informe gas oriente esp 2012

informe anual 2012

Para ampliar información sobre los aspectos incluidos en este Informe Anual, consulte:Página Web: www.gasnaturalfenosa.com.coInforme de Responsabilidad Corporativa 2012 Gas Natural del Oriente S.A., ESPDiagonal 13 No. 60A-54Teléfono: 6 833300 Bucaramanga, Colombia

EdiciónDirección Económico - Financiero Gerencia de Contabilidad y Consolidación – Unidad de Contabilidad SocietariaDirección de Comunicaciones y Asuntos Públicos

DiagramaciónUna Tinta Medios

ImpresiónDígitos & Diseños Industria Gráfi ca Ltda.

informe anual 2012 3informe anual 2012 3

informe anual 2012

Contenido 4 Carta del Presidente de la Junta Directiva

6 Introducción

7 Contexto general

12 La Compañía

13 Perfi l

16 Gobierno Corporativo

18 Compromisos con los grupos de interés

19 Responsabilidad Corporativa

20 Colaboradores

22 Proveedores

23 Clientes

26 Sociedad

28 Los resultados

30 Principales magnitudes

31 Desarrollo de operaciones

32 Información económica

36 Otros

37 Propiedad intelectual y derechos de autor

37 Situación jurídica de la sociedad

37 Eventos posteriores

38 Proyecto de distribución de utilidades

41 Estados fi nancieros individuales

87 Estados fi nancieros consolidados

informe anual 2012 Gas Natural del Oriente S.A., ESP4

Carta del Presidente de la Junta Directiva

Sergio Aranda MorenoPresidente de la Junta Directiva

informe anual 2012 5

Señoras y señores accionistas:

Para la Junta Directiva de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, es motivo de satisfacción presentar a su consideración, las actividades y logros obtenidos durante 2012.

Con el cierre de este año, la Compañía cumplió 35 años y se consolida 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 246.569 clientes; al consolidar con su fi lial Gas Natural del Cesar S.A., ESP que cubre 14 municipios del Cesar y el Banco, en el departamento del Magdalena, se alcanza un total 305.433 clientes, quienes han visto una mejora en la calidad de vida, disfrutando de los benefi cios, económicos, ecológicos y seguros del gas natural.

Gasoriente S.A., ESP es una empresa reconocida en la región; muestra de esto es el resultado obtenido en la tercera encuesta “Bucaramanga, cómo vamos” realizada por Ipsos Napoleón Franco para evaluar la percepción de los usuarios de las empresas de servicios públicos (ESP) en cuento a la educación, la salud, la movilidad, la gestión pública, entre otros; en donde la Compañía obtuvo un

92% de satisfacción entre los clientes encuestados, siendo la ESP mejor percibida.

Dentro del contexto económico de desaceleración que registró la economía en Colombia en 2012, Santander mostró un buen balance al fi nalizar el mes de octubre, consolidándola como epicentro de comercio y servicios del oriente colombiano. En este escenario y a pesar de la saturación del 97% que tiene la Compañía, así como la disminución en nuevos proyectos en el sector de la construcción, el crecimiento se mantuvo, dando de alta a 7.207 nuevos clientes, con una evolución importante en nueva edifi cación del 63%. Se destaca la reactivación de la construcción en Barrancabermeja donde se inició la conexión en conjuntos residenciales; adicionalmente, gracias a la legalización de barrios que ha adelantado la Alcaldía en Lebrija, se conectaron 4 nuevos barrios y uno en San Pablo.

Los resultados del año superan los $24 mil millones con una disminución del 20,6% con relación al año anterior, como resultado del menor margen de gas, de los mayores gastos de venta por la implementación de los procesos de reparto de facturación y correspondencia de la Ley Postal No. 1369 de diciembre de

2009 y los menores dividendos recibidos de las compañías participadas.

Finalmente, nuestro agradecimiento a todos los accionistas por su apoyo y confi anza, a los miembros de la Junta Directiva y a los colaboradores de la Organización, por su compromiso, dedicación y profesionalismo para alcanzar el logro de estos resultados que nos permiten consolidarnos como la mejor empresa de servicios públicos en Santander; igualmente el reconocimiento a todos nuestros clientes, proveedores y entidades gubernamentales por su contribución en la masifi cación del gas en este departamento.

Atentamente,

Sergio Aranda MorenoPresidente de la Junta DirectivaBucaramanga, febrero de 2013


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 (Gasoriente) presenta su Informe Anual, que detalla las actividades desarrolladas por la Empresa entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2012.

Este Informe se concentra en proporcionar a los accionistas y otros grupos de interés información fi nanciera y de gestión dentro del compromiso de la Empresa con el logro de los resultados; incluye además de los estados fi nancieros, el balance general y sus correspondientes notas, el estado de resultados, los principales indicadores

fi nancieros y de gestión, el fl ujo de efectivo, el estado de cambios en el patrimonio de la sociedad, las variaciones en la situación fi nanciera del negocio, la información estadística más sobresaliente, el informe del revisor fi scal, el proyecto de distribución de utilidades y los hechos relevantes ocurridos desde la fi nalización del ejercicio anterior.

La información complementaria de la gestión social, laboral y ambiental de Gasoriente S.A., ESP y su grupo de sociedades en Colombia puede ser consultada en el Informe de Responsabilidad Corporativa y los informes anuales de cada sociedad en www.gasnaturalfenosa.com.co, sección Conócenos, Reputación y Responsabilidad Corporativa, Publicaciones e Informes.


Contexto general

Entorno internacional

Los desbalances macroeconómicos a nivel mundial que desencadenaron la crisis del 2008, aún siguen impactando el desempeño económico. Pese a un balance de riesgo menor, se espera que el crecimiento mundial del 2012 sea apenas del 2,3%, pero que mejoren en el mediano plazo, esperando un crecimiento en 2013 de 2,4% y que converja a un 3,3% en 2015.

La situación para Europa resulta más crítica, si bien en 2011 se presentó un crecimiento del 1,5%, la previsión del Banco Mundial para 2012 es de una contracción del 0,4%. Los índices de confi anza de los consumidores y de la industria continúan deteriorándose y se mantiene una elevada tasa de desempleo, sin embargo, se percibe una mayor disminución de las tensiones en los mercados fi nancieros debido a la aplicación de políticas para mejorar la sostenibilidad fi scal en toda la Unión Europea y la intensifi cación de medidas del Banco Central Europeo para la defensa del euro. Lo anterior hace que las perspectivas para 2013 se mantengan constantes donde se prevé una contracción del 0,1% y se esperan mejores crecimientos solo a partir de 2014.

En cuanto a la economía norteamericana, se evidenció un leve fortalecimiento de la demanda de vivienda y de consumo y mejoras en los indicadores del mercado laboral. El crecimiento de las exportaciones ha sido moderado debido a la situación externa, por lo que las autoridades en política monetaria anunciaron que mantendrán la tasa de interés a niveles bajos por lo menos hasta 2015. Las expectativas de crecimiento para 2012, se estimaron alrededor del 2,2%, sin embargo el Banco Mundial prevé un menor crecimiento en 2013 del 1,9%.

En general el moderado crecimiento mundial es jalonado por las economías en desarrollo de Asia y América Latina y el Caribe. Los primeros indicios de cierre del cuarto trimestre apuntan a una sostenida aceleración de Asia en 2012 y para América Latina y el Caribe, un crecimiento del 3,0% en 2012 y del 3,5% en 2013.

Economía colombiana

A pesar de la recuperación económica que se observó a partir de 2010, la economía colombiana se vio levemente ralentizada durante el primer y segundo trimestre de 2012, presentando un peor desempeño en el tercer trimestre en donde se evidenció un crecimiento anual de apenas 2,1%. La desaceleración en 2012 se explica en general por una fuerte y no esperada contracción de la inversión, principalmente minera, en obras civiles y edifi caciones. En cuanto a las exportaciones, que en 2011 crecieron por encima del 11% real, durante

2012 han venido decreciendo y para el tercer trimestre su variación anual fue del 2,5%, lo que evidencia los impactos del entorno mundial sobre el comercio exterior en el país. Aún cuando las expectativas de crecimiento se ubicaban en el 4,5%, el Banco de la República espera que la economía crezca por debajo del 4%.

Gráfica 1 – PIB Colombia 2007 - 2012 trim 3

9,0

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

2007 2008 2009 2010P 2011Pr 2012Pr

l l l l l lll ll ll ll ll lllll lll lll lll lll llllV lV lV lV lV

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Fuente: DANE (Series trimestrales desestacionalizadas a precios constantes)

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La tasa de inflación para el año cerró en 2,44%, 1,29 puntos porcentuales por debajo de la registrada en 2011, los productos que tuvieron mayor incidencia en la baja inflación fueron los precios de los bienes regulados y de los alimentos.

El índice de precios al productor, con el cual se actualiza el cargo de distribución de gas natural, registró una variación negativa de 2,95%, tasa inferior en 8,46 puntos porcentuales frente a la registrada en 2011 que se situó en 5,51%. Los productos que presentaron mayores variaciones negativas de acuerdo con el informe del Dane, fueron los del sector de agricultura, industria y minería, que presentaron variaciones de 10,04%, 0,97% y 7,06% respectivamente.

Por otra parte, durante los últimos meses del año se evidenció una menor tasa de desempleo, ésta ha venido presentando cifras de un solo dígito en 2011 y se espera que se reduzca significativamente con la reforma tributaria aprobada en diciembre de 2012 que disminuyó de manera importante la carga fiscal por contratación. Para noviembre de 2012 la tasa de desempleo se ubicó en 9,2% igual a la del mes de noviembre de 2011.

