,482
268,248,540 76,482
10 CORDOBA 60,841,026 21,292
105,154,896 20,445 165,995,922 41,737
11 CUASPUD 36,831,510 9,334
36,831,510 9,334
13 CUMBITARA 60,363,270 20,727
60,363,270 20,727
14 EL PENOL 38,906,110 13,449
38,906,110 13,449
15 EL ROSARIO
55,150,366 6,514 55,150,366 6,514
16 TABLON DE GOMEZ 30,925,800 11,840
30,941,118 11,849
17 EL TAMBO 21,947,750 10,829
21,991,496 10,838
18 FUNES 44,435,678 12,979
44,435,678 12,979
20 GUAITARILLA 28,314,426 3,671
37,278,676 4,825 65,593,102 8,496
21 GUALMATAN 106,491,288 39,683
106,491,288 39,683
22 ILES 31,045,170 10,507
31,045,170 10,507
23 IMUES 93,920,270 34,581
12,946,240 3,288 106,866,510 37,869
24 IPIALES 60,536 19
127,729,350 34,990 127,789,886 35,009
25 LA CRUZ 19,693,612 8,261
6,739,690 2,391 26,433,302 10,652
26 LEIVA 34,758,474 15,352
34,758,474 15,352
27 LINARES 112,017,958 32,023
112,017,958 32,023
28 LOS ANDES 55,744,778 17,299
55,744,778 17,299
29 MAGUI
3,661,370 484 1,982,260,483 313,902 1,985,921,853 314,386
30 OSPINA 61,433,552 18,605
61,433,552 18,605
20
18
89
32 PROVIDENCIA 2,073,586,114 658,749 3,661,370 484 2,671,426,494 454,603 4,748,673,978 1,113,836
34 RICAURTE 44,435,678 12,979
44,435,678 12,979
35 ROBERTO PAYAN 28,314,426 3,671
37,278,676 4,825 65,593,102 8,496
36 SAMANIEGO 106,491,288 39,683
106,491,288 39,683
37 SAN BERNARDO 31,045,170 10,507
31,045,170 10,507
38 SAN LORENZO 93,920,270 34,581
12,946,240 3,288 106,866,510 37,869
39 SAN PABLO 60,536 19
127,729,350 34,990 127,789,886 35,009
40 CARTAGO 19,693,612 8,261
6,739,690 2,391 26,433,302 10,652
41 SANTACRUZ 34,758,474 15,352
34,758,474 15,352
42 TAMINANGO 112,017,958 32,023
112,017,958 32,023
43 TANGUA 55,744,778 17,299
55,744,778 17,299
44 TUMACO
3,661,370 484 1,982,260,483 313,902 1,985,921,853 314,386
45 YACUANQUER 61,433,552 18,605
61,433,552 18,605
46 Total general 2,073,586,114 658,749 3,661,370 484 2,671,426,494 454,603 4,748,673,978 1,113,836
Cuadro No. 5 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
RECAUDOS POR VENTAS DE ENERGIA
El recaudo total logrado para el año 2018 asciende a $225.355 millones, presentando un incremen- to del 1,7% con respecto año 2017, es decir $3.932 millones adicionales. El indicador de recaudo sobre las ventas totales empresa en el año 2018 fue de 96,2% obteniéndose un incremento del 0,8% respecto al año anterior.
Para las zonas Centro, Sur, Norte y Occidente el recaudo total fue $ 196.603 Millones logrando un indicador de 99,5% sobre las ventas totales, cumpliendo y superando la meta establecida por la Junta Directiva que fue de 98,1%. Para la Zona Pacífico el recaudo total fue de $ 28.753 Millones logrando un indicador de recaudo del 78,2% cumpliendo por primera vez la meta de recaudo esta- blecida del 78%.
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VENTAS Y RECAUDO TOTAL EMPRESA AÑOS 2009 A 2018 EN MILLONES $
AÑO Facturación Total
Millones ($) Recaudado Total
Millones ($) % Recaudo
2009 130.098 120.254 92,4%
2010 135.282 125.821 93,0%
2011 146.148 136.339 93,3%
2012 149.165 139.406 93,5%
2013 156.865 146.305 93,3%
2014 166.476 155.833 93,6%
2015 186.089 175.213 94,2%
2016 213.326 201.273 94,3%
2017 232.112 221.423 95,4%
2018 234.278 225.355 96,2%
Cuadro No. 6 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
Gráfico No. 4 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
En el año 2018 la empresa obtuvo excelentes resultados en el recaudo, los cuales se lograron gra- cias a la continuidad de las siguientes estrategias: facturación en sitio, ampliación de puntos de re- caudo y tecnificación de los mismos, fomento de planes de financiación a usuarios morosos, sus- pensión del servicio, gestión personalizada de cobro de cartera, brigadas para atención a usuarios en barrios y poblaciones, cobro jurídico, depuración de cartera, corte del servicio y socialización, reporte a la central de riesgo TRANSUNION (antes CIFIN) y cruces de cuentas con los diferentes municipios permitiendo mantener la prioridad del pago del servicio de energía.
20
18
91
INFORME DE GESTIÓN
En la zona Pacífico el indicador de recaudo fue del 78,2% resultado que permite evidenciar una me- jora continua en la gestión económica y administrativa de la empresa pese a los graves problemas de órden público. En este año se continuó desarrollando actividades como son: en el aumento de la operativa en terreno, mejoramiento de la gestión de recaudo de la medición centralizada, imple- mentación de medición inteligente, proyecto de gestión comercial dirigida a grandes deudores con seguimiento y socialización permanentes, y con la facturación en sitio en Tumaco Rural, aplicación de créditos masivos automáticos por parte de la empresa, CODAS y actividades de socialización.
El resultado del recaudo acumulado en las zonas Centro, Sur, Norte y Occidente fue del 99,5% su- perando la meta en 1,4%. El comportamiento del recaudo sobre el valor facturado es el siguiente:
VENTAS Y RECAUDO ZONAS CENTRO, SUR, NORTE Y OCCIDENTE
AÑOS 2009 A 2018 EN MILLONES $
AÑO
Facturación Total
Millones ($)
Recaudado Total
Millones ($)
% Recaudo
2009 112.014 108.618 97,0%
2010 116.393 113.740 97,7%
2011 124.675 122.013 97,9%
2012 129.903 125.054 96,3%
2013 136.393 131.768 96,6%
2014 143.915 138.910 96,5%
2015 158.601 153.536 96,8%
2016 179.671 175.902 97,9%
2017 194.123 191.890 98,9%
2018 197.506 196.603 99,5%
Cuadro No. 7 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
COMPORTAMIENTO Y GESTIÓN DE CARTERA VENCIDA
A diciembre de 2018 la cartera vencida (mayor a 60 días) de CEDENAR S.A. E.S.P., terminó en $68.926 millones, en esta cartera se incluye Capital, Recargos por mora y los valores financiados a través de coda 1, Coda 2, Coda 3, Coda 4 y Coda 5 (Cobro Diferido Automático); el total de los recargos por mora representan el 7.22% ($ 4.974 millones) de la cartera vencida.
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18
92
CARTERA VENCIDA > 60 DÍAS EN MILLONES $
Año Capital Recargos Total % Recar-
gos
2017 62.449 4.338 66.787 6,50%
2018 63.952 4.974 68.926 7,22%
Cuadro No. 8 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
Las estrategias para recuperar y estabilizar la Cartera se fundamentan principalmente en la sus- pensión del servicio de energía a los usuarios morosos, depuración contable, campañas persona- lizadas a través del Contact center y el Cobro Jurídico.
DISTRIBUCION DE LA CARTERA VENCIDA > 60 DIAS
POR ZONAS Y SECCIONALES A DICIEMBRE DE 2018 (Millones $)
Zona o Seccional
> 60 Y <= 90 Días
> 90 Y <= 180 Días
> 180 Días Y < = 1
Año
>1 Y <= 2 Años
> 2 Y <= 3 Años
>3 Y <= 4 Años
> 4 Y <= 5 Años
> 5 Años
Vencida > 60 días
% Part.
Centro 131
234
212
210
135
113
77
1.613
2.724
3,95%
Ipiales 39
36
21
33
16
14
6
169
335
0,49%
Túquerres 27
24
16
16
13
17
9
59
181
0,26%
La Unión 14
20
22
27
36
38
19
141
317
0,46%
Cordillera 25
73
43
41
35
38
40
329
625
0,91%
San Pablo 13
31
27
50
35
26
16
53
251
0,36%
La Cruz 14
15
15
26
29
18
17
60
194
0,28%
Occidente 39
53
55
59
33
23
21
180
462
0,67%
Sub Total 302
485
411
462
331
288
206
2.605
5.089
7,38%
Pacifico 967
3.182
4.750
7.811
5.707
3.646
2.575
35.199
63.836
92,62%
TOTAL. 1.268
3.667
5.161
8.272
6.038
3.934
2.781
37.804
68.926
100,00%
Cuadro No. 9 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
20
18
93
Respecto a la cartera vencida por edades la mayor concentración de cartera se encuentra con edad mayor a 5 años representando el 54.85% de la cartera vencida de la empresa, y son obliga- ciones de usuarios de la zona Pacífico, especialmente.
El comportamiento y la variación de la cartera vencida > 60 días por Zonas y Seccionales, es la siguiente:
VARIACIÓN DE LA CARTERA VENCIDA > 60 DIAS
POR ZONAS Y SECCIONALES A DICIEMBRE-2018 VS DICIEMBRE-2017
EN MILLONES $
Zona o Seccional
CARTERA VENCIDA >60 DIAS Diferencia año 2018- 2017 (Millones $)
Variación
% Part dic 2018 Dic-17
(Millones $) Dic-18
(Millones $)
Centro 3.210 2.724 -485 -15,12% 3,95%
Ipiales 332 335 2 0,72% 0,49%
Túquerres 202 181 -22 -10,63% 0,26%
La Unión 421 317 -103 -24,56% 0,46%
Cordillera 591 625 34 5,83% 0,91%
San Pablo 323 251 -72 -22,28% 0,36%
La Cruz 203 194 -9 -4,54% 0,28%
Occidente 917 462 -454 -49,56% 0,67%
Sub Total 6.198 5.089 -1.109 -17,89% 7,38%
Pacifico 60.589 63.836 3.247 5,36% 92,62%
TOTAL. 66.787 68.926 2.138 3,20% 100%
Cuadro No. 10 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
Para diciembre de 2018 la cartera vencida > 60 días en zona Centro, Sur, Norte y Occidente dismi- nuyó en el -17,89% ($-1.109 Millones) con relación a diciembre del año 2017; la cartera vencida > 60 días de la Zona Pacífico se incrementó en 5.36% ($3.247 Millones).
