Informe de Responsabilidad Corporativa de Gas … · el reconocimiento a todos nuestros clientes,...

Para ampliar información sobre los aspectos incluidos en este Informe Anual, consulte:

Página web: www.gasnaturalfenosa.com.co

Informe de Responsabilidad Corporativa de Gas Natural Fenosa Colombia 2013

Gas Natural del Oriente S.A., ESP

Dirección: Diagonal 13 No. 60a - 54

Teléfono: 683 3300

Bucaramanga, Colombia

Edición

Dirección Económico- Financiero

Gerencia de Contabilidad y Consolidación – Unidad de Contabilidad Societaria

Dirección de Comunicaciones y Asuntos Públicos

Diagramación

UnaTinta Medios Ltda.

Impresión

Multi-impresos SAS.

sumarioCarta del Presidente de la Junta Directiva 04

Introducción 06

Contexto general 07

La Compañía 11

Compromisos, avances y retos 12

Perfil 13

Gobierno corporativo 15

Compromiso con grupos de interés 18

Responsabilidad Corporativa 19

Colaboradores 21

Proveedores 22

Clientes 23

Sociedad 26

Los resultados 30

Principales magnitudes 32

Desarrollo de operaciones 33

Información económica 35

Otros 40

Propiedad intelectual y derechos de autor 40

Situación jurídica de la sociedad 40

Eventos posteriores 40

Proyecto de distribución de utilidades 41

Estados financieros individuales 42

Estados financieros consolidados 90

La Junta Directiva de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, presenta para su consideración, las acciones y resultados obtenidos durante el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2013.

La capital de Santander, también llamada “Ciudad Bonita” está catalogada como un milagro económico digno de comparación con países desarrollados, gracias a los excelentes indicadores económicos; cuenta con un Producto Interno Bruto (PIB) per cápita que casi dobla el nacional, con la menor tasa de desempleo a nivel país del 7,6%, a noviembre de 2013.

Este desempeño se debe a que la economía es diversificada. Los sectores más dinámicos de la economía del departamento, como son: servicios, comercio y construcción, se concentran en la zona metropolitana de Bucaramanga.

Dentro de este contexto económico de Santander, la compañía sigue manteniendo su crecimiento en clientes; durante el año se captaron 8.743 nuevos clientes, el sector de la construcción sigue siendo el motor de este crecimiento con el 67% de participación en el mercado de nueva edificación. Adicionalmente se ha dado servicio en barrios legalizados en los municipios de Girón, Piedecuesta y San Pablo y se finalizó la puesta en servicio de los barrios Ciudadela Nuevo Girón y Villas de San Ignacio, proyectos de viviendas de interés social.

Carta de la Presidente de la

Junta Directiva

Señoras y señores accionistas:

La compañía tiene un cubrimiento del 97% y se mantiene como la empresa de distribución de gas natural más importante del Oriente Colombiano, operando en 11 municipios de Santander y uno en Antioquia, con un total de 254.399 clientes, de los cuales 247.725 son residenciales, 6.608 comerciales, 43 industriales, 2 distribuidoras y 21 estaciones de gas natural vehicular.

Al consolidar con su filial Gas Natural del Cesar S.A., ESP que cubre 14 municipios del Cesar y el Banco, en el Departamento del Magdalena, se alcanzan un total 316.104 clientes. Estos clientes se benefician de un ahorro entre el 12% y el 67% frente a otros combustibles, contribuyendo así a mejorar la calidad de vida al poder contar con un combustible ecológico y seguro.

La venta de gas natural disminuyó en el año 2013 en un 2,8%, básicamente por la disminución del consumo en todos los mercados, debido a cambios en los hábitos alimenticios, traslado de producción de clientes importantes y campañas agresivas de nuestros competidores en los precios del gas natural vehicular.

Por lo tanto, los resultados del año superan los $18 mil millones, con una disminución del 21,9% en relación con el año anterior; dentro de las principales causas se encuentra el menor margen en venta de gas por los menores volúmenes vendidos y los mayores costos generados por fuerza mayor, al tener que consumir gas de la Guajira.

Nuestro agradecimiento a todos los accionistas por su apoyo, a los miembros de la Junta Directiva y a todos los colaboradores de la empresa, por su compromiso y constante esfuerzo en lograr los objetivos propuestos y mantener un buen servicio para hacer de Gasoriente la mejor empresa de servicios públicos en Santander. Igualmente, el reconocimiento a todos nuestros clientes, proveedores y entidades gubernamentales por su contribución en la masificación del gas en este Departamento.

Atentamente,

María Eugenia Coronado Orjuela

Presidente de la Junta Directiva Bucaramanga, marzo de 2014

informe anual 2013 Gas Natural del Oriente S.A., ESP6

Introducción

Cumpliendo con las normas legales y los estatutos de la Sociedad, y según lo expresado en el Artículo 446 del Código de Comercio y en las disposiciones de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, Gas Natural del oriente S.A., ESP presenta su Informe Anual, que detalla las actividades desarrolladas por la empresa entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2013.

Este Informe se concentra en proporcionar a los accionistas y a los diferentes grupos de interés, la información financiera y de gestión dentro del compromiso de la Empresa con el logro de los resultados. Incluye además de los estados financieros, el balance general y sus correspondientes notas, el estado de resultados, el flujo de efectivo, el estado de cambios en el patrimonio de la sociedad, las variaciones en la situación financiera

del negocio, la información estadística más sobresaliente, el informe del revisor fiscal, el proyecto de distribución de utilidades y los hechos relevantes ocurridos desde la finalización del ejercicio anterior.

La información complementaria de la gestión social, laboral y ambiental de Gas Natural Fenosa en Colombia y su grupo de sociedades puede ser consultada en el Informe de Responsabilidad Corporativa 2013 en www.gasnaturalfenosa.com.co/Conócenos/ReputaciónyResponsabilidad corporativa/Publicacioneseinformes

7informe anual 2013Contexto general

Contexto general

Entorno internacional

La actividad económica mundial presentó una moderada recuperación en el último trimestre de 2013, especialmente en las economías desarrolladas y en menor escala en los países emergentes de Asia. A pesar de esto se esperaba una recuperación más sólida. En concordancia con las últimas estimaciones del Fondo Monetario Internacional (FMI), el año terminaría con un crecimiento de 2,9%, cifra inferior a la de 2012 de 3,2%.

En la zona del euro, los indicadores de las empresas hacen pensar que la actividad está próxima a estabilizarse. Para 2014 se prevé una importante reducción del ritmo de ajuste fiscal, a 0.5% del PIB frente a aproximadamente 1% del PIB en 2013.

Según el Departamento de Comercio de los Estados Unidos, el resultado de la actividad económica fue positivo; estuvo en línea con lo esperado por el mercado. El producto Interno Bruto (PIB) aumentó 3,2% la tasa anual durante el cuarto trimestre de 2013 y 1,9% en todo el año.

Economía colombiana

La economía colombiana, según el DANE, entre enero y septiembre tuvo un crecimiento del PIB del 3,9 por ciento respecto al mismo período de 2012 y según las estimaciones de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) cerrará en un 4 %, en parte por al impulso de la demanda interna; así mismo se

proyecta para 2014 un aumento del PIB del 4,5 por ciento o superior.

El tercer trimestre de 2013 (5,1%), comparado con el mismo periodo de 2012, casi todos los sectores económicos mostraron un mayor ritmo de crecimiento, destacándose el agropecuario y el de la construcción con las siguientes variaciones: 6,6% en agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca; 21,3% en construcción; 6,1% en explotación de minas y canteras; 4,9% en establecimientos financieros, seguros, actividades inmobiliarias y servicios a las empresas; 4,7% en servicios sociales, comunales y personales; 4,3% en comercio, reparación, restaurantes y hoteles; 3,7% en suministro de electricidad, gas y agua; 2,9% en transporte, almacenamiento y comunicaciones; y -1,0% en industrias manufactureras. Por su parte, los impuestos, derechos y subvenciones, en conjunto, aumentaron 4,2%.

En su balance preliminar de las economías de América Latina y el Caribe, la CEPAL afirmó que el Gobierno Nacional adoptó políticas contracíclicas para estimular la reactivación económica. Para ello

se aplicaron medidas cambiarias, tributarias y sectoriales. Igualmente, la entidad afirma que será un año de elecciones presidenciales y legislativas, donde está prevista la realización de un ambicioso programa de inversión pública que incrementaría en cerca de un punto porcentual el Producto Interno Bruto (PIB) potencial.

En cuanto a la tasa de inflación, para 2013 se situó en 1,94%, es decir, 0,50 puntos porcentuales inferior a la registrada a final de 2012 de 2,44%. El sector que presentó la mayor variación fue el de salud con 4,44% y en contraste, con el sector de alimentos obtuvo la menor variación con 0,86%

Por otro lado, la variación acumulada de IPP (Índice de Precios del Productor) fue de -0,49%, 2,46 puntos por encima de la registrada en 2012, de -2,95%.

De acuerdo lo informado por el DANE, la tasa de desempleo de Colombia cayó a 9,64% en 2013, este indicador se redujo en 0,73% frente al 10,38% presentado en 2012.

La tasa representativa del mercado promedio para 2013 fue de $1.868,90, lo que representó una devaluación

Vari

ació

n A

nu

al

2008

-I

2008

-II

2008

-III

2008

-IV

2009

-I

2009

-II

2009

-III

2009

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2010

-I

2010

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2010

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2011

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2012

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2013

-I

2013

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2013

-III

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

PIB Colombia 2008 I - 2013 III


nominal anual del peso de 3,93%. El fortalecimiento del dólar se debe a la recuperación gradual de Estados Unidos, lo que dio espacio durante elaño a una leve disminución de la política de flexibilización económica

Evolución regulatoria sector gas natural

Durante el año 2013, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) enfocó su desarrollo normativo en temas de alta importancia como el reglamento de comercialización,

el mercado mayorista de gas, la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización para usuarios regulados y las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio aplicables a usuarios regulados, entre otros.

De esta manera el regulador, siguiendo los lineamientos del Ministerio de Minas y Energía establecidos en el Decreto 2100 de 2011, expidió la Resolución CREG 041 de 2013, mediante la cual definió la metodología

para calcular el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar, con el fin de promover el abastecimiento nacional de gas.

En concordancia con lo anterior, la Comisión estableció a los generadores térmicos un ingreso regulado por el uso de gas natural importado en el momento en que se presenten generaciones de seguridad por fuera de mérito. Esto fue reglamentado en la Resolución CREG 062 de 2013 y posteriormente modificada por la Resolución 152 de 2013.

Por otro parte, buscando incentivar la competencia, generar unos precios eficientes y mitigar la concentración del mercado, el regulador definió los lineamientos que reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, a través de la expedición de la Resolución CREG 089 de 2013, modificada posteriormente por las Resoluciones 151 y 204 de 2013.

En la referida resolución, la Comisión estableció los mecanismos de comercialización del gas natural, las modalidades de contratación y sus requisitos mínimos. Se particularizó en la señal de abastecimiento que presenta el balance oferta demanda realizado por la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, quien es la que define si el mecanismo de contratación se realiza mediante negociación directa o subasta1.

En este sentido, de acuerdo con el análisis realizado por la UPME en el 2013, la producción de los campos actuales es superior a la demanda interna de gas natural hasta abril de 2018, por lo que el regulador determinó que el mecanismo para comercializar el suministro y transporte de gas en el mercado primario sería la negociación directa

IPC

IPP

2012 2013

-2,95%

-0,49%

2,44%

1,94%

Variación IPP-IPC Indice de Precios

1.650,00

1.700,00

1.750,00

1.800,00

1.850,00

1.950,00

1.900,00

2.000,00

01-ene 01-feb 01-mar 01-abr 01-may 01-jun 01- jul 01-ago 01-sep 01-oct 01-nov 01-dic

TRM 2013

1 Siempre que la oferta de gas natural sea mayor que la demanda en por lo menos tres de los 5 años siguientes al momento del análisis, el mecanismo de contratación del

gas será la negociación directa, de lo contrario será mediante subasta.

9informe anual 2013Contexto general

En efecto, la Resolución CREG 122 de 2013, modificada por la 130 de 2013 dispuso el cronograma para la comercialización de gas natural en el mercado primario y la aplicación del mecanismo de transición para el proceso úselo o véndalo. Es importante señalar que en dicho cronograma se definió un período de negociación directa y de suscripción de contratos, comprendido entre el 15 y el 28 de octubre de 2013.

Dentro del nuevo esquema del mercado mayorista de gas natural se dio especial relevancia a la figura del gestor del mercado, quien realizará toda la gestión y consolidación de la información de las transacciones de los mercados primario y secundario. En este punto, cabe anotar que el regulador desarrolló estudios para establecer los requisitos y las reglas para la selección del gestor del mercado de gas natural, las condiciones en que prestará sus servicios y su remuneración, lo cual se definió mediante la Resolución CREG 124 de 2013, modificada posteriormente por la Resolución 200 de 2013.

Otro aspecto de gran relevancia del mercado mayorista de gas natural que el Regulador pretende promover es el mercado secundario y su liquidez, para lo cual, definió dos tipos de negociaciones: las directas y las del proceso úselo o véndalo. En ese sentido, mediante la Resolución CREG 150 de 2013, modificada por la Resolución 201 de 2013 se dio apertura al proceso de selección del gestor del mercado y se establecieron las reglas con base en las cuales se realizará el mismo.

Por otra parte, con la entrada en vigencia de la Resolución CREG 123 de 2013, se adoptó el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, en el que se establecen las obligaciones y los derechos tanto

de los comercializadores como de los usuarios no regulados cuando participan directamente en el mercado mayorista de gas natural.

Respecto a la remuneración de la actividad de comercialización, la Comisión ha sometido a consideración una propuesta, según lo dispuesto en la Resolución CREG 132 de 2013, en la cual se define un cargo fijo y un cargo variable, así como un incentivo en el margen de comercialización a partir de obtener mejores precios de suministro de gas en las negociaciones directas previstas con el fin de conseguir mejores tarifas para los usuarios regulados.

De igual forma, el regulador dispuso para las áreas de servicio exclusivo una propuesta de la remuneración del cargo de comercialización que se encuentra establecida en la Resolución CREG 131 de 2013, la cual comprende la misma metodología de la norma citada anteriormente.

Posteriormente, la Comisión mediante las Resoluciones CREG 137 y 138 de 2013, estableció las fórmulas tarifarias

que se deben aplicar a los usuarios regulados en mercados relevantes de comercialización y a aquellos que se encuentran en áreas de servicio exclusivo, respectivamente, a partir del 1 de enero de 2014. Como metodología para determinar el costo de prestación del servicio, se incluye un cambio frente a lo dispuesto en la Resolución CREG 011 de 2003, al incorporar los componentes que remuneran la confiabilidad del servicio de gas, el cargo variable del costo de comercialización y un factor de ajuste del poder calorífico asociado al cargo de distribución.

Para las áreas de servicio exclusivo, la Resolución CREG 138, modificada por la Resolución 205 de 2013, adiciona en el cargo fijo de comercialización, un componente que corresponde a los montos dejados de cobrar o cobrados en exceso, el cual se aplicará a la facturación de los usuarios residenciales en un período de seis a doce meses.

Cabe enfatizar que con la entrada en vigencia de las Resoluciones 126 y 127 de 2013, la Comisión modificó el Reglamento Único de Transporte


– RUT y el Código de Distribución respectivamente,en temas relacionados con la telemetría, imponiendo la obligación a los usuarios no regulados de contar con este tipo de medición. Adicionalmente, la Resolución 127 establece las metodologías de corrección del volumen y del cálculo de pérdidas del sistema de distribución que se deben aplicar a todos los usuarios que se encuentren conectados al sistema de distribución.

Por su parte, el Ministerio de Minas y Energía expidió el Reglamento Técnico de instalaciones internas de gas natural, mediante Resolución 90902 de 2013, sobre los requisitos que se deben cumplir tanto en la etapa de diseño y construcción, como en el mantenimiento de las instalaciones internas para el suministro de gas combustible. Así mismo, dicho Reglamento dispuso las obligaciones que deben cumplir los organismos de inspección acreditados en las actividades de certificación de las instalaciones internas y en las revisiones periódicas (cada 5 años).

Una vez expedido el citado Reglamento, la Comisión modificó la entrada en vigencia de la Resolución CREG 059 de 2012, mediante la Resolución 173 de 2013, la cual comenzará a regir a partir del primero de mayo de 2014.

Una vez expedido el citado Reglamento, la Comisión modificó la entrada en vigencia de la Resolución CREG 059 de 2012, mediante la Resolución 173 de 2013, la cual comenzará a regir a partir del primero de mayo de 2014.

El año 2013 se cerró, desde el punto de vista regulatorio, con la expedición de la metodología de remuneración de la actividad de distribución, Resolución CREG 202 de 2013 (publicada en el Diario Oficial del 15 de enero de 2014). En esta se definieron los criterios para

los cargos de distribución a aplicar durante el nuevo periodo tarifario. Bajo esta nueva metodología, la Comisión planteó la asignación de costos a usuarios residenciales y no residenciales a partir del nivel de uso de la red,de manera tal que se definirá un cargo de distribución aplicable a usuarios residenciales y otro aplicable a usuarios no residenciales. Sobre este último se podrá aplicar la metodología de canasta de tarifas por tipo de usuario y por rangos de consumo.

La metodología de la Comisión igualmente incluye la unificación de mercados relevantes existentes, así como la integración de municipios nuevos con mercados existentes. Para los mercados relevantes existentes, la metodología de cálculo pasa a ser de costo histórico, dejando la de costo medio de mediano plazo solo para ser aplicable en municipios nuevos.

Esta nueva metodología también prevé la inclusión de un plan de inversiones para confiabilidad y/o seguridad, aplicando estos costos en la tarifa solo al momento en que dichos activos sean operativos. Otros cambios importantes incluyen la eliminación del factor de productividad en la actualización mensual de la tarifa, el reconocimiento de planes de reposición de activos con valor a nuevo y el cambio de la metodología de acotamiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento, proponiendo ahora el empleo de un análisis de frontera estocástica.

La tasa de retorno para remunerar la inversión será definida por la Comisión en resolución aparte, empleando la metodología del WACC que esté vigente.

Finalmente, en la agenda regulatoria prevista por la Comisión para el año 2014, se contemplan temas prioritarios

como la selección del gestor del mercado de gas natural, las bases conceptuales para la metodología de remuneración de la actividad de transporte, la expedición de la metodología para remunerar la actividad de comercialización y la aprobación de cargos de distribución y de comercialización. Así, serán revisados por la Comisión igualmente el código de distribución, los cargos de conexión de gas natural, el mercado de cortes y la definición de la metodología para la asignación de compensaciones común a varios remitentes en un sistema de distribución.

Compromisos, avances y retos

Perfil

Operación en el país

Segmentos del mercado

Empresas filiales y participadas

Gobierno corporativo

Estructura de gobierno corporativo

Composición accionaria

Junta Directiva

La Compañía


Compromisos 2013 Semáforo Avance Reto 2014

Llevar el servicio de gas natural a barrios que completaron su proceso de legalización ante los entes municipales de Girón, Piedecuesta, San Pablo y Barrancabermeja , considerando que estos no se encuentren en riesgo de amenazas naturales.

6 barrios conectados

35%

Se espera conectar 6 barrios en el Municipio de Girón, 2 en el Municipio de Piedecuesta, 3 en el Municipio de Puerto Wilches y 4 en el Municipio de Barrancabermeja.

Realizar la homologación del proceso comercial con el de Gas Natural Fenosa.

25%Se estima que para abril de 2014 se instale el sistema GIV y se complete al 100% la aplicación del modelo comercial de Gas Natural Fenosa; lo que permitirá replicar las campañas comerciales de captación de clientes e incremento de consumo para todos los mercados.

Sin iniciarRealizado Avanzado

Compromisos, avances y retos

13informe anual 2013La Compañía

Perfil

La Empresa hace parte del grupo Gas Natural Fenosa, grupo multinacional con más de 170 años de experiencia en el negocio de servicios energéticos en 25 países del mundo. En Colombia a través de Gas Natural del Oriente S.A., ESP (Gasoriente S.A., ESP), creada en 1977, presta servicios de distribución y comercialización de gas natural

en las ciudades de Bucaramanga, Barrancabermeja, sus municipios vecinos y en el departamento del Cesar, por medio de su filial Gas Natural del Cesar S.A., ESP (Gasnacer S.A., ESP).

Gas Natural del Oriente S.A., ESPBucaramanga, Floridablanca, Girón, Piedecuesta, Lebrija, Sabana de Torres, Barrancabermeja,Puerto Wilches, Puente Sogamoso,El Pedral, Cantagallo, San Pablo y Yondó del departamento de Antioquia.

Filial Gas Natural del Cesar S.A., ESPMagdalena

Cesar

Cesar

Magdalena

Zona Ampliada

Departamento del Cesar:San Diego (Media Luna), Agustín Codazzi (Casacará),Becerril, La Jagua (La Palmita), Chiriguaná (Rincón Hondo), Curumaní (San Roque, Sabanagrande), Pailitas (El Burro), Tamalameque,Pelaya, La Gloria (La Mata, Simaña, Ayacucho), Aguachica, Gamarra, San Martín y San Alberto.Departamento del Magdalena: El Banco.

Operación en el país


Segmentos del mercado

Empresas filiales y participadas

Residencial Industrial

Comercial

GNV

Distribuidoras ySubdistribuidoras

Empresa del sector Participación (%) Actividad

Gas Natural del Cesar S. A., ESP 55,94 Distribución de gas

Promioriente S.A. 20,00 Transporte de gas

Transgas de Occidente S. A. 14,00 Transporte de gas

Empresas de otros sectores Participación (%) Actividad

Colombiana de Extrusión S.A. 10,00 Producción de tubería

Concentra Inteligencia en Energía SAS 4,76 Servicios

Promisión S.A. 2,14 Servicios

Promisan S.A. – En Liquidación 3,23 Servicios


Gobierno corporativo

La compañía ha adaptado las recomendaciones de Buen Gobierno Corporativo en atención a su naturaleza de sociedad emisora de valores, dando cumplimiento a los reglamentos internos, a las disposiciones de la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios, al Código de Comercio Colombiano y normativas internacionales. Esto con el fin de asegurar el respeto a los derechos de sus accionistas y de los demás grupos de interés, así como garantizar la adecuada administración y gestión de sus negocios bajo principios de ética y transparencia empresarial.

Gasoriente S.A., ESP se ciñe adicionalmente a la normativa de la Ley de Valores, por tener sus acciones inscritas en el Registro Nacional de Valores. En el marco de su Gobierno Corporativo se motiva la existencia de un comité de auditoría.

Para mayor información del Código de Buen Gobierno y de los Estatutos Sociales consulte www.gasnaturalfenosa.com. co/ inversionistas.


Estructura de Gobierno Corporativo

Composición accionaria

AsambleaGeneral de Accionistas

JuntaDirectiva

Representante Legal y Directivos

Control interno Control externo• Auditoría interna• Comités• Control interno

financiero

• Auditoría externa

Revisoría fiscal

de gestión

•

Gas Natural S.A., ESP

Inversores de Gases de Colombia S.A - Invercolsa

Electrificadora de Santander S.A., ESP

Otros

54,50%

10,00%

34,53%

0,97%

Fuente: Gas Natural del Oriente S.A., ESP


Principal Suplente

María Eugenia Coronado Orjuela Pedro Chazarra Bernabé

Frances Solbes Pons Diego Fernando Grimaldos Franco

Juan Manuel Otoya Rojas Rene Perea Anchique

José Antonio Franco Reyes - Independiente Slendy Páez Macareo - Independiente

Nickolay Ubina Ibarra - Independiente Alberto Gaitán Martínez - Independiente

Junta Directiva

Responsabilidad Corporativa

Colaboradores

Proveedores

Clientes

Sociedad

Compromiso con grupos de interés


19informe anual 2013Compromisos con los grupos de interés

Responsabilidad Corporativa

La compañía ha adoptado las políticas de Responsabilidad Corporativa y Derechos Humanos de Gas Natural Fenosa. Con ellla la empresa busca cumplir, a través de sus compromisos, acciones encaminadas a establecer relaciones de confianza y

beneficio mutuo con los diferentes grupos de interés con los que se relaciona y acompaña las iniciativas del Pacto Mundial de Naciones Unidas.

Política de responsabilidad corporativa: compromisos

Integridad

Sociedad

Seguridad y saludOrientaciónal cliente

Resultados

Interés por las personasPromover un entorno de trabajo respetuoso a los colaboradores contribuyendo en su formación y desarrollo profesional. Propiciar la diversidad de opiniones, perspectivas, culturas, edades y géneros en la Organización.

Fomentar en las personas que hacen parte del grupo una actuación ética, honesta e íntegra, respetando los valores, principios del Código Ético.

Aceptar la responsabilidad y contribuir al desarrollo económico y social de los países en los que se opera, aportando conocimientos, capacidad de gestión y creatividad.

Desarrollar las actividades prestando especial atención a la protección del entorno y al uso eficiente de los recursos naturales necesarios para satisfacer la demanda energética.

Impulsar estrategias para la continua integración de la prevención en la cultura empresarial.

Dedicar esfuerzos a conocer y satisfacer las necesidades de los clientes.

Tomar decisiones para mejorar los resultados y asegurar el cumplimiento de los compromisos adquiridos, gestionando adecuadamentelos riesgos.

Medio ambiente

Política deResponsabilidad

Corporativa


Política de Derechos Humanos: compromisos


Colaboradores

El trabajo respetuoso con los colaboradores es uno de los pilares de la Compañía y por eso es parte de su gestión integral contribuir con la formación y desarrollo profesional de su fuerza laboral. Igualmente, para la organización es importante propiciar la diversidad y un buen clima laboral.

Indicadores

El período se cerró con 78 colaboradores, 59% hombres y 41% mujeres, a los que se impartieron 1.518 horas de Formación.

Bienestar

En desarrollo del programa de bienestar laboral, la compañía generó espacios de esparcimiento, integración y deporte para los colaboradores, algunos de ellos con extensión a las familias. En 2013 se promovieron caminatas ecológicas, torneos deportivos, fiesta de los niños e integración familiar, fiesta de fin de año. Del mismo modo se hizo la entrega de detalles de atención al colaborador en fechas especiales, tales como nacimientos, grados, cumpleaños, día de la mujer, día del amor y la amistad y hallowen

Salud laboral

Con la campaña “Compromiso Seguridad y Salud”, la compañía apunta a crear conciencia entre los colaboradores y la cadena de valor sobre la importancia de interiorizar las buenas prácticas de seguridad y salud en el desempeño de sus funciones.