La tasa representativa del mercado – promedio – para 2012 fue de $1.796,94, lo que representó una revaluación nominal anual del peso de 2,7%, debido principalmente al incremento de la inversión extranjera directa –IED que creció un 10,9% durante 2012 con respecto a 2011, ubicándose en los US$ 16,683 millones. Es importante mencionar que la inversión foránea en petróleo y minería creció un 9,06%, representando el 80% del total de la IED.

En cuanto a las tasas de interés, el Banco de la República apunta a reducir, o por lo menos mantener constante la tasa de intervención con el fin de estimular el

consumo y contribuir a que el producto en 2013 se sitúe cerca a la capacidad productiva de la economía. Es así como durante la última semana de diciembre redujo en 25 puntos básicos la tasa de intervención situándose en 4,25%.

Finalmente, para 2013 se espera un avance de la economía colombiana

superior al de 2012, esperando un ligero crecimiento de la economía mundial en un contexto de expansión comercial para el país, teniendo en cuenta la entrada en vigencia del Tratado de Libre Comercio con EEUU y la ratificación del tratado con la Unión Europea, principales socios comerciales de Colombia.

Gráfica 2 - IPP 2012

Fuente: Boletín de prensa del Dane IPP diciembre

Valoración anual por secciones CIIU. Diciembre 2012

-12,00 -7,00 -2,00 3,00 8,00

Agricultura-10,04

-1,83

Minería-7,06

-0,42

Industria-0,97-0,73

Pesca8,72

0,03

Total -2,95

Contribución

Variación Anual

Gráfica 3 - TRM 2012

1.860,00

1.840,00

1.820,00

1.800,00

1.780,00

1.760,00

1.740,00

1.720,00

feb

rero

ener

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Pro

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Fuente: Superintendencia Financiera de Colombia (Sin festivos)


Evolución regulatoria del sector de gas natural

En 2012, la actividad regulatoria del sector gas se centró especialmente en la expedición de normas por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), abarcando temas de relevancia como el mercado mayorista de gas, los criterios de la confiabilidad en gas, nuevas normas para las revisiones técnicas reglamentarias, la metodología de remuneración de la distribución y las fórmulas tarifarias generales de cargos unitarios al usuario final.

Es así como, en 2012, dentro del marco de la definición de reglas para el mercado mayorista de gas en Colombia y continuando con los lineamientos de política establecidos por el Ministerio de Minas y Energía en su Decreto MME 2100 de 2011, la CREG concluyó los estudios que venía desarrollando con el fin de diseñar una propuesta regulatoria tendiente a dar señales de largo plazo, para viabilizar el mercado primario y secundario de gas del país.

En efecto, por medio de la Resolución CREG 113 de 2012, la Comisión sometió a consideración de los agentes una Resolución de carácter general, en donde se propone la reglamentación de los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural. En la misma, el Regulador asigna funciones de administración del mercado a un nuevo agente denominado gestor del mercado y define los aspectos comerciales del mercado primario y secundario de gas.

La propuesta del Regulador considera la realización de subastas, como único mecanismo para definir los precios de suministro y no prevé la posibilidad de negociaciones bilaterales, ante escenarios de exceso de oferta. Paralelamente, establece mecanismos flexibles de

negociación para campos menores, gas no convencional y nuevos campos productores a fin de incentivar la oferta de gas.

Dentro de los mismos lineamientos de la política, plasmados en 2011 por el Ministerio de Minas y Energía para el sector del gas natural, la CREG en su Resolución 054 de 2012, sometió también a consideración de los agentes la propuesta regulatoria que establece los criterios de confiabilidad en el servicio, así como las reglas para evaluar y remunerar los proyectos de inversión en dicha confiabilidad.

La propuesta de la Comisión consideró en principio, la aprobación de dos proyectos de plantas de regasificación, ambas con localización en las costas colombianas, pero no contempló soluciones de almacenamiento en el interior del país para la atención de la demanda cuando se registren situaciones de falla en el transporte. No obstante, somete a consideración de los agentes un conjunto de criterios generales para la remuneración de la confiabilidad.

Por otra parte, dentro de los cambios que la CREG había propuesto en el año 2011


para el marco de las revisiones técnicas reglamentarias (RTR), en 2012 la Comisión emitió en firme la Resolución 059 de 2012, que abre la posibilidad a los usuarios dentro del Código de Distribución, de escoger libremente a un organismo de inspección acreditado, para efectuar dicha revisión, así como revisión previa, antes de que una instalación sea puesta en servicio. También establece las reglas bajo las cuales los usuarios y/o las empresas debidamente acreditadas y registradas ante la Superintendencia de Industria y Comercio, deben informar a las empresas distribuidoras sobre el certificado de conformidad, como también el procedimiento para que los distribuidores suspendan el servicio, en caso de que los usuarios no hagan llegar dicho certificado antes del plazo máximo definido en 60 meses, desde la puesta en servicio o la última RTR.

La Resolución 059 de 2012 también modifica a la Resolución 057 de 1996 en lo relacionado a la remuneración de la conexión a usuarios residenciales, eliminando de dichos cargos los costos de la revisión previa de la instalación interna de gas. La Resolución actualmente se encuentra vigente, dando para la realización de la RTR un plazo mínimo de 55 meses

y máximo de 60 meses para todas las distribuidoras; el resto del contenido está sujeto a la emisión, por parte del Ministerio de Minas y Energía, del reglamento técnico para instalaciones de gas, más un periodo de transición de 6 meses.

En cuanto al avance en el desarrollo regulatorio, tendiente a definir la metodología de remuneración de la actividad de distribución, la Comisión emitió para comentarios una propuesta en la Resolución 090 de 2012. En ella, la CREG hace un cambio importante para la metodología de cálculo de los cargos de distribución, separando las tarifas aplicables entre los usuarios residenciales y los no residenciales, para poder asignar a cada tipo de usuario los costos que generan sobre la red que utilizan. Se mantuvo en esta propuesta la canasta tarifaria, pero solo será aplicable para el mercado residencial.

La propuesta de la Comisión igualmente incluye la unificación de mercados relevantes existentes, como también la incorporación de nuevos municipios. Para los mercados relevantes existentes, la metodología de cálculo propuesta pasa a ser de Costo Histórico, dejando la de Costo Medio de Mediano Plazo solo para ser aplicable en municipios nuevos.

Esta nueva metodología sometida a consulta, también prevé la inclusión de un plan de inversiones para confiabilidad y/o seguridad, aplicando en la tarifa estos costos 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. El WACC propuesto por el Regulador para

remunerar los activos de distribución es de 14,81% real, antes de impuestos.

Así mismo, la CREG publicó para comentarios los proyectos de resoluciones 153 y 154 de 2012, los cuales someten a consideración las fórmulas tarifarias generales del servicio de gas natural. La Resolución 153 de 2012 aplica para las Áreas de Servicio No Exclusivo y reemplaza la propuesta emitida en la Resolución 178 de 2009 que modificaba la Resolución 011 de 2003. La Resolución 154 de 2012 abarca a las Áreas de Servicio Exclusivo (ASE).

La Resolución 153 de 2012 contiene como puntos clave la modificación de la remuneración de pérdidas (distribución y transporte), proponiendo como máximo el 3,7% de pérdidas totales hasta tanto la CREG defina posteriormente dicho asunto en el Código de Distribución. En la regulación vigente se establece un reconocimiento de 2,5%. En cuanto a las pérdidas de transporte, se reconoce hasta un 1% de pérdidas en el sistema de transporte declaradas y facturadas por el transportador. Éste porcentaje será incorporado como un mayor valor del componente unitario de transporte (Tm). En la regulación vigente, se establece igualmente un 1% reconocido por pérdidas en el sistema nacional de transporte, aplicado sobre el costo unitario de suministro más el transporte. Por otro lado, la nueva propuesta incorpora el componente GM que remunerará los servicios del Gestor de Mercado, el cual será definido posteriormente en resolución aparte.

Para efectos de hacer las modificaciones en el Código de Distribución que planteó la Resolución CREG 153 de 2012, la Comisión ha sometido para consideración de los agentes la propuesta plasmada en la Resolución CREG 158 de 2012. En ésta, se plantea la medición volumétrica de las pérdidas totales, transferibles al usuario en


un promedio de 12 meses, reconociendo un límite máximo hasta del 3,7%.

En el caso de las áreas de servicio exclusivo, la Resolución 154 de 2012 pasa a reemplazar la propuesta que en ese mismo sentido había emitido la Comisión, a través de la Resolución 032 de 2010, como opción tarifaria para ASE. Se mantienen los puntos clave enunciados anteriormente para la Resolución 153 de 2012 y adicionalmente propone modifi caciones en la Resolución 057 de1996. Dichas modifi caciones incluyen que ahora la tarifa sea de cálculo, publicación y aplicación mensual (actualmente las ASEs presentan una tarifa anual con ajuste por Kst), un traslado Pass-Through de los costos reales y se elimina el acotamiento que se pueda presentar por la aplicación de los costos índice de referencia (para defi nición de Mst máximo y cálculo de Kst). El componente Kst se adicionaría en la nueva fórmula tarifaria y tendría aplicación durante un periodo de seis meses (compensado la diferencia en Mst del año anterior).

Finalmente, la Comisión publicó para comentarios la Resolución 157 de 2012, proponiendo los criterios generales para remunerar la actividad de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados en áreas de servicio exclusivo. Dicha resolución propone incorporar lo establecido mediante la Resolución CREG 103 de 2010, en la cual la Comisión sometió a consulta un proyecto de resolución, con el que se pone a consideración de los agentes los criterios generales para remunerar la actividad de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados. Se debe resaltar que en la Resolución 157 de 2012, aún se mantienen los porcentajes de Margen Operacional (3,78%) y de Prima de riesgo de cartera (0,24%) vistos en la Resolución 103 de 2010, y que serían reconocidos en el componente variable del cargo de comercialización, calculado sobre la

sumatoria de los componentes Gm, Tm y Dm. En este sentido, se reemplazaría el componente actual St (Res. 057 de 1996), aplicable para Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP.