DISTRIBUCION DE LA CARTERA VENCIDA ($)
POR TIPO DE USO A DICIEMBRE-2018
Como se observa en el siguiente cuadro la mayor concentración de cartera se ubica en el sector residencial estrato 1 con el 61.62% por valor de $42.472 millones, el segundo lugar lo ocupa la cartera de Acuamira (Acueducto de Tumaco) con el 11,39% por $7.851.Millones y el sector oficial ocupa el tercer lugar con el 6.98% equivalente a $4.812 millones.
20
18
94
CARTERA VENCIDA > 60 DIAS POR TIPO DE USO
Tipo de Uso Valor Cartera (Millones $)
% Part.
Alumbrado Publico 1.123 1,63%
Alumbrado Público de Pasto
730 1,06%
Acuamira 7.851 11,39%
Comercial 2.720 3,95%
Especial 524 0,76%
Industrial 4.536 6,58%
Oficial 4.812 6,98%
Provisional 96 0,14%
Residencial 1 42.472 61,62%
Residencial 2 2.481 3,60%
Residencial 3 448 0,65%
Residencial 4 58 0,08%
Residencial 5 39 0,06%
Residencial 6 0 0,00%
Subnormal 1.035 1,50%
TOTAL. 68.926 100,00%
Cuadro No. 11 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
DEPURACIÓN CONTABLE AÑO 2018
CEDENAR S.A. E.S.P., en el año 2018 realizó depuración y castigo de cartera por valor de $1.091 Millones como lo indica el siguiente cuadro.
Zona o Sec- cional
DEPURACION CASTIGO Total Usua- rios.
Total Depura- ción + Castigo
($) Nro.
Usuarios Valor ($)
Nro. Usuarios
Valor ($)
Centro 48 7.204.222 68 55.976.589 116 63.180.811
Ipiales 0 0 1 87.000 1 87.000
Túquerres 0 0 47 894.098 47 894.098
La Unión 12 16.562.614 184 30.086.137 196 46.648.751
Cordillera 0 0 68 2.775.972 68 2.775.972
San Pablo 22 23.231.412 115 20.995.785 137 44.227.197
La Cruz 4 9.470.455 180 14.521.358 184 23.991.812
Occidente 0 0 46 1.418.042 46 1.418.042
Pacifico 0 0 2.563 908.483.058 2.563 908.483.058
TOTAL 86 56.468.703 3.272 1.035.238.040 3.358 1.091.706.742
Cuadro No. 12 (Fuente: Base de Datos Supernova SC)
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18
95
CREDITOS ACTIVOS A DICIEMBRE DE 2018 POR ZONA Y/O SECCIONAL
A diciembre de 2018 se encuentran activos 107.663 créditos por concepto de medidores, matricu- las, energía dejada de facturar, servicios, RETIE, revisión integral y codas, por valor de $37.853 millones, de los cuales se han facturado $11.986 millones y se han recaudado $10.705 millones, lo que refleja una adecuada gestión del crédito con un recaudo del 89.31%.
ATENCIÓN AL CLIENTE
COBERTURA BRIGADAS “CEDENAR EN TU HOGAR”
CEDENAR S.A. E.S.P. cumplió el objetivo de prestar una atención descentralizada y de manera integral a 60 municipios de todo el departamento de Nariño durante el año 2018, logrando con esta actividad socializar el uso racional de energía, y a través de la revisión técnica verificar el estado del inmueble, del medidor y/o posibles fugas, como también solucionar muchas inquietudes y pe- ticiones de los usuarios.
ATENCIÓN DE PQRs
Durante el año 2018 se atendió un total de 125.704 PQRs distribuidas en las cinco zonas que tiene cobertura la Empresa, en las diferentes modalidades: verbales, escritas, a través de la línea telefónica 115 y página Web; logrando con ello prestar un servicio más eficiente y generar mayor satisfacción para nuestros usuarios.
CONTACT CENTER
Es un centro de atención de llamadas telefónicas para atender reportes de daños en el sistema de distribución local, PQRs e inquietudes de los usuarios mediante la línea 115. Durante el año 2018 se recibieron 92.467 llamadas, las cuales se atendieron en horarios extendidos y durante todos los días de la semana. El Contact Center está dotado tanto de software como de hardware que permite una atención oportuna y de calidad.
CENTRO DE ATENCIÓN AL CLIENTE SEDE BOMBONÁ
Para el año 2018 se realizó la modernización del sistema de asignación de turnos Digiturno 5, herramienta que sirve para mejorar la atención al usuario, permite, entre otros solicitar un turno a través de un aplicativo en el celular y determinar cuándo será atendido, logrando con ello disminu- ción del tiempo de espera y optimización del proceso de atención.
PQRs A TRAVÉS LA PÁGINA WEB
Con el fin de flexibilizar y mejorar la atención se implementó una plataforma para que los usuarios puedan presentar sus inquietudes por la página web de CEDENAR S.A. E.S.P., como resultado de ello en el año 2018 se atendieron 1.339 peticiones por este medio.
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18
100
Subestación San Martín.
SUBGERENCIA DE GESTION ENERGETICA
Durante el año 2018 la Subgerencia de Gestión Energética desarrolló ardua y sistemáticamente las líneas de acción tendientes a la recuperación de energía de pérdidas no técnicas en el Depar- tamento de Nariño, resumiendo sus actividades en los siguientes resultados:
INDICE DE PERDIDAS TOTALES DE ENERGIA (IPT):
En la siguiente gráfica se presenta el comportamiento del índice de pérdidas totales para lo corri- do del año 2018, quedando al mes diciembre en el 15.70% observándose un descenso hasta el mes de junio y un incremento en el periodo julio-octubre, explicado por la culminación del efecto de energía facturada en el programa de facturación en sitio de 13.634 MWh (durante el periodo julio-octubre de 2017); en los últimos dos meses del año se recupera la tendencia decreciente, resultante de la ejecución de trabajos y actividades dirigidos a la disminución del indicador y recu- peración de energía a nivel departamental.
El Indicador de Pérdidas Totales al mes de diciembre de 2018, es de 15.70%, cifra que comparada con diciembre de 2017 es mayor en 1,11 puntos porcentuales, frente a la senda es mayor en 1,12 puntos porcentuales y con respecto al mes anterior es menor en 0,10 puntos porcentuales; sin embargo, la empresa no ha escatimado esfuerzos para continuar con la tendencia decreciente del indicador.
El comportamiento de las energías de entrada, salida y la Pérdida Total (PT) para los años 2014 a 2018, se presentan en la siguiente gráfica, resaltándose que las pérdidas de energía acumuladas del año 2018 suman 117.682 MWh, cifra que representa un incremento de 8.919 MWh (8.2%) res- pecto a diciembre 2017.
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18
100
La energía de salida acumulada asciende a 726.795 MWh, siendo inferior en 23.596 MWh (-3.14%) frente a diciembre del año anterior.
El índice de pérdidas de energía desde el año 2003 a diciembre de 2017 presenta una reducción de 28,74 puntos porcentuales, comportamiento que ha impactado positivamente en el nivel de in- gresos de la empresa y cultura de uso racional y legal del servicio de energía eléctrica
A continuación, se presenta la evolución de los indicadores de pérdidas de energía por zona del periodo 2014-2018, sin tener en cuenta el efecto de la facturación en sitio en el año 2017.
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99
Al mes de diciembre del año 2018, en las zonas Sur y Centro se logra mantener los buenos resul- tados de pérdidas del 7.29% y 7.52% respectivamente, siendo importante resaltar que en dichas zonas se concentra 62% de la demanda atendida.
En las zonas Pacifico y Occidente, se dificultó la ejecución de actividades orientadas a la reducción del indicador de pérdidas de energía por la grave situación de orden público y social divulgada por los medios de comunicación referente a los cultivos ilícitos y corredor del narcotráfico.
Es importante resaltar que en cumplimiento a la resolución CREG 015 de 2018, se presentó a la CREG el plan de reducción de pérdidas no técnicas, acorde a los lineamientos contemplados in- cluyendo una senda para el periodo 2019-2024, la que una vez aprobada será de estricto cumpli- miento y traerá consigo modificación de las fórmulas tarifarias y remuneración del plan de pérdidas vía tarifas.
PROGRAMAS DE GESTION
Las estrategias implementadas por la empresa para el mantenimiento y reducción del indicador de pérdidas no técnicas son las siguientes:
NUEVAS CONEXIONES
Durante el año 2018, se registraron 14.721 nuevos suscriptores a nivel departamental acorde al procedimiento establecido.
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102
INSTALACION DE MEDIDORES
Durante el año se instalaron 33.348 equipos de medida (esta cifra incluye medidores nuevos, reinstalados y actualizados en el sistema) en el Departamento de Nariño. Acorde con la moder- nización tecnológica en el año 2018, se instalaron 63 medidores inteligentes en el municipio de Tumaco y 229 en los proyectos PRONE, facilitando la tele gestión en usuarios de alto consumo.
REVISION DE USUARIOS FOCALIZADOS
Mediante este programa se adelanta la revisión integral (equipo de medida, acometida, instala- ciones de sellos, censo de carga, verificación de lecturas) de equipos de medida e instalación eléctrica del usuario, con el fin de llevar a cabo un adecuado control de consumos y así evitar que incurran en conductas irregulares. Se continuó el esquema de Contratista Integral en todas las zonas, lo que ha permitido disminuir costos financieros y administrativos y mejorar la imagen Institucional. Con la coordinación del Centro Técnico, el Contratista o Asociado Comercial ejecu- ta órdenes de revisión generadas por las áreas de Atención al Cliente, Facturación y Pérdidas, atendiéndose de esta forma un total de 72.093 revisiones en el año. Es importante anotar que los equipos de medida retirados a los usuarios en este proceso son enviados a Laboratorios Acreditados para la revisión correspondiente y en cumplimiento a la regulación vigente se han revisado bajo estándares de calidad 6.302 equipos de micro medición.
Se visitaron y legalizaron las construcciones de edificios de apartamentos y usuarios que hacen uso del servicio de energía en forma ilegal, lográndose facturar 2.406 MWh durante el año.