Para ello se han desarrollado herramientas de seguimiento y control como:

• Inspecciones documentadas de seguridad

• Control preventivo previo a las actividades

• Reuniones de coordinación

Adicionalmente, se han adelantado entre otras las siguientes acciones para nuestro personal directo, dando continuidad a las actividades propias del ámbito de la seguridad y la salud:

• Fortalecimiento del plan de emergencias.

• Campaña de sensibilización sobre la importancia del reporte e investigación de accidentes de trabajo.

• Evaluaciones médicas periodicas ocupacionales.

• Evaluaciones médicas ocupacionales para trabajo en alturas.

• Jornadas de vacunación para rabia, tétano y fiebre amarilla.

• Campaña “Tu Salud Siempre en tu Agenda – Mi menú saludable”.

• Semana de la salud.

• Evaluación de riesgo psicosocial.

• Planes operativos normalizados de las actividades críticas de campo.

• Prevención consumo de alcohol, tabaco y sustancias psicoactivas.

• Formación en peligros y riesgos derivados de las actividades en la labor.

• Actualización y socialización de las cartillas de buenas prácticas de seguridad.

Para las empresas contratistas se han realizado verificaciones de cumplimiento de requisitos legales y de normas internas.


Proveedores

La estrategia valor para proveedores hace parte de los pilares fundamentales de la acción social de la compañía y pretende incorporar en las relaciones empresa-proveedor formaciones empresariales y técnicas, con el fin de mejorar la calidad del servicio. En este sentido, durante 2013 se desarrollaron con el apoyo de la Fundación Gas Natural Fenosa los siguientes programas:

Formación valor para proveedores

En convenio con la Universidad Pontificia Bolivariana se llevó a cabo la formación técnica y empresarial para proveedores aliados en Santander, esta vez en concordancia con las certificaciones obtenidas en Gasoriente en las normas ISO9001, ISO 18001 y 14001. Se direccionaron los esfuerzos para lograr la certificación de los principales proveedores que hacen parte de la cadena de valor, obteniendo un contratista certificado en ISO 9001, un contratista certificado en ISO 14001, dos contratistas con todo listo para certificarse en febrero de 2014 en ISO 9001 y cuatro talleres de conversión llegaron al 75% de avance para lograr su certificación en junio de 2014 en la norma ISO 9001.

Esto permitirá contar con proveedores que suministran servicios con altos estándares de calidad, cuidando el medio ambiente y responsables en los temas de seguridad y salud exigidas por el grupo.

Programas de Formación a técnicos de gas natural vehicular

La compañía, con ocasión de las capacitaciones iniciadas en el 2012 consiguió en convenio con el Sena certificar a 25 técnicos de talleres de conversión en Competencias Laborales, quienes se encuentran actualmente instalando equipos de conversión a gas natural vehicular.


Los esfuerzos de la compañía están dados a conocer y satisfacer las necesidades de los clientes, con el fin de proporcionarles un servicio seguro y de calidad.

Atención presencial

8 centros de gas, uno nuevo en Girón, donde se recibieron 146.021 solicitudes, de los cuales 4 cuentan con sistema de digiturno para un tiempo promedio de espera de 5 minutos.

2 quioscos de autoservicio, 43.236 transacciones.

5 cabinas telefónicas (Llanito, el Pedral, Cantagallo, Puente Sogamoso y Yondó)

Central de escritos

Buscando que los clientes puedan comunicarse con la compañía de forma rápida y eficiente, se implementó la atención de redes sociales, contactos que llegan a través de Facebook, Twitter

Oficina de Garantía

Diplomado en Régimen Jurídico y Regulatorio en servicios Públicos Domiciliarios, en convenio con la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y otras Empresas Prestadoras de Servicios Públicos del área metropolitana de la ciudad, dirigido a Vocales de Control, Comités de Desarrollo y Control Social. 100 personas participantes.

Clientes

Canales de Servicio y Atención al Cliente

Atención presencial• Centros del gas

• Cabinas telefónicas• Quioscos de Autoservicio

Oficina de Garantía de servicio al

cliente

• Relación con las autoridades yrepresentantes de los clientes

Servicio al Cliente

• Gestión de casos críticos • Proyecto pasión por

el servicio

• www.gasnaturalfenosa.com.co

Línea atención de urgencias 164

• Línea residencial y comercial• Línea industrial

• Línea GNV

•

•

•

Línea de inspecciones deseguridad (RTR)

Línea de proveedoresy contratistas 3078131

Atención al Cliente

AtenciónTelefonica

Atención virtual /página web

Central de escritos


Residencial

La Compañía llevó a cabo las siguientes iniciativas:

• Con la implementación de los nuevos equipos Terminales para operaciones Domiciliarias se logró mejorar la efectividad en los indicadores de suspensión y reconexión del servicio. Así, se obtuvo una efectividad en la suspensión de 87,6% muy superior a la meta del 76% y se reconectaron antes de 24 horas el 97,8% de los clientes, superior al 93,1% del año anterior.

• Gasoriente, en alianza con la empresa de recaudos Coopenessa y el Acueducto de Bucaramanga abrieron un nuevo Centro de Gas en Girón. Esta oficina permitirá brindar comodidad en el recaudo y atención de peticiones, quejas y reclamos a los más de 27.000 clientes de este Municipio.

• Puesta en marcha del programa de incremento de consumo en Gasoriente, que tiene como objetivo masificar las ventas de artefactos a gas, que permitan incrementar el consumo medio de los clientes. Esta campaña fue lanzada oficialmente en la Feria del hogar realizada en Bucaramanga, y contó con cinco firmas instaladoras locales y Rayco (comercializador reconocido de la zona).

Desarrollo de programas dirigidos a clientes

Segmento Gas Natural Comprimido Vehicular (GNCV)

En 2013, se convirtieron 1.037 vehículos a GNCV en el área de influencia de Gasoriente, llegando así a un acumulado de 18.665 vehículos convertidos en Santander.Durante este periodo se realizaron las siguientes campañas que buscan fidelizar a nuestros clientes a las estaciones de Gas Natural Fenosa en la región:

• Se firmó un otro si al acuerdo de asignación de incentivos de conversión a GNCV con Gasoriente S.A., ESP, ECOPETROL, Metrogas S.A., ESP, ampliando la vigencia del acuerdo y los aportes de los participes por un total de $746 millones.

• Entrega de $1.348 millones representados en 941 bonos de conversión, alcanzando el 91% de las conversiones totales de la zona.

• Se implementó el plan piloto del programa de fidelización en dos estaciones de servicio de GNCV de la red de estaciones de servicio de Gas Natural Fenosa.

• La empresa hizo presencia en las ferias del automóvil del Centro de ferias y exposiciones - Cenfer, grandes superficies y exhibiciones de vehículos de alta gama convertidos a gas.

• A través de la financiación de la factura residencial -por un valor de $640 millones- se benefició a 487 clientes de Gasoriente S.A., ESP.

Industrial

Se cerró el año con 43 clientes industriales, tres de los cuales fueron clientes nuevos. La Compañía continuó desarrollando trabajos con diferentes proveedores de tecnología para los procesos de cogeneración y sustitución de carbón, con el fin de diagnosticar y evaluar los diferentes proyectos de interés para los clientes industriales.


Satisfacción

La compañía continúa siendo la empresa de servicio público mejor ponderada por los clientes en la encuesta “Bucaramanga cómo Vamos”, con el 91% de satisfacción entre las empresas de servicio público de la región.

73%

82%

78%

75%

65%

77%

55%

76%

63%71

%

78%

74%

67%

77% 85

%81

%

77%83

%

86%

86%92

%

92%

91%

82%

Satisfacción

Gas Energía Acueducto Alcantarillado Internet Aseo

Fuente: Encuesta “Bucaramanga cómo Vamos” realizada por la Alcaldía a través de la Firma Ipsos Napoleón Franco. Base de 1.505 encuestas ponderadas de clientes que reciben el servicio.

2010 2011 2012 2013


Sociedad

Seguridad

Programa / Actividad Descripción Resultados

Encuentro Regional de Servicios Públicos Domiciliarios – Barrancabermeja

La compañía participó en el primer encuentro regional de servicios públicos convocado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la Alcaldía y la Personería Municipal, donde se trataron principalmente temas como RTR, cobertura y tarifas.

Participaron 12 municipios, líderes comunales, empresa de servicios públicos y más de 300 asistentes. Se realizaron mesas de trabajo con algunos compromisos adquiridos por la compañía en temas de RTR y cobertura.

Primer Simulacro Nacional

Se llevó a cabo el primer simulacro nacional en Barrancabermeja, con la participación de la Alcaldía Municipal, la Secretaría de Medio Ambiente, el Comité Municipal de Gestión de Riesgo y Desastres, y Gasoriente S.A., ESP.

Se evaluó la capacidad de reacción de losorganismos de socorro, la comunidad y de la compañía en la atención oportuna del control de emergencias

Convenio con Bomberos

El Centro de Control de Atención de Urgencias (CCAU) llevó a cabo la IV Convención Nacional de Bomberos y la II con entidades municipales, con el objeto de fortalecer las relaciones interinstitucionales en situaciones de urgencia en redes de distribución, compartiendo experiencias operativas, para establecer los alcances y análisis de eventos de alto impacto.

La compañía donó un traje de Bomberos completo y se entregaron 6 cupos para el curso de investigación avanzada de incendios en la Escuela Interamericana de Bomberos de Cali, con lo cual Gas Natural Fenosa ratifica su compromiso con los grupos de interés.



Segundo Encuentro Operativo Nacional de Distribuidoras

Se consolidaron mesas de trabajo para cooperación ante suspensiones masivas del servicio, prevención de daños, sistemas de centro de control, vulnerabilidad sísmica, entre otros.

Se identificaron recomendaciones que contribuyan al desarrollo de políticas de seguridad y continuidad del servicio para los clientes.

Comité Municipal de Gestión de Riesgo y Desastres

Se participó activamente en el comité de gestión de riesgos del Municipio de Bucaramanga, y Girón.

Se participó en el simulacro de sismo de Bucaramanga y se realizó un simulacro de atención de emergencias por rotura de la red de gas natural.

Seminario de periodistas

Se llevó a cabo el cuarto Seminario de Periodismo, con el propósito de informarlos sobre el uso eficiente y seguro del gas natural, así como los proyectos de la compañía.

Este seminario se realizó en Bucaramanga, Santander, con la participación de los periodistas de prensa, radio, medios electrónicos y televisión que habitualmente cubren las noticias relacionadas con Gasoriente.

El Seminario contó con la asistencia de alrededor de 50 periodistas y la participación de los directores de la empresa, quienes resaltaron los compromisos en materia de inversiones para el desarrollo de las regiones en donde opera.


Educación y cultura


Plan Padrino Colegio la Medalla Milagrosa

Gasoriente S.A., ESP continuó apoyando como padrino al Colegio la Medalla Milagrosa, con el fin de fortalecer el programa de educación “Proyecto de Vida”.

Más de 700 niños beneficiados

Entrega de kits escolares

Con el fin de apoyar la permanencia de los niños en el sistema educativo formal, la compañía entregó kits escolares de las Escuela de Altos de Carrizal , Mirador del Carrizal y La Meseta 2 en el municipio de Girón; igualmente en las concentraciones escolares Los Alcázares, José Prudencio Padilla y San José de Providencia en Barrancabermeja.

900 kits escolares

Festivalito Ruitoqueño

Se continuó con el patrocinio al Festivalito Ruitoqueño, con el fin de preservar la defensa y difusión del patrimonio cultural colombiano.

Asistencia de 5.000 personas

Mochila Cantora

En el 2013 la compañía cumplió 8 años de apoyo al concierto “Navidad es querer” ofrecido por la Corporación Mochila Cantora, como un regalo para la ciudad en el mes de diciembre.

Se realizaron cuatro funciones para la sociedad, clientes, proveedores, autoridades, hogares comunitarios, colaboradores y sus familias.

Durante el concierto de celebración,la corporación Mochila Cantora agradeció el apoyo permanente de Gasoriente S.A., ESP. Cabe resaltar los agradecimientos de las 18 instituciones de hogares comunitarios que se llevaron a una de las funciones y beneficiaron a 1.000 niños y jóvenes.


Medio ambiente y calidad

La compañía dentro del alcance del SIG (Sistema Integrado de Gestión) obtuvo del ente certificador a nivel internacional (Asociación Española de Normalización y Certificación), la certificación ISO 9001 y 14001 con la respectiva cocertificación a nivel nacional del ICONTEC. En este sentido se obtuvieron los siguientes resultados:

Ambientales

Se fortaleció el Sistema de Gestión Ambiental (SGA) basado en la implantación de una estrategia común para todas las áreas de la empresa, la cual se fundamenta en el ajuste estratégico que integra a la alta gerencia, colaboradores y contratistas.

Con el propósito de afianzar la gestión ambiental, se realizaron las siguientes actividades durante el 2013:

• La campaña “Deja tu huella positiva natural” en la que se abordaron claves de uso eficiente de recursos. Esta se llevó a cabo en los principales centros de trabajo.

• Formaciones en manejo de residuos (Personal propio y contratistas).

• El control ambiental de obras (aplicación de fichas ambientales).

• Se realizó el control operacional a contratistas (Verificación del cumplimiento de requisitos legales en materia ambiental).

• Se llevó a cabo el evento de sensibilización de cierre del SIG (Sistema Integrado de Gestión), cuyo enfoque fue el compromiso con el medio ambiente.

Para información de indicadores ambientales consulte el Informe de Responsabilidad Corporativa 2013.

Calidad

Con la certificación obtenida se ratifica el compromiso de la compañía en la mejora continua del servicio a partir del ciclo PHVA (Planear, hacer, verificar y actuar), bajo altos estándares competitivos. Durante 2013 se realizaron actividades encaminadas a fortalecer el sistema, tales como:

• Revisión por la Dirección.

• Formación de Auditores Internos.

• Capacitación en el SIG.

• Soporte permanente de consultoría a los procesos.

• Auditorías Internas.

Solidaridad

Gasoriente se vinculó a la campaña “Dale la mano a Santander” que busca ayudar a los 120 damnificados de la ola invernal en Bucaramanga.

Certificaciones y reconocimientos

Durante 2013 fue entregada la certificación al Sistema Integrado de Gestión para los procesos de distribución y comercialización de Gasoriente S.A., ESP.

Principales magnitudes

Desarrollo de operaciones

Información económica

Los resultados

31informe anual 2013Los resultados

Bajo el compromiso de la compañía con los Resultados, se trabaja para lograr el cumplimiento de los objetivos adquiridos, gestionando adecuadamente los riesgos. Para tal fin se cuenta con los siguientes principios:

• Trabajar para obtener de forma sostenida una rentabilidad adecuada a las expectativas del mercado.

• Aplicar las mejores prácticas de transparencia informativa, mediante canales de comunicación con los mercados y grupos de interés.

• Implementar nuevas líneas de negocio de acuerdo con las necesidades y expectativas de los clientes.


Variación

Absoluta %

Millones de m3 vendidos por mercado 2013 2012 2013-2012 2013-2012

Residencial 47,5 48,8 -1,3 -2,7%

Comercial 18,5 19,8 -1,3 -6,6%

Industrial 15,1 17,0 -1,9 -11,2%

GNV 22,7 24,1 -1,4 -5,8%

Distribuidoras y ATR 22,0 19,7 2,3 11,7%

Total ventas de gas 125,8 129,4 -3,6 -2,8%

Número de clientes por mercadoResidencial 247.725 239.921 7.804 3,3%

Comercial 6.608 6.585 23 0,3%

Industrial 43 40 3 7,5%

GNV 21 21 0 0,0%

Distribuidoras 2 2 0 0,0%

Total Clientes 254.399 246.569 7.830 3,2%

Puestos en servicio en el año 8.743 8.972 -229 -2,6%

Bajas de clientes en el año 913 1.765 -852 -48,3%

Incremento neto en el año 7.830 7.207 623 8,6%

Red de distribución (Km)Incremento en Km de redes 28 21 7 33,3%

Longitud Total Acumulada (Km) 2.460 2.432

Inversiones realizadas (millones de pesos)Red de distribución 1.653 2.568 -915 -35,6%

Otras Inversiones Materiales 1.152 1.761 -609 -34,6%

Inversiones Financieras e Inmateriales 25 38 -13 -34,2%

Total Inversiones (Millones de pesos) 2.830 4.367 -1.537 -35,2%

Plantilla (número de colaboradores) 78 79 -1 -1,3%

Principales magnitudes Al cierre 2013, Gas Natural del Oriente S.A., ESP alcanzó una ganancia operacional de 26.298 millones de pesos, producto de la venta de 125,8 millones de metros cúbicos de gas, que incluyen 22,0 Mm3 por venta de ATR y de gas a distribuidoras. Se logró la conexión de 8.743 nuevos clientes para alcanzar un acumulado de 254.399 clientes. Se realizaron inversiones en redes de distribución y otros activos por $2.830 millones de pesos, representados en 28 kilómetros de nueva red para llegar a 2.460 kilómetros acumulados de red de alta y media presión.


Desarrollo de operaciones

Compra y transporte de gas

La compañía cuenta con una cobertura contractual en firme del 100% de la demanda regulada y no regulada, gracias al contrato de suministro suscrito de fuente Gibraltar en el año 2010, comercializado por Ecopetrol S.A., y que tiene una vigencia hasta el año 2024.

En transporte, se cuenta igualmente con un contrato de transporte de largo plazo (2024) desde el campo Gibraltar. Es de destacar que Gasoriente S.A., ESP tiene alta confiabilidad en la continuidad del suministro ya que mantiene doble conexión al Sistema Nacional de Transporte que le permite mantener opciones alternativas de suministro de otros campos del interior del país, en caso de ser necesario.

Tarifas

La metodología de tarifas que se aplica actualmente corresponde a la establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003. Esta dispone, entre otros puntos, que los costos de suministro (Gm) y transporte de gas (Tm) que se trasladan en la facturación al cliente final correspondan a los del mes inmediatamente anterior.

Además, mediante Resolución CREG 186 de 2010 se da cumplimiento a lo establecido por el Ministerio de Minas y Energía en la Ley 1428 de 2010, que determina que los incrementos de tarifas para los consumos de subsistencia son como máximo la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC), sin que el subsidio sea superior al 60% del costo de prestación del servicio (Cm) en el estrato 1, y al 50% en el estrato 2.

El cargo de distribución (Dm), es el componente que se actualiza mensualmente. Se calcula en concordancia con el comportamiento del Índice de Precios al Productor (IPP). Este, presentó una disminución cercana a 10 $/m3, considerando la evolución del IPP (-2.95%). Las variaciones del cargo fijo (Mf) obedecen al comportamiento del IPC que actualiza mensualmente este cargo.

El cargo variable (Mv) depende de los componentes de compras (Gm) y transporte (Tm). Estos se comportan de acuerdo con la variación en las fuentes de suministro y la tasa representativa del mercado (TRM), para su actualización, así como del cargo de distribución (Dm) y comercialización, que son afectados por el IPC y el IPP local.


Venta de gas

Las ventas de gas realizadas por la Compañía durante 2013 alcanzaron los 125,8 Mm3, inferiores en un 2,8% respecto a 2012. Esta disminución en el consumo se generó por una variación en los mercados residencial-comercial de -3,7%, industrial de -11,2% y GNV de -5,8%, mientras que el mercado de subdistribuidoras presentó un incremento en el consumo del 11,7%.

Lo anterior, obedece principalmente a una disminución del 6% del consumo medio del mercado residencial, que pasó de un consumo medio estándar de 17,51 en promedio para 2012 a 16,46 en 2013. Por otro lado el consumo medio estándar del mercado comercial varió en un -1,3% al pasar de 209,76 en 2012 a 207,02 en 2013.

La variación en el mercado industrial se generó principalmente por la disminución del consumo de la industria no regulada. Es el caso de Bavaria que representa alrededor del 50% del consumo de este mercado, su consumo en promedio pasa de 499.262 m3 en 2012 a 385.393 m3 en 2013.

La diminución en las ventas del mercado de GNV obedeció a las campañas agresivas de nuestros competidores en los precios de venta al público del gas natural vehicular. Durante el segundo semestre de 2013 se presentó una leve recuperación, producto de la disminución del precio de venta. Se espera que esta recuperación se mantenga durante el 2014.

Estos efectos se encuentran parcialmente compensados con el crecimiento del 11,7% en el mercado de subdistribuidoras y ATR, ocasionado por un incremento del consumo medio de la subdistribuidora Metrogas, al pasar de 1,58 Mm3 en 2012 a 1,79 Mm3 en 2013.

Evolución de las ventas de gas por mercado (Millones de metros cúbicos (Mm3))

Subdistribuidoras

y ATR

Comercial

Industrial

Doméstico

GNV


80,0

60,0

40,0

20,0

0,0

120,0

100,0

140,0

160,0

2009 2010 2011 2012 2013


Estado de resultados

Información económica

(En millones de pesos) 2013 2012 Variación %

Ganancia bruta 38.713 44.375 -12,8%

Gastos de administración, operación y ventas 12.414 12.339 0,6%

Ganancia operacional 26.299 32.036 -17,9%

Otros ingresos no operacionales, neto de egresos 957 2.033 -52,9%

Ganancia antes de impuestos 27.256 34.069 -20,0%

Provisión para impuesto sobre la renta 8.388 9.912 -15,4%

Ganancia del ejercicio 18.868 24.157 -21,9%


La ganancia operacional se sitúa en 2013 en $26.298 millones, lo que representa una disminución del 17,9% respecto al año anterior principalmente por:

• La menor ganancia bruta del 12,8% explicada por la disminución del margen de gas en 2013, que se situó en $43.964 millones, lo que indica una disminución del 12,1% frente al año anterior. Asimismo, se presentó un incremento del 12,7% en los mantenimientos y reparaciones, que obedeció a una mayor disponibilidad del personal destinado a urgencias. Del mismo modo, se registró en 2013 un menor valor en los ingresos del contrato de cuentas en participación con Transgas de Occidente, los cuales disminuyeron por los trabajos

adicionales que se hicieron en 2012 con ocasión a la fuerte ola invernal en la zona que cubrió este gasoducto.

• Lo anterior, se compensó parcialmente con el mejor margen de revisiones técnicas reglamentarias presentado en 2013, los menores costos de publicidad, propaganda y actividades promocionales, en un 49%, originado por una menor ejecución del fondo de conversiones de Gas Natural Vehicular y la disminución del 7,9% de los costos de personal.

• Los gastos generales de administración y operación presentaron un leve incremento del 0,6% frente al ejercicio anterior.

42.050

37.00537.159

32.036

26.298

25.000

15%

10%

30.000

20%

20.000

15.000

10.000

5.000

0%0

40.00030%

35.000

25%

45.000 35%

2009 2010 2011 2012 2013

Margen operacionalGanancia operacional

(Millones de pesos)


Ganancia y margen operacional


Resultado después de impuestos

El resultado después de impuestos en 2013 se ubicó en $18.868 millones, lo que representa una disminución del 21,9% frente a 2012 generada por la disminución del 17,9% de la ganancia operacional anteriormente explicada, y por los menores ingresos no operacionales, neto de egresos, principalmente por:

• El método de participación registrado en 2013 con la subordinada Gas Natural del Cesar S.A., ESP fue de $2.305 millones, cifra inferior en un 18% frente al año 2012.

• Los menores intereses recibidos en 2013 en un 58%, producto del préstamo otorgado a la participada Promioriente S.A. (antes Promioriente S.A., ESP), el cual fue cancelado en su totalidad en junio de 2012.

• Los dividendos recibidos de las compañías participadas en 2013 fueron de $1.497 millones, lo que representa una disminución del 18% frente al año anterior.

• En 2012 se registró una recuperación de provisiones de activos fijos por valor de $149 millones.

• Lo anterior, compensado con los menores intereses de obligaciones financieras registrados en 2013.

La tasa efectiva de renta se ubica en el 30,8% frente al 29,1% presentado en 2012. Por su parte, el margen neto se ubica en el 15,1% frente al 18,7% presentado en 2012.

34.830

40.479

30.413

24.157

18.868

2009 2010 2011 2012 2013

Margen Neto Tasa efectiva de renta Resultado DDI

(Millones de pesos)

25.000

15%

5%

10%

30.000

20%20.000

10.000

15.000

5.000

0%0

40.000

30%

35%

25%

45.000

35.000

40%



Balance general

Activos

Los activos totales al 31 de diciembre de 2013 ascienden a $247.014 millones, lo que representa una disminución del 2,9% frente a 2012, generado por una disminución del 16,7% en las cuentas por cobrar, principalmente por el saldo de naturaleza pasiva que arrojó el rubro de subsidios y contribuciones al cierre de año y por los menores anticipos girados por concepto de compra de gas; asimismo por la disminución del 3,7% de las valorizaciones de los activos fijos e inversiones, que incluye una disminución del 10% por la actualización mediante el método de flujo de caja descontado de los activos de negocio y un incremento del 11% en la valorizaciones registradas en inversiones; lo anterior, compensado con los mayores saldos de efectivo y equivalentes de efectivo.

Inversiones

Las inversiones durante 2013 fueron de $2.830 millones, de los cuales $1.653 millones se destinaron a la ampliación de 28 Km de redes, $25 millones a software y $1.152 millones en inversiones de otros activos que corresponden a:

• Instalaciones auxiliares de red por $585 millones.

• Maquinaria y utillaje por $436 millones.

• Equipos de proceso de información por $74 millones.

• Estaciones receptoras por $32 millones

• Mobiliario por $25 millones.

Al cierre de diciembre de 2013, la compañía contaba con 2.460 Km de red.

Al 31 de diciembre de

(En millones de pesos) 2013 2012 Variacion %

Activo corriente 34.617 34.814 -0,6%

Activo no corriente 212.397 219.676 -3,3%

Total Activo 247.014 254.490 -2,9%

Pasivo corriente 44.490 42.339 5,1%

Pasivo no corriente 22.747 20.260 12,3%

Total Pasivo 67.237 62.599 7,4%

Patrimonio neto 179.777 191.891 -6,3%

Total Pasivo y Patrimonio Neto 247.014 254.490 -2,9%


Pasivos

Los pasivos de la Compañía ascienden a $67.237 millones, presentando un incremento del 7,4% respecto a 2012, explicado principalmente por el aumento del 12,1% de las obligaciones financieras por la mayor deuda contraída para atender las necesidades de capital de trabajo, un mayor valor de las cuentas por pagar del 23% por el saldo de naturaleza pasiva de subsidios y contribuciones. Ello se compensa con los menores impuestos, gravámenes y tasas generado por el pago de las cuotas 2013 del impuesto al patrimonio.