La agenda regulatoria prevista por la CREG para 2013, prevé para el primer trimestre del año emitir resoluciones defi nitivas sobre los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas, la fórmula tarifaria de gas natural para el sector regulado, confi abilidad y mercado de cortes, precios de gas en boca de pozo y coste de oportunidad de gas natural dejado de exportar. Así mismo, para el segundo trimestre del año en curso, el regulador espera emitir en fi rme las reglas para la selección del gestor del mercado y las metodologías de remuneración de las actividades de distribución y de comercialización a usuarios regulados. Con base en lo anterior, se esperaría que para el segundo semestre de 2013, se de inicio a los procesos de revisión tarifaria de las empresas distribuidoras/comercializadoras de gas en el país.

Por su parte, el Ministerio de Minas y Energía inició, a través de una consultoría, la revisión de los reglamentos técnicos expedidos para el sector de

gas combustible y la formulación de propuestas para los reglamentos técnicos pendientes por expedir. Esto implica que durante el 2013 se espere la publicación de una modifi cación del reglamento técnico de estaciones de servicio de GNV, Resolución 180928 de 2006 y la expedición del reglamento técnico asociado a las instalaciones internas de gas combustible (gas natural y GLP).

Dentro de las actividades de control de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios durante el año 2012, la entidad emitió la Resolución 36665 de 2012, la cual estableció el cobro del anticipo del 60% de la contribución especial de 2013. Se prevé que para los siguientes años, se continúe implementando este sistema de anticipos que no se habían observado en periodos anteriores. Así mismo, fue emitida la Resolución SSPD 18545 que estableció la obligación de reportar la información sobre los usuarios industriales de gas natural que solicitan el benefi cio de exención de contribución, conforme al decreto 4956 de 2012. En febrero de 2012 por medio de la Resolución 044 de 2012 se estableció el reporte de información de la contribución del monto de concurso económico para estratifi cación de municipios, reglamentado por el Decreto 0007 de 2010.

El Ministerio de Minas y Energía inició, a través de una consultoría, la revisión de los reglamentos técnicos expedidos para el sector de gas combustible y la formulación de propuestas para los reglamentos técnicos pendientes por emitir.

informe anual 2012 Gas Natural del Oriente S.A., ESP12 informe anual 2012 Gas Natural del Oriente S.A., ESP12

13 Perfi l

14 Operación en el país

14 Segmentos del mercado

15 Empresas fi liales y participadas

16 Gobierno corporativo

16 Estructura de gobierno corporativo

17 Composición accionaria

17 Junta Directiva

informe anual 2012

La Compañía

informe anual 2012 13La Compañía

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 fi lial Gas Natural del Cesar S.A., ESP (Gasnacer S.A., ESP).

Perfi l


Operación en el país

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.

Segmentos del mercado

Residencial Industrial

Comercial

GNV

Distribuidoras ySubdistribuidoras


Empresas filiales y participadas

Empresa del sector Participación (%) Actividad

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

Transoriente S.A., ESP 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


Gas Natural del Oriente S.A., ESP, ha adoptado las mejores prácticas de gobierno corporativo, enmarcadas en la legislación nacional, para mantener relaciones de confi anza con sus partes interesadas y asegurar el respeto de los derechos de quienes le aportan recursos, además de la adecuada administración de sus asuntos, así como el conocimiento público de la gestión realizada.

En concordancia con lo anterior, la Junta Directiva No. 252 de la Compañía, aprobó el 5 de diciembre de 2012, la

implementación del Código de Buen Gobierno en aras de integrar en un solo documento las mejores prácticas adoptadas para el fortalecimiento de la revelación de la información frente a los grupos de interés y entes de control, así como la aprobación del Reglamento Interno de la Junta Directiva, incluyendo la conformación del Comité de Buen Gobierno y evaluación y la autorización de someter a consideración de la próxima Asamblea General de Accionistas, la propuesta de actualización de su Reglamento Interno, siendo este un anexo

del actual Código de Buen Gobierno de Gas Natural del Oriente S.A., ESP.

Así mismo, la Compañía mantiene estatutos o contratos sociales que han sido pactados por los socios, atendiendo las disposiciones de la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios y del Código de Comercio Colombiano. Adicionalmente, por tener sus acciones inscritas en el Registro Nacional de Valores, se rige por la normativa de la Ley de Valores que motiva la existencia de un Comité de Auditoría.

Gobierno Corporativo

Estructura de Gobierno Corporativo

AsambleaGeneral de Accionistas

JuntaDirectiva

Representante Legal y Directivos

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

�nanciero

• Auditoría externa

Revisoría fiscal

de gestión

•


Composición accionaria

Junta Directiva

Principal Suplente

Sergio Aranda Moreno Iván Mario Giraldo Gómez

Francesc Solbes Pons Diego Fernando Grimaldos Franco

María Eugenia Coronado Orjuela Juan Manuel Otoya Rojas

José Antonio Franco Reyes Nidia Rincón Velásquez

Nickolay Urbina Ibarra Alberto Gaitán Martínez

El Gobierno Corporativo permite establecer relaciones de confi anza con los grupos de interés.

Composición Accionaria

Gas Natural S.A., ESP

Inversores de Gases de Colombia S.A - Invercolsa

Electrificadora de Santander S.A., ESP

Varios

54,50%

10,00%

34,53%

0,97%


19 Responsabilidad Corporativa

20 Colaboradores

22 Proveedores

23 Clientes

26 Sociedad

informe anual 2012 19 Responsabilidad Corporativainforme anual 2012

Compromiso con grupos de interés

informe anual 2012 19Compromiso con grupos de interés

La Compañía ha adoptado las políticas de Responsabilidad Corporativa y Derechos Humanos del grupo Gas Natural Fenosa para cumplir a través de sus compromisos, acciones encaminadas a establecer relaciones de confi anza y benefi cio mutuo con los diferentes grupos de interés con los que se relaciona y acompañar las iniciativas de Pacto Mundial de Naciones Unidas.

Es por esto que se han establecido compromisos con estos grupos para desarrollar acciones a lo largo de la gestión de la Empresa.

Responsabilidad Corporativa

Política de Responsabilidad Corporativa: compromisos

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

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

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

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

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.

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.

Política de Derechos Humanos: compromisos


Colaboradores

Gas Natural Fenosa en Colombia recibió en 2012, por parte de la Fundación Internacional Más Familia la certifi cación efr, que este organismo concede, a las empresas que demuestran el interés por las personas vinculadas a la Compañía, por aplicar el modelo relacionado con el equilibrio que existe entre la estabilidad

en el trabajo y la tranquilidad personal (conciliación).

El modelo defi ne cinco ejes de acción los cuales aseguran el balance y desarrollo integral y sobre los que la Organización debe evidenciar que ha desarrollado políticas y prácticas.

Empleo

La Compañía cerró a 31 de diciembre con una plantilla de 79 colaboradores y un ratio de productividad de 3.121 clientes por colaborador.

GéneroGénero

Hombre

Mujeres 38%

62%


Formación

Durante el año, se llevaron a cabo 2.601 horas de formación; las actividades más relevantes fueron:

• Formación en Lean Six Sigma: 15 colaboradores contratistas se formaron sobre la metodología de mejora continua que permite identificar los elementos técnicos necesarios para entender y validar los proyectos, asignar recursos y actuar como agente de cambio.

• Implicaciones de la Ley Antitrámites y el Código de Procedimiento Contencioso Administrativo: 35 colaboradores fueron capacitados por el área jurídica en los alcances e implicaciones de la nueva normatividad.

• Formación en Servigas y VTR (Visita Técnica de Rehabilitación): Cerca de

40 personas entre operarios de media presión y contratistas fueron formados en estos servicios.

• Capacitación para los gestores de obra: Con el fin de homologar los procesos de supervisión de obras, el área de Servicios Técnicos de la Dirección de Operaciones gas capacitó a colaboradores de la Compañía.

Bienestar

La Compañía se preocupa por la integración de los colaboradores y sus familias. Por esta razón promueve espacios y actividades lúdicas y recreativas, dentro de las cuales se resaltan las jornadas deportivas, como paintboll, bolo criollo y minitejo; culturales y ecológicas como las caminatas que se realizaron con las familias de los colaboradores al paisaje natural de Menzuly y la salida a la sede recreacional CAFABA.

Durante 2012, la Asamblea del Fondo de Empleados FAGAS, Fondo de Gas Natural Fenosa en Colombia (negocio de gas), amplió la cobertura para la afiliación voluntaria de los colaboradores de esta Compañía.


Proveedores

Programa valor para proveedores

Valor para proveedores hace parte de los pilares estratégicos de la acción social de la Compañía y pretende incorporar en las relaciones empresa-proveedor formaciones empresariales y técnicas, con el fi n de mejorar la calidad del servicio. En este sentido, durante 2012 se desarrollaron con el apoyo de la Fundación Gas Natural los siguientes programas:

Formación de proveedores

En convenio con la Universidad Pontifi cia Bolivariana se llevó a cabo la formación técnica y empresarial para proveedores aliados en Santander, con el fi n de fortalecerlos cada vez más en

las actividades de expansión, reparación y mantenimiento de instalaciones de gas natural residencial y comercial y el establecimiento de redes de gas de alta presión, benefi ciando a 26 técnicos de 8 fi rmas instaladoras.