AUTOMATIMATIZACION ORDEN DE REVISION
Con el propósito de modernizar las actividades del Centro Técnico, durante el año 2018 se trabajó arduamente en la implementación del software Zentry desarrollado por la firma Collect Center, mediante el cual se automatizó la atención de órdenes de revisión técnica, con soporte digital, que incluye las nuevas conexiones y solicitudes de revisión en campo a usuarios reque- ridos por las Subgerencias Comercial y Gestión Energética.
Esta implementación permitió mejorar los tiempos de atención a nuestros clientes, puesto que la orden de revisión se captura y carga al sistema comercial en línea y agiliza la gestión contractual con los asociados comerciales.
Para la ejecución del proyecto se adquirió 88 kits que incluye terminal e impresora, con una in- versión de $393 millones en equipos y $390 millones en software.
La implementación de dicho software nos permitirá mejorar el análisis de la información para incrementar la efectividad de los resultados operativos orientados a los procesos comerciales y de recuperación de pérdidas de energía.
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MACROMEDIDORES
Al cierre del año 2018 se cuenta con 2.565 equipos de macromedición tele medidos instalados en los transformadores del sistema de distribución. Bajo este esquema de tele medición, se ejecutaron 26.537 órdenes de revisión a usuarios que se ubican en los cascos urbanos de dife- rentes municipios del Departamento de Nariño, las que permitieron mejorar la efectividad de las revisiones.
SOCIALIZACION PROGRAMA DE PÉRDIDAS Y USO RACIONAL DE ENERGIA
En el año 2018 se socializaron a 107.749 usuarios, a través de las diferentes estrategias con el propósito de crear cultura en el uso racional de la energía eléctrica y prácticas adecuadas frente al servicio que aporte a la disminución de las pérdidas de energía eléctrica, resaltándose los siguientes proyectos:
En el PLAN DE DIFUSIÓN SOBRE EL USO RACIONAL DE LA ENERGÍA ELECTRICA, se so- cializaron a 85.590 usuarios en el periodo marzo-diciembre de 2018, desarrollado en las Zona Centro, Occidente, Sur, Pacifico y Norte del Departamento de Nariño, abarcando las áreas urba- nas y rurales de los diferentes municipios, a través de visitas domiciliarias donde se difundió la temática sobre el uso racional de la energía URE, conocimiento de la factura y consumos entre otros, entregando un afiche calendario que contiene la información relevante para su recorda- ción y aplicación.
El PROYECTO DE EDUCACION PARA UN FUTURO SOSTENIBLE, se difundió a 12.221 niños y adolescentes en 26 instituciones educativa de las zonas y seccionales, con el propósito de fomentar el ahorro y eficiencia energética, para el buen vivir y el progreso sustentable, a través del desarrollo de actividades lúdico pedagógicas, impulsando la formación ambiental donde se valore la importancia de la energía eléctrica a fin de reducir el consumo excesivo de este recur- so.
Los GESTORES SOCIALES desarrollaron actividades de acompañamiento a cuadrillas que rea- lizan las ordenes de revisión técnica, manejo de usuarios conflictivos, visitas a usuarios ilegales, apoyo para las nuevas conexiones en las zonas y seccionales del departamento de Nariño.
DE LA MANO CON LA COMUNIDAD se socializó a 2.528 usuarios a través de la participación en 4 ferias y 18 instituciones públicas y privadas, donde se llevaron a cabo bajo la estrategia de- nominada CEDENAR en 10, la cual a través de 10 pasos se busca que los suscriptores y usua- rios conozcan todos los aspectos inherentes al consumo de energía eléctrica: 1. Relajación - 2. Aspectos de vida – 3. Toma de decisiones – 4. Hábitos – 5. Resistencia al cambio – 6. Energía Eléctrica - 7. Fórmula de energía – 8. Factura – 9. Uso legal del servicio – 10. URE.
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PROCESOS ADMINISTRATIVOS
Durante el año 2018 se gestionaron 4.043 procesos administrativos de recuperación de energía dejada de facturar a los usuarios que se les detectó una anomalía con ocasión de la prestación del servicio; el valor facturado por dichas actuaciones administrativas asciende a $1.942 millo- nes, cifra equivalente en energía a 1.942 MWh/año, logrando así recuperar ingresos, tanto en unidades físicas para el balance energético como en pesos para los resultados financieros de CEDENAR S.A. E.S.P.
CENTRO DE GESTION DE MEDIDA
En cumplimiento con lo establecido en el artículo 39 de la resolución CREG 038 de 2014, el Ad- ministrador del Sistema de Intercambios Comerciales – ASIC, contrató la verificación quinquenal de las fronteras de comercialización y generación de CEDENAR S.A. E.S.P. reportadas ante el ASIC, con el fin de garantizar los requisitos establecidos en el código de medida. Es así como de las 33 fronteras reportadas al ASIC, se auditó una muestra correspondiente a 5 fronteras en- tre agentes, 13 fronteras de usuarios no regulados y 4 fronteras de generación, para un total de 22 fronteras, las cuales en su informe final de verificación obtuvieron resultado Conforme.
El Centro de Gestión de Medida de CEDENAR S.A. E.S.P. se encargó de realizar los trabajos pertinentes previos a esta verificación y el acompañamiento adecuado durante la misma, para asegurar el cumplimiento técnico y documental en cada una de las fronteras, logrando obtener la conformidad en todos los requisitos solicitados por los verificadores, garantizando el cumpli- miento de lo establecido en el Código de Medida.
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Subestación San Martín.
SUBGERENCIA DE DISTRIBUCION Y GENERACION
En los negocios Generador y Distribuidor se resaltan importantes logros en pro del cumplimiento
de las perspectivas empresariales que giraron alrededor de conceptos de responsabilidad y soste-
nibilidad económica, social y ambiental.
Es preciso resaltar que la inversión realizada en los negocios de generación y distribución supera
los $ 42.870 millones, adicional al desarrollo de convenios con el Ministerio de Minas y Energía por
$ 112.752 millones y la ejecución de proyectos de tipo socio- ambiental que corresponde a $ 778
millones.
A continuación, se presentan los asuntos relevantes durante el año 2018, los cuales enmarcan el
horizonte técnico y tecnológico de la Subgerencia de Distribución y Generación y aportan signifi-
cativamente en el cumplimiento de los objetivos y las metas definidas en el Plan Estratégico de la
empresa.
NUEVAS SUBESTACIONES JARDINERA Y SAN MARTÍN
La óptima ingeniería permitió consolidar la construcción de la subestación Jardinera, bajo tecno-
logía de última generación permitiendo apoyar el suministro de energía, fortalecer la cobertura del
servicio y la confiabilidad en el sistema eléctrico de la región Sur del Departamento de Nariño.
Conforme a lo establecido en el Acuerdo CNO 646, Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. decla-
ra en operación comercial el proyecto Subestación Jardinera 115/34.5/13.8 kV 40 MVA a partir del
31 de octubre de 2018, siendo éste un logro de gran relevancia a nivel empresarial y en general,
un orgullo para la población nariñense.
Imagen. Panorámica de la subestación Jardinera.
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Por otra parte, la subestación San Martín presenta un avance de obra del 98%, teniendo en cuen-
ta que las obras civiles fueron finalizadas satisfactoriamente y el montaje de equipos eléctricos y
pórticos con un avance físico de 100%. Por lo tanto, se presentó a la UPME una fecha tentativa de
puesta en operación para el mes de enero de 2019.
Imagen. Vista superior de la subestación San Martin.
CONVENIOS INTERADMINISTRATIVOS
CEDENAR S.A. E.S.P. realizó la supervisión de la ejecución de los contratos interadministrativos
celebrados con el Ministerio de Minas y Energía y el Plan Todos Somos Pazcífico con el propósito
de ampliar la cobertura y prestar el servicio de energía eléctrica mediante la ejecución de proyectos
de construcción de redes eléctricas de media y baja tensión, subestaciones eléctricas y alimentado-
res 34,5kV en los municipios de Tumaco, Barbacoas, Roberto Payan, Cumbal, Ricaurte, Cumbita-
ra, Samaniego y Olaya Herrera, con más de 10.300 usuarios beneficiarios.
Por otra parte, se realizaron los trámites y gestiones necesarias para adelantar el proceso de liqui-
dación de los contratos PRONE, FAZNI y FAER celebrados previamente, así:
Imagen. Panorámica de la subestación San Martin.
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No CONTRATO MUNICIPIOS USUARIOS
BENEFICIARIOS
1 FAZNI GGC-395- 2015 OLAYA HERRERA 1145
2 FAER GGC-374- 2016 CUMBAL, RICAURTE, BARBACOAS, ROBERTO PAYAN 2746
3 FAER GGC-380- 2016 TUMACO: 5 CONSEJOS COMUNITARIOS 2326
4 FAER GGC-383- 2016 TUMACO: CONSEJO ALTO MIRA Y FRONTERA 2762
5 FAER GGC-670- 2017 CUMBITARA 279
6 FAER GGC-671- 2017 SAMANIEGO 208
7 57833-PTSP-021- 2017 TUMACO (RIO GUALAJO) 445
8 57833-PTSP-2018 TUMACO (AWÁ) 403
Tabla. Proyectos de fondos FAER, FAZNI y PTSP en el año 2018.
PROYECTO DE INTERCONEXION CAUCA-NARIÑO
Durante el año 2018, se realizó la entrega por parte del Ministerio de Minas y Energía a la empresa, de uno de los proyectos más importantes de interconexión nacional para el sur-occidente del país: el proyecto de la Zona Pacífica de los departamentos de Cauca y Nariño, que se denominó COCA- NA, cuyo objetivo es interconectar 9 municipios: Guapi, TimbiquÍ, López de Micay, El Charco, La Tola, Bocas de Satinga, Iscuande, Mosquera y Francisco Pizarro.
El proyecto consta de nueve subestaciones, dos de ellas en 115 kV y que se consideran como subestaciones atendidas y las otras siete en el nivel de 34.5 kV las cuales son no atendidas; la co- nexión de estas subestaciones se realiza por medio de 517 km de red de los cuales 220 km son a nivel de 115 kV y 271 km son en 34.5 kV.
Imagen. Localización del proyecto COCANA
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INFORME DE GESTIÓN
La demanda total de las nueve (9) cabeceras de los municipios beneficiados del proyecto tiene un promedio de 3,36 GWh al mes, la energía total demandada durante el año 2018 fue de 24.836 GWh.