Patrimonio

El patrimonio de la Compañía a 31 de diciembre de 2013 asciende a $179.777 millones, con una disminución del 6,3% frente al año 2012, producto del registro de la actualización de las valorizaciones de propiedad, planta y equipo, la disminución de las ganancias acumuladas a 31 de diciembre de 2013, al pasar de una ganancia de $24.157 en el año 2012 a $18.868 de 2013 y el menor valor registrado de superávit por método de participación.

Estructura Financiera

La siguiente es la estructura patrimonial de la compañía al 31 de diciembre de 2013:Estructura Financiera

27,2%

72,8%

Pasivo

Patrimonio


40.000

50.000

30.000

20.000

10.000

60.000

Deuda Financiera(Millones de pesos)

2009 2010 2011 2012 2013


Obligaciones financieras de corto plazo.

Obligaciones financieras de largo plazo.

Total obligaciones financieras.


Propiedad intelectual y derechos de autor

La compañía ha adoptado las medidas necesarias para dar cumplimiento a todas las normas legales relativas a la propiedad intelectual y derechos de autor, según lo dispone la ley 603 de 2000.

Situación jurídica de la sociedad

En atención a lo expresado en el Artículo 47 de la Ley 222 de 1995 y en el Artículo 1º de la Ley 603 de 2000, se informa que la sociedad Gas Natural del Oriente S.A., ESP, no presenta situaciones jurídicas de importancia que afecten la situación financiera o de negocio después del cierre del ejercicio del año 2013; así mismo, no se tienen operaciones con accionistas diferentes de las expresadas en el contenido de este informe.

Con relación a las principales normas legislativas expedidas en el transcurso del ejercicio, que tienen un efecto directo en la compañía, se destacan las mencionadas en la sección evolución regulatoria del sector de gas en el contexto general de este informe.

En relación con las normas contables expedidas en el transcurso del año 2013, estas se mencionan en el apartado de cambios normativos incluido en la Nota 2 de los Estados Financieros.

Eventos posteriores

A la fecha de presentación del informe de actividades de la Compañía, correspondiente al periodo comprendido entre el 1 de enero al 31 de diciembre de 2013, no se han presentado acontecimientos que puedan tener incidencia en la estructura de la empresa.

Otros

41informe anual 2013Proyecto de distribución de utilidades

Proyecto de distribución de utilidades(cifras expresadas en pesos)

Las utilidades del ejercicio comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2013 se distribuyen así:

No gravadas para los Accionistas (*) $ 18.867.899.572

Total utilidades del ejercicio comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2013 $ 18.867.899.572

La Junta Directiva de Gas Natural del Oriente S.A., ESP propone a la Asamblea General de Accionistas el siguiente proyecto de distribución de utilidades del ejercicio comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2013:

Utilidades no gravadas para los accionistas (*)

Dividendos en efectivo $ 18.867.899.572

Total dividendos a distribuir $ 18.867.899.572

Número de acciones en circulación 122.635.660

Pago por acción $ 153,853288446283

(*) La determinación de utilidades gravadas y no gravadas puede estar sujeta a modificación, una vez se presente la declaración de renta del año

gravable 2013.

María Eugenia Coronado Orjuela

Presidente de la Junta Directiva Bucaramanga, marzo de 2014

Según los decretos 2555 de 2010 y 4766 de 2011 proferidos por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y la circular 007 emitida por la Bolsa de Valores de Colombia el 1 de de marzo de 2012 y de conformidad con lo previsto en los artículos 1.1.4.2 y 1.1.4.3 del Reglamento General de la Bolsa de Valores de Colombia S.A., debidamente aprobado por la Superintendencia Financiera de Colombia, informa:

(1) Los dividendos pendientes1 a la fecha de celebración de la operación pertenecerán, desde ese mismo día, al comprador salvo que la operación se realice dentro del período denominado “fecha ex-dividendo”, en cuyo caso pertenecerán al vendedor. Excepcionalmente el período ex-dividendo será menor cuando la Asamblea de Accionistas de la sociedad emisora ordene pagar los dividendos a los cuatro (4) días hábiles bursátiles siguientes a la fecha de causación de los mismos. En este evento, el período ex-dividendo será calculado entre el día hábil siguiente a la fecha en que fueron decretados los dividendos y el primer día hábil de pago de los mismos. Es decir, se entenderá que una operación sobre acciones se realizó en período o fecha “ex-dividendo”, cuando la misma se celebre entre el primer día hábil de pago de dividendos de las respectivas acciones y los tres (3) días hábiles bursátiles inmediatamente anteriores a tal fecha.

(2) Tendrán derecho al pago del dividendo pendiente, quienes se encuentren debidamente inscritos en el libro de registro de accionistas del emisor, en la fecha de inicio del periodo exdividendo2, esto es: para el pago de utilidades a efectuarse el 15 de mayo de 2014, el periodo exdividendo estaría comprendido desde el 9 hasta el 15 de mayo de 2014.

Cualquier disposición en contrario que se establezca no producirá efecto alguno.

1. Se consideran “Dividendos Pendientes”, aquellos que habiendo sido causados, se encuentran sujetos a un plazo suspensivo y por lo tanto no se han hecho exigibles,

motivo por el cual deben registrarse como un pasivo externo del ente emisor.

2. Fecha ex dividendo es el lapso durante el cual toda negociación de acciones que se realice a través de una Bolsa de Valores, se efectúa sin comprender el derecho a

percibir dividendos que se encuentren pendientes.

Estados financieros individuales


43informe anual 2013Estados financieros individuales


Certificación del Representante Legal y del Contador de la compañía

A los señores Accionistas de Gas Natural del Oriente S.A., ESP

4 de marzo de 2014

Los suscritos Representante Legal y Contador de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, certificamos que los estados financieros de la compañía al 31 de diciembre de 2013 y 2012 han sido fielmente tomados de los libros y que antes de ser puestos a su disposición y de terceros, hemos verificado las siguientes afirmaciones contenidas en ellos:

a) Todos los activos y pasivos incluidos en los estados financieros de la compañía al 31 de diciembre de 2013 y 2012 existen, y todas las transacciones incluidas en dichos estados se han realizado durante los años terminados en 31 de diciembre de 2013 y 2012.

b) Todos los hechos económicos realizados por la compañía durante los años terminados en 31 de diciembre de 2013 y 2012 han sido reconocidos en los estados financieros.

c) Los activos representan probables beneficios económicos futuros (derechos) y los pasivos representan probables sacrificios económicos futuros (obligaciones), obtenidos a cargo de la compañía al 31 de diciembre de 2013 y 2012.

d) Todos los elementos han sido reconocidos por sus valores apropiados de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia.

e) Todos los hechos económicos que afectan la compañía han sido correctamente presentados, clasificados, descritos y revelados en los estados financieros.

Gerardo Rueda Amorocho Representante Legal

Mónica Malagón Gaitán Contador Tarjeta profesional 66940-T



4 de marzo de 2014

De acuerdo con lo ordenado por el artículo 46 de la Ley 964 de 2005 de la Superintendencia Financiera de Colombia, en mi calidad de representante legal de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, como parte integral del Informe de Gestión presentado por el año terminado en diciembre de 2013, me permito informarles que los estados financieros y otros informes relevantes para el público no contienen vicios, imprecisiones o errores que impidan conocer la verdadera situación patrimonial o las operaciones de la compañía.




4 de marzo de 2014

De acuerdo con lo ordenado por el artículo 47 de la Ley 964 de 2005 de la Superintendencia Financiera de Colombia, en mi calidad de representante legal de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, como parte integral del Informe de Gestión presentado durante el año terminado en 31 de diciembre de 2013, me permito informarles la evaluación sobre el desempeño de los sistemas de revelación y control de la información financiera, y de los procedimientos correspondientes que aseguran que dicha información ha sido presentada en forma adecuada.

Para el efecto, con el fin de fomentar la transparencia y minimizar los efectos de los riesgos de control interno y del negocio, Gas Natural del Oriente S.A., ESP cuenta con un sistema de control interno, y de administración y control de riesgos, que permite la ejecución de los distintos negocios de la compañía en los frentes comercial, financiero, operativo y de seguridad en los sistemas de información, dentro de márgenes razonables y medibles de exposición, previniendo impactos negativos y facilitando el registro, procesamiento, resumen y presentación adecuada de la información financiera. Los riesgos a los que está expuesta la compañía son, entre otros: riesgo de crecimiento, riesgo tarifario, liquidez, crédito y mercado.

La supervisión de las funciones y actividades de control interno es desarrollada en forma permanente por el área de Auditoría Interna, unidad administrativa que con la debida independencia auditó, aprobó y verificó, dentro del alcance de sus labores, la satisfacción de las necesidades de control en Gas Natural del Oriente S.A., ESP, partiendo de la ejecución del Plan de auditoría y su seguimiento a través del análisis de los informes presentados a la alta dirección, durante el año terminado en 31 de diciembre de 2013. El Plan de auditoría se ha orientado a la revisión y evaluación de los controles integrales para los procesos críticos del negocio, suministrando apoyo a la gestión, supervisión y mejoramiento del control interno.



Informe especial grupo empresarial


4 de marzo de 2014

En cumplimiento de lo ordenado en el artículo 29 de la Ley 222 de 1995 se expide el informe especial por situación de grupo empresarial, teniendo en cuenta que Gas Natural del Oriente S.A., ESP, es una compañía filial de Gas Natural S.A. ESP.

En razón de lo anterior, Gas Natural S.A., ESP, actualmente sólo coordina las actividades de sus sociedades subordinadas, a través de la determinación de políticas encaminadas a mejorar la productividad y rentabilidad de éstas y a garantizar el cumplimiento de las metas corporativas fijadas.

La Junta Directiva de Gas Natural S.A., ESP, con el concurso tanto de los administradores de la matriz como de los de las subsidiarias, fija las estrategias para la adecuada administración de estas sociedades, y revisa y evalúa constantemente la ejecución de sus respectivos planes de negocio, para asegurar la correcta alineación entre las actividades de cada compañía y los objetivos de la corporación.

Es importante resaltar que las decisiones de los administradores de las sociedades que integran el grupo empresarial buscan siempre beneficiar a cada sociedad y cumplir los objetivos corporativos.

En cumplimiento de la política de negocio, las operaciones celebradas en el 2013 entre la matriz y subsidiarias se continuaron efectuando en términos y condiciones normales del mercado y en interés de ambas partes.

Gas Natural del Oriente S.A., ESP, a 31 de diciembre de 2013, no tomó o dejó de tomar decisiones de importancia en interés de la sociedad controlante, ni de la sociedad controlada (Gas Natural del Cesar S.A. ESP). Así mismo, Gas Natural del Cesar S.A., ESP no tomó o dejo de tomar decisiones de importancia en interés de Gas Natural del Oriente S.A ESP en calidad de accionista mayoritario.

Las transacciones celebradas con la Compañía subordinada fueron las siguientes:


Por el año terminado el 31 de diciembre de

2013 2012

Ingreso

Utilidad en el método de participación 1.882.529 2.305.574

Ventas de materiales 5.650 16.596

Otros servicios 59.872 13.094

1.948.051 2.335.264

Dividendos en efectivo 1.069.578 1.763.834

Costo

Compra de materiales 4.106 9.628


Gas Natural del Oriente S.A., ESPBalances generales(En miles de pesos)


Activo Notas 2013 2012

Activos corrienteEfectivo y equivalentes de efectivo 4 6.912.740 1.898.528

Cuentas por cobrar, neto 5 26.422.801 31.894.726

Inventarios, neto 1.045.239 802.245

Gastos pagados por anticipado 218.712 18.450

Fideicomisos 17.683 200.348

Total de los activos corrientes 34.617.175 34.814.297

Activos no corrientes

Cuentas por cobrar a largo plazo 5 2.229.124 2.485.534

Inversiones, neto 6 37.345.976 38.278.185

Propiedades, gasoductos y equipo, neto 7 37.260.228 38.190.498

Cargos diferidos 712.996 667.018

Intangibles 14.818 20.246

Bienes adquiridos en leasing 8 40.743 130.495Valorizaciones de activos 9 134.793.030 139.904.154

Total de los activos 247.014.090 254.490.427

Pasivo y patrimonio de los accionistas

Pasivos corrientes

Obligaciones financieras 10 23.894.783 22.532.440

Proveedores 1.963.394 1.828.872

Anticipos recibidos 125.019 109.351

Cuentas por pagar 11 5.349.375 4.349.996

Obligaciones laborales 334.556 394.270

Impuestos, gravámenes y tasas 14 3.944.284 3.717.130

Pasivos estimados 15 7.989.780 8.428.948

Otros pasivos 888.982 978.270

Total de los pasivos corrientes 44.490.173 42.339.277

Pasivos no corrientes


Impuestos, gravámenes y tasas 14 - 1.169.639

Corrección monetaria diferida 52.519 68.805

Total de los pasivos 67.237.507 62.599.578

Patrimonio de los accionistas, ver estado adjunto 16 179.776.583 191.890.849

Total de los pasivos y patrimonio de los accionistas 247.014.090 254.490.427

Cuentas de orden 22 182.973.204 144.726.896

Las notas que se acompañan son parte integrante de los estados financieros

Gerardo Rueda Amorocho Representante Legal (ver certificación adjunta)

Nelson Andrés Fonseca Rodríguez Revisor Fiscal Tarjeta profesional 151421-T (ver informe adjunto)





Estados de resultados

(En miles de pesos, excepto la ganancia neta por acción)


Notas 2013 2012

Ingresos de operación 17 125.144.971 129.313.062

Costos de operación 18 86.431.958 84.937.818

Ganancia bruta 38.713.013 44.375.244

Gastos generales de:

Administración 19 9.153.289 9.076.584

Operación 20 3.261.256 3.262.562

12.414.545 12.339.146

Ganancia operacional 26.298.468 32.036.098

Otros ingresos no operacionales, neto de egresos 21 949.748 2.023.061

Amortización de la corrección monetaria diferida 7.303 10.178

Ganancia antes de la provisión para impuesto sobre la renta 27.255.519 34.069.337

Provisión para impuesto sobre la renta 14 8.387.619 9.911.890

Ganancia neta del período 18.867.900 24.157.447

Ganancia neta por acción (en pesos colombianos) 153,85 196,99






Estados de cambios en el patrimonio de los Accionistas

(En miles de pesos)


2013 2012

Capital social

Saldo al comienzo y al final del año 12.263.566 12.263.566

Ganancias retenidas apropiadas


Ganancias retenidas no apropiadas

Saldo al comienzo del año 24.157.447 12.965.747

Dividendos decretados y pagados (24.157.447) (12.965.747)

Ganancia neta del año 18.867.900 24.157.447

Saldo al final del año 18.867.900 24.157.447

Revalorización del patrimonio


Superávit por método de participación

Saldo al comienzo del año 43.269 667.997

Movimiento neto del año (1.713.595) (624.728)

Saldo al final del año (1.670.326) 43.269

Superávit por valorizaciones de activos


Movimiento neto del año (5.111.124) 12.763.560


Total del patrimonio de los accionistas 179.776.583 191.890.849

El saldo de las ganancias retenidas apropiadas está conformado por las siguientes reservas:

Legal 6.132.780 6.132.780

A disposición de la junta directiva para futuros repartos 2.484.574 2.484.574

8.617.354 8.617.354






Gas Natural del Oriente S.A., ESPEstados de cambios en la situación financiera(En miles de pesos)


2013 2012

Los recursos financieros fueron provistos por:

Ganancia neta del año 18.867.900 24.157.447Más (menos) - Cargos (créditos) a resultados que no afectaron el capital de trabajo en el año

Depreciación dePropiedades,gasoductos y equipo 3.735.604 3.626.458Bienes adquiridos en leasing 89.752 116.538

Impuesto sobre la renta diferido, neto (82.278) 223.689Amortización de

Intangibles 20.246 35.183Corrección monetaria diferida, neta (7.303) (10.178)Cargos diferidos 37.317 24.800

Pérdida (utilidad) en la venta o retiro dePropiedades, gasoductos y equipo - 7.147Inversiones - 4.875

Constitución (recuperación) de provisiones neto de:Inversiones permanentes 31.565 (39.723)Propiedades, gasoductos y equipo - (154.805)

Ingreso por aplicación del método de participación (1.882.529) (2.305.574)Dividendos recibidos de compañía controlada 1.069.578 1.763.834

Capital de trabajo provisto por las operaciones de año 21.879.852 27.449.691

Traslado de:

Cuentas por cobrar del largo al corto plazo 1.474.682 1.321.764Obligaciones financieras del largo al corto plazo (57.668.135) (24.475.957)

Producto de la venta de inversiones permanentes - 20.840Aumento de obligaciones financieras de largo plazo 61.341.093 16.412.048Disminución de impuestos, gravámenes y tasas de largo plazo (1.169.639) (1.170.068)Disminución en superávit método de participación (1.713.595) (624.728)

Total 24.144.258 18.933.590Los recursos financieros fueron utilizados para:

Adquisición de:Propiedades, gasoductos y equipo 2.805.334 4.328.873Diferidos 10.000 37.550

Aumento (disminución) en:Cuentas por cobrar a largo plazo 1.218.272 1.695.388Intangibles 14.818 -Inversiones permanentes por partidas patrimoniales (1.713.595) (624.728)

Dividendos decretados y pagados 24.157.447 12.965.747Total 26.492.276 18.402.830

(Disminución) Aumento en el capital de trabajo (2.348.018) 530.760


Cambios en los componentes del capital de trabajo:(Disminución) aumento en los activos corrientes:

Efectivo y equivalentes de efectivo 5.014.212 (3.331.433)Cuentas por cobrar (5.471.925) (519.358)Inventarios 242.994 (232.278)Gastos pagados por anticipado 200.262 (210.528)Bienes en fideicomiso (182.665) 200.169

Total (197.122) (4.093.428)(Aumento) disminución en los pasivos corrientes:

Obligaciones financieras (1.362.343) (1.355.070)Proveedores (134.522) (223.759)Anticipos recibidos (15.668) (42.640)Cuentas por pagar (999.379) 232.168Obligaciones laborales 59.714 (32.952)Impuestos, gravámenes y tasas (227.154) 4.679.752Pasivos estimados 439.168 1.035.429Otros pasivos 89.288 331.260

Total (2.150.896) 4.624.188(Disminución) Aumento en el capital de trabajo (2.348.018) 530.760







Estados de flujos de efectivo

(En miles de pesos)


2013 2012Flujos de efectivo de las actividades de operación:

Ganancia neta del año 18.867.900 24.157.447Ajustes para reconciliar la ganancia neta con el efectivo provisto por las actividades de operación:

Depreciación dePropiedades, gasoductos y equipo 3.735.604 3.626.458Bienes adquiridos en leasing 89.752 116.538

Impuesto sobre la renta diferido, neto (82.278) 223.689Amortización de:


(Utilidad) pérdida en la venta o retiro de:Propiedades, gasoductos y equipo - 7.147

Inversiones permanentes - 4.875Constitución (recuperación) de provisiones neto de:

Cuentas de difícil cobro 240.133 128.248Inversiones permanentes 31.565 (39.723)Propiedades, gasoductos y equipo - (154.805)Inventarios (45.882) 113.137

Dividendos recibidos de compañía controlada 1.069.578 1.763.834Ingreso por aplicación del método de participación (1.882.529) (2.305.574)

22.074.103 27.691.076Cambios en activos y pasivos operacionales

Cuentas por cobrar 5.488.202 17.486Inventarios (197.112) 119.141Gastos pagados por anticipado (200.262) 210.528Bienes en fideicomiso 182.665 (200.169)Proveedores 134.522 223.834Anticipos recibidos 15.668 42.640Cuentas por pagar 999.379 (232.243)Obligaciones laborales (59.714) 32.952Impuestos, gravámenes y tasas (942.485) (5.849.820)Pasivos estimados (439.168) (1.035.429)Otros pasivos (89.288) (331.260)

Efectivo neto provisto por las actividades de operación 26.966.510 20.688.736


Flujos de efectivo de las actividades de inversión:Adquisición de:

Propiedades, gasoductos y equipo (2.805.334) (4.328.873)Intangibles (14.818) -Diferidos (10.000) (37.550)

Producto de la venta de inversiones - 20.840Efectivo neto usado en las actividades de inversión (2.830.152) (4.345.583)

Flujos de efectivo de las actividades de financiación:Aumento en obligaciones financieras 61.341.093 16.412.048Pago de

Obligaciones financieras (56.305.792) (23.120.887)Dividendos decretados (24.157.447) (12.965.747)Efectivo neto usado en las actividades de financiación (19.122.146) (19.674.586)

Aumento (disminución) en efectivo y equivalentes de efectivo durante el año

5.014.212 (3.331.433)

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del año 1.898.528 5.229.961Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año 6.912.740 1.898.528






Notas a los estados financieros

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2013 y 2012 (En miles de pesos, a menos que se indique lo contrario)

Nota 1. Entidad reportante

Gas Natural del Oriente S.A., ESP “Gasoriente S.A., ESP”, se constituyó de acuerdo con las leyes colombianas el 30 de agosto de 1977, como una compañía de servicios públicos anónima y tiene por objeto la prestación del servicio público esencial de distribución de gas combustible domiciliario en cualquier parte del país; la construcción y operación, en forma directa o a través de contratistas, de gasoductos, redes de distribución, estaciones de regulación, medición o compresión, acometidas domiciliarias y, en general, cualquier obra necesaria para el manejo y comercialización de gases combustibles en cualquier estado, incluyendo gas combustible vehicular. El término de duración de la Compañía es indefinido.

Por ser una empresa de servicios públicos domiciliarios, las tarifas que cobra la compañía a sus usuarios por concepto de la venta de gas natural están reguladas por el Estado. La CREG mediante Resolución 021 de 2004, aprobó para la compañía el cargo promedio de distribución y el cargo máximo base de comercialización actualmente en vigencia.

Nota 2. Bases de presentación de los estados financieros y principales políticas y prácticas contables

Para sus registros contables y para la preparación de sus estados financieros, la compañía, por disposiciones legales, debe aplicar los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia, para empresas prestadoras de servicios públicos, establecidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y bajo el control concurrente de la Superintendencia Financiera de Colombia; dichos principios pueden diferir en algunos aspectos de los establecidos por otros organismos de control del Estado.

A continuación se describen las principales políticas y prácticas contables que la compañía utiliza en la preparación de sus estados financieros:

Unidad de medida

La moneda utilizada por la compañía para registrar las transacciones efectuadas en reconocimiento de los hechos económicos es el peso colombiano. Para efectos de presentación de los estados financieros, las cifras se presentan en miles de pesos, a menos que se indique lo contrario.

Período contable y estados financieros comparativos

Por disposición de los estatutos de la compañía, el corte de cuentas para la elaboración de los estados financieros de propósito general a partir del año 2012, se efectúa el 31 de diciembre de cada año. Para efectos comparativos, los estados financieros adjuntos se compararon con las cifras de los estados financieros aprobados por la Asamblea General de Accionistas, correspondientes al 31 de diciembre de 2012 para los balances generales y los estados de resultados, de cambios en el patrimonio de los accionistas, de cambios en la situación financiera y de flujos de efectivo.

De acuerdo a lo establecido en la Resolución 400 de 1995 de la Superintendencia Financiera de Colombia, la compañía prepara además información financiera trimestralmente con destino a dicha Superintendencia con cortes a marzo, junio y septiembre.


Materialidad en la revelación

El criterio de materialidad fijada para la revelación a través de notas en los estados financieros es del 5% sobre el total de los activos para los rubros que integran el balance general y del 5% sobre los ingresos brutos para los rubros que conforman el estado de resultados.

Ajustes por inflación

Hasta el 2005 la compañía ajustó, conforme a las normas vigentes, sus cuentas no monetarias para reflejar los efectos de la inflación. Los activos y pasivos no monetarios y el patrimonio se actualizaban monetariamente en forma prospectiva mediante el uso del Porcentaje de Ajuste del Año Gravable (PAAG), con excepción del superávit por valorizaciones de activos y de las cuentas de resultados. Los ajustes respectivos se llevaban a la cuenta de corrección monetaria del estado de resultados o a la cuenta de crédito por corrección monetaria diferida en el balance general, si los activos que generaban dichos ajustes se encontraban en proceso de construcción o instalación. El ajuste por inflación del patrimonio destinado a financiar dichos activos se contabilizaba como cargo por corrección monetaria diferida en el balance general, tomando como base la proporcionalidad existente entre el patrimonio y el total de activos de la compañía. Las correcciones monetarias diferidas se amortizan a partir del momento en que se deprecian los activos que las originaron, de acuerdo con el método utilizado para depreciar los activos correspondientes.

El saldo de la revalorización del patrimonio sólo podrá ser distribuido como utilidad cuando la compañía se liquide o se capitalice su valor de acuerdo con las normas legales.

Efectivo y equivalentes de efectivo

Para propósitos de preparación y presentación del balance general, el estado de cambios en la situación financiera y el estado de flujos de efectivo, el efectivo en caja y bancos y las inversiones temporales de renta fija, con vencimiento inferior a tres meses, se consideran efectivo y equivalentes de efectivo.

Conversión de transacciones y saldos en moneda extranjera

Las transacciones en moneda extranjera se contabilizan a las tasas de cambio aplicables que estén vigentes en sus respectivas fechas. Al cierre de cada ejercicio los saldos activos y pasivos en moneda extranjera se ajustan a la tasa de cambio representativa del mercado, certificada por la Superintendencia Financiera de Colombia. La diferencia en cambio resultante de deudas en moneda extranjera por la adquisición de inventarios y propiedades, gasoductos y equipo se capitaliza hasta que el activo este en condiciones de enajenación o uso. Todas las demás ganancias y pérdidas en cambio se incluyen en los resultados del período.