Programas de Formación a técnicos de gas natural vehicular (GNV)

La Compañía, con el apoyo de Autotraining, capacitó en competencias laborales a 20 técnicos de talleres de conversión, los cuales actualmente se encuentran instalando equipos de conversión a gas natural vehicular. Entre los temas tratados se formaron en diagnóstico automotriz y el uso de herramientas especializadas.


Clientes

La Compañía se ha preocupado por atender la nueva normativa de ley Antitrámites 019 de 2012 con el propósito de mejorar la calidad en la prestación del servicio.

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

Canales de servicio y atención al clienteCanales de Servicio y Atención al Cliente

Atención virtual /página web

Oficina de Garantía de Servicio al

Cliente

Atención

Central de escrito

telefónica

Atención presencial

• www.gasnaturalfenosa.com.co

• Línea atención de urgencias 164

• Línea residencial y comercial• Línea industrial

• Línea GNV

• Línea de inspecciones de seguridad (RTR)

• Línea de proveedores y contratistas

• Relación con las autoridades y representantes de los clientes

• Gestión de casos críticos

• Proyecto pasión por el servico

• Centros del gas • Quioscos de autoservicio

Se cuenta con siete centros de gas y dos quioscos de autoservicio. Durante 2012, estos canales facilitaron la recepción de 135.993 solicitudes y de 37.082 transacciones. La Compañía cuenta con cinco cabinas telefónicas en el Llanito, el Pedral, Cantagallo, Puente Sogamoso y Yondó y con el nuevo canal de digiturno instalado en el centro de gas de Piedecuesta, para ofrecer un mejor y más cómodo servicio.

Dando cumplimiento oportuno a los requerimientos exigidos por la nueva normativa de Ley Antitrámites 019 de 2012 y el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo (Ley 1437 de 2011), se destaca las acciones implementadas para atender la reconexión del servicio en 24 horas, alcanzando una efectividad del 93,14%.


Desarrollo de programas dirigidos a clientes

Residencial

La Compañía llevó a cabo las siguientes iniciativas:

• Implementación de los nuevos equipos de TPD para mejorar la efectividad en los indicadores de suspensión y reconexión del servicio.

• Desarrollo e implantación del proyecto ARGOS, modelo de movilidad que busca garantizar la supervisión en campo, el registro en línea con ayuda de los Asistentes Personales Digitales (PDA’S) y los avances en la construcción de redes de gas gestionadas por los gestores de obra.

Segmento Gas Natural Comprimido Vehicular (GNCV)

En 2012, se realizaron 901 conversiones a GNCV en Santander. La gestión de la

Compañía para obtener los resultados fue:

• Entrega de 726 bonos de conversión, alcanzando el 80% de las conversiones totales de la zona. Gasoriente S.A., ESP, Ecopetrol, Metrogas S.A., ESP y los talleres de instalación de Bucaramanga participaron en el lanzamiento del incentivo para la ciudad y su área metropolitana destinando $1.062 millones para este convenio.

• La consolidación de una red de estaciones de servicio de Gas Natural Fenosa (nueva marca) con 16 propias, 5 de terceros y 1 ATR.

• Presencia en ferias del gremio de transporte de pesados y pasajeros, como Colfecar, Acoltes y Naturgas, en esta última el presidente de la república Juan Manuel Santos presentó como alternativa ambiental y económica los vehículos dedicados (exclusivos de gas natural).

• Financiación a través de la factura residencial a 189 clientes de Gasoriente S.A., ESP, por un valor de $210 millones.

• Presentación por parte de la Compañía a transportadores del área metropolitana de la ciudad del bus 100% dedicado a gas natural, con el objeto de dar a conocer sus ventajas.

• Se fi rmó e hizo vigente el nuevo reglamento técnico de talleres de conversión a GNCV, por lo que se incentivó la capacitación y certifi cación de nuevos técnicos en competencias laborales, de acuerdo a la Resolución 0957 del 21 de marzo de 2012, del Ministerio de Comercio Industria y Turismo.

Industrial

Se cerró el año con 40 clientes industriales, 2 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 fi n de diagnosticar y evaluar los diferentes proyectos de interés para los clientes de data centers, edifi cios inteligentes, fl oricultivos, hipermercados, grandes superfi cies, call centers e industrias plásticas.

La prioridad para la Compañía es la satisfacción de sus clientes por eso se preocupa por desarrollar programas dirigidos a ellos.


Satisfacción

Por último, se destaca los resultados en la encuesta “Bucaramanga como Vamos”, en los que la Compañía obtuvo por parte de los encuestados, el 92% de satisfacción entre las empresas de servicio público de la región, subiendo 10 puntos porcentuales con respecto al año anterior.

Satisfecho

Gas Energía Acueducto Alcantarillado Internet Aseo

Fuente: Encuesta “Bucaramanga como Vamos” realizada por la Alcaldía a través de la Firma Ipsos Napoleon Franco. Base de 1.492 encuestas ponderadas de clientes que reciben el servicio.

2010 2011 2012

92%

92%

82%

77%

73%

63%

65%

67%

83%

82%

71%

77%

77%

86%

78%

78%

76%85

%


Seguridad

Sociedad

Programa / Actividad Descripción Resultados

Feria de Servicios Públicos de Lebrija

La Compañía participó en la Feria de Servicios Públicos convocada por la Superintendencia de Servicios Públicos, reforzando el mensaje de la RTR, los productos de Servigas y la atención de solicitudes.

Participación de 30 líderes comunales del Municipio de Lebrija a quienes se les comunicaron los temas relacionados con RTR y Servigas.

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.

Esto ha permitido identifi car recomendaciones que desde la práctica contribuyen al desarrollo de políticas de seguridad y continuidad del servicio para los clientes.

Convenio con Bomberos

El Centro de Control de Atención de Urgencias (CCAU) llevó a cabo la tercera Convención Nacional de Bomberos y la primera 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.

Se entregaron 50 kits de protección en espacios confi nados.

Seminario de periodistas

Se llevó a cabo el tercer Seminario de Periodismo, con el fi n de incluir en la agenda de los medios, artículos sobre el uso efi ciente y seguro del gas natural.

Este seminario se realizó en Paipa (Boyacá) y tuvo la participación de comunicadores de medios en prensa, radio, televisión local y nacional.

El Seminario contó con la asistencia de 50 periodistas y la participación de los directores de Planifi cación de Ingresos y Regulación, Comercial y Comunicación de la Compañía, quienes resaltaron los compromisos en materia de inversiones para el desarrollo de las regiones en donde opera.


Educación y cultura

Programa / ActividadDescripción Resultados

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 750 niños beneficiados

Entrega de kits escolares Con el fin de apoyar su permanencia en elsistema educativo formal, la Compañía entregókits escolares a niños de colegios públicos.

500 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 10 años cumplió Mochila Cantora y la Compañía celebró con ellos que por séptimo año consecutivo apoya el concierto “Navidad es querer”, ofrecido por más de 120 niños de la Corporación.

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

Durante el concierto de celebración, Mochila Cantora agradeció el apoyo permanente de Gasoriente S.A., ESP y condecoró a dos de sus integrantes (hijas de colaboradores) por pertenecer al grupo desde su fundación

Compromiso de la Compañía con la Personería de Bucaramanga

Gasoriente S.A., ESP se comprometió con el proyecto “Construcción del nuevo ciudadano” promovido por la Personería.

Con este compromiso se espera aportar a un ambiente digno y en paz de la ciudad

Medio ambiente

La Compañía obtuvo por parte del ente certificador internacional AENOR, la certificación integral ISO 14001 del SGA de la Organización, formalizando el Sistema de Gestión Ambiental (SGA) basado en la implementación de una estrategia común para todas las áreas de la empresa y articulada con la alta gerencia, colaboradores y contratistas, la cual se venía trabajando desde 2010.


30 Principales magnitudes

31 Desarrollo de operaciones

32 Información económica

informe anual 2012

Los resultados

informe anual 2012 29Los resultados

Bajo este compromiso, la Compañía toma decisiones para mejorar los resultados y asegurar el cumplimiento de los objetivos adquiridos, gestionando adecuadamente los riesgos. Para tal fi n 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 de nuevas líneas de negocio de acuerdo con las necesidades y expectativas de los clientes.


Principales magnitudes

Al cierre de 2012 Gas Natural del Oriente S.A., ESP alcanzó una ganancia operacional de $32.036 millones, producto de la venta de 129,4 millones de metros cúbicos de gas -Mm3 (2011 -134,1 Mm3), que incluyen 19,7 Mm3 por venta de ATR y de gas a distribuidoras. Se logró la conexión de 7.207 nuevos clientes para alcanzar un acumulado de 246.569 clientes. Se realizaron inversiones en redes de distribución y otros activos por $4.367 millones (2011 – $3.513 millones), representados en 21 kilómetros de nueva red para llegar a 2.432 kilómetros acumulados de red de alta y media presión.