En pro de mejorar la calidad del servicio en los municipios beneficiados del proyecto, se realiza el man- tenimiento del corredor de la línea, mediante la limpieza de maleza y ejecución de acciones forestales.
Por otra parte, se menciona las actividades de acercamiento con la comunidad, en las que se dan a conocer las generalidades en la prestación del servicio de energía eléctrica en las zonas de intervención; propiciar el mejoramiento de la eficiencia energética de los sectores de consumo y aplicar parámetros acordes con el programa de uso racional y eficiente de energía– PROURE del Ministerio de Minas y Energía, con un total de 1469 asistentes.
Finalmente, es importante dar a conocer la gestión que se adelanta como medida de compensación ambiental, en la que se destaca la intervención de 629 hectáreas tanto en la costa pacífica, sierra y manglar en los departamentos de Cauca y Nariño, mediante restauración ecológica, estableci- miento forestal y/o establecimiento agroforestal.
GESTIÓN GENERACIÓN DE ENERGÍA
En lo que respecta a la generación propia, se supera la meta anual establecida, logrando 172,183 MWh/año, valor histórico en el negocio Generador de CEDENAR S.A. E.S.P., mediante la disponi- bilidad del 92% de los grupos generadores de las plantas hidroeléctricas Río Mayo, Río Bobo, Río Sapuyes y Julio Bravo.
Gráfica. Evolución de la generación propia 2013-2018
En cuanto al aporte realizado por cada una de las plantas de generación, se muestra la siguiente
gráfica, en la que los resultados óptimos de operación de la CH Rio Mayo se desatacan alcanzando
130.418 MWh/año:
150.000,00
145.000,00
140.000,00
170.000,00
165.000,00
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18
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PLANTA DE GENERACIÓN GENERACIÓN
(kWh/año)
META 2018
(kWh/año)
CH RIO MAYO 130.418.454 123.609.565
PCH RÍO BOBO 25.215.586 23.257.513
PCH RIO SAPUYES 10.085.255 10.802.591
PCH JULIO BRAVO 6.472.780 5.843.432
TOTAL 2018 172.192.074 163.513.100
Tabla. Generación por planta 2018.
Mantenimiento del Parque Generador
Se realizaron actividades dirigidas al mantenimiento y mejoramiento del parque generador, de la siguiente manera:
• CH Río Mayo
En el mes de septiembre de 2018, sale de operación la unidad N°1 para la ejecución de la repa-
ración mayor al acumular 30.026,51 horas de operación desde la última intervención de este tipo.
Para el mes de octubre de 2018 se inician las pruebas de asentamiento con operación en vacío
y entra en operación con una potencia de 7.0 MW.
• PCH Río Bobo
Se realiza mantenimiento general al grupo de generación N°3, en el que se contempla activida-
des sobre el rodete, chumaceras y regulador de velocidad. Además, del mantenimiento de los
equipos eléctricos asociados a control y protección y medida de celda, pruebas de disparo y
limpieza de gabinete de control.
• PCH Río Sapuyes
Se destaca el mantenimiento de la chumacera y regulador de velocidad del grupo de generación N°2.
CH. RIO MAYO
PCH RIO BOBO
BRAVO PCH RIO SAPUYES
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112
GESTIÓN DISTRIBUCIÓN DE ENERGIA
CEDENAR S.A. E.S.P. atiende a 432.490 clientes-usuarios en el departamento de Nariño, con una
infraestructura eléctrica de 581 kilómetros de red de 34,5 kV y 6.559 de 13,2 kV y aproximadamen-
te 14.456 trasformadores de distribución, con la cual se presta un servicio que mejora continua-
mente bajo estándares de calidad y confiabilidad.
Además, es significativo mencionar que bajo el compromiso de universalización del servicio de ener-
gía eléctrica en el territorio donde CEDENAR S.A. E.S.P. está presente, la cobertura en las áreas
urbanas es del 99,96% y un 90,86% en las zonas rurales.
ITEM DESCRIPCIÓN TOTAL
1 Número de Alimentadores 13.2 kV 82
2 Número de Alimentadores 34.5 kV 24
3 Número de Transformadores 14.456
5 Red de 34.5 kV (km) 581
6 Red de 13.2 kV (km) 6.559
7 Red de Baja Tensión (km) 9.737
Tabla. Sistema de Distribución de CEDENAR S.A. E.S.P.
Mantenimiento del Sistema de Distribución
Con el objetivo de satisfacer las necesidades de nuestros clientes-usuarios y mantener en condi-
ciones operativas el sistema de distribución, se desarrolló el 94,4% del plan de mantenimiento.
Se desarrollan 14 contratos de outsourcing por valor aproximado de $10.667 millones, los cuales
se encaminaron a ejecutar actividades de mantenimiento preventivo y correctivo en el sistema dis-
tribuidor y así prestar un servicio continuo y confiable a nuestros usuarios-clientes en las diferentes
zonas del Departamento de Nariño.
Una inversión significativa se realizó en proyectos de reparación o remodelación de redes eléctricas
de media y baja tensión en diferentes municipios, a partir de la ejecución de $ 12.962 millones,
presupuesto que se destinó a 114 kilómetros de media/baja tensión que conllevan a un sustancial
mejoramiento de la calidad del servicio.
En el marco de los planes de mantenimiento preventivo y predictivo se intervinieron subestaciones
atendidas y no atendidas, así como líneas 115/34.5 kV asociadas, ejecutando mantenimientos inte-
grales como reposición y/o instalación de equipos obsoletos, verificación de condiciones, cableado,
pruebas y puesta en operación de equipos de protección y control, mantenimientos electromecáni-
cos, cambio de equipos de servicios auxiliares, acondicionamiento de infraestructura y actividades
forestales, permitiendo reducir los tiempos de respuesta ante falla y garantizar la continuidad del
servicio, mediante la ejecución presupuestal de $ 2.205 millones.
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DEMANDA DE ENERGIA
La Demanda Operativa se encuentra reflejada a partir de la energía que ingresa al sistema eléc-
trico de CEDENAR S.A. E.S.P., como Operador de Red, de los niveles de tensión 4 y 3. Para el
cálculo de la demanda se toman los registros de medidores de frontera ubicados en: El Zaque 115
kV y en Popayán 115 kV; el registro de los medidores en lado de alta de los autotransformadores
(ATR1 y ATR2) de 150 MVA a 230 KV con conexión al STN de la subestación ISA-Jamondino; la
energía que entra a la línea San Bernardino-Guapi 115kV (Interconexión Eléctrica Cauca Nariño –
COCANA); la generación de las plantas hidráulicas reportada al XM y la energía en la frontera con
el Ecuador a 138 kV (tomada como generación).
MES Demanda Operativa (kWh)
ENERO 81.186.829
FEBRERO 63.630.767
MARZO 67.246.736
ABRIL 67.596.709
MAYO 71.261.668
JUNIO 76.643.058
JULIO 80.120.753
AGOSTO 77.886.403
SEPTIEMBRE 68.950.900
OCTUBRE 69.686.171
NOVIEMBRE 67.991.668
DICIEMBRE 76.372.052
TOTAL 2018 868.573.716
Tabla. Demanda operativa mensual 2018.
En los meses de enero y julio se tiene que la demanda operativa fue así: 81.186.829 kWh y
80.120.753 kWh respectivamente, siendo las mayores en el 2018. Para los meses mencionados
las trasferencias de energía al Cauca fueron las más altas, con los siguientes valores: 17.544.930
kWh y 12.264.835 kWh. Para el caso especial de enero, se incrementaron con respecto al mes
anterior en 80,91% por la línea Río Mayo-Popayán y en 83,36% por la línea Catambuco-Popayán.
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114
Gráfica. Demanda Operativa 2018.
CENTRO LOCAL DE CONTROL
El Centro de Control de CEDENAR S.A. E.S.P. tiene por misión la supervisión, control y operación
en tiempo real, desde un sistema SCADA, del Sistema Eléctrico del departamento de Nariño. Por
tanto, en pro de la actualización y mejora se ejecutaron las siguientes actividades:
Instalación y puesta en servicio de once (11) equipos de teleoperación para la suplencia de cir-
cuitos ante una emergencia en la ciudad de Pasto.
Puesta en producción del aplicativo generación AGPE y GD en cumplimiento a lo establecido en
la resolución CREG 030 del 2018.
Supervisión y teleoperación de los interruptores de línea y de baja tensión (BT) 34,5 kV de las
subestaciones Nariño, Sapuyes y Ancuya.
Presentación del Plan de Expansión de CEDENAR S.A. E.S.P. horizonte 2018 – 2023, en el que
se destaca la necesidad de la repotenciación de las líneas 115 kV Catambuco-Pasto y Catambu-
co–Jamondino, así como también la construcción de una nueva subestación 230/115 kV como
tercer punto de conexión al STN.
Puesta en servicio de un sistema de comunicación remota vía radio enlace provisional y fibra
óptica (contratada) para la integración de la subestación Jardinera.
kWh
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Integración de la Subestación Jardinera 115/34,5/13,8 kV al sistema SCADA del Centro de Con-
trol de CEDENAR S.A. E.S.P.; correspondiente a los circuitos 115 kV Jardinera–Junín y Jardine-
ra–Jamondino y circuitos 34,5 kV Jardinera–Tuquerres, Jardinera–Sapuyes y Jardinera–Ancuya.
Integración al sistema SCADA de las subestaciones Guapi, Timbiqui, López de Micay, Iscuande,
El Charco, La Tola, Olaya Herrera, Mosquera, Francisco Pizarro asociadas al proyecto de Inter-
conexión Cauca – Nariño operado por CEDENAR S.A. E.S.P.
Supervisión en tiempo real de la subestación Barbacoas por medio de fibra óptica.
Mantenimiento de equipos de radiocomunicación para la coordinación de actividades preventi-
vas y correctivas en la red eléctrica de CEDENAR S.A E.S. P. con los grupos de mantenimiento.
Implementación de un sistema de alimentación auxiliar para los equipos de teleoperación y co-
municaciones de las subestaciones Pupiales y Casa Fría.
Actualización de sistemas informáticos, tales como Consignaciones locales para el manteni-
miento en el sistema de distribución de CEDENAR S.A. E.S.P., Software de supervisión y te-
leoperación SCADA de WorldView a SmarVU, SPARD versión 21.0.0, la cual permite precisión
para georreferenciar los elementos de la red eléctrica.