Inversiones

La compañía clasifica y valúa sus inversiones de conformidad con la Circular 011 de 1998 de la Superintendencia Financiera de Colombia, de acuerdo con la intención de su realización por parte de la Gerencia en inversiones negociables, antes de tres años, y permanentes después de tres años, y de acuerdo con los rendimientos que generen, en inversiones de renta fija y de renta variable.

a) Las inversiones temporales se registran al costo.

b) Las inversiones negociables de renta variable y las participativas permanentes en no controladas se valúan al valor intrínseco de la acción, de acuerdo con la última información suministrada por el emisor. Si el valor intrínseco es superior al costo ajustado, la diferencia genera una valorización en el ejercicio, que se registra en la cuenta de valorización con abono a superávit por valorización. Si el valor intrínseco es inferior, en el caso de las inversiones negociables de renta variable la diferencia afectará en primer lugar la valorización hasta agotarla, y en el evento de ser mayor, tal valor se registrará como una provisión con cargo a resultados del ejercicio, mientras que para las inversiones participativas permanentes en no controladas esta diferencia se registra como un mayor o menor valor en la cuenta de valorizaciones, con abono o cargo a la cuenta de superávit por valorizaciones.

c) Las inversiones en compañías subordinadas, en las cuales la compañía posee en forma directa o indirecta más del 50% del capital social, se contabilizan por el método de participación de acuerdo con la Circular Conjunta 011 de 2005 de la


Superintendencia Financiera de Colombia. Con este método las inversiones se registran inicialmente al costo (hasta el año 2005 se ajustaban por inflación) y luego se ajustan con abono o cargo a resultados, según sea el caso, para reconocer la participación en las utilidades o pérdidas en las compañías subordinadas, previa eliminación de las utilidades no realizadas entre las subordinadas y la matriz. Los cambios en el patrimonio de las compañías controladas, distintos de sus resultados, se contabilizan como mayor o menor valor de la inversión con abono a la cuenta patrimonial de superávit método de participación. Si al cierre del ejercicio su valor de mercado es inferior a su valor en libros, se disminuye el valor de la inversión con cargo al superávit método de participación.

Deudores

Las cuentas por cobrar se registran al costo. La provisión para cuentas de difícil cobro se revisa y actualiza periódicamente con base en análisis de edades de saldos y evaluaciones de la cobrabilidad de las cuentas efectuado por la administración. Cuando resulta pertinente, se provisionan los valores adeudados sobre los cuales la administración considera tienen baja probabilidad de recuperación, y en todos los casos por los conceptos de cartera cuyo vencimiento de pago supere los 180 días de morosidad.

Inventarios

Los inventarios de materiales son valuados al costo promedio. El inventario de gas existente en la red de distribución se contabiliza al costo promedio de compra y transporte del último mes.

Los consumos de inventario de materiales se cargan a la cuenta de construcciones en curso o al costo de operación.

La provisión para protección de inventarios se revisa y actualiza periódicamente, con base en análisis técnicos de obsolescencia y lento movimiento.

Propiedades, gasoductos y equipo

Las propiedades, gasoductos y equipo se contabilizan al costo. Las ventas y retiros de estos activos se descargan al costo neto, incluyendo el ajuste por inflación que se hubiese causado hasta diciembre de 2005; y las diferencias entre el precio de venta y el costo neto ajustado se llevan a resultados.

La compañía realizó un estudio de los tiempos de dedicación destinados para la construcción de las redes de alta y media presión por parte de las áreas involucradas, a efectos de determinar y registrar la porción de los costos de personal que son susceptibles de capitalización como mayor valor del activo en curso.

La depreciación de propiedades, gasoductos y equipo se calcula por el método de línea recta, con base en la vida útil probable de los activos.

Edificaciones 2%

Redes de distribución 4%

Gasoductos y estaciones receptoras 5%

Maquinaria y equipo, muebles y equipos de oficina 10%

Equipos de comunicación 10%

Vehículos 20%

Equipos de cómputo 20%


La tasa de depreciación anual para cada rubro de activos es:

Las reparaciones y el mantenimiento de estos activos se cargan a resultados, en tanto que las mejoras y adiciones se agregan al costo de los mismos.

Las provisiones para propiedades, gasoductos y equipo se revisan y actualizan al final de cada ejercicio. Periódicamente, cuando resulta pertinente, se cargan a la provisión las sumas correspondientes.

Cargos diferidos

Se registran como cargos diferidos los siguientes conceptos:

d) El impuesto sobre la renta diferido, el cual se amortiza en los períodos en los cuales se revierten las diferencias temporales que lo originaron.

e) El cargo por corrección monetaria diferida débito, que se cargó hasta el año 2005, se amortiza en proporción a la vida útil del activo relacionado, a partir de la fecha en que este entró en la etapa productiva.

f) Mejoras en propiedad ajena que se amortizan a la tasa del 33% anual.

Intangibles

Se registran como intangibles los costos de adquisición de programas de computador, los cuales se amortizan con cargo a resultados a la tasa del 33% anual.

Bienes adquiridos en leasing

Los bienes adquiridos en leasing financiero se reconocen por el valor del contrato, el cual corresponde al valor presente de los cánones y opción de compra pactados y calculados a la fecha de iniciación del mismo, los cuales se deprecian con cargo a resultados en el término de duración del contrato.

Valorizaciones de activos

Las valorizaciones de activos que forman parte del patrimonio incluyen:

a) Excesos de avalúos técnicos de propiedades, gasoductos y equipo sobre su respectivo costo neto. Dichos avalúos se preparan como mínimo cada tres años. Los últimos, por clase de activos fueron los siguientes:

- Los gasoductos, las redes y las estaciones receptoras, se encuentran valuados por expertos internos de la Compañía a 31 de diciembre de 2013, por el método de flujo de caja descontado neto.

- Los terrenos y edificaciones ubicados en Bucaramanga, Lebrija, San Pablo, Puerto Wilches y Barrancabermeja se encuentran valuados por Juan Pablo Rueda Sanmiguel, inscrito en el Registro Nacional de Avaluadores R.N.A, a octubre de 2012, quien los valúo a precios de mercado.

- Las estaciones de servicio GNV se encuentran valuados por Avalúos Salazar Giraldo Ltda., a su valor de reposición afectado por un valor de demérito, de acuerdo con la vida útil transcurrida de estos activos a diciembre de 2013.

b) La diferencia entre el valor intrínseco de las inversiones permanentes sobre su valor en libros.


Obligaciones laborales

Las obligaciones laborales se ajustan al final de cada ejercicio, con base en las disposiciones legales y los convenios laborales vigentes. La compañía no tiene directamente a su cargo pasivo por pensiones de jubilación.

Impuesto sobre la renta

El impuesto sobre la renta se determina con base en estimaciones. La provisión para impuesto sobre la renta llevada a resultados incluye, además del impuesto sobre la renta gravable del ejercicio, los efectos impositivos de las partidas de ingresos, costos y gastos que son reportados para propósitos tributarios en años diferentes a aquellos en que se registran para propósitos contables, los cuales se contabilizan como impuesto sobre la renta diferido.

Pasivos estimados

Los pasivos estimados comprenden los valores provisionados por concepto de obligaciones para costos, gastos y contingencias cuya posibilidad de ocurrencia es probable. Se actualizan, cuando sea el caso, al tipo de cambio o valor de cotización de la moneda funcional o unidad de medida en que se debe efectuar su pago, o asumir el sacrificio económico.

Otros pasivos

Los otros pasivos comprenden el valor de los dineros recibidos por la compañía a favor de terceros, según convenios de facturación y recaudos vigentes.

Cuentas de orden

Se registran bajo cuentas de orden los derechos y responsabilidades contingentes, tales como el valor de las garantías de los contratos de suministro y transporte de gas; bienes recibidos de terceros; litigios y demandas cuya resolución es incierta, entre otros. Por otra parte, se utilizan cuentas de orden fiscales para registrar diferencias entre las cifras contables y las cifras para efectos tributarios.

Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

Los ingresos, costos y gastos se reconocen en resultados por el sistema de causación.

Gastos generales de operación

Los costos de operación relacionados con la comercialización de los servicios prestados por la compañía, son revelados en las notas a los estados financieros y el estado de resultados de manera separada, como gastos generales de operación.

Ganancia neta por acción

La ganancia neta por acción se calcula con base en el promedio ponderado de las acciones en circulación durante cada período.

Cambios normativos

El 27 de diciembre de 2013 el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo expidió los decretos 3023 y 3024 que modifican y aclaran el ámbito y cronograma de aplicación previstos para los preparadores de información del Grupo 1 en el Decreto 2784 de 2012. A través del primero se adicionan las enmiendas a las normas internacionales emitidas durante el año 2013 y publicadas hasta agosto de ese año por la IASB; y a través del segundo se precisa el ámbito de aplicación para los preparadores de información del Grupo 1, el cronograma previsto y las fechas de reporte de los primeros estados financieros con la aplicación del nuevo marco técnico, establecida para el 31 de diciembre de 2015 y se indica que para el caso de los emisores de valores, se deberán presentar estados financieros de periodos intermedios durante el año 2015.

El Decreto 3024 también precisa que los preparadores de información financiera pertenecientes al Grupo 1 que hayan utilizado las Normas Internacionales de Información Financiera - NIIF con anterioridad a la fecha de transición, podrán utilizar estas cifras para su balance de apertura, siempre y cuando hayan entregado estados financieros a un usuario externo en los que se incluya una declaración explícita y sin reserva del cumplimiento de las NIIF.


Por otra parte, da precisiones para la aplicación del presente decreto a las nuevas entidades que se constituyan, el tiempo mínimo de permanencia dentro del Grupo 1, y las directrices que deben tener en cuenta las entidades que no pertenezcan al Grupo 1 y que decidan voluntariamente usar el marco regulatorio dispuesto en los anexos de los Decretos 2784 de 2012 y 3023 de 2013.

El 31 de octubre de 2013 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios expidió la Circular Externa No. 20131000000044, con instrucciones relacionadas con el proceso de convergencia a estándares internacionales de información financiera, en las cuales se destaca: la adecuación por parte de las empresas de los sistemas de información; la solicitud de información bajo NIIF a través de las estructuras de reporte XBRL, por sus siglas en inglés –eXtensible Business Report Language; la responsabilidad del Representante Legal frente al proceso de implementación, preparación y remisión de la información financiera bajo NIIF y los roles del Gobierno corporativo dentro del proceso de convergencia.

El 26 de diciembre de 2013 la Superintendencia Financiera de Colombia expidió la Circular Externa No. 038, mediante la cual da instrucciones para sus vigilados frente al proceso de implementación de las NIIF. Asimismo, precisa que para las entidades emisoras de valores sujetas a control concurrente por parte de esta Superintendencia y que en virtud de su objeto social se encuentren bajo vigilancia de otra entidad de supervisión, la función de la Superintendencia Financiera de Colombia se orientará a verificar el cumplimiento de la normatividad en materia de divulgación de información, aplicable a quienes participen en el mercado de valores.

Reclasificaciones de estados financieros

Ciertas cifras incluidas en los estados financieros al 31 de diciembre de 2012 se reclasificaron para propósitos comparativos.

Nota 3. Transacciones en moneda extranjera

Las normas básicas existentes en Colombia permiten la libre negociación de divisas extranjeras a través de bancos y demás instituciones financieras a tasas libres de cambio. No obstante, la mayoría de las transacciones en moneda extranjera todavía requieren el cumplimiento de ciertos requisitos legales.

Las operaciones y saldos en moneda extranjera se convierten a la tasa de cambio representativa del mercado certificada por la Superintendencia Financiera de Colombia, la cual fue utilizada para la preparación de los estados financieros. La tasa de cambio representativa del mercado al 31 de diciembre de 2013 fue de $1.926,83 (2012 - $1.768,23) por US$1. Para efectos del cierre al 31 de diciembre de 2013, se utilizó la tasa representativa del mercado de $1.935,93 por US$1 (2012 - $1.779,79 por US$1) y de $2.646,22 por €1. El promedio de la tasa de cambio durante 2013 fue $ por US$1.869,10 (2012 - $1.797,79 por US$1)


Nota 4. Efectivo y equivalentes de efectivo

El efectivo y equivalentes de efectivo al 31 de diciembre comprendía:

En el saldo del efectivo y equivalentes de efectivo a 31 de diciembre de 2013 y 2012 no se tenían fondos comprometidos con entidades financieras.

2013 2012

Caja 9.361 19.100

Bancos moneda nacional 2.557.059 1.053.620

Cuentas de ahorro moneda nacional 410.550 290.839

Inversiones temporales renta fija 1.968.383 266.830

Depósitos en instituciones financieras y cooperativas 1.953.426 268.038

Fondos especiales 13.961 101

6.912.740 1.898.528

2013

US$Equivalente en miles de pesos Euros

Equivalente en miles de pesos

Pasivos

Proveedores nacionales 6.110 11.829 9.169 24.263

Cuentas por pagar a vinculados y empresas del grupo 1.326 2.567 - -

Otros acreedores 118.806 230.000 - -

Total pasivos en moneda extranjera 126.242 244.396 9.169 24.263

Posición (pasiva) neta en moneda extranjera (126.242) (244.396) (9.169) (24.263)

2012

US$Equivalente en miles de pesos Euros

Equivalente en miles de pesos

Activos

Otros deudores 50 90 - -

Total activos en moneda extranjera 50 90

Pasivos

Proveedores 32.935 58.617 - -


Total pasivos en moneda extranjera 36.987 65.829 - -

Posición pasiva neta en moneda extranjera (36.937) (65.739) - -

Al 31 de diciembre la compañía tenía los siguientes activos y pasivos en moneda extranjera contabilizados por su equivalente en pesos:


2013 2012

Clientes

Consumo de gas 10.265.119 14.006.797

Derechos de conexión (1) 2.625.886 1.497.107

Revisión técnica reglamentaria 1.985.182 546.220

Financiación de red interna y adicionales 1.125.790 931.878

Títulos valores descontados 139.583 935.251

Financiación GNV con garantía personal - 51.444

16.141.560 17.968.697

Anticipos y avances 6.951.859 8.204.734

Cuentas en participación 2.280.932 3.036.662

Otras cuentas por cobrar 2.202.573 1.631.724

Deudores oficiales (2) 1.709.051 47.862

Vinculados económicos (Nota 12) 1.135.845 1.319.247

Cuentas por cobrar a trabajadores (3) 198.853 239.843

Contratos de mandato 138.620 140.912

Accionistas, incluye (2012 -USD $50) (Nota 13) 44.067 26.969

Depósitos 398 398

Subsidios - 3.721.315

30.803.758 36.338.363

Menos - Parte a largo plazo (No corriente) 2.229.124 2.485.534

28.574.634 33.852.829

Menos - Provisión para deudores (4)

Saldo inicial 1.958.103 1.907.226

Provisión del año 240.133 177.377

Recuperación de provisión de cartera - (49.129)

Valor castigo de cuentas de difícil cobro (46.403) (77.371)

2.151.833 1.958.103

Parte corriente 26.422.801 31.894.726

Nota 5. Cuentas por cobrar, neto

Las cuentas por cobrar neto, relacionadas a continuación no tienen restricciones o gravámenes sobre las mismas. Al 31 de diciembre comprendían:


(1) Gas Natural del Oriente S.A., ESP, financia el 100% del valor de los derechos de conexión, incluyendo la acometida y el medidor para los estratos 1, 2 y 3, acogiéndose a las disposiciones de la Ley 142 de 1994. Por política de la compañía se extendió este beneficio a los estratos 4, 5 y 6, y a los sectores comercial e industrial; adicionalmente se financia la construcción de la red interna, gasodomésticos, y las reparaciones que se generen producto de las revisiones técnicas reglamentarias, a tasas de interés que no superan la máxima legal autorizada.

(2) Los deudores oficiales incluyen principalmente el saldo a favor por concepto de impuesto de renta por $1.660 Millones.

(3) Corresponde a préstamos a trabajadores, los cuales se hacen para satisfacer necesidades de vivienda. La tasa de interés está entre el 10% y el 12% EA, el plazo máximo otorgado es de 96 meses y el monto máximo de los préstamos es hasta 35 sueldos básicos del empleado sin exceder de 90 SMMLV.

(4) Conforme a la política de la compañía son clasificadas como cuentas de difícil cobro y provisionadas al 100%, las cuentas por cobrar sobre las cuales la compañía considera tener una baja probabilidad de recuperación, y en todos los casos por conceptos de cartera cuyo vencimiento de pago supere los 180 días de morosidad. La provisión para deudores incluye la provisión de cartera por concepto de venta de gas a los mercados doméstico-comercial, gas natural vehicular y cartera derivada por la venta de bienes o prestación de servicios de otros conceptos.

La siguiente es la clasificación de las cuentas por cobrar a los clientes por días de vencimiento:


2013 2012

Corrientes 13.307.613 14.709.013

Vencidas

Hasta 30 días 117.102 116.534

Entre 31 y 60 días 40.699 112.573

Entre 61 y 90 días 30.134 28.594

Entre 91 y 180 días 35.790 51.242

Más de 180 días 513.295 465.207

737.020 774.150

Cuentas por cobrar a largo plazo 2.096.927 2.485.534

Tota cartera de clientes 16.141.560 17.968.697

Los años estimados para el recaudo de las cuentas por cobrar a largo plazo, al 31 de diciembre de 2013 son como sigue:

Año Clientes (1) Otras cuentas por cobrar de

largo plazo (2) Total

2015 1.444.580 132.197 1.576.777

2016 515.496 - 515.496

2017 y siguientes 136.851 - 136.851

Cuentas por cobrar no corriente 2.096.927 132.197 2.229.124

(1) El valor de las cuentas por cobrar a clientes corresponde a la financiación de los derechos de conexión, internas, gasodomésticos y reparaciones, bajo las condiciones mencionadas anteriormente en la presente nota. La tasa de interés aplicable a estas financiaciones a 31 de diciembre de 2013 fue del 2,17% mensual vencida (2012, 2,27%).

(2) El saldo de otras cuentas por cobrar de largo plazo comprende la compra de cartera de conversiones a GNV – Gas Natural Vehicular.


Nota 6. Inversiones, neto

Las inversiones, neto de provisiones relacionadas a continuación no tienen restricciones o gravámenes sobre las mismas. Al 31 de diciembre, comprendían:Los porcentajes de participación, número de acciones, valor nominal y clase de acción que poseía la compañía al 31 de diciembre de 2013 eran los siguientes:

2013 2012

Fecha de certificación del valor intrinseco

Costo Valor de Costo Valor de

Mercado (1) Mercado (1)

Inversiones negociables

Promisan S.A. (En liquidación) 31-Oct-2012 1.879.362 (5.691) 1.879.362 13.659

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A 31-Oct-2012 1.055.634 1.026.044 1.055.634 1.038.259

Inversiones permanentes

Promioriente S.A., ESP 30-Nov-2013 24.107.697 37.824.976 24.107.697 33.584.432

Gas Natural del Cesar S.A., ESP (2) 31-Dic-2013 7.330.237 12.353.028 8.230.880 13.253.671

Transgas de Occidente S.A. 30-Nov-2013 2.835.818 29.627.027 2.835.819 28.893.549

Colombiana de Extrusión S.A 30-Nov-2013 1.967.871 2.546.300 1.967.871 2.806.775

Concentra inteligencia en energia S.A.S 30-Nov-2013 84.000 75.382 84.000 74.568

39.260.619 83.447.066 40.161.263 79.664.913

Menos - Provisión para protección de Inversiones

1.914.643 - 1.883.078-

37.345.976 83.447.066 38.278.185 79.664.913

(1) El valor de mercado de las inversiones se determina con base en el valor intrínseco de las correspondientes acciones, de acuerdo con el certificado de inversión expedido por cada una de las sociedades. Al 31 de diciembre de 2013 se han reconocido valorizaciones por $46.101 millones (2012 - $41.386 millones) y provisiones acumuladas por $1.915 millones (diciembre 2012 $1.883 millones).

(2) Durante el año de 2013 se reconocieron efectos de método de participación sobre esta inversión por valor de $1.883 millones (2012 - $2.305 millones) en resultados y ($1.714) millones (2012, - $625 millones) en patrimonio.


Los porcentajes de participación, número de acciones, valor nominal y clase de acción que poseía la compañía al 31 de diciembre de 2013 eran los siguientes:

Actividad % poseídoNúmero de

accionesValor

nominal Valor

intrinseco ClaseDividendos

recibidos

Utilidades/ Perdidas del año


Promisan S.A. (En liquidación) Servicios 3,231 113.827.050 1,00 (0,05) Ordinarias - (*)

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A. Servicios 2,14 30.537.045 5,86 33,60 Ordinarias - (*)


Promioriente S.A., ESP Transporte de gas 20 241.076.953 100 156,9 Ordinarias - (*)

Gas Natural del Cesar S.A., ESP Distribución de gas 55,94 4.079.314 1.000 3.028.2 Ordinarias 1.069.578 3.365.552

Transgas de Occidente S.A. Transporte de gas 14 19.160.940 148 1.546.2 Ordinarias 988.720 (*)

Colombiana de Extrusión S.A. Manufacturera 10 157.710 1.400 16.145.5 Ordinarias 508.312 (*)

Concentra inteligencia en energia S.A.S Servicios 4,76 84.000 1.000 897,4 Ordinarias - (*)

(*) Para estas sociedades no se posee información sobre utilidades o pérdidas del año a la fecha de presentación de los estados financieros.

A continuación se indica el valor total de los activos, pasivos, composición patrimonial y resultado del ejercicio de Gas Nacer S.A., ESP, compañía controlada al 31 de diciembre de 2013 y 2012:

2013 2012

Activo 33.905.719 35.645.867

Pasivo 11.821.193 11.951.186

Patrimonio 22.084.526 23.694.681

Capital social 7.292.926 7.292.926

Ganancias retenidas apropiadas 6.135.136 3.925.386

Superávit por valorizaciones 5.290.912 8.354.505

Ganancias netas del año 3.365.552 4.121.864


Nota 7. Propiedades, gasoductos y equipo, neto

Las propiedades, gasoductos y equipo, neto relacionados a continuación, junto con su correspondiente depreciación acumulada, son de plena propiedad y control de la compañía y no existen restricciones o gravámenes sobre los mismos. A 31 de diciembre comprendían:

Costo Depreciación

2013 ajustado acumulada Costo neto Valorización Avalúo

Terrenos 109.755 - 109.755 7.447.139 7.556.894

Edificaciones 4.275.796 2.825.973 1.449.823 2.639.424 4.089.247

Redes de distribución 61.683.327 55.072.797 6.610.530 18.971.632 25.582.162

Gasoductos 34.695.686 15.872.806 18.822.880 54.019.996 72.842.876

Estaciones receptoras 2.517.675 792.705 1.724.970 4.950.510 6.675.480

Equipo de computación y comunicación 3.452.433 3.277.837 174.596 - 174.596

Maquinaria y equipo 20.707.662 12.559.099 8.148.563 663.239 8.811.802

Flota y equipo de transporte 438.920 404.107 34.813 - 34.813

Muebles y equipos de oficina 1.371.544 1.187.246 184.298 - 184.298

129.252.798 91.992.570 37.260.228 88.691.940 125.952.168

2012

Terrenos 109.755 - 109.755 7.447.139 7.556.894

Edificaciones 4.275.794 2.784.172 1.491.622 2.639.424 4.131.046


Gasoductos 34.016.434 14.522.069 19.494.365 65.211.035 84.705.400


Equipo de computación y comunicación 3.379.180 3.212.236 166.944 186.003 352.947

Maquinaria y equipo 20.271.969 10.743.565 9.528.404 2.755.933 12.284.337

Flota y equipo de transporte 438.920 394.388 44.532 180.573 225.105

Muebles y equipos de oficina 1.345.967 1.156.330 189.637 231.957 421.594

126.447.464 88.256.966 38.190.498 98.517.426 136.707.924

La depreciación cargada a resultados por el año terminado el 31 de diciembre de 2013 fue de $3.736 millones (2012, $3.626 millones).


Nota 8. Bienes adquiridos en leasing

El saldo de los bienes adquiridos en leasing al 31 de diciembre de 2013 por $41 millones (31 de diciembre de 2012, $130 millones) corresponde al valor neto de los contratos de arrendamiento de vehículos a un plazo de 60 meses y cuya depreciación cargada a resultados por el año terminado en 2013 fue de $90 millones (2012, $116 millones). Las condiciones son las siguientes:

Naturaleza de los contratos Leasing financiero

Plazo acordado 60 Meses

Número promedio de canones pendientes de pago 2

Valor de canones pendientes 72.416

Monto promedio de opción de compra 14.771

Nota 9. Valorizaciones de activos

Las valorizaciones de activos al 31 de diciembre, comprendían:

2013 2012

Exceso de avalúos de Propiedades, gasoductos y equipo sobre su costo en libros (nota7)

88.691.940 98.517.426

Exceso del valor intrínseco de las inversiones permanentes sobre su costo neto en libros (nota 6)

46.101.090 41.386.728

134.793.030 139.904.154


Nota 10. Obligaciones financieras

Las obligaciones financieras al 31 de diciembre, comprendían:

(1) Las obligaciones financieras en moneda nacional se encuentran garantizadas con pagarés firmados con cada una de las entidades bancarias. Los intereses causados por obligaciones financieras por el año terminado el 31 de diciembre de 2013 fueron de $3.290 millones (2012, $3.443 millones), con costo promedio de deuda de 5,92% (2012, 8,25%)

(2) Corresponde a la fecha de finalización de la obligación financiera.