2012 2011

Millones de m3 vendidos por mercado Segundo semestre Primer semestre Total añoVariación Anual %

Residencial 48,8 24,5 24,8 49,3 -1,0%

Comercial 19,8 10,7 10,6 21,3 -6,9%

Industrial 17,0 9,0 8,6 17,6 -3,3%

GNV 24,1 13,3 14,6 27,9 -13,8%

Distribuidoras y ATR 19,7 9,3 8,7 18,0 9,5%

Total ventas de gas 129,4 66,8 67,3 134,1 -3,5%

Número de clientes acumulados 2012 2011

Clientes por mercado Al 31 de diciembre Al 31 de diciembre Al 30 de JunioVariación Anual %

Residencial 239.921 232.706 228.901 3,1%

Comercial 6.585 6.596 6.534 -0,2%

Industrial 40 38 37 5,3%

GNV 21 20 20 5,0%

Distribuidoras 2 2 1 0,0%

Total Clientes 246.569 239.362 235.493 3,0%

Puestos en servicio en el periodo 8.972 4.219 3.720 112,7%

Bajas de clientes en el periodo 1.765 350 423 404,3%

Incremento neto en el periodo 7.207 3.869 3.297 86,3%

2012 2011

Red de distribución (Km) Segundo semestre Primer semestre TotalVariación

Anual %

Incremento en Km de redes 21 12 11 23 -8,7%

Longitud Total Acumulada (Km) 2.432 2.411 2.399

2012 2011

Inversiones Realizadas Millones de pesos Segundo semestre Primer semestre Total

Variación Anual %

Red de distribución 2.568 770 451 1.221 110,3%

Otras Inversiones Materiales 1.761 930 1.328 2.258 -22,0%

Inversiones Financieras e Inmateriales 38 - 34 34 11,8%

Total Inversiones (Millones de pesos) 4.367 1.700 1.813 3.513 24,3%

2012 2011

Segundo semestre Primer semestreVariación

Anual %

Plantilla (número de colaboradores) 79 83 81 -4,8%


Desarrollo de operaciones

Compra y transporte de gas

Durante 2012, Gasoriente S.A., ESP contó con suministro de gas del campo Gibraltar, comercializado por Ecopetrol S.A., quien atiende todas las necesidades de suministro para los mercados regulados y no regulados.

Esta contratación permitió cubrir la totalidad de la demanda de la distribuidora bajo condiciones de seguridad en el suministro y competitividad, estableciendo coberturas y redundancias con otras fuentes para garantizar la continuidad del suministro en situaciones de crisis. Es de destacar que Gasoriente S.A., ESP tiene alta confi abilidad y continuidad del suministro ya que mantiene doble conexión al Sistema Nacional de Transporte que le permite mantener el suministro desde el campo Gibraltar y buscar otras alternativas desde el campo de Guajira o Payoa, 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 fi nal corresponden 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), componente que se actualiza mensualmente acorde con el comportamiento del Índice de Precios al Productor (IPP) presentó una disminución cercana a 10 $/m3, en concordancia con la evolución del IPP (-2.95%). Las variaciones del cargo fi jo (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), que 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.

Ventas de gas

Las ventas de gas realizadas por la Compañía durante 2012 alcanzaron los 129,4 Mm3, inferiores en un 3,5% respecto a 2011. Lo anterior obedece principalmente a una caída del 13,8% en el mercado GNV originado por la disminución en el consumo medio, efecto compensado con un crecimiento del 9,5% en el mercado de Subdistribuidoras y ATR.

La siguiente es la evolución de las ventas de gas por mercado:

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

Industrial

Comercial

Subdistribuidoras

y ATR

GNV

Doméstico

Fuente: Gas Natural Oriente S.A., ESP

80

60

40

20

0

120

100

140

160

2008 2009 2010 2011 2012


Estado de resultados

Información económica

2012 2011

Detalle Segundo semestre Primer semestre TotalVariación Anual %

Ganancia bruta 44.375 23.574 24.999 48.573 -8,6%

Gastos de administración, operación y ventas 12.339 5.545 6.023 11.568 6,7%

Ganancia operacional 32.036 18.029 18.976 37.005 -13,4%

Otros ingresos no operacionales, neto de egresos 2.033 1.157 4.740 5.897 -65,5%

Ganancia antes de impuestos 34.069 19.186 23.716 42.902 -20,6%

Provisión para impuesto sobre la renta 9.912 6.220 6.269 12.489 -20,6%

Ganancia del ejercicio 24.157 12.966 17.447 30.413 -20,6%

Ganancia y margen operacional

La ganancia operacional se sitúa en 2012 en $32.036 millones, lo que representa una disminución del 13,4% respecto al año anterior principalmente por:

• El margen de gas para 2012 fue de $50.029 millones, lo que indica una disminución del 6,7% frente al mismo periodo del año anterior, explicado principalmente por el menor consumo medio en el mercado de GNV.

● Los gastos de administración, operación y ventas presenta un incremento del 6,7%, en el cual se destaca un incremento del 39,5% en los gastos de ventas, refl ejado principalmente por los mayores gastos de entrega de facturación como resultado de la aplicación de la Ley postal No. 1369 de 2009 en relación con los servicios postales masivos.

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%

2008 2009 2010 2011 2012

32.279

42.050

37.00537.159

32.036

Margen operacionalGanancia operacional

Ganancia y margen operacional (Millones de pesos)


(En millones de pesos)


Resultado después de impuestos

El resultado después de impuestos en 2012 se ubicó en $24.157, lo que representa una disminución del 20,6% frente a 2011, generada por la disminución del 13,4% en la ganancia operacional anteriormente explicada, por los menores ingresos no operacionales, neto de egresos registrados en 2011, principalmente por:

• Menores dividendos recibidos de las compañías participadas en 2012, por valor de $2.725 millones.

• Menores intereses recibidos producto del préstamo otorgado en el año 2010 a la participada Transoriente S.A., ESP, el cual fue cancelado en su totalidad en junio de 2012.

La tasa efectiva de renta se ubica en el 29,1%, en línea con el reportado en 2011. Por su parte, el margen neto se ubica en el 19% frente al 24% presentado en 2011.

2008 2009 2010 2011 2012

Margen Neto Tasa efectiva de renta Resultado DDI

Resultado después de impuestos(Millones de pesos)

29.563

34.830

40.479

30.413

24.15725.000

15%

5%

10%

30.000

20%

20.000

10.000

0%0

40.000

30%

35%

25%

50.000 40%



Balance general

Detalle Al 31 de diciembre de 2012 Al 31 de diciembre de 2011 Variación %

Activo corriente 34.814 38.908 -10,5%

Activo no corriente 219.676 206.136 6,6%

Total Activo 254.490 245.044 3,9%

Pasivo corriente 42.339 46.963 -9,8%

Pasivo no corriente 20.260 29.521 -31,4%

Total Pasivo 62.599 76.484 -18,2%

Patrimonio neto 191.891 168.560 13,8%

Total Pasivo y Patrimonio Neto 254.490 245.044 3,9%

Activos

Los activos totales al 31 de diciembre de 2012 ascienden a $254.490 millones, lo que representa un incremento del 3,9% frente a 2011, generado principalmente por el incremento del 10% en la actualización de las valorizaciones de propiedad, planta y equipo, compensado con los menores saldos del efectivo y equivalentes de efectivo.

Inversiones

Las inversiones durante 2012 fueron de $4.367 millones, de los cuales $2.568 millones corresponden a inversión para ampliación de redes en 21 Km, $38 millones de inversiones en software y $1.761 millones de otras inversiones en activos que corresponden a:

• Instalaciones auxiliares de red por $1.058 millones.

• Maquinaria y utillaje por $501 millones.

• Equipos de proceso de información por $59 millones.

• Mobiliario por $93 millones.

• Elementos de transporte por $44 millones.

• Otras inversiones por $6 millones.

Al cierre de diciembre de 2012, la Compañía contaba con 2.432 Km de red.

Pasivos

Los pasivos de la Compañía ascienden a $62.599 millones, presentando una disminución del 18,2% respecto a 2011, explicado principalmente por los menores impuestos, gravámenes y tasas generado por el pago de las cuotas de impuestos al patrimonio correspondientes al 2012 y a la disminución en el pasivo de renta. Así mismo se presenta una disminución del 14% en las obligaciones financieras frente a 2011.

(En millones de pesos)


Deuda financiera

40.000

50.000

30.000

20.000

10.000

60.000

(Millones de pesos)

2008 2009 2010 2011 2012


Obligaciones financieras de corto plazo.

Obligaciones financieras de largo plazo.

Total obligaciones financieras.

Patrimonio

El patrimonio de la Compañía a 31 de diciembre de 2012 asciende a $191.891 millones, con un aumento del 13,8% frente al 2011, producto del registro de la actualización de las valorizaciones de

propiedad, planta y equipo e inversiones y las mayores ganancias acumuladas a 31 de diciembre de 2012, periodo en el cual se encontraban registrados $24.157 millones correspondiente a la utilidad del año, frente a $12.965 correspondiente a las utilidades del II semestre de 2011.

Estructura Financiera

La siguiente es la estructura patrimonial de la Compañía al 31 de diciembre de 2012:

El patrimonio de la Compañía aumentó un 13,8% frente al 2011, producto del registro de la actualización de las valorizaciones de propiedad, planta, equipo e inversiones.

Estructura Financiera

24,6%

75,4%

Pasivo

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


37 Propiedad intelectual y derechos de autor

37 Situación jurídica de la sociedad

37 Eventos posteriores

informe anual 2012

Otros

37informe anual 2012 37Otros

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.

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 el tema fi nanciero o de negocio; así mismo, no se tienen operaciones con accionistas diferentes de los expresados en el contenido de este informe.

Con relación a las principales normas legislativas expedidas en el transcurso del año, que tienen un efecto directo en la Compañía, se destacan las siguientes:

Decretos – Resoluciones

• Decreto – Ley 019 de 2012, por medio del cual se dictan normas para suprimir o reformar regulaciones, procedimientos o trámites innecesarios existentes en la Administración Pública, el cual resulta aplicable a todos los organismos y entidades de la Administración Pública que ejerzan funciones de carácter administrativo, de conformidad con lo previsto en el Artículo 39 de la Ley 489 de 1998 y a los particulares que cumplan funciones administrativas, entre ellas, las empresas del servicio público del grupo Gas Natural Fenosa.

• Ley 1607 de 2012, por medio de la cual se aprobó la Reforma Tributaria y se dictan otras disposiciones.