Puesta en operación de la aplicación SCADA web para supervisión del sistema desde disposi-
tivos móviles.
CALIDAD DEL SERVICIO
La Subgerencia de Distribución y Generación desarrolla estrategias dirigidas al mejoramiento de la
calidad y continuidad del servicio de energía eléctrica en las diferentes zonas del departamento de
Nariño, mediante el seguimiento constante de los valores de las interrupciones del servicio en los
82 circuitos en 13.8 kV del Sistema de Distribución de CEDENAR S.A. E.S.P. Por tanto, la si-
guiente información muestra resultados para el caso específico del mes de diciembre del año 2018
y con ella se busca realizar seguimiento y tomar decisiones frente al mantenimiento preventivo y/o
correctivo de los circuitos de distribución.
En cuanto a los indicadores internos establecidos para la calidad del servicio, como son los DES por grupo de calidad, se obtuvo los siguientes resultados:
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116
Graficas. Indicador DES promedio por grupo de calidad.
En la siguiente tabla, se observa el comportamiento de los indicadores DES durante el año 2018 y
el promedio por grupo de calidad, así:
DURACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES DEL SERVICIO – DES (horas) 2018
GRUPO DE CALIDAD META 2018 TRIMESTRE
PROMEDIO T1 T2 T3 T4
G1 2,21 1,45 1,04 1,08 1,49 1,26
G2 5,99 12,50 1,06 3,65 0,30 4,38
G3 8,94 14,88 9,56 19,08 26,26 17,45
G4 20,28 12,58 19,47 16,33 15,64 16,01
Tabla. Comportamiento trimestral del indicador DES por grupo de calidad.
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115
INFORME DE GESTIÓN
El promedio anual muestra que indicador DES del Grupo No. 3 incumple la meta establecida, esto
debido a daños del sistema eléctrico en líneas 34.5kV y afectaciones en las líneas 13.8 kV en las
Zonas Norte y Occidente.
CALIDAD DE LA POTENCIA
Los efectos de los diferentes eventos en el sistema eléctrico han hecho que se presenten dificul-
tades de operación en las redes asociadas a un Operador de Red, causando problemas para los
usuarios que presentan cargas sensibles, por lo que siendo necesario establecer magnitud y fre-
cuencia de los eventos como primera medida para el análisis y evaluación, para buscar reducción
de efectos en la red eléctrica.
CEDENAR S.A. E.S.P. en la actualidad cuenta con equipos de medida que obtienen variables de
Calidad de Potencia, que permiten conocer la magnitud del problema que los eventos en el sistema
pueden ocasionar a la red eléctrica
En el sistema de distribución de energía eléctrica el mayor desbalance de tensión se presenta en los
circuitos de niveles 3 y 2 variando entre 0 y 1 %, mostrando entonces un comportamiento balanceado.
La empresa cuenta con equipos de medida de calidad de la potencia instalados en barras de las
subestaciones y líneas de niveles de tensión 115 y 34,5 kV, adicionales a los aquí analizados que
no pudieron ser interrogados y de los cuales no fue posible la recopilación de la información soli-
citada por la circular CREG 016 de 2017, no obstante, a la fecha se realizó la parametrización de
THDv, SAG y SWELL para estudios posteriores en donde se requiera dicha información.
DESEMPEÑO SOCIO-AMBIENTAL
Bajo los lineamientos de Responsabilidad Social Empresarial, CEDENAR S.A. E.S.P. desarrolló di-
ferentes proyectos y actividades tendientes al cumplimiento del plan de acción ambiental 2018, en
el que se destaca 197 hectáreas intervenidas en las diferentes cuencas abastecedoras del sistema
generador; además, la capacitación, en temas de tipo ambiental de 3.264 personas, entre niños y
adultos y la gestión adecuada de 75 toneladas de residuos sólidos.
Los proyectos ejecutados corresponden a los programas de Conservación y Recuperación de
Cuencas Abastecedoras, Gestión de Residuos, Educación Ambiental Empresarial y Manejo Am-
biental de Subestaciones y Plantas. A continuación, se resumen los programas y proyectos reali-
zados.
1. Conservación y recuperación de cuencas abastecedoras
Plan de Uso Eficiente y Ahorro del Agua – PUEAA y compensaciones ambientales por proyectos de distribución eléctrica.
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INFORME DE GESTIÓN
Dentro del PUEAA para producción hidroeléctrica de CEDENAR S.A. E.S.P. se contemplan las
acciones tendientes a conservar y proteger las cuencas abastecedoras del sistema de genera-
ción hidroeléctrica, en las cuencas Río Mayo, Río Bobo, Río Pasto y Río Sapuyes, especialmen-
te en zonas estratégicas, las cuales están definidas en el PUEAA, se ha logrado esta actividad
con el apoyo de CORPONARIÑO y UMATA de cada municipio. Por otra parte, se realizan pro-
yectos de compensación ambiental por actividades de operación, mantenimiento y construcción
de redes eléctricas y subestaciones. En la siguiente tabla se muestran los proyectos ejecutados:
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO CUENCA NÚMERO DE HECTÁ-
REAS INTERVENIDAS
Siembra de árboles de especies nativas
para la protección de la cuenca.
Subcuenca Río Mayo 110
Subcuenca Río Sapuyes 7
Subcuenca Río Bobo 9
Subcuenca Río Pasto 1
Mantenimiento de hectáreas interveni-
das.
Subcuenca Río Mayo 58
Subcuenca Rio Sapuyes 2
Subcuenca Rio Bobo 10
TOTAL 197
Tabla. Proyectos de conservación y recuperación de cuencas abastecedoras 2018
Además de los beneficios ambientales, es importante considerar que la mano de obra no calificada
pertenece a la zona, lo cual contribuye en la economía de las familias beneficiadas del proyecto.
Imágenes. Labores de siembra de arboles
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Imágenes. Preparación del terreno, trazado y abonado
Imágenes. Entrega de material vegetal e insumos
2. Gestión de residuos
Para el cumplimiento de este programa, se tiene en cuenta el Plan de Gestión de Residuos, el
cual contempla las acciones que permitan disminuir y controlar los diferentes impactos genera-
dos por la producción de residuos en las actividades misionales de CEDENAR S.A. E.S.P., es-
pecialmente en el mantenimiento del sistema de generación y distribución de energía eléctrica.
En total, se gestionaron aproximadamente 56 toneladas entre residuos industriales, peligrosos y
eléctricos y electrónicos.
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Además, se realizó la gestión de PCB’s, con acciones dirigidas a la toma de muestras y análisis
de PCB’s en 200 transformadores y gestión externa (recolección, transporte y disposición final)
de 5 unidades contaminadas. Lo anterior, con un laboratorio acreditado por el IDEAM y empre-
sas con la respectiva licencia ambiental.
3. Educación ambiental empresarial
Mediante el programa de educación ambiental se consiguió instruir sobre las diferentes medidas
de manejo ambiental, dirigidas especialmente a población del área de influencia de las cuencas o
usuarios de proyectos ambientales o del mismo servicio de energía eléctrica.
Imagen. Jornadas de socialización y educación ambiental.
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120
Para fortalecer las acciones internas realizadas, se llevan a cabo campañas interinstitucionales
con entidades como CORPONARIÑO y Federación Nacional de Cafeteros – Comité Nariño,
dentro de los programas BanCO2 (CORPONARIÑO, MASBOSQUES; CEDENAR S.A. E.S.P.) y
Manos al Agua (Federación de Cafeteros. CEDENAR S.A. E.S.P., SENA).
Los asistentes y participantes de las jornadas de educación ambiental fueron más de 3.000 per-
sonas, entre niños y adultos de diferentes municipios del departamento de Nariño.
4. Manejo ambiental del sistema de distribución y generación
En las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas: Río Bobo, Río Sapuyes, Julio Bravo y la Central Hi-
droeléctrica Río Mayo, se realizaron actividades de mantenimiento de sistemas de tratamiento
de agua potable y agua residual, así como análisis de calidad de agua.
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Subestación San Martín.
ASPECTOS ADMINISTRATIVOS
A 31 de diciembre de 2018, la planta de personal se encuentra compuesta por 569 trabajadores. El número de jubilados es de 502; en el último año la empresa continuó con la gestión de la com- partibilidad pensional al tramitar la pensión de vejez de aquellos jubilados que no lo han hecho vo- luntariamente ante COLPENSIONES, de esta manera se logró el recaudo de $1.132 millones por concepto de retroactivos pensionales y un ahorro significativo en el pago de mesadas.
CEDENAR S.A. E.S.P. está comprometida con la seguridad y salud de los trabajadores garantizan- do los recursos básicos para el cumplimiento de las actividades definidas en el Sistema.
En el mes de noviembre de 2018, se realizó la auditoria interna para verificar el cumplimiento de los estándares mínimos establecidos en el Decreto 1072 de 2015 y la Resolución 1111 de 2017, determinando un porcentaje de cumplimiento del 94.5%, frente al 89.5% del año 2017.
De igual manera, se culminó la construcción de cubierta y adecuación de la cancha deportiva en la
sede principal, con lo que se promueve e impulsa la actividad deportiva, la integración entre los
trabajadores y el fomento del estilo de vida saludable, como también se realizaron mejoras en las
instalaciones de las Zonas y Seccionales.
Se ejecutaron talleres de actitud del servicio, con participación de la totalidad del personal de la
empresa. Logrando la máxima cobertura en las capacitaciones impartidas con 558 asistencias.
Así mismo, se realizaron mejoras en las instalaciones de las sedes de Bomboná, CAD, Ipiales,
Túquerres, Sandoná, Tumaco. Se construyó las oficinas de Almacén en la Subestación Catambuco
centralizando la entrega y bodegaje de los elementos, equipos, etc. Actividad dirigida a mejorar la
atención al usuario y la imagen institucional.
PROGRAMA DE RESPONSABILIDAD SOCIAL EMPRESARIAL
En el año 2018, la Responsabilidad Social Empresarial de CEDENAR S.A. E.S.P. se enfocó en los ejes principales del deporte y en las áreas social y cultural; descritas de la siguiente manera:
• En el área social se apoyó a la asociación de sordos de Nariño, eventos culturales de personas
con discapacidad, fundaciones defensoras de la naturaleza, a barrios marginales para eventos de fin de año, apoyo a campañas de ahorro en las comunidades de Tumaco, y campañas de salud oral.