Entidad Financiera Vencimiento (2) Monto del principal 2013 2012

Préstamos bancarios en moneda nacional (1)

Davivienda 30-Sep-13 3.500.000 - 875.000

Davivienda 29-Oct-13 4.000.000 - 1.333.333

Davivienda 8-Nov-13 11.000.000 - 3.666.667

Popular 27-Dic-13 6.800.000 - 2.266.667

Bancolombia 30-Jun-14 1.500.000 - 750.000

Popular 9-Nov-14 8.500.000 - 5.666.667

Popular 30-Nov-14 6.000.000 - 4.000.000

Banco Caja Social Colmena 9-Dic-14 10.000.000 - 6.666.667

Popular 28-Dic-14 2.500.000 - 1.666.667

BBVA Colombia 20-Mar-15 2.100.000 2.100.000 2.100.000

Bancolombia 28-Mar-15 3.900.000 - 2.925.000

Bancolombia 2-Abr-15 502.000 - 418.340

Popular 12-Abr-15 2.510.000 - 2.091.700

Sudameris 8-Jun-15 2.800.000 - 2.333.333

Av Villas 4-Dic-15 600.000 - 600.000

Av Villas 26-Dic-15 4.000.000 - 4.000.000

Banco de Occidente 11-Mar-16 3.000.000 2.250.000 -

Banco Citibank 11-Abr-14 6.000.000 6.000.000 -

Popular 12-Abr-14 3.500.000 3.500.000 -

Popular 12-Abr-14 1.000.000 1.000.000 -

Sudameris 13-Jun-16 2.000.000 2.000.000 -

Popular 25-Jun-16 15.748.360 13.123.633 -

Popular 25-Jun-16 6.866.669 5.722.224 -

Bancolombia 26-Mar-16 13.226.064 10.821.325 -

46.517.182 41.360.041

Contratos de leasing

BBVA Leasing 28-Jul-13 175.582 - 40.831

BBVA Leasing 28-Jul-13 87.294 - 20.316

BBVA Leasing 25-Jul-14 197.850 27.347 69.980

BBVA Leasing 3-Sep-15 97.565 45.069 63.129

46.589.598 41.554.297

Menos - Parte a largo plazo 22.694.815 19.021.857

Parte a corto plazo 23.894.783 22.532.440


Nota 11. Cuentas por pagar

Las cuentas por pagar al 31 de diciembre, comprendían:

Año Valor

2015 2.125.452

2016 20.569.363

22.694.815

2013 2012

Vinculados económicos, incluye US$1.326 (2012, US$ 32.935)(Nota 12) 2.563.979 2.267.576

Subsidios asignados (1) 2.128.367 -

Accionistas, (Nota 13) 427.934 1.784.309

Retención sobre contratos 9.413 9.413

Acreedores varios, incluye USD$118.806 (2012, USD$4.052) 219.682 288.698

Parte corriente 5.349.375 4.349.996

(1) Corresponde al saldo neto del fondo de solidaridad y redistribución de ingresos por subsidios otorgados y contribuciones facturadas en el servicio público de gas natural domiciliario, efectuadas a partir de los consumos de gas y las tarifas vigentes aplicables, de conformidad con lo establecido en la Resolución 186 de 2010 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en cumplimiento del artículo 1 de la Ley 1428 de 2010, para la liquidación, cobro, recaudo y manejo, según lo establecido en los decretos 847 de 2001 y 201 de 2004.

El siguiente es el detalle del vencimiento de las obligaciones a largo plazo al 31 de diciembre de 2013:

El decreto 4956 de 2011, el cual señala que los usuarios industriales de gas natural domiciliario cuya actividad económica principal se encuentre registrada en el Registro Único Tributario – RUT – al 31 de diciembre de 2011, en los códigos 011 a 456, no serán objeto del cobro de la contribución de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994.


Nota 12. Vinculados económicos y partes relacionadas

Los saldos por cobrar y por pagar a los vinculados económicos y partes relacionadas incluyen los derechos y obligaciones con las compañías del grupo y sociedades donde se tiene una participación, directa o indirecta, igual o superior al 10% de sus acciones en circulación o de sus cuotas o partes de interés social. Al 31 de diciembre, estos saldos comprendían:

2013 2012

Cuentas por cobrar

Subordinadas

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 64.593 20.686

64.593 20.686

Participadas y vinculados económicos

Transgas de Occidente S.A. 1.000.704 1.298.344

1.000.704 1.298.344

Empresas del grupo

Gas Natural Servicios SAS 70.548 217

70.548 217

1.135.845 1.319.247

Cuentas por pagar

Subordinadas

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 2.743 1.672

2.743 1.672


Colombiana de Extrusión S.A. 3.645 7.286

Serviconfort Colombia SAS 122.394 6.273

Promioriente S.A., ESP 1.927.128 2.022.096

Gas Natural Fenosa Telecomunicaciones 6.039 7.964

Gas Natural Servicios Integrales SAS 44 1.154

2.059.250 2.044.773

Empresas del grupo

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 523 4.556

Gas Natural Servicios SAS 501.463 216.575

501.986 221.131

2.563.979 2.267.576


Transacciones celebradas con vinculados económicos y partes relacionadas

Por los años terminado el 31 de diciembre de 2013 y 2012, las transacciones celebradas con vinculados económicos y partes relacionadas fueron las siguientes:


2013 2012

Ingresos

Dividendos recibidos

Transgas de Occidente S.A. 988.720 1.451.359


1.497.032 1.834.064

Cuentas en participación


1.841.369 2.283.648

Otros

Promioriente S.A. - 897.879

Electrificadora del Caribe S.A., ESP - 555

- 898.434

Costos

Transporte de gas


21.663.541 18.689.550

Servicios


Gas Natural Servicios Integrales SAS 10.304 -52.183 41.194

Gasto

Servicios

Gas Natural Fenosa Telecomunicaciones 11.346 -

Transgas de Occidente S.A. 316 -

11.662 -Compra de materiales


84.088 76.130

Gestión de reparación de internas e inspecciones


270.713 374.643


Transacciones celebradas con compañías del grupo

Las transacciones celebradas con las empresas del grupo durante los años 2013 y 2012, son las siguientes:


2013 2012

Ingresos

Venta de materiales (1)


Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 2.699 -

107.058 72.258

Comisiones


16.452 25.047

Servicios

Gas Natural Servicios SAS - 123.166

- 123.166

Cargo por ATR


429.665 -

Compra de materiales (1)

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 4.971 20.778

4.971 20.778

Costos y gastos

Revisiones técnica reglamentaria y VTR

Gas Natural Servicios SAS 2.528.847 1.657.876

2.528.847 1.657.876

Comisión gestión de seguros


154.466 203.226

(1) Las operaciones de venta y compra de materiales efectuados con las compañías del grupo, se realizan con un incremento del 5% sobre el costo. Para las ventas a terceros, esta compañía aplica porcentajes entre el 10% y el 20%, dependiendo del tipo de producto. El efecto en resultados de la compañía tomando en promedio un margen del 15%, es un menor ingreso para la compañía de $9,7 millones.


Transacciones celebradas con la compañía subordinada

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, las transacciones celebradas con Gas Natural del Cesar S.A, ESP, compañía subordinada, fueron las siguientes:


2013 2012

Ingreso

Utilidad en el método de participación 1.882.529 2.305.574

Ventas de materiales 5.650 16.596

Otros servicios 59.872 13.094

1.948.051 2.335.264

Dividendos en efectivo 1.069.578 1.763.834

Costo

Compra de materiales 4.106 9.628

Nota 13. Accionistas

Los saldos de operaciones con accionistas al 31 de diciembre comprendían:

% de Participación 2013 2012

Cuentas por cobrar

Gas Natural S.A., ESP 54,5% 44.067 26.969

44.067 26.969

Cuentas por Pagar

Gas Natural S.A., ESP 54,50% 419.858 1.781.454

Electrificadora de Santander S.A., ESP 10,00% 8.074 2.853

Otros accionistas 0,97% 2 2

427.934 1.784.309


Transacciones celebradas con accionistas

Por los años terminado en 31 de diciembre de 2013 y 2012, las transacciones celebradas con accionistas que poseen una participación igual o superior al 10% fueron las siguientes:


2013 2012

Ingresos

ServiciosGas Natural S.A., ESP 7.269 -Electrificadora de Santander S.A., ESP - 19.077

7.269 19.077

Venta de materialesGas Natural S.A., ESP (1) 79.374 53.839

79.374 53.839

Venta de gasGas Natural S.A., ESP - 281.902

- 281.902

Cargos por ATRGas Natural S.A., ESP 407.235 -

407.235 -

CostosServicios

Gas Natural S.A., ESP 36.831 106.893

Electrificadora de Santander S.A., ESP 136.747 119.772

173.578 226.665

Compras de gasGas Natural S.A., ESP - 10.784.958

- 10.784.958

Transporte de gasGas Natural S.A., ESP - 1.493.780

- 1.493.780

GastosServicios

Gas Natural S.A., ESP 52.102 29.928

52.102 29.928

Asistencia técnica

Gas Natural S.A., ESP 3.358.784 3.256.180

3.358.784 3.256.180

Honorarios informáticosGas Natural S.A., ESP 349.967 366.576

349.967 366.576

Compra de materialesGas Natural S.A., ESP (1) 195.478 289.481

195.478 289.481

Dividendos decretados

Gas Natural S.A., ESP 13.165.781 7.066.318

Inversiones de Gases de Colombia S.A. 8.342.497 4.477.572

Electrificadora de Santander S.A., ESP 2.415.751 1.296.578

Otros 233.418 125.279

24.157.447 12.965.747


(1) Las operaciones de venta y compra de materiales efectuados con Gas Natural S.A., ESP, se realizan con un incremento del 5% sobre el costo. Para las ventas a terceros, esta compañía aplica porcentajes entre el 10% y el 20%, dependiendo del tipo de producto. El efecto en resultados de la compañía tomando en promedio un margen del 15%, es un menor costo para la compañía de $11,1 millones.

Operaciones con miembros de la Junta Directiva:

Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2013, se efectuaron pagos a miembros de la junta directiva por valor de $19,2 millones (2012, $23,7 millones). Ninguno de ellos posee participación accionaria en la compañía.

Operaciones con Representante Legal:

Durante los años terminados en diciembre de 2013 y 2012, no se registraron operaciones con el Representante Legal diferentes de las relacionadas con el vínculo laboral.

Nota 14. Impuestos, gravámenes y tasas

Al 31 de diciembre los impuestos, gravámenes y tasas al 31 de diciembre comprendían:2013 2012

Impuesto de industria, comercio, avisos y tableros 1.242.407 1.396.813

Impuesto al patrimonio 1.169.961 2.339.708

Impuesto de renta para la equidad CREE 870.792 -

Retención en la fuente 540.939 163.896

Impuesto sobre las ventas por pagar 120.185 173.684

Impuesto de renta y complementarios - 812.668

3.944.284 4.886.769

Menos - Impuesto al patrimonio de largo plazo - 1.169.639


Impuesto sobre la renta y complementarios

Las disposiciones fiscales vigentes aplicables a la compañía estipulan que:

a) A partir del 1 de enero de 2013, las rentas fiscales en Colombia, se gravan a la tarifa del 25% a título de impuesto de renta y complementarios, exceptuando los contribuyentes que por expresa disposición manejen tarifas especiales.

b) Las empresas de servicios públicos domiciliarios no están sujetas a la renta presuntiva, de acuerdo con el artículo 191 del Estatuto Tributario.

c) A partir del año gravable 2007 se eliminó para efectos fiscales, el sistema de ajustes integrales por inflación y se reactivó el impuesto de ganancias ocasionales para las personas jurídicas sobre el total de la ganancia ocasional gravable que obtengan los contribuyentes durante el año. La tarifa única aplicable sobre la ganancia ocasional gravable hasta el año 2012 es del 33%. El artículo 109 de la Ley 1607 de diciembre de 2012, estableció la nueva tarifa para el impuesto sobre ganancias ocasionales de las sociedades en un 10%, a partir el año gravable 2013.

d) A partir del año gravable 2007 y únicamente para efectos fiscales, los contribuyentes podrán reajustar anualmente el costo de los bienes muebles e inmuebles que tengan carácter de activos fijos. El porcentaje de ajuste será el que fije la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales mediante resolución.


A continuación se detalla la conciliación entre la utilidad antes de impuesto sobre la renta y la renta gravable por los años terminados el 31 de diciembre:


2013 2012

Ganancia antes de provisión para impuesto CREE 27.255.519 34.069.337

Mas: Partidas que aumentan la renta liquida gravable

Provision de industria y comercio 1.300.988 1.435.384 Dividendos efectivamente recibidos 1.069.578 1.763.834 Gastos no deducibles 642.875 830.494 Provisiones no deducibles 327.518 162 .756

3.340.959 4.192.468

Menos: Partidas que disminuyen la renta liquida gravable

Dividendos no gravados 2.566.611 3.597.802 Ingreso aplicación método de participación 1.882.529 2.305.574 Pagos de Industria y Comercio 1.224.446 1.062.137 Ingresos no gravados 828.327 1.307.995 Recuperación de provisiones 250.239 -

6.752.152 8.273.508

Total renta líquida gravable 23.844.326 29.988.297

Tasa impositiva 25% 33%

Provisión para impuesto sobre la renta corriente 5.963.300 9.896.138

Cargo a pérdidas y ganancias por:

Impuesto diferido débito (82.278) 223.689

De años anteriores 360608 (207.937)

Provisión para impuesto sobre la renta yganancia ocasional 6.241.630 9.911.890

2013 2012

Provisión para impuesto sobre la renta y ganancia ocasional 6.241.630 9.911.890

Provisión para impuesto sobre la renta para la equidad CREE 2.145.989 -

Total provisión para impuesto sobre la renta 8.387.619 9.911.890

e) Hasta el año gravable 2010, y para aquellos contribuyentes que tuviesen un contrato de estabilidad jurídica firmado hasta el 31 de diciembre de 2012, es aplicable la deducción especial por inversiones efectivas realizadas en activos fijos reales productivos equivalente al 30% del valor de la inversión y su utilización no genera utilidad gravada en cabeza de los socios o accionistas. Los contribuyentes que hubieren adquirido activos fijos depreciables a partir del 1º de enero de 2007 y utilicen la deducción aquí establecida, sólo podrán depreciar dichos activos por el sistema de línea recta y no tendrán derecho al beneficio de auditoría, aun cumpliendo los presupuestos establecidos en las normas tributarias para acceder al mismo. Sobre la deducción tomada en años anteriores, si el bien objeto del beneficio se deja de utilizar en la actividad productora de renta, se enajena o se da de baja antes del término de su vida útil, se debe incorporar un ingreso por recuperación proporcional a la vida útil restante al momento de su abandono o venta. La Ley 1607 de 2012, derogó la norma que permitía firmar contratos de estabilidad jurídica, a partir del año gravable 2013.

f) Al 31 de diciembre de 2013, la Compañía no cuenta con saldos de pérdidas fiscales ni excesos de renta presuntiva sobre renta ordinaria por compensar.

g) A partir del año gravable 2013 se incorporan nuevos conceptos de ganancia ocasional adicionales a los ya establecidos al 31 de diciembre de 2012.

La siguiente es la provisión para el impuesto de renta al 31 de diciembre:


El saldo (a favor) por pagar de impuesto sobre la renta y complementarios al 31 de diciembre se determinó de la siguiente manera:

Impuesto sobre la renta para la equidad - CREE

Las disposiciones fiscales vigentes aplicables a la Compañía estipulan que:

a) A partir del 1 de enero de 2013, la Ley 1607 de diciembre de 2012 crea el Impuesto sobre la renta para la equidad – CREE como el aporte con el que contribuyen las sociedades y personas jurídicas y asimiladas contribuyentes declarantes del impuesto sobre la renta y complementarios en beneficio de los trabajadores, generación de empleo y la inversión social. Las entidades sin ánimo de lucro, personas naturales y sociedades declaradas como zonas francas a la tarifa del 15% no son sujetos pasivos de Impuesto sobre la renta para la equidad - CREE.

b) La base para determinar el impuesto sobre la renta para la equidad - CREE no puede ser inferior al 3% de su patrimonio líquido en el último día del ejercicio gravable inmediatamente anterior.

c) El impuesto sobre la renta para la equidad “CREE”, para los años 2013, 2014 y 2015 tendrá una tarifa del 9% y a partir del año gravable 2016, la tarifa de este impuesto será del 8%.

d) Según indica la Ley 1607 de diciembre de 2012, en su artículo 25, a partir del 1 de julio de 2013, están exoneradas del pago de aportes parafiscales a favor de SENA e ICBF, las personas jurídicas y asimiladas contribuyentes declarantes del impuesto sobre la renta y complementarios, correspondientes a los trabajadores que devenguen, individualmente considerados, hasta diez (10) salarios mínimos mensuales vigentes. Esta exoneración no aplica a aquellos contribuyentes no sujetos al impuesto CREE.

e) La base gravable del impuesto sobre la renta para la equidad CREE, se establecerá restando de los ingresos brutos susceptibles de incrementar el patrimonio realizados en el año gravable, las devoluciones, rebajas y descuentos y de lo así obtenido se restará lo que corresponda a los ingresos no constitutivos de renta establecidos en el Estatuto Tributario. De los ingresos netos así obtenidos, se restará el total de los costos y deducciones aplicables a este impuesto, de conformidad con lo establecido en los artículos 107 y 108 del Estatuto Tributario. A lo anterior se le permitirá restar las rentas exentas que taxativamente fueron fijadas por el artículo 22 de la Ley 1607 de 2012.

2013 2012

Provisión para impuesto sobre la renta 5.963.300 9.896.138

Menos:

Retenciones en la fuente 1.831.987 1.835.227

Anticipo de renta 5.790.396 7.248.243

7.622.383 9.083.470

Pasivo de renta (saldo a favor) (1.659.083) 812.668


A continuación se detalla la conciliación entre la utilidad antes de impuesto sobre la renta para la equidad - CREE y la renta gravable por los años terminados el 31 de diciembre:

2013

Ganancia antes de provisión para impuesto CREE 27.255.519

Mas: Partidas que aumentan la renta líquida gravable

Provision de industria y comercio 1.300.988

Dividendos efectivamente recibidos 1.069.578

Gastos no deducibles 642.875

Provisiones no deducibles 327.518

3.340.959

Menos: Partidas que disminuyen la renta líquida gravable

Dividendos no gravados 2.566.611

Ingreso aplicación método de participación 1.882.529

Pagos de Industria y Comercio 1.224.446

Ingresos no gravados 828.327

Recuperación de provisiones 250.239

6.752.152

Total renta líquida gravable 23.844.326

Tasa impositiva 9%

Provisión para impuesto sobre la renta y ganancia ocasional 2.145.989


La siguiente es la conciliación entre el patrimonio contable y el fiscal por los años terminados el 31 de diciembre:

Las declaraciones de impuesto de renta y complementarios de los años gravables 2011 y 2012 se encuentran sujetas a aceptación y revisión por parte de las autoridades tributarias. La Administración de la Compañía y sus asesores legales consideran que las sumas contabilizadas como pasivo por impuestos por pagar son suficientes para atender cualquier reclamación que se pudiera establecer con respecto a tales años

2013 2012

Patrimonio contable 179.776.583 191.890.849

Menos: Partidas que disminuyen el patrimonio fiscal

Reajuste fiscal de activos 19.401.735 18.129.981

Provisiones y otros 3.255.259 2.869.597

22.656.994 20.999.578

Menos: Partidas que disminuyen el patrimonio fiscal

Valorizaciones de propiedad planta y equipo 88.691.940 98.517.426

Diferencia entre el valor en libros de las acciones y el valor intrínseco 46.101.090 41.386.728

Método de participación de inversiones 2.044.640 3.570.163

Impuesto sobre la renta diferido débito 614.061 531.782

137.451.731 144.006.099

Patrimonio Fiscal 64.981.846 68.884.328

2013

Provisión para impuesto sobre la renta 2.145.989

Menos:

Retenciones en la fuente 1.275.197

Pasivo de renta (saldo a favor) 870.792

El saldo por pagar (a favor) de impuesto sobre la renta y complementario de ganancia ocasional y CREE al 31 de diciembre se determinó de la siguiente manera:


Impuesto al patrimonio

Mediante la Ley 1370 del año 2009 se estableció el impuesto al patrimonio por el año 2011 a cargo de los contribuyentes del impuesto a la renta. Por lo tanto, aquellos contribuyentes con patrimonio líquido superior a $5.000 millones deben pagar una tarifa del 4,8% y para patrimonios líquidos entre $3.000 millones y $5.000 millones una tarifa del 2,4%.

Mediante el Decreto de Emergencia número 4825 de diciembre de 2010 se incluyó un nuevo rango de contribuyentes obligados a este impuesto, estableciendo tarifa del 1% para patrimonios líquidos entre $1.000 millones y $2.000 millones y del 1,4% para patrimonios entre $2.000 millones y $3.000 millones.

Por su parte el decreto mencionado estableció una sobretasa del 25% sobre este impuesto la cual es aplicable únicamente a los contribuyentes de impuesto, al patrimonio de la Ley 1370 de 2009.

Mediante el Decreto 514 de 2010 se adicionó al artículo 78 del Decreto Reglamentario 2649 de 1993 con el siguiente parágrafo: “Parágrafo Transitorio. Los contribuyentes podrán imputar anualmente contra la cuenta de revalorización del patrimonio, el valor de las cuotas exigibles en el respectivo período del impuesto al patrimonio de que trata la Ley 1370 de 2009. Cuando la cuenta revalorización del patrimonio no registre saldo o sea insuficiente para imputar el impuesto al patrimonio, los contribuyentes podrán causar anualmente en las cuentas de resultado el valor de las cuotas exigibles en el respectivo período”.

La Compañía registró el monto total del impuesto al patrimonio con cargo a la cuenta revalorización del patrimonio.

Es importante mencionar que mediante el oficio 115-043207 del 6 de septiembre de 2007 la Superintendencia de Sociedades se pronunció al respecto, sobre la autorización del máximo órgano social, para utilizar la cuenta revalorización del patrimonio. El órgano de control señaló: “Es de aclarar que en efecto la revalorización del patrimonio podrá ser afectada, además de los casos ya previstos en las normas contables, por la imputación del impuesto al patrimonio, decisión que requiere autorización del máximo órgano social, quien debe aprobar si el impuesto al patrimonio se aplica a la revalorización del patrimonio o directamente a resultados”.


Nota 15. Pasivos estimados

Los pasivos estimados al 31 de diciembre comprendían:

2013 2012

Bienes y servicios pendientes de recibir factura 7.419.535 8.023.321

Provisiones para contingencias 405.627 405.627

Provisiones para impuestos 164.618 -

7.989.780 8.428.948

2013 2012

Capital Social

Autorizado 122.635.660 acciones de valor nominal de $100 c/u 12.263.566 12.263.566

Suscrito y pagado 12.263.566 12.263.566

Superávit de capital - -


Ganancia neta del periodo 18.867.900 24.157.447

Revalorización del patrimonio 9.909.120 9.909.120


Superávit por método de participación (1.670.324) 43.269

179.776.583 191.890.849

Nota 16. Patrimonio de los accionistas

La siguiente es la composición del patrimonio de los accionistas al 31 de diciembre:


Reserva legal

De acuerdo con la ley comercial colombiana, el 10% de la ganancia neta de cada ejercicio se debe apropiar como reserva legal hasta que el saldo de esta reserva sea equivalente, como mínimo, al 50% del capital suscrito. La reserva legal obligatoria no es distribuible antes de la liquidación de la compañía, pero debe usarse para absorber pérdidas netas anuales.


La Asamblea General de Accionistas en su sesión del 21 de marzo de 2013 aprobó la distribución de utilidades generadas durante el período comprendido del 1 de enero al 31 de diciembre de 2012 por $24.157 millones, las cuales fueron canceladas en abril de 2013.


La revalorización del patrimonio refleja el efecto sobre el patrimonio originado por la pérdida del poder adquisitivo de la moneda. Su saldo sólo podrá ser distribuido como utilidad cuando la compañía se liquide o se capitalice su valor de acuerdo con las normas legales.


Valor intrínseco de la acción

El valor intrínseco de la acción, calculado con base en 122.635.660 acciones en circulación y teniendo en cuenta el rubro de valorizaciones a 31 de diciembre de 2013 es de $1.466 (31 de diciembre de 2012 - $1.565)

Nota 17. Ingresos de operación

Los ingresos de operación por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Ventas de gas 108.005.875 112.764.198

Cargos por conexión 4.283.203 4.636.942

Revisión sistemática 3.667.732 2.025.773

Contrato cuentas en participación 1.841.369 2.283.648

Reconexión y reinstalación 1.761.466 1.863.280

Cargos por internas y adicionales 1.183.755 1.472.830

Venta materiales y equipos 1.069.348 1.053.861

Visita y servicios técnicos 941.442 698.811

Intereses de financiación derechos conexión e internas 921.399 899.797

Comisiones 650.224 712.573

Indemnización por daños a la red 24.156 30.612

Mantenimiento y reparación 1.339 41.701

Ingresos detección anomalías por ventas de gas 1.504 41.958

Servicio cambio de medidor - 14.486

Diversos 792.159 772.592

125.144.971 129.313.062


Nota 18. Costos de operación

Los costos de operación por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Costo de suministro y transporte de gas 64.042.257 62.735.003

Depreciación 3.639.087 3.514.784

Mantenimiento y reparaciones 3.308.593 2.934.555

Costo revisiones sistemáticas 3.099.805 1.823.180

Costos de personal 2.633.607 2.859.276

Costos de conexiones 1.468.897 1.555.628

Servicios públicos 1.446.671 1.554.690

Publicidad, propaganda y actividades promocionales 1.404.623 2.142.233

Costo venta materiales y equipos 857.475 877.993

Servicios técnicos 776.381 926.888

Costo reconexiones y reinstalaciones 632.227 648.945

Costos de internas y adicionales 520.133 581.430

Servicios contratados 479.485 506.580

Comunicaciones y transporte 340.657 583.844

Primas de seguros 283.681 242.611

Servicio de aseo, cafetería y restaurante 250.351 183.383

Costo inspección puesta en servicio 238.991 211.527

Proyecto de calidad prestación del servicio 192.669 230.547

Vigilancia 163.097 149.881

Viáticos y gastos de viaje 157.024 146.298

Honorarios y asesorías 90.927 109.596

Combustibles y lubricantes 86.025 98.667

Costos de oficina 76.547 78.929

Alquileres y arrendamientos 49.188 121.806

Costo visitas técnicas 49.186 -

Costo servicio detección anomalías 30.803 40.484

Impresos y publicaciones 27.728 17.690

Relaciones públicas 16.051 1.427

Servicio cambio de medidor 6.431 11.808

Impuestos y contribuciones 1.946 1.232

Suscripciones y afiliaciones 836 -

Diversos 60.579 46.903

86.431.958 84.937.818


Nota 19. Gastos generales de administración

Los gastos generales de administración por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Asistencia técnica 3.880.762 3.764.330

Impuestos y contribuciones 2.481.551 2.424.469


Gastos de personal 480.660 510.125


Cuotas de sostenimiento 263.600 314.197

Provisión para cuentas de difícil cobro 240.133 177.377

Vigilancia 152.896 168.303

Servicios públicos 98.725 66.779

Depreciación 96.517 111.674

Depreciación de bienes adquiridos en leasing 89.752 116.538

Publicidad, propaganda y actividades promocionales 74.466 51.030


Amortizacion de diferidos 37.317 24.800

Provisión para protección de inversiones 31.565 -

Amortizacion de Intangibles 20.246 35.183


Impresos, publicaciones y susripciones 14.442 14.394

Contribuciones imputadas- Indemnizaciones 9.361 2.517


Mantenimiento y reparaciones 7.412 77.064


Gastos de oficina 3.413 19.382



Provisión de inventario de materiales - 113.137

Diversos 6.094 32.221

9.153.289 9.076.584


Nota 20. Gastos generales de operación

Los gastos generales de operación por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Recaudo 1.087.415 1.000.653

Entrega de facturas 943.222 1.045.982

Toma de lecturas 516.517 482.195

Servicio de Call center 261.095 330.209

Atención al cliente en centros del gas 190.721 163.744

Alquiler de impresoras 164.881 112.394

Honorarios cobro jurídico a clientes 62.773 94.131

Formas continuas facturas y comunicados 34.632 33.254

3.261.256 3.262.562


Nota 21. Ingresos no operacionales, neto

Los ingresos no operacionales, neto por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Ingresos

Ingresos aplicación método de participación 1.882.529 2.305.574

Dividendos y participaciones recibidas 1.497.032 1.834.064

Financiación de títulos valores 305.018 272.870

Intereses recibidos 281.179 666.433

Recuperacion de otros conceptos 279.893 345.653

Descuentos recibidos 82.766 37.410

Recuperación de provisiones inventarios 45.882 -

Recuperación cartera castigada 17.010 19.390

Diferencia en cambio 6.803 28.030

Ingresos de ejercicios anteriores 1.789 1.596

Venta de material de reciclaje e inservible 1.635 2.302

Recuperación de provisiones activos Fijos - 148.877

Recuperación de provisiones inversiones negociables - 39.723

Recuperación de provisiones cartera - 49.129

Indemnizaciones - 2.163

Diversos 25.195 12.277

4.426.731 5.765.491

Egresos

Intereses 3.289.600 3.443.882

Comisiones y gastos bancarios 92.600 80.250

Donaciones 48.000 53.158


Pérdida en venta de activos - 7.147

Pérdida en retiro de inversiones - 4.875

Diversos 34.148 128.034

3.476.983 3.742.430

949.748 2.023.061


Nota 22. Cuentas de orden

Las cuentas de orden al 31 de diciembre comprendían:

2013 2012

Deudoras

Diferencias fiscales 123.001.081 102.406.089

Activos totalmente depreciados 64.783.787 50.621.883

Otras deudoras de control 1.721.864 1.709.782

Derechos contingentes 1.691.461 1.848.823

191.198.193 156.586.577

Acreedoras

Acreedoras de control 4.240.313 7.329.366

Fiscales 3.780.988 4.339.073

Responsabilidades contingentes 203.688 191.242

8.224.989 11.859.681

182.973.204 144.726.896


Gas Natural del Oriente S.A., ESPIndicadores Financieros


Indicador Expresión 2013 2012 Explicación del Indicador

Liquidez

Razón corriente (veces) 0,8 0,8

Indica la capacidad de la Compañía

para hacer frente a sus deudas a

corto plazo, comprometiendo sus

activos corrientes.