• Decreto 2784 de 2012, por el cual se reglamenta la Ley 1314 de 2009 y emite el marco técnico normativo para los preparadores de información fi nanciera que conforman el grupo 1. Este marco fue elaborado con base en las Normas Internacionales de Información Financiera – NIIF, las Normas Internacionales de Contabilidad – NIC, las interpretaciones SIC, las interpretaciones CINIIF y el marco conceptual para la información fi nanciera, emitidas en español al 1º de enero de 2012, por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés).

• Resolución 0957 del 21 de marzo de 2012 del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, por la cual se expide el Reglamento Técnico aplicable a talleres, equipos y procesos de conversión a gas natural comprimido para uso vehicular.

• Resolución CREG 046 del 24 de abril de 2012, por la cual se modifi ca la Resolución CREG 096 de 2004, mediante la cual se dictan disposiciones sobre el sistema de comercialización prepago, se modifi ca la Resolución CREG 108 de 1997 y se dictan otras disposiciones.

• Resolución CREG 059 del 25 de junio 2012, por medio de la cual la CREG traslada a los usuarios la obligación de realizar la revisión periódica de la instalación interna de gas, la cual

estaba en cabeza del distribuidor, otorgando libertad al usuario para escoger y contratar el Organismo de Inspección Acreditado (OIA) para llevar a cabo dicha actividad. La obligación a cargo del usuario, se hará efectiva seis (6) meses después de aprobado el Reglamento Técnico de Revisión de Instalaciones Internas (RTR) por parte del Ministerio de Minas y Energía (lo cual, a 31 de diciembre de 2012 no había ocurrido); no obstante que a partir de la expedición de la Resolución rige el plazo mínimo y máximo entre los cuales se debe realizar la RTR (plazo mínimo cinco meses antes del plazo máximo, que es de cinco años).

• Adicionalmente, en 2012 la CREG sometió a consideración de los agentes, entre otras, las siguientes resoluciones, cuyos textos fi nales serán expedidos y entrarán a regir durante el 2013:

• Resolución CREG 090 de 2012

• Resolución CREG 113 de 2012

De otra parte no se tienen operaciones con accionistas diferentes de los expresados en el contenido de este informe.

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 2012, no se han presentado acontecimientos que puedan tener incidencia en la estructura de la Empresa.


(cifras expresadas en pesos)

Las utilidades del ejercicio comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2012 se distribuyen así:

Gravadas para los Accionistas $467.485.700

No gravadas para los Accionistas (*) $23.689.961.500

Total utilidades del ejercicio comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2012 $24.157.447.200

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 2012:

Utilidades gravadas para los accionistas (*)

Dividendos en efectivo $467.485.700

Utilidades no gravadas para los accionistas (*)

Dividendos en efectivo $23.689.961.500

Total dividendos a distribuir $24.157.447.200

Número de acciones en circulación 122.635.660

Pago por acción $196,985503235367

(*) La determinación de utilidades gravadas y no gravadas puede estar sujeta a modifi cación, una vez se presente la declaración de renta del año gravable 2012.

Proyecto de distribución de utilidades

Sergio Aranda MorenoPresidente de la Junta Directiva

Bogotá D.C., febrero de 2013

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 periodo denominado “fecha ex-dividendo”, en cuyo caso pertenecerán al vendedor. Excepcionalmente el periodo 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 periodo 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 periodo 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 17 de abril de 2013, el periodo exdividendo estaría comprendido desde el 11 hasta el 16 de abril de 2013.

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.


41 Estados fi nancieros individuales informe anual 2012

Estados financieros individuales

informe anual 2012Estados fi nancieros individuales 41


Certifi cación del Representante Legal y del Contador de la Compañía

A los señores Accionistas deGas Natural del Oriente S.A., ESP

25 de febrero de 2013

Los suscritos Representante Legal y Contador de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, certifi camos que los estados fi nancieros de la Compañía al 31 de diciembre de 2012 y 2011 han sido fi elmente tomados de los libros y que antes de ser puestos a su disposición y de terceros, hemos verifi cado las siguientes afi rmaciones contenidas en ellos:

a) Todos los activos y pasivos incluidos en los estados fi nancieros de la Compañía al 31 de diciembre de 2012 y 2011 existen, y todas las transacciones incluidas en dichos estados se han realizado durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011.

b) Todos los hechos económicos realizados por la Compañía durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y por el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011 han sido reconocidos en los estados fi nancieros.

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

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, clasifi cados, descritos y revelados en los estados fi nancieros.

Gerardo Rueda Amorocho Mónica Malagón Gaitán Representante Legal Contador


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


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 2012, me permito informarles que los estados fi nancieros 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.

Gerardo Rueda Amorocho Representante Legal


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


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 2012, me permito informarles la evaluación sobre el desempeño de los sistemas de revelación y control de la información fi nanciera, y de los procedimientos correspondientes que aseguran que dicha información ha sido presentada en forma adecuada.

Para el efecto, con el fi n 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, fi nanciero, 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 fi nanciera. 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 verifi có, 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 2012. 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

A los señores Accionistas deGas Natural del Oriente S.A., ESP


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 fi lial 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 fi jadas.

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, fi ja 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 benefi ciar a cada sociedad y cumplir los objetivos corporativos.

En cumplimiento de la política de negocio, las operaciones celebradas en el 2012 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 2012, 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:


Año terminado en 31 de diciembre de 2012

Periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011

Ingreso

Utilidad en el método de participación 2.305.574 1.315.779

Ventas de materiales 16.596 3.679

Otros servicios 13.094 -

2.335.264 1.319.458

Dividendos en efectivo 1.763.834 -

Costo

Compra de gas - 293.418

Compra de materiales 9.628 4.045


Gas Natural del Oriente S.A., ESP

Balances generales

Al 31 de diciembre

Activos Notas 2012 2011

Activos corrientes

Efectivo y equivalentes de efectivo 4 1.898.528 5.229.961

Cuentas por cobrar, neto 5 31.894.726 32.414.084

Inventarios, neto 802.245 1.034.523

Gastos pagados por anticipado 18.450 228.978

Bienes en fi deicomiso 200.348 179

Total de los activos corrientes 34.814.297 38.907.725

Activos no corrientes

Cuentas por cobrar a largo plazo 5 2.485.534 2.111.910

Inversiones, neto 6 38.278.185 38.347.165

Propiedades, gasoductos y equipo, neto 7 38.190.498 37.346.353

Cargos diferidos 667.018 893.325

Intangibles 20.246 55.429

Bienes adquiridos en leasing 8 130.495 247.033

Valorizaciones de activos 9 139.904.154 127.134.666

Total de los activos 254.490.427 245.043.606

Pasivos y patrimonio de los Accionistas

Pasivos corrientes

Obligaciones fi nancieras 10 22.532.440 21.177.370

Proveedores 1.828.872 1.605.113

Anticipos recibidos 109.351 66.711

Cuentas por pagar 11 4.349.996 4.582.164

Obligaciones laborales 394.270 361.318

Impuestos, gravámenes y tasas 14 3.717.130 8.396.882

Pasivos estimados 15 8.428.948 9.464.377

Otros pasivos 978.270 1.309.530

Total de los pasivos corrientes 42.339.277 46.963.465

Pasivos no corrientes



Corrección monetaria diferida 68.805 94.351

Total de los pasivos 62.599.578 76.483.289

Patrimonio de los accionistas, ver estado adjunto 16 191.890.849 168.560.317

Total de los pasivos y patrimonio de los Accionistas

254.490.427 245.043.606

Cuentas de orden 22 144.726.896 189.691.454

Las notas que se acompañan son parte integrante de los estados fi nancieros

(En miles de pesos)

Gerardo Rueda Amorocho Mónica Malagón Gaitán Nelson Andrés Fonseca Rodríguez Representante Legal Contador Revisor fi scal (ver certifi cación adjunta) Tarjeta profesional 66940-T Tarjeta profesional 151421-T (ver certifi cación adjunta) (ver informe adjunto)



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

Año terminado en31 de diciembre de 2012

Periodo comprendidoentre el 1 de Julio y

31 de diciembre de 2011Notas

Ingresos de operación 17 129.313.062 63.899.883

Costos de operación 18 84.937.818 40.326.062

Ganancia bruta 44.375.244 23.573.821

Gastos generales de:

Administración 19 9.076.584 4.335.407

Ventas 20 3.262.562 1.209.471

12.339.146 5.544.878

Ganancia operacional 32.036.098 18.028.943

Ingresos no operacionales, neto 21 2.023.061 1.153.643

Amortización de la corrección monetaria diferida 10.178 3.387

Ganancia antes de la provisión para impuesto sobre la renta 34.069.337 19.185.973

Provisión para impuesto sobre la renta 14 9.911.890 6.220.226

Ganancia neta del periodo 24.157.447 12.965.747

Ganancia neta por acción (en pesos colombianos) 196,99 105,73





Estados de cambios en el patrimonio de los Accionistas(En miles de pesos)



31 de diciembre de 2011

Capital social

Saldo al comienzo y al fi nal del periodo 12.263.566 12.263.566

Ganancias retenidas apropiadas

Saldo al comienzo del periodo 8.617.354 30.615.614

Apropiación de ganancias retenidas no apropiadas 12.965.747 17.446.668

Diviendos decretados (12.965.747) (39.444.928)

Saldo al fi nal del periodo 8.617.354 8.617.354

Ganancias retenidas no apropiadas


Apropiación a ganancias retenidas (12.965.747) (17.446.668)