• Construcción de un parque Biosaludable en el Municipio de San Pablo, con el fin de mejorar la
calidad de vida de sus habitantes, generar efectos positivos con el Medio Ambiente y posicionar la imagen institucional de la Empresa.
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INFORME DE GESTIÓN
• Apoyo a los deportistas nariñenses a nivel local y nacional como son la vuelta a Colombia, vuelta
a Nariño, campeonatos locales, además de contribuir con los deportistas paraolímpicos en la media maratón en la ciudad de Bogotá
• En el campo cultural se apoyó la realización de la película Los Topos y Sapos, libro historia de
Nariño, contribución a grupos musicales - Agrupas en representación de nuestro departamento.
SISTEMA DE CONTROL INTERNO
A 31 de diciembre de 2018, la Oficina de Control Interno ejecutó 13 Auditorias Integrales a dife- rentes procesos en las zonas y seccionales del Departamento de Nariño con un cumplimiento del 100% del plan de acción, debidamente aprobado por la administración, donde se detectaron algu- nas observaciones que fueron objeto de planes de mejoramiento y una vez evaluados se logró un resultado SATISFACTORIO con un cumplimiento del 90%.
Se evaluó el avance del plan de mejoramiento suscrito para la Contraloría General de la República en respuesta al proceso de auditoría financiera adelantado para la vigencia 2017 y con corte a 31 de diciembre de 2018, obteniendo un resultado SATISFACTORIO con un porcentaje de cumpli- miento del 93,96% de las metas fijadas.
Respecto al sistema de Control Interno del año 2017, se evaluó bajo la metodología del Departa- mento administrativo de la Función Pública (DAFP), encontrando un avance del 4.18% lo que nos demuestra un desarrollo OPTIMO, ubicándose dentro de un rango SATISFACTORIO. De igual ma- nera, se adelantó la evaluación del Sistema de Control Interno Contable de CEDENAR S.A E.S.P. con corte a 31 de diciembre de 2017, entregando un resultado de 4,98 puntos sobre una escala de 5, indicando que el Sistema de Control Interno Contable de nuestra organización es EFICIENTE, estos informes fueron reportados a los entes de control externos.
Se adelantó el proceso de revisión y evaluación documental y en campo de usuarios en el departa- mento de Nariño susceptibles de depuración contable por un total de 3576 usuarios y por un valor a depurar de $ 491 millones, los que fueron sometidos a la aprobación del Comité de saneamiento contable.
Se adelantaron socializaciones sobre el Código de Ética, Buen Gobierno Corporativo y Manual de Transparencia y los Mecanismos para la Transparencia y Acceso a la Información Pública; Racio- nalización de trámites y mejora de la Atención al Ciudadano
SISTEMA DE GESTION INTEGRADO
Respecto al sistema de Gestión Integrado se atendió la Auditoría Externa del ICONTEC, lográndo- se la certificación en la transición de la norma ISO-9001:2015 para de los negocios de Generación, Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica para el Departamento de Nariño.
DIRECCIONAMIENTO ESTRATEGICO
La Oficina de Planeación y Sistemas actualizó el Plan Estratégico 2018, estableciendo en coordi- nación con los Directivos de la empresa, los indicadores y metas evaluadas por la Junta Directiva, los cuales se presentan a continuación:
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NOMBRE
UNIDAD
PONDERACION
RESUL-
TADOS A
DIC/18
META A DIC/18
CUMPLE
1 EBITDA Mill $ 25% Llave de
Entrada 60.416 59.575 SI
2 INDICE DE PERDIDAS TOTALES % 20% 15,70 14,58 NO
3 % DE RECAUDO SIN ZONA PACIFICO %
%
15% 99,54 98,10 SI
% DE RECAUDO ZONA PACIFICO 78,19 78,00 SI
4 GENERACION DE ENERGIA GWh/año 15% 172,192 163,513 SI
5
DES Grupo 1 Horas
20%
1,26 2,21 SI
DES Grupo 2
Horas
4,38
5,99
SI
DES Grupo 3
Horas
17,45
8,94
NO
DES Grupo 4
Horas
16,01
20,28
SI
6
EFICIENCIA GASTOS
ADMINISTRATIVOS
%
5%
6,35
6,30
NO
TOTAL 100%
FUENTE: ESTADOS FINANCIEROS Y BALANCED SCORECARD La evaluación anual de los indicadores que no cumplan la meta será proporcional a la ponderación y % de cumplimiento.
SISTEMAS
En el área de sistemas, se implementó la herramienta de seguridad informática SEQRITE, a través de la cual se realiza el control del servicio del internet y se establecen políticas de control.
Se realiza la segmentación de la red de datos mediante vlans, para mayor seguridad y control de la conexión de los usuarios.
Se implementa la red wifi en la Sede Avenida los estudiante y Sede Bombona.
Se implementa el software denominada “Control Sistemas” que registra en línea las necesidades de los usuarios de equipos de cómputo y asigna inmediatamente su atención personalizada.
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CONSOLIDADO EQUIPOS DE HARDWARE A 31 DE DICIEMBRE 2018
CO
MP
UT
AD
OR
ES
UBICACIÓN PC’s BLADE CENTER SERVIDORES PORTATILES TOTAL %
IMP
RE
SO
RA
S
TOTAL %
ES
CA
NE
RS
TOTAL %
Avenida 186 2 18 26 232 50% 46 36% 12 34%
Bombona 45 5 2 52 11% 15 12% 5 14%
Versalles 43 3 46 10% 10 8% 2 6%
Ipiales 24 2 1 27 6% 10 8% 4 11%
Sandoná 11 2 13 3% 7 5% 1 3%
Tumaco 19 1 20 4% 9 7% 2 6%
San Pablo 11 1 12 3% 8 6% 2 6%
La Unión 10 2 12 3% 8 6% 2 6%
La Cruz 8 1 9 2% 4 3% 2 6%
Túquerres 15 1 16 3% 11 9% 3 9%
Subestaciones 13 0 13 3% 0 0% 0 0%
Recaudadores 15 0 15 3% 0 0% 0 0%
TOTAL
400
2
25
40
467
####
128
100%
35
100%
ASPECTOS JURIDICOS
De conformidad con el artículo 52 de los Estatutos Sociales de CEDENAR S.A E.S.P y Escritura Publica No. 321 del 28 septiembre de 2017, protocolizada en la Notaria Primera del Circulo de Pasto, se delegó en el Jefe de la Oficina Jurídica la Representación de la Empresa para asuntos Judiciales, Extrajudiciales y Administrativos, en consecuencia y en estricta observancia de dicha delegación en la anualidad 2018, la Oficina Jurídica ejerció la defensa jurídica de la Compañía en los siguientes procesos:
PROCESOS EN CONTRA DE CEDENAR:
TIPO DE PROCESO CANTIDAD
CONTENCIOSO ADMINISTRATIVOS
Consejo de Estado 1
Tribunal Administrativo 5
Juzgados Administrativos 61
PROCESOS LABORALES 21
PROCESOS CIVILES 3
ACCIONES POPULARES 5
ACCIONES DE TUTELA 61
TOTAL PROCESOS EN CONTRA DE CEDENAR 157
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En materia contencioso administrativo en lo referente a procesos de reparación directa, se profirie- ron sentencias en segunda instancia a favor de CEDENAR S. A E.S.P., por valor de $423 millones y de primera instancia por valor de $3.331 millones. En materia laboral se profirieron sentencias absolutorias para la Empresa por valor de $373 millones. De otra parte, se logró conciliar en la suma de $ 177 millones por las pretensiones reclamadas del orden de los $1.303 millones. Del valor conciliado, fueron cancelados $ 161 millones por la Aseguradora LA PREVISORA S. A, en razón a la póliza de responsabilidad civil extracontractual y la suma de $16 millones por CEDENAR S. A E.S.P.
TIPO DE PROCESO CANTIDAD
CONTENCIOSO ADMINISTRATIVOS
Consejo de Estado 1
Tribunal Administrativo 5
Juzgados Administrativos 61
PROCESOS LABORALES 21
PROCESOS CIVILES 3
ACCIONES POPULARES 5
ACCIONES DE TUTELA 61
TOTAL PROCESOS EN CONTRA DE CEDENAR 157
Así mismo, se destaca el proceso de tutela número 2018-00899 que cursó ante el Consejo de Estado, con el cual se logró que se ordenara al Tribunal Administrativo de Nariño, modifique la sen- tencia condenatoria proferida en contra de CEDENAR S.A E.S.P., dentro del proceso de reparación directa No. 2010-00252, en el sentido de aceptar la concurrencia de culpa de la víctima. Lo anterior, permitió que se aminore la condena plena impuesta a la empresa, por el orden de los $579 millo- nes, a la suma de $292 millones, según la orden emanada del máximo Tribunal de lo Contencioso Administrativo, logrando un ahorro patrimonial del orden de $288 millones.
La Oficina Jurídica está liderando el programa de prevención de daño antijurídico con el fin de evitar la ocurrencia de accidentes eléctricos, que a la postre se traducen en demandas de Respon- sabilidad Civil Extracontractual en contra de la Empresa.
PROCESOS PROPUESTOS POR CEDENAR S.A. E.S.P.
Cabe mencionar el ejecutivo singular No. 2017—0036, en contra de la empresa de agua y alcan- tarillado del Municipio de Tumaco ACUASEO S.A. ESP, por valor de $2.323 millones en el cual se accedieron a las pretensiones de la demanda
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PROCESOS DISCIPLINARIOS:
Durante el año 2018, en la Oficina Jurídica de CEDENAR S.A E.S.P., se han tramitado un total de 36 procesos disciplinarios, los cuales se discriminan así:
• Con Fallo Sancionatorio: 3 • Con fallo absolutorio: 17 • Procesos en trámite: 16
CONTRATACIÓN:
Teniendo en cuenta que la actividad de contratación de la empresa recae en su fase precontractual en la Oficina Jurídica, se han revisado y aprobado 498 contratos y 179 órdenes de compra, los cuales han sido reportados oportunamente ante el Sistema de Rendición Electrónica de Cuentas e Informes SIRECI.