La compañía por cada peso que debe en el corto plazo cuenta con $0,8 (2012, $0,8) pesos para respaldar sus obligaciones de corto plazo.

Nivel de endeudamiento

Nivel de Endeudamiento % 27,2 24,6

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

Por cada peso que la compañía tiene invertido en activos, $27,2 centavos (2012, $24,6) han sido financiados por los acreedores.

Nivel de Endeudamiento (Sin Valorizaciones) % 59,9 54,6

Indica el grado de apalancamiento que corresponde a la participación de los acreedores en los activos de la Compañía. (Sin valorizaciones).

Los acreedores de la compañía representan el 59,9% (2012, 54,6%) del total del activo, en caso que no se tengan en cuenta las valorizaciones.

Concentración del endeudamiento

en el corto plazo% 66,2 67,7

Señala el porcentaje de los pasivos que tienen vencimiento en menos de un año.

La compañía tiene el 66,2% (2012, 67,7%) de obligaciones financieras en el corto plazo, es decir; que su vencimiento se presentará en un periodo inferior a un año.

Financiero % 69,3 66,5Indica la participación que tienen las obligaciones financieras sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la compañía, el 69,3% (2012, 66,5%) corresponde a obligaciones financieras.

Proveedores y Acreedores % 30,7 33,5

Indica la participación que tienen los proveedores y acreedores sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la compañía, el 30,7% (2012, 33,5%) corresponde a obligaciones con proveedores y acreedores.

Solvencia y cobertura

EBITDA En millones de $ 30.453,1 36.129,6

Indica el valor de la utilidad operacional de la empresa en términos de efectivo.

La compañía generó durante el año 2013 un flujo de caja bruto de $ 30.453,1 millones (2012, $36.129,6 millones.)

Cobertura de EBITDA sobre gasto financiero (veces) 9,0 10,3Indica la capacidad de cubrimiento que la Compañía tiene sobre los gastos financieros.

El cubrimiento de la compañía con relación a sus gastos financieros es de 9 veces su Ebitda (2012, 10,3 veces)

Pasivo Total / EBITDA (veces) 2,2 1,7Relación existente entre la deuda total y el EBITDA generado en período de tiempo.

La compañía generó una utilidad operacional de 2,2 veces superior a su deuda contratada (2012, 1,7 veces)

Rendimiento

Rendimiento del capital % 153,9 197,0

Indica el rendimiento de los aportes realizados por los accionistas.

Los accionistas de la compañía obtuvieron un rendimiento sobre su aporte de capital para el año 2013 del 153,9% (2012, 197 %)

Rendimiento del patrimonio %

10,5 12,6

Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada por los Accionistas.

Los accionistas de la compañía obtuvieron un rendimiento sobre su inversion para el año 2013 del 10,5% (2012, 12,6 %)

Rendimiento del patrimonio (Sin Valorizaciones)

% 39,3 43,9

Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada por los Accionistas sin tener en cuenta las valorizaciones.

Los accionistas de la compañía obtuvieron un rendimiento sobre su inversion para el año 2013 del 39,3% (2012, 43,9 %), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos.

Rendimiento del activo %7,6 9,5

Indica el rendimiento obtenido sobre los activos totales de la compañía.

Los activos de la compañía, con respecto a la utilidad neta, tuvieron un redimiento del 7,6% (2012, 9,5 %)

Rendimiento del activo (Sin Valorizaciones)

% 16,8 21,1

Indica el rendimiento obtenido sobre los activos totales de la compañía sin valorizaciones.

Los activos de la compañía, con respecto a la utilidad neta, tuvieron un redimiento del 16,8% (2012, 21,1%), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos

Rentabilidad

Margen operacional % 21,0 24,8Indica el aporte de cada peso de las ventas en la generación de la utilidad operacional

Por cada peso vendido por la compañía, se genera $21 centavos de utilidad operacional (2012, $24,8 centavos)

Margen EBITDA % 24,3 27,9Representa el porcentaje de EBITDA originado por cada peso de ingreso operacional.

Por cada peso vendido por la compañía, se genera $24,3 centavos de flujo de caja bruto (2012, $27,9 centavos)

Capital de trabajo En millones de $ -9.873,0 -7.525,0

Expresa en términos de valor la disponibilidad a corto plazo que tiene la empresa para afrontar sus compromisos también a corto plazo.

El capital de trabajo neto de la compañía, al 31 de diciembre de 2013 fue de $-9.873 millones, (2012, $-7.525 millones)

EBITDA= Ganancia Operacional + Depreciaciones + Amortizaciones + ProvisionesGasto Financiero = Intereses + Comisiones y gastos bancarios

Estados financieros consolidados


91informe anual 2013Estados financieros consolidados


Certificación del Representante Legal y del Contador de la compañía


4 de marzo de 2014

Los suscritos Representante Legal y Contador de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, certificamos que los estados financieros consolidados de la Compañía y su subordinada al 31 de diciembre de 2013 y 2012 han sido fielmente tomados de las planillas de consolidación y que antes de ser puestos a su disposición y de terceros, hemos verificado las siguientes afirmaciones contenidas en ellos:

a) Todos los activos y pasivos incluidos en los estados financieros consolidados de la Compañía y su subordinada al 31 de diciembre de 2013 y 2012 existen, todas las transacciones incluidas en dichos estados se han realizado durante los años terminados en 31 de diciembre de 2013 y 2012.

b) Todos los hechos económicos realizados por la Compañía y su subordinada durante los años terminados en 31 de diciembre de 2013 y 2012 han sido reconocidos en los estados financieros consolidados.

c) Los activos representan probables beneficios económicos futuros (derechos) y los pasivos representan probables sacrificios económicos futuros (obligaciones), obtenidos a cargo de la Compañía y su subordinada al 31 de diciembre de 2013 y 2012.

d) Todos los elementos han sido reconocidos por sus valores apropiados de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia.

e) Todos los hechos económicos que afectan a la Compañía y su subordinada han sido correctamente presentados, clasificados, descritos y revelados en los estados financieros.





4 de marzo de 2014

De acuerdo con lo ordenado por el artículo 46 de la Ley 964 de 2005, en mi calidad de representante legal de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, como parte integral del Informe de Gestión presentado por el año terminado en diciembre de 2013, me permito informarles que los estados financieros consolidados y otros informes relevantes para el público no contienen vicios, imprecisiones o errores que impidan conocer la verdadera situación patrimonial o las operaciones de la Compañía y su subordinada.




4 de marzo de 2014

De acuerdo con lo ordenado por el artículo 47 de la Ley 964 de 2005, en mi calidad de representante legal de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, como parte integral del Informe de Gestión presentado durante el año terminado en 31 de diciembre de 2013, me permito informarles la evaluación sobre el desempeño de los sistemas de revelación y control de la información financiera, y de los procedimientos correspondientes que aseguran que dicha información ha sido presentada en forma adecuada.

Para el efecto, con el fin de fomentar la transparencia y minimizar los efectos de los riesgos de control interno y del negocio, Gas Natural del Oriente S.A., ESP y su subordinada cuenta con un sistema de control interno, y de administración y control de riesgos, que permite la ejecución de los distintos negocios de la Compañía en los frentes comercial, financiero, operativo y de seguridad en los sistemas de información, dentro de márgenes razonables y medibles de exposición, previniendo impactos negativos y facilitando el registro, procesamiento, resumen y presentación adecuada de la información financiera. Los riesgos a los que está expuesta la Compañía son, entre otros: riesgo de crecimiento, riesgo tarifario, liquidez, crédito y mercado.

La supervisión de las funciones y actividades de control interno es desarrollada en forma permanente por el área de Auditoría Interna, unidad administrativa que con la debida independencia auditó, aprobó y verificó, dentro del alcance de sus labores, la satisfacción de las necesidades de control en Gas Natural del Oriente S.A., ESP, y su subordinada partiendo de la ejecución del Plan de auditoría y su seguimiento a través del análisis de los informes presentados a la alta dirección, durante el año terminado en 31 de diciembre de 2013. El Plan de auditoría se ha orientado a la revisión y evaluación de los controles integrales para los procesos críticos del negocio, suministrando apoyo a la gestión, supervisión y mejoramiento del control interno.



Gas Natural del Oriente S.A., ESPBalances generales consolidados(En miles de pesos)


Activo Notas 2013 2012

Activos corrientes

Efectivo y equivalentes de efectivo 4 9.423.917 3.041.966

Cuentas por cobrar, neto 5 33.985.963 39.246.509

Inventarios, neto 1.291.756 1.067.107

Gastos pagados por anticipado 262.289 23.002

Fideicomisos 17.683 200.348


Activos no corrientes

Cuentas por cobrar a largo plazo 5 5.027.925 5.669.659

Inversiones permanentes, neto 6 30.015.739 30.047.305

Propiedades, gasoductos y equipo, neto 7 52.426.420 53.271.832



Bienes adquiridos en leasing 8 40.743 130.495

Valorizaciones de activos 9 135.061.151 143.235.868


Pasivo y patrimonio de los Accionistas

Pasivos corrientes


Proveedores 2.824.520 2.586.154

Anticipos recibidos 144.882 142.154

Cuentas por pagar 11 5.573.239 4.529.221

Obligaciones laborales 404.419 502.671

Impuestos, gravámenes y tasas 14 4.797.635 4.825.085

Pasivos estimados 15 8.889.752 9.299.029

Otros pasivos 1.155.930 1.173.290

Total de los pasivos corrientes 50.514.776 50.067.336

Pasivos no corrientes


Impuestos, gravámenes y tasas no corrientes 14 - 1.351.509

Pasivos diferidos 1.799.895 1.872.548

Interes minoritario 9.731.498 10.441.010

Total de los pasivos 88.722.862 84.969.416

Patrimonio de los Accionistas, ver estado adjunto 16 179.776.583 191.890.849

Total de los pasivos y patrimonio de los Accionistas 268.499.445 276.860.265

Cuentas de orden 22 195.184.819 162.237.101






Gas Natural del Oriente S.A., ESPEstados consolidados de resultados(En miles de pesos, excepto la ganancia neta por acción)


Notas 2013 2012

Ingresos de operación 17 145.085.550 149.460.383

Costos de operación 18 98.823.818 96.275.903

Ganancia bruta 46.261.732 53.184.480

Gastos generales de:

Administración 19 10.430.581 10.628.534

Operación 20 4.111.644 4.074.674

14.542.225 14.703.208

Ganancia operacional 31.719.507 38.481.272

Otros egresos no operacionales, neto de ingresos 21 (1.127.388) (449.716)

Amortización de la corrección monetaria diferida 7.303 10.178

Ganancia antes de interés minoritario y provisión para impuesto sobre la renta

30.599.422 38.041.734

Interés minoritario (1.483.023) (1.816.290)

Ganancia antes de provisión para impuesto sobre la renta

29.116.399 36.225.444

Provisión para impuesto sobre la renta 14 10.248.499 12.067.997

Ganancia neta del periodo 18.867.900 24.157.447

Ganancia neta por acción (en pesos colombianos) 153,9 197,0






Gas Natural del Oriente S.A., ESPEstados consolidados de cambios en el patrimonio de los accionistas(En miles de pesos)


2013 2012

Capital social


Ganancias retenidas apropiadas


Ganancias retenidas no apropiadas


Dividendos decretados y pagados (24.157.447) (12.965.747)

Ganancia neta del año 18.867.900 24.157.447




Superávit por valorizaciones de activos


Movimiento neto del año (6.824.719) 12.138.832


Total del patrimonio de los Accionistas 179.776.583 191.890.849


Legal 6.132.780 6.132.780

A disposición de la junta directiva para futuros repartos 2.484.574 2.484.574

8.617.354 8.617.354






Gas Natural del Oriente S.A., ESPEstados consolidados de cambios en la situación financiera(En miles de pesos)


2013 2012

Los recursos financieros fueron provistos por:

Ganancia neta del período 18.867.900 24.157.447Más (menos) - Cargos (créditos) a resultados que noafectaron el capital de trabajo en el período :

Depreciación de:Propiedades,gasoductos y equipo 4.695.396 4.521.647Bienes adquiridos en leasing 89.752 116.538

Impuesto sobre la renta diferido, neto (137.115) (74.313)Amortización de:


Pérdida (Utilidad) en la venta o retiro de:Propiedades,gasoductos y equipo - 7.147Inversiones - 4.875

Constitución (recuperación) de provisiones neto de:Inversiones permanentes 31.565 (39.723)Propiedades, gasoductos y equipo - (154.805)

Interés minoritario 1.483.023 1.816.290Capital de trabajo provisto por las operaciones de período 25.100.116 30.444.833Traslado de:

Cuentas por cobrar del largo al corto plazo 3.223.606 3.006.654Obligaciones financieras del largo al corto plazo (66.374.501) (24.475.957)

Producto de la venta de inversiones permanentes - 20.840Aumento de obligaciones financieras de largo plazo 71.814.181 17.827.204Disminución de impuestos, gravámenes y tasas de largo plazo (1.351.509) (1.351.939)Disminución en superávit método de participación (1.713.595) (624.728)

Total 30.698.298 24.846.907Los recursos financieros fueron utilizados para:

Adquisición de:Propiedades, gasoductos y equipo 3.849.984 6.041.342Diferidos 10.000 37.550

Aumento (disminución) en:Cuentas por cobrar a largo plazo 2.581.872 1.663.418Intangibles 14.818 -Inversiones permanentes por partidas patrimoniales (1.713.595) (624.728)

Dividendos decretados y pagados por la matriz 23.087.869 12.965.747Dividendos decretados y pagados por la subordinada 1.912.114 1.389.248

Total 29.743.062 21.472.577Aumento en el capital de trabajo 955.236 3.374.330


Cambios en los componentes del capital de trabajo:Aumento (Disminución) en los activos corrientes:

Efectivo y equivalentes de efectivo 6.381.951 (2.426.573)Cuentas por cobrar (5.260.546) 646.195Inventarios 224.649 (257.589)Gastos pagados por anticipado 239.287 (415.185)Bienes en fideicomiso (182.665) 200.169

Total 1.402.676 (2.252.983)(Aumento) disminución en los pasivos corrientes:

Obligaciones financieras 285.333 (2.329.697)Proveedores (238.366) (216.087)Anticipos recibidos (2.728) 121.155Cuentas por pagar (1.044.018) 472.623Obligaciones laborales 98.252 3.504Impuestos, gravámenes y tasas 27.450 4.655.115Pasivos estimados 409.277 1.489.147Otros pasivos 17.360 1.431.553

Total (447.440) 5.627.313Aumento en el capital de trabajo 955.236 3.374.330






Gas Natural del Oriente S.A., ESPEstados consolidados de flujos de efectivo(En miles de pesos)


2013 2012

Flujos de efectivo de las actividades de operación:

Ganancia neta del período 18.867.900 24.157.447

Ajustes para reconciliar la ganancia neta con el efectivo

provisto por las actividades de operación:

Depreciación de:

Propiedades, gasoductos y equipo 4.695.396 4.521.647

Bienes adquiridos en leasing 89.752 116.538

Impuesto sobre la renta diferido, neto (137.115) (74.313)

Amortización de:


Corrección monetaria diferida, neta (7.303) (10.178)


(Utilidad) pérdida en la venta o retiro de:

Propiedades, gasoductos y equipo - 7.147

Inversiones permanentes - 4.875

Constitución (recuperación) de provisiones neto de:

Cuentas de difícil cobro 322.874 221.758

Inversiones permanentes 31.565 (39.723)

Propiedades, gasoductos y equipo - (154.805)

Inventarios (41.517) 124.993

Interés minoritario 1.483.023 1.816.290

25.381.473 30.791.584

Cambios en activos y pasivos operacionales:

Cuentas por cobrar 5.579.406 477.476

Inventarios (183.132) 132.596

Gastos pagados por anticipado (239.287) 415.185

Bienes en fideicomiso 182.665 (200.169)

Proveedores 238.366 216.162

Anticipos recibidos 2.728 (121.155)

Cuentas por pagar 1.044.018 (474.891)

Obligaciones laborales (98.252) (3.504)

Impuestos, gravámenes y tasas (1.378.959) (6.007.054)

Pasivos estimados (409.277) (1.489.147)

Otros pasivos (17.360) (1.431.553)

Efectivo neto provisto por las actividades de operación 30.102.389 22.305.530





Flujos de efectivo de las actividades de inversion:

Adquisición de:

Propiedades, gasoductos y equipo (3.849.984) (6.041.342)

Bienes adquiridos en leasing (14.818) -

Diferidos (10.000) (37.550)

Producto de la venta de inversiones - 20.840

Efectivo neto usado por las actividades de inversión (3.874.802) (6.058.052)

Flujos de efectivo de las actividades de financiación:

Aumento en obligaciones financieras 71.814.181 23.666.631

Pago de:

Obligaciones financieras (66.659.834) (27.985.687)

Dividendos decretados por la matriz (24.157.447) (12.965.747)

Dividendos decretados por la subordinada (842.536) (1.389.248)

Efectivo neto usado en las actividades de financiación (19.845.636) (18.674.051)

Aumento (disminución) en efectivo y equivalentes de efectivo durante el período 6.381.951 (2.426.573)

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del período 3.041.966 5.468.539

Efectivo y equivalentes de efectivo al final del período 9.423.917 3.041.966


Notas a los estados financieros consolidados

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2013 y 2012 (En miles de pesos, a menos que se indique lo contrario)

Nota 1. Entidad reportante

Estos estados financieros consolidados incluyen los estados financieros de Gas Natural del Oriente S.A., ESP (en adelante la Compañía), y Gas Natural del Cesar S.A., ESP (en adelante la subordinada).

Gas Natural del Oriente S.A., ESP “Gasoriente S.A., ESP

Gas Natural del Oriente S.A., ESP “Gasoriente S.A., ESP”, se constituyó de acuerdo con las leyes colombianas el 30 de agosto de 1977, como una Compañía de servicios públicos anónima y tiene por objeto la prestación del servicio público esencial de distribución de gas combustible domiciliario en cualquier parte del país; la construcción y operación, en forma directa o a través de contratistas, de gasoductos, redes de distribución, estaciones de regulación, medición o compresión, acometidas domiciliarias y, en general, cualquier obra necesaria para el manejo y comercialización de gases combustibles en cualquier estado, incluyendo gas combustible vehicular. El término de duración de la Compañía es indefinido.

Por ser una empresa de servicios públicos domiciliarios, las tarifas que cobra la Compañía a sus usuarios por concepto de la venta de gas natural están reguladas por el Estado. La CREG mediante Resolución 021 de 2004, aprobó para la Compañía el cargo promedio de distribución y el cargo máximo base de comercialización actualmente en vigencia.

Gas Natural del Cesar S.A., ESP “Gasnacer S.A., ESP

Gas Natural del Cesar S.A., ESP “Gasnacer S.A., ESP”, es una empresa de servicios públicos domiciliarios, constituida con aportes del sector público y privado el 30 de junio de 1995 en Bucaramanga. Opera a través de trece oficinas ubicadas en el departamento del Cesar y una ubicada en El Banco – Magdalena. Su objeto social principal es prestar el servicio público esencial de comercialización, transporte y distribución de gas.

Nota 2. Bases de presentación de los estados financieros consolidados y principales políticas y prácticas contables

Para sus registros contables y para la preparación de sus estados financieros la Compañía y su subordinada, por disposiciones legales, debe aplicar los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia, para empresas prestadoras de servicios públicos, establecidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y bajo el control concurrente de la Superintendencia Financiera de Colombia, en el caso de la matriz; dichos principios pueden diferir en algunos aspectos de los establecidos por otros organismos de control del Estado.

A continuación se describen las principales políticas y prácticas contables que la Compañía utiliza en la preparación de sus estados financieros:

Unidad de medida

La moneda utilizada por la Compañía para registrar las transacciones efectuadas en reconocimiento de los hechos económicos es el peso colombiano. Para efectos de presentación de los estados financieros, las cifras se presentan en miles de pesos, a menos que se indique lo contrario.


Período contable y estados financieros comparativos

Por disposición de los estatutos de la Compañía, el corte de cuentas para la elaboración de los estados financieros de propósito general a partir del año 2012, se efectúa el 31 de diciembre de cada año. Para efectos comparativos, los estados financieros adjuntos se compararon con las cifras de los estados financieros aprobados por la Asamblea General de Accionistas, correspondientes al 31 de diciembre de 2012 para los balances generales, los estados de resultados, de cambios en el patrimonio de los accionistas, de cambios en la situación financiera y de flujos de efectivo.

De acuerdo a lo establecido en la Resolución 400 de 1995 de la Superintendencia Financiera de Colombia, la Compañía prepara además información financiera trimestralmente con destino a dicha Superintendencia con cortes a marzo, junio y septiembre.

Materialidad en la revelación de los estados financieros consolidados

El criterio de materialidad fijada para la revelación a través de notas en los estados financieros es del 5% sobre el total de los activos para los rubros que integran el balance general y del 5% sobre los ingresos brutos para los rubros que conforman el estado de resultados.

Ajustes por inflación

Hasta el 2005 la Compañía ajustó, conforme a las normas vigentes, sus cuentas no monetarias para reflejar los efectos de la inflación. Los activos y pasivos no monetarios y el patrimonio se actualizaban monetariamente en forma prospectiva mediante el uso del Porcentaje de Ajuste del Año Gravable (PAAG), con excepción del superávit por valorizaciones de activos y de las cuentas de resultados. Los ajustes respectivos se llevaban a la cuenta de corrección monetaria del estado de resultados o a la cuenta de crédito por corrección monetaria diferida en el balance general, si los activos que generaban dichos ajustes se encontraban en proceso de construcción o instalación. El ajuste por inflación del patrimonio destinado a financiar dichos activos se contabilizaba como cargo por corrección monetaria diferida en el balance general, tomando como base la proporcionalidad existente entre el patrimonio y el total de activos de la Compañía. Las correcciones monetarias diferidas se amortizan a partir del momento en que se deprecian los activos que las originaron, de acuerdo con el método utilizado para depreciar los activos correspondientes.

Bases de consolidación

La Compañía debe preparar estados financieros individuales de propósito general sin consolidar, los cuales se presentan a la Asamblea General de Accionistas y son los que sirven de base para la distribución de utilidades; adicionalmente, el Código de Comercio exige la elaboración de estados financieros de propósito general consolidados, los cuales también se presentan a la Asamblea General de Accionistas para su aprobación, pero no sirven de base para la distribución de utilidades.

Los estados financieros incluyen las cuentas de las empresas en las cuales la Compañía posee en forma directa o indirecta más del 50% del capital social o que, sin poseerlo, tiene su control administrativo.

Los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2013 y 2012 incluyen los estados financieros de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, y su filial Gas Natural del Cesar S.A., ESP. El método de consolidación utilizado fue el de integración global, y el porcentaje de participación directa sobre la subordinada al 31 de diciembre de 2013 y 2012 fue del 55,94%.

El proceso de consolidación implicó la eliminación de saldos y transacciones de las Compañías incluidas en el proceso de consolidación, de acuerdo con el origen de la transacción, tanto en cuentas de balance como de resultados, así:

- El patrimonio de la subordinada se eliminó contra la inversión que posee la Compañía en esta, y se reconoció el interés minoritario correspondiente en el balance general consolidado.

- El ingreso por método de participación de la Compañía se eliminó contra la ganancia del año de la subordinada, reconociendo los intereses minoritarios correspondientes en el estado de resultados consolidado.

- Los saldos por cobrar y pagar, ventas, otros ingresos, costos y gastos se eliminaron en el proceso.

- El importe del interés minoritario se calculó con base en el porcentaje de participación de la inversión que poseen los otros accionistas en la Compañía subordinada


El valor de los activos, pasivos, patrimonio y resultados del ejercicio al 31 de diciembre de 2013 y 2012 y su filial, se presentan a continuación:

Saldos al 31 de diciembre de 2013

Activo Pasivo Patrimonio Ganancia del Año

Gas Natural del Oriente S.A.. ESP 247.014.090 67.237.507 179.776.583 18.867.900

Gas Natural del Cesar S.A.. ESP 33.905.719 11.821.193 22.084.526 3.365.552

Saldos al 31 de diciembre de 2012

Activo Pasivo Patrimonio Ganancia del Año

Gas Natural del Oriente S.A.. ESP 254.490.427 62.599.578 191.890.849 24.157.447

Gas Natural del Cesar S.A.. ESP 35.645.867 11.951.186 23.694.681 4.121.864

El efecto de la consolidación de Gas Natural del Oriente S.A., ESP y su subordinada, con respecto a los estados financieros de la primera, generó un incremento en el activo de $21.485 millones, (2012, $22.369 millones) y una participación minoritaria de $9.731 millones, (2012, $10.441 millones).