Revalorización del patrimonio


Impuesto al patrimonio pagado - 430


Superávit por método de participación

Saldo al comienzo del periodo 667.997 623.551

Movimiento neto del periodo (624.728) 44.446

Saldo al fi nal del periodo 43.269 667.997

Superávit por valorizaciones de activos


Movimiento neto del periodo 12.763.560 8.567.987


Total del patrimonio de los accionistas 191.890.849 168.560.317

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





Estados de cambios en la situación financiera(En miles de pesos)

Continúa en la siguiente página


Periodo comprendido Entre el 1 de Julio y 31 de

diciembre de 2011

Los recursos financieros fueron provistos por:


Más (menos) - Cargos (créditos) a resultados que no

afectaron el capital de trabajo en el periodo :

Depreciación de:

Propiedades,gasoductos y equipo 3.626.458 1.757.067

Bienes adquiridos en leasing 116.538 63.149

Impuesto sobre la renta diferido, neto 223.689 (223.936)

Amortización de:


Corrección monetaria diferida, neta (10.178) (3.387)

Cargos diferidos 24.800 -

Utilidad ajuste valorizaciones (5.928) -

Pérdida (utilidad) en la venta o retiro de:

Propiedades,gasoductos y equipo 7.147 (171.908)

Inversiones 4.875 646.517

Impuesto al patrimonio llevado contra la revalorización del patrimonio

- 430

Constitución (recuperación) de provisiones neto de:

Inversiones permanentes (39.723) 2.352

Activos fijos (148.877) -

Utilidad por la aplicación del método de participación (2.305.574) (1.315.779)

Dividendos recibidos de compañía controlada 1.763.834 -

Capital de trabajo provisto por las operaciones de periodo 27.449.691 13.750.246

Traslado de:

Cuentas por cobrar del largo al corto plazo 1.321.764 9.911.812

Obligaciones financieras del largo al corto plazo (24.475.957) (13.521.629)

Producto de la venta de propiedad planta y equipo - 204.689

Producto de la venta de inversiones permanentes 20.840 24.645.924

Aumento de obligaciones financieras de largo plazo 16.412.048 27.000.000

(Disminución) de impuestos, gravámenes y tasas de largo plazo (1.170.068) (1.170.177)

Total 19.558.318 60.820.865



Los recursos fi nancieros fueron utilizados para:

Adquisición de:

Propiedades, gasoductos y equipo 4.328.873 3.187.842

Diferidos 37.550 74.400

Aumento en inversiones - 113.149

Dividendos decretados 12.965.747 39.444.928

Aumento en cuentas por cobrar a largo plazo 1.695.388 1.105.870

Total 19.027.558 43.926.189

Aumento en el capital de trabajo 530.760 16.894.676

Cambios en los componentes del capital de trabajo:

Aumento (disminución) en los activos corrientes:

Efectivo y equivalentes de efectivo (3.331.433) 3.289.645

Cuentas por cobrar (519.358) 8.587.298

Inventarios (232.278) (11.116)

Gastos pagados por anticipado (210.528) 131.981


Total (4.093.428) 11.997.987

Disminución (aumento) en los pasivos corrientes:

Obligaciones fi nancieras (1.355.070) (2.745.966)

Proveedores (223.759) (894.005)

Anticipos recibidos (42.640) 11.069

Cuentas por pagar 232.168 17.928.468

Obligaciones laborales (32.952) (45.840)

Impuestos, gravámenes y tasas 4.679.752 (7.477.548)

Pasivos estimados 1.035.429 (1.358.854)

Otros pasivos 331.260 (520.635)

Total 4.624.188 4.896.689

Aumento en el capital de trabajo 530.760 16.894.676




Estados de flujos de efectivo(En miles de pesos)

Periodo comprendido entre el 1 de julio y

el 31 de diciembre de 2011Año terminado en


Flujos de efectivo de las actividades de operación:


Ajustes para reconciliar la ganancia neta con el efectivoprovisto por las actividades de operación:

Depreciación de:



Impuesto sobre la renta diferido, neto 223.689 (223.936)

Amortización de:




(Utilidad) pérdida en la venta o retiro de:

Propiedades, gasoductos y equipo 7.147 (171.908)

Inversiones permanentes 4.875 646.517

(Utilidad) ajuste valorizaciones (5.928) -


Cuentas de difícil cobro 128.248 36.281



Inventarios 113.137 42.562

Impuesto al patrimonio llevado contra la revalorización del Patrimonio

- 430

Dividendos recibidos de compañía controlada 1.763.834 -

Utilidad por la aplicación del método de participación (2.305.574) (1.315.779)

27.691.076 13.829.089




Cambios en activos y pasivos operacionales:

Cuentas por cobrar 17.486 182.363

Inventarios 119.141 (31.446)

Gastos pagados por anticipado 210.528 (131.981)

Bienes en fi deicomiso (200.169) (179)

Proveedores 223.834 894.005

Anticipos recibidos 42.640 (11.069)

Cuentas por pagar (232.243) (17.928.468)


Impuestos, gravámenes y tasas (5.849.820) 6.307.371

Pasivos estimados (1.035.429) 1.358.854

Otros pasivos (331.260) 520.635

Efectivo neto provisto por las actividades de operación 20.688.736 5.035.014

Flujos de efectivo de las actividades de inversion:

Adquisición de:

Propiedades, gasoductos y equipo (4.328.873) (3.187.842)

Inversiones - (113.149)

Diferidos (37.550) (74.400)

Producto de la venta de :

Propiedades, gasoductos y equipo - 204.689

Inversiones 20.840 24.645.924

Efectivo neto (usado) provisto en las actividades de inversión

(4.345.583) 21.475.222

Flujos de efectivo de las actividades de fi nanciación:

Aumento en obligaciones fi nancieras 16.412.048 27.000.000

Pago de:


Dividendos decretados (12.965.747) (39.444.928)

Efectivo neto usado en las actividades de fi nanciación (19.674.586) (23.220.591)

(Disminución) aumento en efectivo y equivalentes de efectivo durante el periodo

(3.331.433) 3.289.645

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del periodo 5.229.961 1.940.316

Efectivo y equivalentes de efectivo al fi nal del periodo 1.898.528 5.229.961



Notas a los estados financieros

Por el año terminado el 31 de diciembre de 2012 y por el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011, (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.

Periodo 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 2011 para los balances generales y por el semestre terminado en esa fecha, para 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.

informe anual 2012Estados financieros individuales 55

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, planta 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 periodo.

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, planta y equipo

Las propiedades, planta 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, planta 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, planta 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:

a) El impuesto sobre la renta diferido, el cual se amortiza en los periodos 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.

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%


Valorizaciones de activos

Las valorizaciones de activos que forman parte del patrimonio incluyen:

a) Excesos de avalúos técnicos de propiedades, planta 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 activos de la Compañía, excepto terrenos, se encuentran valuados por expertos internos de la misma a 31 de diciembre de 2011, 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.

Al final de cada periodo se ajustan por el índice de precios al consumidor tal como lo permiten las normas legales vigentes, aplicando a dicho valor la depreciación del año en curso.

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.

Costos 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 ventas.

Ganancia neta por acción

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

Cambios normativos

El 29 de diciembre de 2012 el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo expidió el Decreto 2784, mediante el cual se reglamenta la Ley 1314 de 2009 sobre el marco técnico normativo para los preparadores de información financiera que conforman el grupo 1: Emisores de valores, entidades de interés público y entidades que cumplan los parámetros establecidos en esta disposición.

Este marco técnico fue elaborado con base en las Normas Internacionales de Información Financiera –NIIF -, las Normas Internacionales de Contabilidad –NIC-, las interpretaciones SIC, las interpretaciones CINIIF y el marco conceptual para la información financiera, emitidas en español al 1º de enero de 2012, por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés).

Según el cronograma de aplicación previsto, el año 2013 será un periodo de preparación y capacitación con la obligación inicial de presentar un plan de implementación aprobado por la junta directiva, con responsables y metas de seguimiento y control. El año 2014 será el periodo de transición y el 2015 el periodo de aplicación plena del nuevo marco normativo.

Se establece la obligación de preparar un estado de situación financiera de apertura al 1 de enero del 2014 bajo la nueva normatividad, de modo que durante todo el año 2014 se lleve a cabo la transición, con la aplicación simultánea de la actual y la nueva normatividad contable.

Los últimos estados financieros oficiales conforme a los decretos 2649 y 2650 de 1993 serán con corte al 31 de diciembre del 2014 y los primeros estados financieros bajo la nueva normatividad serán los del año 2015 que requieren su comparación con la información de transición del año 2014, bajo los parámetros establecidos en el Decreto 2784 de 2012.


Reclasificaciones de estados financieros

Ciertas cifras incluidas en los estados financieros al 31 de diciembre de 2011 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 tasa de cambio representativa del mercado al 31 de diciembre de 2012 fue de 1.768,23 (31 de diciembre de 2011 $1.942,7) por US$1. La tasa representativa del mercado utilizada para el cálculo de los saldos en moneda extranjera al cierre de diciembre fue de $1.779,79 (31 de diciembre de 2011 $1.935,72) por US$1. El promedio de la tasa de cambio durante 2012 fue $1.797,79 por US$1. (31 de diciembre de 2011 -1.846,97).

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

Nota 4. Efectivo y equivalentes de efectivo

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

2012 2011

US$Equivalente en miles de pesos US$

Equivalente en miles de pesos

Activos

Anticipos y avances - - 50 97

Otros deudores 50 90 - -

Total activos en moneda extranjera 50 90 50 97

Pasivos

Proveedores 32.935 58.617 10.294 19.926

Otros acreedores 4.052 7.212 142.633 276.098

Total pasivos en moneda extranjera 36.987 65.829 152.927 296.024

Posición pasiva neta en moneda extranjera (36.937) (65.739) (152.877) (295.927)

2012 2011

Caja 19.100 11.511

Depósitos en instituciones financieras y cooperativas 268.038 443.850

Bancos moneda nacional 1.053.620 4.405.613

Cuentas de ahorro moneda nacional 290.839 113.524

Fondos especiales 101 269

Inversiones temporales renta fija 266.830 255.194

1.898.528 5.229.961

En el saldo del efectivo y equivalentes de efectivo a 31 de diciembre de 2012 y 2011 no se tenían fondos comprometidos con entidades financieras.