RECLAMACIONES ADMINISTRATIVAS POR DAÑOS A ELECTRODOMÉSTICOS:
La Oficina Jurídica tiene a su cargo el trámite de las reclamaciones recibidas por usuarios del servicio de energía de la Empresa, en razón de la afectación en enseres eléctricos por falla en el suministro de energía y de la cual la Compañía tiene contemplada una política indemnizatoria para estos asuntos. En dicho sentido se relaciona cuantitativamente las reclamaciones tramitadas en la anualidad 2018:
RECLAMACIONES TOTALES 383
RECLAMACIONES EN PROCESO 15
CON RESPONSABILIDAD DE LA EMPRESA / PAGADAS 176
SIN RESPONSABILIDAD DE LA EMPRESA 63
ARCHIVADAS POR DESISTIMIENTO TACITO 126
REPORTADAS A LA COMPAÑÍA DE SEGUROS 3
SECRETARIA JUNTA DIRECTIVA
De acuerdo a lo normado en el artículo 49 de los Estatutos Sociales de la Empresa le corresponde a la Oficina Jurídica de CEDENAR S. A E.S.P, ejercer la Secretaría de Junta Directiva y Asamblea General. En dicho sentido, para el año 2018, se realizaron las siguientes reuniones: • 1 Reunión de Asamblea General de Accionistas • 12 Reuniones de Junta Directiva • 6 Reuniones de Comités Conjuntos • 13 Acuerdos
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ESTADÍSTICAS
GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA
En el año 2018, la generación neta alcanzó 172,192 GWh/año, superando la meta anual establecida, valor
histórico en el negocio generador gracias a la disponibilidad del 92% de los grupos generadores de las
plantas hidroeléctricas.
El aporte más representativo a la generación lo realizó la planta de Río Mayo con el 76%, siguiendo en su
orden Río Bobo con el 15%, Río Sapuyes con el 6%, Julio Bravo con el 3%.
AÑO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Varia- ción
Capacidad Instalada (MW)
30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 0,00%
Generación Neta (MWh)
154.996 138.765 163.385 151.299 161.048 166.966 160.861 152.220 169.326 172.192 1,69%
GENERACION PROPIA DE ENERGIA
180.000
170.000
160.000
150.000
140.000
130.000
120.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
COMPRAS DE ENERGIA
En el año 2018 para suplir la demanda comercial CEDENAR S.A. E.S.P. adquirió energía a través de con-
tratos a largo plazo con: Cedenar Generador, Isagen, Nitroenergy, Ecommercial, Termotasajero, CHIVOR,
EPM y Rio Paila y transacciones en Bolsa. De acuerdo a esto se recibieron 172.192 MWh/año de Genera-
ción Propia con participación del 24%; 520.698 MWh/año en contratos bilaterales y participación del 72% y
un exposición en bolsa de 33.300 MWh/año con participación del 4%.
AÑO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Varia- ción
COMPRAS DE ENERGIA MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh %
Contratos 493.709 589.666 542.535 547.525 539.998 539.998 395.000 309.698 514.161 520.698 1,27%
Bolsa 65.047 -1.431 19.958 -11.515 -33.736 -26.490 128.975 233.554 21.101 33.300 57,81%
Compra Total 558.756 588.235 562.493 536.010 506.262 513.509 523.976 543.252 535.262 553.998 3,50%
MW
h/a
ño
20
18
128
DEMANDA DE ENERGIA
El Balance Energético muestra una Demanda Operativa (energía total entrada por el sistema de distribución
de CEDENAR S.A. E.S.P.) para el año 2018 de 844.477 MWh con una disminución del 1.71% frente al re-
sultado obtenido en el año anterior.
AÑO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Varia- ción DEMANDA MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh
Energía Total Entrada 753.798 766.640 783.410 747.911 725.037 753.978 761.680 846.781 859.153 844.477 -1,71%
Energía Pérdida 210.826 221.770 185.744 186.692 159.081 153.686 137.840 120.132 117.636 117.682 0,04%
Total Energía De- manda 705.435 711.390 727.081 491.871 669.078 675.894 686.428 684.783 707.482 696.355 -1,57%
% Pérdidas Totales 29,89% 31,17% 29,49% 25,93% 22,65% 20,46% 17,01% 16,37% 14,59% 15,70% -1,11%
Las pérdidas de energía totales del año son de 117.682 MWh/año, alcanzando un índice de pérdidas totales
15.70%, aumentándose en 1.11 puntos porcentuales con respecto al año 2017 debido a la culminación del
efecto de energía facturada en sitio.
La demanda total del año 2018 fue de 696.355 MWh/año.
EVOLUCIÓN DE USUARIOS
El Sistema de Información Comercial registra 432.490 clientes, distribuidos en cinco zonas en todo el Depar-
tamento de Nariño ingresando 14.390 usuarios nuevos, equivalentes a un crecimiento del 3,4%.
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VENTAS DE ENERGIA EN MWh/año
En el año 2018 se facturó un total de 577.499 MWh en el Sistema de Información Comercial SUPERNOVA,
el total indica una disminución en ventas del 2,2% con relación al año anterior.
AÑO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Partici-
pac, Varia- ción
VENTAS MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh % %
Residencial 335.496 332.867 348.091 345.424 339.619 354.443 374.325 382.713 402.249 390.499 67,62% -2,9%
Comercial 66.679 68.596 69.928 71.456 73.870 70.719 78.915 79.674 81.189 78.883 13,66% -2,8%
Industrial 9.422 8.918 9.568 8.747 10.899 21.288 22.482 24.252 26.780 27.471 4,76% 2,6%
Oficial 21.732 19.899 18.077 18.858 19.859 21.547 24.131 24.909 25.220 20.693 3,58% -18,0%
Alumbrado Pú- blico 29.329 29.399 29.368 29.941 30.654 32.583 34.177 35.607 36.886 36.994 6,41% 0,3%
Otros 1.484 3.236 6.630 7.077 7.895 9.058 9.296 9.392 9.790 14.617 2,53% 49,3%
Autocomsumos 9.491 9.465 9.265 9.046 8.326 8.453 8.393 8.372 8.318 8.342 1,44% 0,3%
Total 494.609 489.620 490.927 490.549 491.122 518.092 551.719 564.919 590.432 577.499 100% -2,2%
VENTAS DE ENERGIA EN MILES DE PESOS
La energía facturada durante el año 2018, registra un total de $234.278 millones sin incluir FOES, superan-
do los resultados logrados en el año anterior en 0,9%, equivalentes a $2.166 millones. El sector Residencial
fue el más representativo aportando el 56,17% del total, seguido por el Comercial y Alumbrado Público con
el 22,3% y 7,3% respectivamente.
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128
Facturación (Miles Pesos)
Miles $ Miles $ Miles $ Miles $ Miles $ Miles $ Miles $ Miles $ Miles $ Miles $ % %
Residencial 84.156.002 80.658.903 88.527.077 88.723.199 93.536.163 96.528.137 105.160.089 119.022.547 130.036.544 131.591.128 56,17% 1,2%
Comercial 29.596.335 31.321.199 32.920.228 35.181.222 36.607.338 36.928.333 42.478.243 49.470.606 52.912.255 52.193.964 22,28% -1,4%
Industrial 4.490.609 4.323.006 4.558.184 4.579.198 5.035.005 8.371.327 9.699.197 11.980.058 14.095.414 14.387.588 6,14% 2,1%
Oficial 8.212.881 7.842.552 7.469.481 8.202.365 8.767.639 9.696.818 11.233.727 13.053.515 13.598.260 13.668.386 5,83% 0,5%
Alumbrado Público
8.586.622 9.873.993 9.761.180 9.672.028 9.729.406 11.396.348 12.872.769 15.323.089 16.341.613 17.143.519 7,32% 4,9%
Otros 682.949 1.262.613 2.525.974 2.807.274 3.189.447 3.554.763 3.921.241 4.476.688 5.127.483 5.293.703 2,26% 3,2%
Total 135.725.398 135.282.266 145.762.124 149.165.286 156.864.998 166.475.727 185.365.266 213.326.503 232.111.569 234.278.287 100% 0,9%
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18
Subestación San Martín.
INFORME DE GESTIÓN
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20
18
UBICACIÓN DE LA SEDE PROPIEDAD Y FORMA JURIDICA
Centrales Eléctricas de Nariño S.A.E.S.P, es una empresa de servicios públicos mixta, constituida como sociedad por acciones, sometida al régimen general de la empresa de servicio público do- miciliarios y ejerce su actividad dentro del ámbito del derecho privado como empresario mercantil. Constituida mediante escritura pública No 2059 del 9 de agosto de 1955, de la Notaria Quinta de Bogotá, inscrita en la cámara de comercio el 9 de agosto de 1955, bajo el No 0064 del libro IX, con matrícula mercantil No 000933-04 y la sede principal se encuentra ubicada en la Calle 20 No 36-12 Avenida Los Estuantes de la Ciudad San Juan de Pasto.
MERCADOS SERVIDOS
CEDENAR S.A.E.S.P., presta sus servicios en las siguientes zonas:
ZONAS DE MERCADO SERVIDOS
ZONA CENTRO
ZONA NORTE
SAN PABLO
LA UNION
LA CRUZ
ZONA SUR
ZONA OCCIDENTE
IPIALES
TUQUERRES
SANDONA
ZONA PACIFICO PACIFICO
ZONA NORTE
ZONA PACÍFICO
ZONA OCCIDENTE
ZONA CENTRO
ZONA SUR
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136
TIPOS DE CLIENTES Y BENEFICIARIOS: Residenciales, Comerciales, Industriales, Clientes Ofi-
ciales y Alumbrado Público.
TAMAÑO DE LA ORGANIZACIÓN: CEDENAR S.A.E.S.P. Cuenta con una Patrimonio de $ 341.076
millones y sus Ingresos Anuales fueron de $ 390.662 millones.
INFORMACION TRABAJADORES DE LA EMPRESA:
PLANTA DE PERSONAL A 31/12/2018
PERSONAL POR RANGO DE EDAD PERSONAL POR SEXO PERSONAL POR TIPO DE CONTRATO
>20y<=30 AÑOS 33 Masculino 438 Termino Fijo 283
>31y<=40 AÑOS 119 Femenino 131 Termino Indefinido 273
>41y<=50 AÑOS 194 Salario Integral 13
>51y<=60 AÑOS 200
>61 AÑOS 23
569 569 569
CADENA DE SUMINISTRO
La cadena de suministros de la organización, proveedores y ubicación.