Efectivo y equivalentes de efectivo

Para propósitos de preparación y presentación del balance general, el estado de cambios en la situación financiera y el estado de flujos de efectivo, el efectivo en caja y bancos y las inversiones temporales de renta fija, con vencimiento inferior a tres meses, se consideran efectivo y equivalentes de efectivo.

Conversión de transacciones y saldos en moneda extranjera

Las transacciones en moneda extranjera se contabilizan a las tasas de cambio aplicables que estén vigentes en sus respectivas fechas. Al cierre de cada ejercicio los saldos activos y pasivos en moneda extranjera se ajustan a la tasa de cambio representativa del mercado, certificada por la Superintendencia Financiera de Colombia. La diferencia en cambio resultante de deudas en moneda extranjera por la adquisición de inventarios y propiedades, gasoductos y equipo se capitaliza hasta que el activo esté en condiciones de enajenación o uso. Todas las demás ganancias y pérdidas en cambio se incluyen en los resultados del período.

Inversiones

La Compañía clasifica y valúa sus inversiones de conformidad con la Circular 011 de 1998, emitida por la Superintendencia Financiera de Colombia, de acuerdo con la intención de su realización por parte de la Gerencia en inversiones negociables, antes de tres años, y permanentes después de tres años, y de acuerdo con los rendimientos que generen, en inversiones de renta fija y de renta variable.

a) Las inversiones temporales se registran al costo.

b) Las inversiones negociables de renta variable y las participativas permanentes en no controladas se valúan al valor intrínseco de la acción, de acuerdo con la última información suministrada por el emisor. Si el valor intrínseco es superior al costo ajustado, la diferencia genera una valorización en el ejercicio, que se registra en la cuenta de valorización con abono a superávit por valorización. Si el valor intrínseco es inferior, en el caso de las inversiones negociables de renta variable la diferencia afectará en primer lugar la valorización hasta agotarla, y en el evento de ser mayor, tal valor se registrará como una provisión con cargo a resultados del ejercicio, mientras que para las inversiones participativas permanentes en no controladas esta diferencia se registra como un mayor o menor valor en la cuenta de valorizaciones, con abono o cargo a la cuenta de superávit por valorizaciones.


Deudores

Las cuentas por cobrar se registran al costo. La provisión para cuentas de difícil cobro se revisa y actualiza periódicamente con base en análisis de edades de saldos y evaluaciones de la cobrabilidad de las cuentas efectuadas por la administración. Cuando resulta pertinente se provisionan los valores adeudados sobre los cuales la administración considera tienen baja probabilidad de recuperación, y en todos los casos por conceptos de cartera cuyo vencimiento de pago supere los 180 días de morosidad.

Inventarios

Los inventarios de materiales son valuados al costo promedio. El inventario de gas existente en la red de distribución se contabiliza al costo promedio de compra y transporte del último mes.

Los consumos de inventario de materiales se cargan a la cuenta de construcciones en curso o al costo de operación.

La provisión para protección de inventarios se revisa y actualiza periódicamente, con base en análisis técnicos de obsolescencia y lento movimiento.

Propiedades, gasoductos y equipo

Las propiedades, gasoductos y equipo se contabilizan al costo. Las ventas y retiros de estos activos se descargan al costo neto, incluyendo el ajuste por inflación que se hubiese causado hasta diciembre de 2005; y las diferencias entre el precio de venta y el costo neto ajustado se llevan a resultados.

La Compañía realizó un estudio de los tiempos de dedicación destinados para la construcción de las redes de alta y media presión por parte de las áreas involucradas, a efectos de determinar y registrar la porción de los costos de personal que son susceptibles de capitalización como mayor valor del activo en curso.

La depreciación de propiedades, gasoductos y equipo se calcula por el método de línea recta, con base en la vida útil probable de los activos.

La tasa de depreciación anual para cada rubro de activos es:

Las reparaciones y el mantenimiento de estos activos se cargan a resultados, en tanto que las mejoras y adiciones se agregan al costo de los mismos.

Las provisiones para propiedades, gasoductos y equipo se revisan y actualizan al final de cada ejercicio. Periódicamente, cuando resulta pertinente, se cargan a la provisión las sumas correspondientes.

Edificaciones 2%

Redes de distribución 4%

Gasoductos y estaciones receptoras 5%

Maquinaria y equipo, muebles y equipos de oficina 10%

Equipos de comunicación 10%

Vehículos 20%

Equipos de cómputo 20%


Cargos diferidos

Se registran como cargos diferidos los siguientes conceptos:

a) El impuesto sobre la renta diferido, el cual se amortiza en los períodos en los cuales se revierten las diferencias temporales que lo originaron.

b) El cargo por corrección monetaria diferida débito, que se cargó hasta el año 2005, se amortiza en proporción a la vida útil del activo relacionado, a partir de la fecha en que este entró en la etapa productiva.

c) Mejoras en propiedad ajena, se amortizan a la tasa del 33% anual.

Intangibles

Se registran como intangibles los costos de adquisición de programas de computador, los cuales se amortizan con cargo a resultados a la tasa del 33% anual.

Bienes adquiridos en leasing

Los bienes adquiridos en leasing financiero se reconocen por el valor del contrato, el cual corresponde al valor presente de los cánones y opción de compra, pactados y calculados a la fecha de iniciación del mismo, los cuales se deprecian con cargo a resultados en el término de duración del contrato.

Valorizaciones de activos

Las valorizaciones de activos que forman parte del patrimonio incluyen:

a) Excesos de avalúos técnicos de propiedades, gasoductos y equipo sobre su respectivo costo neto. Dichos avalúos se preparan como mínimo cada tres años. Los últimos, por clase de activos, fueron los siguientes:

- Los gasoductos, las redes y las estaciones receptoras de la Compañía y su subordinada se encuentran valuados por expertos internos de la Compañía a 31 de diciembre de 2013, por el método de flujo de caja descontado neto.

- Los terrenos y edificaciones ubicados en Bucaramanga, Lebrija, San Pablo, Puerto Wilches y Barrancabermeja se encuentran valuados por Juan Pablo Rueda Sanmiguel, inscrito en el Registro Nacional de Avaluadores R.N.A, a 31 de octubre de 2012, por el método de precios de mercado.

- Las estaciones de servicio GNV de la Compañía, se encuentran valuados por Avalúos Salazar Giraldo Ltda., a su valor de reposición afectado por un valor de demérito, de acuerdo con la vida útil transcurrida de estos activos a diciembre de 2013.

b) La diferencia entre el valor intrínseco de las inversiones permanentes sobre su valor en libros.

Obligaciones laborales

Las obligaciones laborales se ajustan al final de cada ejercicio, con base en las disposiciones legales y los convenios laborales vigentes. La Compañía y su subordinada no tienen directamente a su cargo pasivo por pensiones de jubilación.

Impuesto sobre la renta

El impuesto sobre la renta se determina con base en estimaciones. La provisión para impuesto sobre la renta llevada a resultados incluye, además del impuesto sobre la renta gravable del ejercicio, los efectos impositivos de las partidas de ingresos, costos y gastos que son reportados para propósitos tributarios en años diferentes a aquellos en que se registran para propósitos contables, los cuales se contabilizan como impuesto sobre la renta diferido.


Pasivos estimados

Los pasivos estimados comprenden los valores provisionados por concepto de obligaciones para costos, gastos y contingencias cuya posibilidad de ocurrencia es probable. Se actualizan, cuando sea el caso, al tipo de cambio o valor de cotización de la moneda funcional o unidad de medida en que se debe efectuar su pago, o asumir el sacrificio económico.

Otros pasivos

Los otros pasivos comprenden el valor de los dineros recibidos por la Compañía a favor de terceros, según convenios de facturación y recaudos vigentes.

Cuentas de orden

Se registran bajo cuentas de orden los derechos y responsabilidades contingentes, tales como el valor de las garantías de los contratos de suministro y transporte de gas; bienes recibidos de terceros; litigios y demandas cuya resolución es incierta, entre otros. Por otra parte, se utilizan cuentas de orden fiscales para registrar diferencias entre las cifras contables y las cifras para efectos tributarios.

Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

Los ingresos, costos y gastos se reconocen en resultados por el sistema de causación.

Gastos generales de operación

Los costos de operación relacionados con la comercialización de los servicios prestados por la Compañía, son revelados en las notas a los estados financieros y el estado de resultados de manera separada, como gastos generales de operación.

Ganancia neta por acción

La ganancia neta por acción se calcula con base en el promedio ponderado de las acciones en circulación durante cada período.

Cambios normativos

El 27 de diciembre de 2013 el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo expidió los decretos 3023 y 3024 que modifican y aclaran el ámbito y cronograma de aplicación previstos para los preparadores de información del Grupo 1 en el Decreto 2784 de 2012. A través del primero se adicionan las enmiendas a las normas internacionales emitidas durante el año 2013 y publicadas hasta agosto de ese año por la IASB; y a través del segundo se precisa el ámbito de aplicación para los preparadores de información del Grupo 1, el cronograma previsto y las fechas de reporte de los primeros estados financieros con la aplicación del nuevo marco técnico, establecida para el 31 de diciembre de 2015 y se indica que para el caso de los emisores de valores, se deberán presentar estados financieros de periodos intermedios durante el año 2015.

El Decreto 3024 también precisa que los preparadores de información financiera pertenecientes al Grupo 1 que hayan utilizado las Normas Internacionales de Información Financiera - NIIF con anterioridad a la fecha de transición, podrán utilizar estas cifras para su balance de apertura, siempre y cuando hayan entregado estados financieros a un usuario externo en los que se incluya una declaración explícita y sin reserva del cumplimiento de las NIIF.

Por otra parte, da precisiones para la aplicación del presente decreto a las nuevas entidades que se constituyan, el tiempo mínimo de permanencia dentro del Grupo 1, y las directrices que deben tener en cuenta las entidades que no pertenezcan al Grupo 1 y que decidan voluntariamente usar el marco regulatorio dispuesto en los anexos de los Decretos 2784 de 2012 y 3023 de 2013.

El 31 de octubre de 2013 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios expidió la Circular Externa No. 20131000000044, con instrucciones relacionadas con el proceso de convergencia a estándares internacionales de información financiera, en las cuales se destaca: la adecuación por parte de las empresas de los sistemas de información; la solicitud de información bajo NIIF a través de las


estructuras de reporte XBRL, por sus siglas en inglés –eXtensible Business Report Language; la responsabilidad del Representante Legal frente al proceso de implementación, preparación y remisión de la información financiera bajo NIIF y los roles del Gobierno corporativo dentro del proceso de convergencia.

El 26 de diciembre de 2013 la Superintendencia Financiera de Colombia expidió la Circular Externa No. 038, mediante la cual da instrucciones para sus vigilados frente al proceso de implementación de las NIIF. Asimismo, precisa que para las entidades emisoras de valores sujetas a control concurrente por parte de esta Superintendencia y que en virtud de su objeto social se encuentren bajo vigilancia de otra entidad de supervisión, la función de la Superintendencia Financiera de Colombia se orientará a verificar el cumplimiento de la normatividad en materia de divulgación de información, aplicable a quienes participen en el mercado de valores.

Reclasificaciones de estados financieros

Ciertas cifras incluidas en los estados financieros al 31 de diciembre de 2012 se reclasificaron para propósitos comparativos.

Nota 3. Transacciones en moneda extranjera

Las normas básicas existentes en Colombia permiten la libre negociación de divisas extranjeras a través de bancos y demás instituciones financieras a tasas libres de cambio. No obstante, la mayoría de las transacciones en moneda extranjera todavía requieren el cumplimiento de ciertos requisitos legales.

Las operaciones y saldos en moneda extranjera se convierten a la tasa de cambio representativa del mercado certificada por la Superintendencia Financiera de Colombia, la cual fue utilizada para la preparación de los estados financieros. La tasa de cambio representativa del mercado al 31 de diciembre de 2013 fue de $1.926,83 (2012 - $1.768,23) por US$1. Para efectos del cierre al 31 de diciembre de 2013, se utilizó la tasa representativa del mercado de $1.935,93 por US$1 (2012 - $1.779,79 por US$1) y de $2.646,22 por €1. El promedio de la tasa de cambio durante 2013 fue $ por US$1.869,10 (2012 - $1.797,79 por US$1)


2013

US$Equivalente en miles

de pesos EurosEquivalente en miles de pesos

Activos

Anticipos y avances 484.282 937.536 - -

Total activos en moneda extranjera 484.282 937.536 - -

Pasivos

Proveedores nacionales 245.589 475.443 9.169 24.263

Cuentas por pagar a vinculados y empresas del grupo 1.326 2.567 - -


Total pasivos en moneda extranjera 365.721 708.010 9.169 24.263

Posición activa (pasiva) neta en moneda extranjera 118.561 229.526 (9.169) (24.263)

2012

US$Equivalente en miles

de pesos EurosEquivalente en miles de pesos

Activos

Anticipos y avances 474.426 844.378 - -

Otros deudores 50 90 - -

Total activos en moneda extranjera 474.476 844.468 - -

Pasivos

Proveedores 285.841 508.736 - -


Total pasivos en moneda extranjera 289.943 516.038 - -

Posición activa neta en moneda extranjera 184.533 328.430 - -

La Compañía y su subordinada tenían los siguientes activos y pasivos en moneda extranjera contabilizados por su equivalente en pesos al 31 de diciembre:

Nota 4. Efectivo y equivalentes de efectivo

El efectivo y equivalentes de efectivo al 31 de diciembre comprendía:

2013 2012

Caja 14.378 23.635

Bancos moneda nacional 4.795.290 1.684.644

Cuentas de ahorro moneda nacional 480.677 384.818

Inversiones temporales renta fija 2.166.185 680.730

Depósitos en instituciones financieras y cooperativas 1.953.426 268.038

Fondos especiales 13.961 101

Efectivo y equivalentes de efectivo 9.423.917 3.041.966

En el saldo del efectivo y equivalentes de efectivo a 31 de diciembre de 2013 y 2012 no se tenían fondos comprometidos con entidades financieras, o algún tipo de restricciones.


Nota 5. Cuentas por cobrar, neto

Las cuentas por cobrar, neto que se relacionan a continuación, no tienen restricciones o gravámenes sobre las mismas. Al 31 de diciembre comprendían:

2013 2012

Clientes

Consumo de gas 11.646.845 15.061.970

Derechos de conexión (1) 4.933.662 3.823.436

Financiación de red interna y adicionales 4.487.645 4.460.860

Revisión técnica reglamentaria 2.854.418 956.175

Títulos valores descontados 139.583 935.251

Financiación GNV con garantía personal - 51.444

24.062.153 25.289.136

Anticipos y avances, incluye USD$484.282 (2012- USD $474.426) 7.817.734 9.082.946

Cuentas en participación 2.333.947 3.106.227

Otras cuentas por cobrar 2.254.587 1.946.176

Deudores oficiales (2) 2.008.330 66.969

Subsidios (3) 1.730.612 6.098.762

Vinculados económicos (Nota 12) 1.071.477 1.300.961

Cuentas por cobrar a trabajadores (4) 206.542 247.718

Contrato de mandato 138.807 141.099

Accionistas, incluye (2012 -USD $50) (Nota 13) 44.067 27.319

Depósitos 398 398

41.668.654 47.307.711

Menos - Parte a largo plazo 5.027.925 5.669.659

36.640.729 41.638.052

Menos - Provisión para deudores (5)

Saldo inicial 2.391.543 2.249.219

Provisión del periodo 324.225 312.052

Recuperación de cartera (1.351) (90.294)

Castigo de cartera (59.651) (79.434)

2.654.766 2.391.543

Parte corriente 33.985.963 39.246.509


(1) Gas Natural del Oriente S.A., ESP, financia el 100% del valor de los derechos de conexión, incluyendo la acometida y el medidor para los estratos 1, 2 y 3, acogiéndose a las disposiciones de la Ley 142 de 1994. Por política de la Compañía se extendió este beneficio a los estratos 4, 5 y 6, y a los sectores comercial e industrial; adicionalmente se financia la construcción de la red interna, gasodomésticos, y las reparaciones que se generen producto de las revisiones técnicas reglamentarias, a tasas de interés que no superan la máxima legal autorizada.

(2) Los deudores oficiales incluyen principalmente el saldo a favor por concepto de impuesto de renta por $1.940 millones.

(3) Corresponde al saldo neto en Gas Natural del Cesar S.A., ESP, del fondo de solidaridad y redistribución de ingresos por subsidios otorgados y contribuciones facturadas en el servicio público de gas natural domiciliario, efectuadas a partir de los consumos de gas y las tarifas vigentes aplicables, de conformidad con lo establecido en la Resolución 186 de 2010 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en cumplimiento del artículo 1 de la Ley 1428 de 2010, para la liquidación, cobro, recaudo y manejo, según lo establecido en los decretos 847 de 2001 y 201 de 2004.

(4) Corresponde a préstamos a trabajadores, los cuales se hacen para satisfacer necesidades de vivienda. La tasa de interés está entre el 10% y el 12% EA, el plazo máximo otorgado es de 96 meses y el monto máximo de los préstamos es hasta 35 sueldos básicos del empleado sin exceder de 90 SMMLV.

(5) Conforme a la política de la Compañía son clasificadas como cuentas de difícil cobro y provisionadas al 100%, las cuentas por cobrar sobre las cuales la Compañía considera tener una baja probabilidad de recuperación, y en todos los casos por conceptos de cartera cuyo vencimiento de pago supere los 180 días de morosidad. La provisión para deudores incluye la provisión de cartera por concepto de venta de gas a los mercados doméstico-comercial, gas natural vehicular y cartera derivada por la venta de bienes o prestación de servicios de otros conceptos.

La siguiente es la clasificación de las cuentas por cobrar a los clientes por días de vencimiento:

2013 2012

Corrientes 17.689.153 18.216.524

Vencidas

Hasta 30 días 294.222 278.146

Entre 31 y 60 días 75.917 152.937

Entre 61 y 90 días 48.100 50.589

Entre 91 y 180 días 66.867 97.321

Más de 180 días 992.166 823.960

1.477.272 1.402.953

Cuentas por cobrar a largo plazo (1) 4.895.728 5.669.659

Total 24.062.153 25.289.136

Los años estimados para el recaudo de las cuentas por cobrar a largo plazo, a 31 de diciembre de 2013 son como sigue:

Año Clientes (1)Otras cuentas por cobrar de

largo plazo (2) Total

2015 3.243.617 132.197 3.375.814

2016 1.350.733 - 1.350.733

2017 y siguientes 301.378 - 301.378

Cuenta por cobrar no corriente (1) 4.895.728 132.197 5.027.925


(1) El valor de las cuentas por cobrar a clientes corresponde a la financiación de los derechos de conexión, internas, gasodomésticos y reparaciones, bajo las condiciones mencionadas anteriormente en la presente nota. La tasa de interés aplicable a estas financiaciones a 31 de diciembre de 2013 fue del 2,17% mensual vencida (2012 - 2,27%).

(2) El saldo de otras cuentas por cobrar de largo plazo comprende la compra de cartera de conversiones a GNV – Gas Natural Vehicular.

Nota 6. Inversiones permanentes, neto

Las inversiones permanentes, neto de provisiones relacionadas a continuación no tienen restricciones o gravámenes sobre las mismas. Al 31 de diciembre, comprendían:

2013 2012

Fecha de certificación del valor intrinseco

Valor de Valor de

Costo Mercado (1) Costo Mercado (1)


Promisan S.A. (En liquidación) 31-Oct-2012 1.879.362 (5.691) 1.879.362 13.659

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A. 31-Oct-2012 1.055.634 1.026.044 1.055.634 1.038.259


Promioriente S.A., ESP 30-Nov-2013 24.107.697 37.824.976 24.107.697 33.584.432

Transgas de Occidente S.A. 30-Nov-2013 2.835.818 29.627.027 2.835.819 28.893.549

Colombiana de Extrusión S.A. 30-Nov-2013 1.967.871 2.546.300 1.967.871 2.806.775

Concentra inteligencia en energía S.A.S 30-Nov-2013 84.000 75.382 84.000 74.568

31.930.382 71.094.038 31.930.383 66.411.242

Menos - Provisión para protección de Inversiones

1.914.643 - 1.883.078-

30.015.739 71.094.038 30.047.305 66.411.242

(1) El valor de mercado de las inversiones se determina con base en el valor intrínseco de las correspondientes acciones, de acuerdo con el certificado de inversión expedido por cada una de las sociedades. Al 31 de diciembre de 2013 se han reconocido valorizaciones por $41.078 millones (2012 - $36.364 millones) y provisiones acumuladas por $1.915 millones (2012 - $1.883 millones).


Los porcentajes de participación, número de acciones, valor nominal y clase de acción que poseía la Compañía al 31 de diciembre de 2013 eran los siguientes:

Actividad % poseídoNúmero de

accionesValor

nominal

Utilidades / pérdidas

del periodo


Promisan S.A. (En liquidación) Servicios 3,231 113.827.050 1,00 (*)

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A. Servicios 2,140 30.537.045 5,86 (*)


Promioriente S.A., ESP Transporte de gas 20,00 241.076.953 100 (*)

Transgas de Occidente S.A. Transporte de gas 14.00 19.160.940 148 (*)

Colombiana de Extrusión S.A. Manufacturera 10,00 157.710 1.400 (*)

Concentra inteligencia en energía S.A.S Servicios 4,76 84.000 1.000 (*)

(*) Para estas sociedades no se posee información sobre utilidades o pérdidas del período a la fecha de presentación de los estados financieros.


Nota 7. Propiedades, gasoductos y equipo, neto

Las propiedades, gasoductos y equipo relacionados a continuación, junto con su correspondiente depreciación acumulada, son de plena propiedad y control de la Compañía y no existen restricciones o gravámenes sobre los mismos. Al 31 de diciembre comprendían:

La depreciación cargada a resultados por el año terminado el 31 de diciembre de 2013 fue de $4.695 millones (2012, $4.522 millones). En Gas Natural del Cesar S.A., ESP, existe depreciación diferida por valor de $5.138 millones (2012, $5.302 millones) que refleja el efecto de las mayores depreciaciones fiscales de los activos sobre las contables dado que para efectos fiscales los activos se deprecian por el método de reducción de saldos.

Costo Depreciación Valor

2013 ajustado acumulada Costo neto Valorización realización

Terrenos 117.202 - 117.202 7.447.164 7.564.366

Edificaciones 4.275.796 2.825.973 1.449.823 2.639.424 4.089.247


Gasoductos 35.001.326 15.884.563 19.116.763 54.128.404 73.245.167


Equipo de computación y comunicación 4.036.137 3.782.752 253.385 - 253.385

Maquinaria y equipo 22.050.408 13.227.790 8.822.618 685.385 9.508.003

Flota y equipo de transporte 751.952 655.546 96.406 - 96.406

Muebles y equipos de oficina 1.667.154 1.421.521 245.633 - 245.633

154.356.185 101.929.765 52.426.420 93.982.852 146.409.272

Costo Depreciación Valor

2012 ajustado acumulada Costo neto Valorización realización

Terrenos 117.202 - 117.202 7.447.164 7.564.366

Edificaciones 4.275.794 2.784.172 1.491.622 2.639.424 4.131.046


Gasoductos 34.205.213 14.522.069 19.683.144 65.211.035 84.894.179


Equipo de computación y comunicación 3.935.061 3.700.116 234.945 186.196 421.141

Maquinaria y equipo 21.433.119 11.313.264 10.119.855 2.757.840 12.877.695

Flota y equipo de transporte 751.952 615.958 135.994 180.896 316.890

Muebles y equipos de oficina 1.641.577 1.375.596 265.981 232.265 498.246

150.506.201 97.234.369 53.271.832 106.871.931 160.143.763


Nota 8. Bienes adquiridos en leasing

El saldo de los bienes adquiridos en leasing al 31 de diciembre de 2013 por $41 millones (31 de diciembre de 2012, $130 millones) corresponde al valor neto de los contratos de arrendamiento de vehículos a un plazo de 60 meses y cuya depreciación cargada a resultados por el año terminado en 2013 fue de $90 millones (2012, $116 millones). Las condiciones son las siguientes:

Nota 9. Valorizaciones de activos

Las valorizaciones de activos al 31 de diciembre, comprendían:

2013 2012

Exceso de avalúos de Propiedades, gasoductos y equipo sobre su costo en libros (Nota 7)93.982.852 106.871.931

Exceso del valor intrínseco de las inversiones permanentes sobre su costo neto en libros (Nota 6)

41.078.299 36.363.937

135.061.151 143.235.868

Naturaleza de los contratos Leasing financiero

Plazo acordado 60 meses

Número pendiente de cánones pendientes de pago 2

Valor de cánones pendiente 72.416

Monto promedio de opción de compra 14.771


Nota 10. Obligaciones financieras

Las obligaciones financieras al 31 de diciembre, comprendían:

Entidad Financiera Vencimiento Monto del principal 2013 2012

Préstamos bancarios en moneda nacional (1)

Davivienda 30-Sep-13 3.500.000 - 875.000

Davivienda 29-Oct-13 4.000.000 - 1.333.333

Davivienda 8-Nov-13 11.000.000 - 3.666.667

Popular 27-Dic-13 6.800.000 - 2.266.667

Bancolombia 30-Jun-14 1.500.000 - 750.000

Popular 9-Nov-14 8.500.000 - 5.666.667

Popular 30-Nov-14 6.000.000 - 4.000.000

Banco Caja Social Colmena 9-Dic-14 10.000.000 - 6.666.667

Popular 28-Dic-14 2.500.000 - 1.666.667

BBVA Colombia 20-Mar-15 2.100.000 2.100.000 2.100.000

Bancolombia 28-Mar-15 3.900.000 - 2.925.000

Bancolombia 2-Abr-15 502.000 - 418.340

Popular 12-Abr-15 2.510.000 - 2.091.700

Sudameris 8-Jun-15 2.800.000 - 2.333.333

Av Villas 4-Dic-15 600.000 - 600.000

Av Villas 26-Dic-15 4.000.000 - 4.000.000

Banco de Occidente 11-Mar-16 3.000.000 2.250.000 -

Banco Citibank 11-Abr-14 6.000.000 6.000.000 -

Popular 12-Abr-14 3.500.000 3.500.000 -

Popular 12-Abr-14 1.000.000 1.000.000 -

Sudameris 13-Jun-16 2.000.000 2.000.000 -

Popular 25-Jun-16 15.748.360 13.123.633 -

Popular 25-Jun-16 6.866.669 5.722.224 -

Bancolombia 26-Mar-16 13.226.064 10.821.325 -

Bando de Bogotá 17-Jun-13 800.000 - 800.000

AV Villas 18-Jan-14 800.000 - 500.000

AV Villas 23-Jan-14 254.000 - 159.114

Bando de Bogotá 30-Jul-13 1.700.000 - 850.000

Bando de Bogotá 18-Oct-13 1.000.000 - 1.000.000

Bancolombia 25-Abr-15 700.000 - 583.333

Sudameris 24-Oct-15 2.000.000 - 2.000.000

Popular 26-Dic-15 800.000 - 800.000

Popular 23-Dic-16 719.286 719.286 -

Popular 23-Dic-16 825.000 825.000 -

AV Villas 21-Mar-16 650.000 487.500 -

Sudameris 11-Jun-16 500.000 416.667 -

Sudameris 17-Jun-16 500.000 500.000 -

Bancolombia 26-Dic-15 4.828.802 3.863.041 -

53.328.676 48.052.488

Contratos de leasing

BBVA Leasing 28-Jul-13 175.582 - 40.832

BBVA Leasing 28-Jul-13 87.294 - 20.316

BBVA Leasing 25-Jul-14 197.850 27.347 69.980

BBVA Leasing 3-Sep-15 97.565 45.069 63.129

53.401.092 48.246.745

Menos Parte a corto plazo 26.676.693 21.237.013

Parte a corto plazo 26.724.399 27.009.732


Nota 11. Cuentas por pagar

Las cuentas por pagar al 31 de diciembre, comprendían:

2013 2012

Vinculados económicos, Incluye USD$1.326 (2012, USD$32.935) (Nota 12) 2.648.205 2.342.390

Subsidios asignados (1) 2.128.367 -

Accionistas (Nota 13) 433.026 1.789.334

Acreedores varios, incluye USD$28.811 289.615 323.471

Retención sobre contratos 74.026 74.026


(1) Corresponde al saldo neto del fondo de solidaridad y redistribución de ingresos por subsidios otorgados y contribuciones facturadas en el servicio público de gas natural domiciliario, efectuadas a partir de los consumos de gas y las tarifas vigentes aplicables, de conformidad con lo establecido en la Resolución 186 de 2010 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en cumplimiento del artículo 1 de la Ley 1428 de 2010, para la liquidación, cobro, recaudo y manejo, según lo establecido en los decretos 847 de 2001 y 201 de 2004.

El decreto 4956 de 2011, el cual señala que los usuarios industriales de gas natural domiciliario cuya actividad económica principal se encuentre registrada en el Registro Único Tributario – RUT – al 31 de diciembre de 2011, en los códigos 011 a 456, no serán objeto del cobro de la contribución de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994.

(1) Las obligaciones financieras en moneda nacional se encuentran garantizadas con pagarés firmados con cada una de las entidades bancarias. Los intereses causados por obligaciones financieras por el año terminado el 31 de diciembre de 2012 fueron de $3.760 millones (2012, $3.897 millones), con costo promedio de deuda de 5,92% en la Compañía y 6,16% en su subordinada.

El siguiente es el detalle del vencimiento de las obligaciones a largo plazo al 31 de diciembre de 2013:

Año Valor

2015 4.175.809

2016 22.500.884

26.676.693


Nota 12. Vinculados económicos

Los saldos por cobrar y por pagar a los vinculados económicos incluyen los derechos y obligaciones con las Compañías del grupo y sociedades donde se tiene una participación, directa o indirecta, igual o superior al 10% de sus acciones en circulación o de sus cuotas o partes de interés social. A 31 de diciembre estos saldos comprendían:

2013 2012

Cuentas por cobrar



Electrificadora del Caribe S.A., ESP 225 -

Empresas del grupo


1.071.477 1.300.961

Cuentas por pagar




Electrificadora del Caribe S.A. ,ESP - 1.108



Gas Natural Servicios Integrales SAS 44 1.228

2.083.096 2.075.133

Empresas del grupo

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 523 5.264


565.109 267.257

2.648.205 2.342.390


Transacciones celebradas con Compañías vinculadas

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, las transacciones celebradas con las Compañías vinculadas fueron las siguientes:


2013 2012

Ingresos

Dividendos recibidos

Transgas de Occidente S.A. 988.720 1.451.359


1.497.032 1.834.064

Cuentas en participación


1.841.369 2.283.648

Otros

Promioriente S.A. - 897.879

Electrificadora del Caribe S.A., ESP 4.439 555

4.439 898.434

Costos

Transporte de gas


21.663.541 18.689.550

Servicios informáticos


Gas Natural Servicios Integrales SAS 10.600 502

72.210 58.630

Gastos

Servicios

Gas Natural Fenosa Telecomunicaciones 11.346 -

Transgas de Occidente S.A. 316 -

11.662 -

Compra de materiales


84.088 76.130

Gestión de reparación de internas - -


270.713 374.643


Transacciones celebradas con Compañías del grupo

Las transacciones celebradas con las empresas del grupo durante los años 2013 y 2012, son las siguientes:


2013 2012

Ingresos

Venta de materiales



107.970 72.258

Comisiones


16.452 25.047

Servicios

Gas Natural Servicios SAS - 123.166

- 123.166

Compra de materiales

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 11.356 21.776

11.356 21.776

Costos y gastos

Revisiones técnica reglamentaria y VTR

Gas Natural Servicios SAS 2.897.392 1.925.579

2.897.392 1.925.579

Comisión gestión de seguros


240.325 223.684

(1) Las operaciones de venta y compra de materiales efectuados con las Compañías del grupo, se realizan con un incremento del 5% sobre el costo. Para las ventas a terceros, esta Compañía aplica porcentajes entre el 10% y el 20%, dependiendo del tipo de producto. El efecto en resultados de la Compañía tomando en promedio un margen del 15%, es un menor ingreso para la Compañía de $9,8 millones.


Nota 13. Accionistas, miembros de la junta directiva y representantes legales

Los saldos con Accionistas al 31 de diciembre comprendían:

% de Participación 2013 2012

Cuentas por cobrar

Gas Natural S.A., ESP 54,5% 44.067 27.319

44.067 27.319

Cuentas por Pagar

Gas Natural S.A., ESP 54,5% 424.950 1.786.479

Electrificadora de Santander S.A., ESP 10,0% 8.074 2.853

Otros accionistas 2 2

433.026 1.789.334


Transacciones celebradas con accionistas

Por los años terminado en 31 de diciembre de 2013 y 2012, las transacciones celebradas con accionistas que poseen una participación igual o superior al 10% fueron las siguientes:


2013 2012

IngresosServicios

Gas Natural S.A., ESP 7.269 -Electrificadora de Santander S.A., ESP - 19.077

7.269 19.077Venta de materiales

Gas Natural S.A., ESP (1) 81.040 54.14181.040 54.141

Venta de gasGas Natural S.A., ESP (1) - 374.742

- 374.742Cargos por ATR

Gas Natural S.A., ESP 407.235 -407.235 -

CostosServicios

Gas Natural S.A., ESP 36.831 108.509Electrificadora de Santander S.A., ESP 136.747 119.772

173.578 228.281Compras de gas

Gas Natural S.A., ESP - 10.784.958- 10.784.958

Transporte de gasGas Natural S.A., ESP - 1.493.780

- 1.493.780Gastos

ServiciosGas Natural S.A., ESP 59.792 31.485

59.792 31.485Asistencia técnica

Gas Natural S.A., ESP 3.358.784 3.256.1803.358.784 3.256.180

Honorarios InformáticosGas Natural S.A., ESP 349.967 366.576

349.967 366.576

Compra de materialesGas Natural S.A., ESP (1) 203.701 301.187

203.701 301.187

Dividendos decretadosGas Natural S.A., ESP 13.286.053 7.264.647Inversiones de Gases de Colombia S.A. 8.342.497 4.477.572Electrificadora de Santander S.A., ESP 2.415.751 1.296.578Otros 955.624 1.316.198

24.999.925 14.354.995

(1) Las operaciones de venta y compra de materiales efectuados con Gas Natural S.A., ESP, se realizan con un incremento del 5% sobre el costo. Para las ventas a terceros, esta Compañía aplica porcentajes entre el 10% y el 20%, dependiendo del tipo de producto. El efecto en resultados de la Compañía tomando en promedio un margen del 15%, es un menor costo para la Compañía de $11,7 millones.


Operaciones con miembros de la Junta Directiva:

Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2013, se efectuaron pagos a miembros de la junta directiva por valor de $23,5 millones (2012, $51,7 millones). Ninguno de ellos posee participación accionaria en la Compañía.

Operaciones con el Representante Legal:

Durante el año 2013 no se registraron operaciones con el Representante Legal diferentes de las relacionadas con el vínculo laboral.

Nota 14. Impuestos, gravámenes y tasas

Los impuestos, gravámenes y tasas al 31 de diciembre comprendían:

2013 2012

Impuesto de industria, comercio, avisos y tableros 1.444.568 1.608.332

Impuesto al patrimonio 1.351.832 2.703.449

Impuesto de renta para la equidad CREE 870.792 -

Retención en la fuente 589.098 186.050

Impuesto de renta y complementarios vigencia anterior 386.981 -

Impuesto sobre las ventas por pagar 154.364 224.549

Impuesto de renta y complementarios - 1.454.214

4.797.635 6.176.594

Menos - Parte a largo plazo - 1.351.509


Impuesto al patrimonio

Mediante la Ley 1370 del año 2009 se estableció el impuesto al patrimonio por el año 2011 a cargo de los contribuyentes del impuesto a la renta. Por lo tanto, aquellos contribuyentes con patrimonio líquido superior a $5.000 millones deben pagar una tarifa del 4,8% y para patrimonios líquidos entre $3.000 millones y $5.000 millones una tarifa del 2,4%.

Mediante el Decreto de Emergencia número 4825 de diciembre de 2010 se incluyó un nuevo rango de contribuyentes obligados a este impuesto, estableciendo una tarifa del 1% para patrimonios líquidos entre $1.000 y $2.000 millones y del 1,4% para patrimonios entre $2.000 y $3.000 millones.

Por su parte el Decreto mencionado estableció una sobretasa del 25% sobre este impuesto, la cual es aplicable únicamente a los contribuyentes de impuesto al patrimonio de la Ley 1370 de 2009.

Mediante el Decreto 514 de 2010 se adicionó al artículo 78 del Decreto Reglamentario 2649 de 1993 con el siguiente Parágrafo Transitorio: “Los contribuyentes podrán imputar anualmente contra la cuenta de revalorización del patrimonio, el valor de las cuotas exigibles en el respectivo período del impuesto al patrimonio de que trata la Ley 1370 de 2009. Cuando la cuenta revalorización del patrimonio no registre saldo o sea insuficiente para imputar el impuesto al patrimonio, los contribuyentes podrán causar anualmente en las cuentas de resultado el valor de las cuotas exigibles en el respectivo período.”

El valor del impuesto incluyendo la sobretasa fue de $4.680 millones. El impuesto se causó el 1 de enero de 2011 y se paga en ocho cuotas (dos cuotas anuales) durante 4 años. La Compañía registró el monto total del impuesto al patrimonio con cargo a la cuenta de revalorización del patrimonio de acuerdo con lo establecido en el parágrafo transitorio del Decreto 514 de 2010 que adicionó el Artículo


78 del Decreto Reglamentario 2649 de 1993. En la Compañía subordinada el valor del impuesto fue de $727 millones, el cual se causo en su totalidad el 1 de enero de 2011 con cargo a resultados del ejercicio y debe pagarse en ocho cuotas durante cuatro años, en dos cuotas anuales.

Nota 15. Pasivos estimados

Los pasivos estimados al 31 de diciembre, comprendían:

2013 2012

Bienes y servicios pendientes de recibir factura 8.319.507 8.893.402

Provisiones para contingencias 405.627 405.627

Provisión para impuestos 164.618 -

8.889.752 9.299.029

Nota 16. Patrimonio de los accionistas

La siguiente es la composición del patrimonio de los accionistas al 31 de diciembre:

2013 2012

Capital Social

Autorizado 122.635.660 acciones de valor nominal de $100 c/u 12.263.566 12.263.566

Suscrito y pagado 12.263.566 12.263.566


Ganancias neta del período 18.867.900 24.157.447

Revalorizacion del patrimonio 9.909.120 9.909.120


179.776.583 191.890.849


Reserva legal

De acuerdo con la ley comercial colombiana, el 10% de la ganancia neta de cada ejercicio se debe apropiar como reserva legal hasta que el saldo de esta reserva sea equivalente, como mínimo, al 50% del capital suscrito. La reserva legal obligatoria no es distribuible antes de la liquidación de la Compañía, pero debe usarse para absorber pérdidas netas anuales.

Reserva para rehabilitación, extensión y reposición de los sistemas

En Gas Natural del Cesar S.A., ESP, esta reserva fue constituida para efectos del beneficio tributario, según lo dispuesto en el artículo 13 de la ley 633 de 2000.

La Asamblea General de Accionistas de Gas Natural del Cesar S.A., ESP, en su sesión del 21 de marzo de 2013 decretó la constitución de las siguientes reservas:

Cifras en pesos

-Reserva legal no gravada $412.186.429

-Reserva a disposición de la Junta Directiva $1.854.838.932


Reserva fiscal por depreciación diferida

En Gas Natural del Cesar S.A., ESP, esta reserva se constituye como requisito para la obtención de la devolución tributaria por la depreciación en exceso solicitada según disposiciones legales; en la medida en que las depreciaciones contabilizadas posteriormente exceden las solicitadas anualmente para efectos tributarios, se puede extinguir esta reserva mediante traslado a utilidades de cantidades iguales al 70% de dichos excedentes.


La Asamblea General de Accionistas de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, en su sesión del 21 de marzo de 2013 aprobó la distribución de utilidades generadas durante el período comprendido del 1 de enero al 31 de diciembre de 2012 por $24.157 millones, las cuales fueron canceladas en abril de 2013.

La Asamblea General de Accionistas en su sesión del 21 de marzo de 2013 decretó el reparto de los dividendos por $1.912 millones, de los cuales $1.854 corresponden a las utilidades del año 2012 y $57 millones a la distribución de la reserva por depreciación diferida, los cuales se cancelaron en el mes de mayo de 2013.


La revalorización del patrimonio refleja el efecto sobre el patrimonio originado por la pérdida del poder adquisitivo de la moneda. Su saldo sólo podrá ser distribuido como utilidad cuando la Compañía se liquide o se capitalice su valor de acuerdo con las normas legales.

Valor intrínseco de la acción

El valor intrínseco de la acción, calculado con base en 122.635.660 acciones en circulación y teniendo en cuenta el rubro de valorizaciones a 31 de diciembre de 2013 es de $1.466 (31 de diciembre de 2012 - $1.565)


Nota 17. Ingresos de operación

Los ingresos de operación por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Ventas de gas 122.193.255 126.933.974

Cargos por conexión 5.714.259 6.355.918

Revisión sistemática 4.175.381 2.482.834

Cargos por internas y adicionales 2.651.021 3.441.036

Intereses de financiación derechos conexión e internas 2.180.673 1.997.106

Reconexión y reinstalación 2.075.775 2.003.934

Contrato cuentas en participación 1.841.369 2.283.648

Venta materiales y equipos 1.252.190 1.264.272

Visita y servicios tecnicos 1.108.999 814.732

Comisiones 975.083 813.565

Mantenimiento y reparación 64.380 91.150

Indemnización por daños a la red 24.156 30.612

Ingresos detección anomalías por ventas de gas 1.504 9.640

Servicio cambio de medidor - 14.486

Diversos 827.505 923.476

145.085.550 149.460.383


Nota 18. Costos de operación

Los costos de operación por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Costo de suministro y transporte de gas 70.898.605 69.021.933

Depreciación 4.566.834 4.379.319

Mantenimiento y reparaciones 4.036.485 3.200.822

Costo revisiones sistemáticas 3.551.125 2.266.856

Costos de personal 3.009.655 3.308.084

Costos de conexiones 2.228.398 2.303.390

Servicios públicos 1.547.866 1.632.010

Publicidad, propaganda y actividades promocionales 1.432.247 2.161.388

Costos de internas y adicionales 1.238.598 1.376.314

Servicios técnicos 1.033.140 1.087.817

Costo venta materiales y equipos 994.540 1.015.541

Costo reconexiones y reinstalaciones 787.634 717.331




Costo inspección puesta en servicio 320.426 294.444


Proyecto de calidad prestación del servicio 311.378 267.245



Vigilancia 163.097 151.764

Combustibles y lubricantes 126.095 145.565


Costos de oficina 103.927 133.677

Costo visitas técnicas 49.186 -

Impresos y publicaciones 34.207 29.338

Costo servicio detección anomalías 32.832 40.484


Servicio cambio de medidor 6.431 11.808

Impuestos y contribuciones 1.979 1.955

Suscripciones y afiliaciones 836 -

Diversos 84.423 71.460

98.823.818 96.275.903


Nota 19. Gastos generales de administración

Los gastos generales de administración por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Asistencia técnica 3.880.762 3.764.330

Impuestos y contribuciones 2.834.476 2.822.444

Gastos de personal 922.696 992.924



Provisión para cuentas de difícil cobro 324.225 312.052

Cuotas de sostenimiento 280.132 373.502

Vigilancia 154.827 168.303

Servicios públicos 130.773 67.541

Depreciación 128.562 142.328

Publicidad, propaganda y actividades promocionales 98.762 54.906

Depreciación de bienes adquiridos en leasing 89.752 116.538


Amortizacion de Intangibles 39.581 75.108

Amortizacion de diferidos 37.317 24.800

Provisión para protección de inversiones 31.565 -

Impresos, publicaciones y susripciones 24.258 14.517



Contribuciones imputadas- Indemnizaciones 10.133 11.331


Mantenimiento y reparaciones 7.412 90.300


Provisión de inventario de materiales 4.365 124.993

Gastos de oficina 3.413 25.246


Combustibles y lubricantes - 380

Diversos 8.958 106.542

10.430.581 10.628.534


Nota 20. Gastos generales de operación

Los gastos generales de operación por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Recaudo 1.346.123 1.279.336

Entrega de facturas 1.191.066 1.296.797

Toma de lecturas 653.797 598.383

Atención al cliente en centros del gas 329.552 272.255

Servicio de Call center 274.632 334.623

Alquiler de impresoras 213.476 161.055

Honorarios cobro jurídico a clientes 62.773 94.131

Formas continuas facturas y comunicados 40.225 36.426

Diversos - 1.668

4.111.644 4.074.674


Nota 21. Egresos no operacionales, neto

Los egresos no operacionales, netos por los años terminados en 31 de diciembre, incluyeron:

2013 2012

Ingresos

Dividendos y participaciones recibidas 1.497.032 1.834.064

Intereses recibidos 375.662 747.638

Recuperacion de otros conceptos 370.728 503.863

Financiación de títulos valores 364.051 317.856


Descuentos recibidos 101.065 56.677

Recuperación de provisiones inventarios 45.882 -

Ingresos de ejercicios anteriores 21.243 13.413

Recuperación cartera castigada 17.413 19.390

Venta de material de reciclaje e inservible 1.635 2.302

Recuperación de provisiones cartera 1.351 90.294

Recuperación de provisiones activos fijos - 148.877

Recuperación de provisiones inversiones negociables - 39.723

Indemnizaciones - 2.163

Diversos 30.017 19.874

3.000.006 3.912.147

Egresos

Intereses 3.759.517 3.896.626


Comisiones y gastos bancarios 98.842 91.431

Donaciones 48.000 53.158

Pérdida en venta de activos - 7.147

Pérdida en retiro de inversiones - 4.875

Diversos 92.160 152.296

4.127.394 4.361.863

(1.127.388) (449.716)


Nota 22. Cuentas de orden

Las cuentas de orden al 31 de diciembre comprendían:

2013 2012

Deudoras

Diferencias fiscales 134.020.617 119.344.904

Activos totalmente depreciados 64.783.787 50.621.883

Otras deudoras de control 3.351.968 2.618.717

Derechos contingentes 3.145.335 3.302.697

205.301.707 175.888.201

Acreedoras

Fiscales 5.535.885 5.993.490

Acreedoras de control 4.240.313 7.329.366

Responsabilidades contingentes 340.690 328.244

10.116.888 13.651.100

195.184.819 162.237.101


Nota 23. Información sobre el personal empleado

Número de empleados

Al 31 de diciembre de 2013 Dirección y confianza Otros Total

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 61 17 78

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 20 4 24

81 21 102

Al 31 de diciembre de 2012 Dirección y confianza Otros Total

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 61 18 79

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 21 4 25

82 22 104

Costos y gastos de personal

Año terminado en 2013

Dirección y confianza Otros Total

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 2.435.516 678.751 3.114.267

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 681.737 136.347 818.084

3.117.253 815.098 3.932.351

2012 Dirección y confianza Otros Total

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 2.601.689 767.711 3.369.400

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 782.551 149.057 931.608

3.384.240 916.768 4.301.008


Gas Natural del Oriente S.A., ESPIndicadores Financieros Consolidados


Indicador Expresión 2013 2012 Explicación del Indicador

Liquidez

Razón corriente

(veces) 0,9 0,9 Indica la capacidad de la Compañía para hacer frente a sus deudas a corto plazo, comprometiendo sus activos corrientes.

La compañía por cada peso que debe en el corto plazo cuenta con $0,9 (2012, $0,9) pesos para respaldar sus obligaciones de corto plazo.

Nivel de endeudamiento

Nivel de Endeudamiento

% 32,4 30,0 Indica el grado de apalancamiento que corresponde a la participación de los acreedores en los activos de la Compañía.

Por cada peso que la compañía tiene invertido en activos, $32,4 centavos (2012, $30) han sido financiados por los acreedores.

Nivel de Endeudamiento (Sin Valorizaciones)

% 65,1 62.2 Indica el grado de apalancamiento que corresponde a la participación de los acreedores en los activos de la Compañía. (Sin valorizaciones).

Los acreedores de la compañía representan el 65,1% (2012, 62,2%) del total del activo, en caso que no se tengan en cuenta las valorizaciones.

Concentración del endeudamiento en el corto plazo

% 58,1 60,3 Señala el porcentaje de los pasivos que tienen vencimiento en menos de un año.

La compañía tiene el 58,1% (2012, 60,3%) de obligaciones financieras en el corto plazo, es decir; que su vencimiento se presentará en un periodo inferior a un año.

Financiero% 61,4 58,1 Indica la participación que tienen las

obligaciones financieras sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la compañía, el 61,4% (2012, 58,1%) corresponde a obligaciones financieras.

Proveedores y Acreedores% 38,6 41,9 Indica la participación que tienen los

proveedores y acreedores sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la compañía, el 38,6% (2012, 41,9%) corresponde a obligaciones con proveedores y acreedores.

Solvencia y cobertura

EBITDAEn millones de $ 36.942,0 43.656,0 Indica el valor de la utilidad operacional de la

empresa en términos de efectivo.La compañía generó durante el año 2013 un flujo de caja bruto de $ 36.942 millones (2012, $43.656 millones.)

Cobertura de EBITDA sobre gasto financiero

(veces) 9,6 10,9 Indica la capacidad de cubrimiento que la Compañía tiene sobre los gastos financieros.

El cubrimiento de la compañía con relación a sus gastos financieros es de 9,6 veces su Ebitda (2012, 10,9 veces)

Pasivo Total / EBITDA(veces) 2,4 1,9 Relación existente entre la deuda total y el

EBITDA generado en período de tiempo.La compañía generó una utilidad operacional de 2,4 veces superior a su deuda contratada (2012, 1,9 veces)

Rendimiento

Rendimiento del capital% 153,9 197,0 Indica el rendimiento de los aportes

realizados por los accionistas.Los accionistas de la compañía obtuvieron un rendimiento sobre su aporte de capital para el año 2013 del 153,9% (2012, 197 %)

Rendimiento del patrimonio% 10,5 12,6 Indica el rendimiento sobre la inversión

efectuada por los Accionistas.Los accionistas de la compañía obtuvieron un rendimiento sobre su inversion para el año 2013 del 10,5% (2012, 12,6 %)

Rendimiento del patrimonio (Sin Valorizaciones)

% 38,0 44,0 Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada por los Accionistas sin tener en cuenta las valorizaciones.

Los accionistas de la compañía obtuvieron un rendimiento sobre su inversion para el año 2013 del 38% (2012, 44 %), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos.

Rendimiento del activo% 7,0 8,7 Indica el rendimiento obtenido sobre los

activos totales de la compañía.Los activos de la compañía, con respecto a la utilidad neta, tuvieron un redimiento del 7% (2012, 8,7 %)

Rendimiento del activo (Sin Valorizaciones)

% 14,1 18,1 Indica el rendimiento obtenido sobre los activos totales de la compañía sin valorizaciones.

Los activos de la compañía, con respecto a la utilidad neta, tuvieron un redimiento del 14,1% (2012, 18,1%), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos

Rentabilidad

Margen operacional% 21,9 25,7 Indica el aporte de cada peso de las ventas

en la generación de la utilidad operacionalPor cada peso vendido por la compañía, se genera $21,9 centavos de utilidad operacional (2012, $25,7 centavos)

Margen EBITDA% 25,5 29,2 Representa el porcentaje de EBITDA

originado por cada peso de ingreso operacional.

Por cada peso vendido por la compañía, se genera $25,5 centavos de flujo de caja bruto (2012, $29,2 centavos)

Capital de trabajo

En millones de $ -5.533,2 -6.488,4 Expresa en términos de valor la disponibilidad a corto plazo que tiene la empresa para afrontar sus compromisos también a corto plazo.

El capital de trabajo neto de la compañía, al 31 de diciembre de 2012 fue de $-5.533,168 millones, (2012, $-6.488,404 millones)

EBITDA= Ganancia Operacional + Depreciaciones + Amortizaciones + ProvisionesGasto Financiero = Intereses + Comisiones y gastos bancarios

Informe de Responsabilidad Corporativa de Gas … · el reconocimiento a todos nuestros clientes,...

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