Proveedor de Bienes: 678
Proveedor de Servicios: 70
Los proveedores se encuentran ubicados en las principales ciudades como: Bogotá, Bucara-
manga, Cali, Medellín, Risaralda y Pasto.
El valor monetario estimado de pagos realizados a los proveedores en el 2018, fue aproximada-
mente de $13.418 millones.
INICIATIVAS EXTERNAS
Para fortalecer las acciones externas realizadas, se llevan a cabo campañas interinstitucionales
con entidades como CORPONARIÑO y FEDERACION NACIONAL DE CAFETEROS – Comité
Nariño, dentro de los programas BANCO2 (CORPONARIÑO, MASBOSQUES, CEDENAR S.A.
E.S.P) y Manos al Agua (Federación de Cafeteros, CEDENAR S.A. E.S.P. y SENA).
MANEJO AMBIENTAL DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION Y GENERACION:
En las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas: Río Bobo, Río Sapuyes, Julio Bravo y la Central Hi-
droeléctrica Río Mayo, se realizaron actividades de mantenimiento de sistemas de tratamiento de
agua potable y agua residual, así como análisis de calidad de agua.
20
18
137
AFILIACIÓN A ASOCIACIONES
CEDENAR S.A. E.S.P. tiene afiliación con ASOCODIS Y ALCOLGEN que participan en los re-
sultados de estudios del sector eléctrico y generan sinergias entre empresas del sector para fijar
posiciones ante los organismos de control y regulación.
IMPACTOS, RIEGOS Y OPORTUNIDADES PRINCIPALES
CEDENAR S.A. E.S.P. acogiendo los lineamientos de las normas ISO 9001: 2015 Sistema de
Gestión de Calidad, Decreto 1072: 2015 Sistema de Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo,
Guía de Gestión del Riesgo de Corrupción: 2015, ISO 31000: 2018 Gestión del Riesgo, Guía para
la Administración del Riesgo DAFP entre otras; ha establecido el Sistema de Gestión del Riesgo,
factor clave, debido a que nos estamos preparando para enfrentar, mitigar y transformar los riesgos
en oportunidades cuando sea el caso implementando la mejora continua.
La administración de la Gestión del Riesgo se encuentra liderada por la Oficina de Planeación y
Sistemas desde el mes de septiembre del año 2018 y el control lo realiza la Oficina de Control In-
terno.
Hasta la fecha se han identificado 63 riesgos de gestión distribuidos así:
Trece riesgos ubicados en zona baja
Treinta y dos ubicados en zona moderada
Diecisiete ubicados en zona alta
Uno ubicado en zona extrema.
ETICA E INTEGRIDAD
Se adelantaron actividades de sensibilización con todos los trabajadores en lo relacionado a los
principios y valores establecidos en el Código de Ética, Buen Gobierno y Manual de Transparencia,
el cual fue aprobado por la honorable Junta Directiva el 17 de febrero del 2017. Así mismo en cum-
plimiento de la ley 1474 del 2011, se adelantó la socialización del anteproyecto Matriz de Riesgos
de Corrupción y su plan de manejo en diferentes talleres realizados con el propósito de perfeccio-
narlo, para ser sometido a consideración y aprobación del Comité de Gerencia de la Organización.
GOBERNANZA
De acuerdo a los Estatutos Sociales de la Empresa, en su Artículo 44: Parágrafo Primero: el cual
reza: “Por la asistencia a las sesiones de la Junta Directiva, todos los miembros principales y su-
plentes de la Junta Directiva que asistan a la Sesión, percibirán a título de honorarios, la suma que
le fije la Asamblea de Accionistas. Es decir, el valor equivalente a 2.75% SMMLV.” y se reúnen
ordinariamente cada mes y extraordinariamente cada que se los cite.
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138
INFORME DE GESTIÓN
FUNCIÓN DEL MÁXIMO ÓRGANO DE GOBIERNO EN LA SELECCIÓN DE PROPÓSITOS, VA- LORES Y ESTRATEGIA. (Artículo 47 de los Estatutos de la Empresa)
FUNCIONES.- Reunida la Junta Directiva con el quórum y en las condiciones que señalan estos
estatutos de acuerdo con la Ley, sus funciones serán las siguientes: 1. Darse su propio reglamen-
to; 2. Aprobar el reglamento de contratación de la sociedad; 3. Nombrar y remover libremente al
Gerente General de la sociedad y sus suplentes, así como designar al Jefe de la Oficina de Con-
trol Interno de terna presentada por el Gerente General de la sociedad, procurando en todos los
casos que cumpla con los requisitos mínimos que la Junta Directiva establezca para este cargo.
4. Convocar a la Asamblea General de Accionistas conforme a la ley o a los estatutos, o cuando lo
crea conveniente; 5. Cooperar con el Gerente General en la administración y dirección de los ne-
gocios sociales; 6. Presentar a la Asamblea General de Accionistas junto con el Gerente General,
el balance y las cuentas de cada ejercicio anual, un informe razonado sobre la situación económica
y financiera de la sociedad y el respectivo proyecto de distribución de utilidades; 7. Aumentar el
capital autorizado de la sociedad en el caso previsto en el numeral 19.4 de la Ley 142 de 1994;
8. Aprobar el reglamento de suscripción de acciones; 9. Resolver si el pago de nuevas acciones
puede hacerse en bienes distintos de dinero, caso en el cual procederá a hacer el avalúo corres-
pondiente; 10. Examinar cuando lo tenga a bien, por sí o por medio de una comisión, los libros de
la sociedad, sus cuentas, contratos y documentos en general; 11.Velar por el estricto cumplimiento
de los convenios de desempeño y demás obligaciones que contraiga la sociedad y evaluar los
resultados de acuerdo con las metas trazadas; 12. Aprobar el presupuesto anual de la sociedad y
dictar las normas para la elaboración y ejecución del mismo, cuidando su adecuación a los planes
y programas para cada vigencia; 13. Exigir al Jefe de Control Interno informes de manera periódica
o cuando lo considere pertinente.14. Aprobar el plan estratégico y el plan de acción de la Sociedad
y los criterios necesarios para su evaluación y velar por estricto cumplimiento; 15. Decidir sobre las
excusas, licencias y vacaciones del Gerente General y llamar a los suplentes respectivos; 16.
Considerar los informes relacionados con el cumplimiento y comportamiento de los indicadores en
cuanto a operación, ingresos, gastos, ejecución presupuestaria, situación financiera, nombramien-
to de personal, y demás aspectos referentes a su gestión, incluyendo los criterios, características,
indicadores y modelos de carácter obligatorio definidos por la respectiva comisión de regulación, y
ordenar las acciones que crea pertinentes; 17. Proponer las modificaciones que se consideren
pertinentes a la estructura de la sociedad; 18. Aprobar la planta de personal y sus modificaciones e
indicar la política de remuneración, o proponerla a los organismos competentes, cuando así diera
lugar de acuerdo con la composición accionaria de la empresa; 19. Servir de órgano consultivo
para todos los asuntos que le requiera el Gerente General; 20. Autorizar el establecimiento de
sucursales, agencias, o subordinadas, en los lugares que estime conveniente; 21. Delegar en el
Gerente General alguna o algunas de las funciones de la Junta Directiva que conforme a la Ley se
puedan delegar; 22. Designar las personas que habrán de representar a la sociedad en la nego-
ciación de convenciones colectivas de trabajo y señalarles las pautas a seguir; 23. Velar porque la
prestación del servicio sea eficiente y se cumplan las normas legales y regulatorias propias del
mismo; 24. Ordenar las acciones que correspondan contra los administradores o funcionarios di-
rectivos y asesorar al Gerente General en relación con las acciones judiciales que deban iniciarse
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18
139
o proseguirse; 25. Cuidar del estricto cumplimiento de todas las disposiciones consignadas en
estos Estatutos y de las que se dicten para el buen funcionamiento de la sociedad; 26. Autorizar al
Gerente General para delegar aquellas funciones que, de acuerdo con estos estatutos y la Ley,
fuesen delegables; 27. Autorizar al Gerente General para ofrecer a los trabajadores de la sociedad
bonificaciones, derechos y prestaciones laborales especiales para su desvinculación de la misma
por mutuo acuerdo, señalando un plazo para el efecto; 28. Cuando así lo considere necesario,
podrá contratar por intermedio de la administración asesores o consultores en temas específicos,
que reportarán el resultado de sus estudios o averiguaciones directamente a la Junta Directiva. 29.
Adoptar, desarrollar e implementar el Código de Buen Gobierno Corporativo, de acuerdo con los
principios insertos en los estatutos de la sociedad.
30. Las demás que se señalen en los estatutos o le sean delegadas por la Asamblea General de
Accionistas.
CONFLICTOS DE INTERESES
Procedimientos para evitar conflictos de interés. (Artículo 40 Estatutos)
“INCOMPATIBILIDADES: Los miembros de la Junta Directiva no podrán tener entre sí, ni con el
Gerente General de la Sociedad vínculo de parentesco dentro del cuarto grado de consanguinidad
o segundo grado de afinidad ni primero civil, así como tampoco podrá estar integrada la Junta Di-
rectiva por personas ligadas entre sí por matrimonio o unión libre. Si se eligiese una Junta Directiva
contrariando estas prohibiciones, no podrá actuar y continuará ejerciendo sus funciones la Junta
anterior, la cual deberá convocar de inmediato a la Asamblea General de Accionistas para una
nueva elección. Tampoco podrán ser miembros de la Junta Directiva personas que tengan partici-
pación en el capital de empresas proveedoras o competidoras de la Sociedad. PARAGRAFO: Ade-
más de las incompatibilidades señaladas en este artículo, se aplicarán a los miembros de la Junta
Directiva y al Gerente General de la Sociedad, las prohibiciones, inhabilidades e incompatibilidades
que señalen la Constitución y la Ley”.
PARTICIPACIÓN DE LOS GRUPOS DE INTERES
Lista grupos de interés
• INTERNOS: Trabajadores, Junta Directiva, Accionistas y Sindicatos, entre otros.
• EXTERNOS: Usuarios, Proveedores, Entidades Financieras y Organismos de Con- trol.
ACUERDOS DE NEGOCIACIÓN COLECTIVA.
Porcentaje total de los empleados cubiertos en los acuerdos de negociación colectiva: El porcen- taje total de empleados beneficiados de la convención colectiva de trabajo vigente, corresponde a un 47.56%.
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