Nota 5. Cuentas por cobrar, neto

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

2012 2011

Clientes

Consumo de gas 14.006.797 10.617.780

Derechos de conexión (1) 1.497.107 3.026.155

Títulos valores descontados 935.251 187.182

Financiación de red interna y adicionales 931.878 1.075.835

Revisión técnica reglamentaria 546.220 955.452

Financiación GNV con garantía personal 51.444 21.528

17.968.697 15.883.932

Anticipos y avances (2) 8.204.734 986.449

Subsidios (3) 3.721.315 -

Cuentas en participación 3.036.662 2.651.419

Otras cuentas por cobrar 1.631.724 2.348.804

Vinculados económicos (Nota 12) (4) 1.319.247 12.184.651

Cuentas por cobrar a trabajadores (5) 239.843 199.199

Contratos de mandato 140.912 137.958

Deudores oficiales 47.862 1.975.263

Accionistas, incluye USD$50 (Nota 13) 26.969 65.147

Depósitos 398 398

36.338.363 36.433.220

Menos - Parte a largo plazo (No corriente) 2.485.534 2.111.910

33.852.829 34.321.310

Menos - Provisión para deudores (6)

Saldo inicial 1.907.226 1.891.942

Provisión del año 177.377 38.541

Recuperación de provisión de cartera (49.129) (2.260)

Valor castigo de cuentas de difícil cobro (77.371) (20.997)

1.958.103 1.907.226

Parte corriente 31.894.726 32.414.084


(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) El saldo contiene los anticipos otorgados a Ecopetrol, por suministro de gas, derivados del contrato del campo Gibraltar.

(3) 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, razón por la cual disminuyen las contribuciones a esta franja de usuarios, y se incrementa el saldo por cobrar a favor de la Compañía por el efecto neto de los subsidios y contribuciones.

(4) En junio de 2012, Transoriente S.A., ESP, canceló en su totalidad el préstamo otorgado por la Compañía durante agosto y septiembre de 2010.

(5) 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.

(6) 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 al 31 de diciembre de 2012 y 2011:

2012 2011

Corrientes 14.709.013 13.111.370

Vencidas

Hasta 30 días 116.534 97.467

Entre 31 y 60 días 112.573 29.598

Entre 61 y 90 días 28.594 18.504

Entre 91 y 180 días 51.242 18.714

Más de 180 días 465.207 496.369

774.150 660.652

Cuentas por cobrar a largo plazo 2.485.534 2.111.910

Total cartera de clientes 17.968.697 15.883.932


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 2012 fue del 2,27% mensual vencida (2,12% - diciembre de 2011).

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:

Año Valor

2014 1.474.682

2015 661.424

2016 310.979

2017 y siguientes 38.449

Cuentas por cobrar no corriente 2.485.534

Los años estimados para el recaudo de las cuentas por cobrar a largo plazo, al 31 de diciembre de 2012 son como sigue:

2012 2011

Fecha de certificación del valor intrinseco Costo

Valor deMercado (1) Costo

Valor deMercado (1)

Inversiones negociables

Promisan S.A. (En liquidación) 31-Mar-2012 1.879.362 13.659 1.879.362 (7.968)

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A. 31-Mar-2012 1.055.634 1.038.259 1.055.634 1.022.685

C.I. Alcanos S.A., E.M.A (3) 30-Nov-2011 - - 290.790 16.549

Promover S.A. (4) - - 13.863 -

Inversiones permanentes

Transgas de Occidente S.A. 30-Nov-2012 2.835.819 28.893.549 2.835.819 29.280.216

Gas Natural del Cesar S.A., ESP (2) 31-Dic-2012 8.230.880 13.253.671 8.313.869 13.336.660

Transoriente S.A., ESP 30-Nov-2012 24.107.697 33.584.432 24.107.695 32.817.805

Colombiana de Extrusión S.A. 30-Nov-2012 1.967.871 2.806.775 1.967.871 2.447.991

Concentra inteligencia en energia S.A.S 30-Nov-2012 84.000 74.568 84.000 87.528

40.161.263 79.664.913 40.548.903 79.001.466

Otras inversiones (4) - - 16.886 30.628

40.161.263 79.664.913 40.565.789 79.032.094

Menos - Provisión para protección de Inversiones 1.883.078 - 2.218.624 -

38.278.185 79.664.913 38.347.165 79.032.094


(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 2012 se han reconocido valorizaciones por $41.386 millones (diciembre 2011 $40.684 millones) y provisiones acumuladas por $1.883 millones (diciembre 2011 $2.219 millones).

(2) Durante el año de 2012 se reconocieron efectos de método de participación sobre esta inversión por valor de $2.305 millones (segundo semestre de 2011, $1.316 millones) en resultados y $625 millones (segundo semestre de 2011, $44 millones) en patrimonio.

(3) Se realizó la venta de las 4.144 acciones que la Compañía poseía en la inversión C.I. Alcanos S.A.

(4) En el segundo semestre de 2012 fueron castigadas contra las provisiones existentes las inversiones en Promover S.A., y Tradigas S.A, en las cuales no se tenía control y no se encuentran operando. De igual forma se dieron de baja las inversiones que la Compañía tenía en Administradora de Clubes S.A., y Club del Comercio S.A.

Los porcentajes de participación, número de acciones, valor nominal y clase de acción que poseía la Compañía al 31 de diciembre de 2012 eran los siguientes:

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

Actividad%

poseídoNúmero de

accionesValor

nominalValor

intrinseco ClaseDividendos

recibidos

Utilidades / pérdidas

del periodo


Promisan S.A. (En liquidación)

Servicios 3,23 113.827.050 1 0,12 Ordinarias - (*)

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A.

Servicios 2,14 30.537.045 5,86 34 Ordinarias - (*)


Transoriente S.A., ESP Transporte de gas 20 241.076.953 100 139,3 Ordinarias - (*)

Gas Natural del Cesar S.A., ESP

Distribución de gas

55,94 4.079.314 1.000 3.248,99 Ordinarias 1.763.834 4.121.864

Transgas de Occidente S.A. Transporte de gas 14 19.160.940 148 1.507,9 Ordinarias 1.451.358 (*)

Colombiana de Extrusión S.A.

Manufacturera 10 157.710 1.400 17.797,1 Ordinarias 382.706 (*)

Concentra inteligencia en energia S.A.S

Servicios 4,76 84.000 1.000 887,7 Ordinarias - (*)


2012 2011

Activo 35.645.867 35.773.376

Pasivo 11.951.186 11.930.330

Patrimonio 23.694.681 23.843.046

Capital social 7.292.926 7.292.926

Ganancias retenidas apropiadas 3.925.386 3.526.624

Superávit por valorizaciones 8.354.505 9.471.652

Ganancias netas del año 4.121.864 3.551.844

Nota 7. Propiedades, gasoductos y equipo, neto

Las propiedades, planta 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. A 31 de diciembre comprendían:

2012Costo

ajustadoDepreciación

acumulada Provisión Costo neto Valorización Avalúo

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

Redes de distribución 60.124.179 54.757.026 - 5.367.153 12.881.663 18.248.816

Gasoductos 34.016.434 14.522.069 - 19.494.365 65.211.035 84.705.400

Estaciones receptoras 2.485.266 687.180 - 1.798.086 6.983.699 8.781.785

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

2011

Terrenos 109.755 - - 109.755 4.815.962 4.925.717

Edificaciones 4.275.796 2.742.370 (148.877) 1.384.547 1.643.154 3.027.701


Gasoductos 31.815.159 13.221.478 - 18.593.681 59.492.476 78.086.157






122.132.327 84.637.095 (148.877) 37.346.353 86.449.737 123.796.090

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 2012 y 2011:

La depreciación cargada a resultados por el año terminado el 31 de diciembre de 2012 fue de $3.626 millones (semestre terminado el 31 de diciembre de 2011, $1.757 millones).


Nota 8. Bienes adquiridos en leasing

El saldo de los bienes adquiridos en leasing al 31 de diciembre de 2012 por $130 millones (31 de diciembre de 2011, $247 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 2012 fue de $116 millones (Semestre terminado en 31 de diciembre de 2011, $63 millones). Las condiciones son las siguientes:

Naturaleza de los contratos Leasing financiero

Plazo acordado 60 Meses

Número promedio de canones pendientes de pago 15

Valor de canones pendientes 194.339

Monto promedio de opciòn de compra 13.957

Nota 9. Valorizaciones de activos

Las valorizaciones de activos a 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Exceso de avalúos de Propiedades, gasoductos y equipo sobre su costo en libros (nota7) 98.517.426 86.449.737

Exceso del valor intrínseco de las inversiones permanentes sobre su costo neto en libros (nota 6) 41.386.728 40.684.929

139.904.154 127.134.666

Nota 10. Obligaciones financieras

Las obligaciones financieras a 31 de diciembre, comprendían:

Entidad Financiera Vencimiento (2) Monto del principal 2012 2011

Préstamos bancarios en moneda nacional (1)

Helm Bank 19-Mar-12 9.375.000 - 1.041.666

Davivienda 19-Mar-12 18.750.000 - 2.083.333

Davivienda 30-Sep-13 3.500.000 875.000 2.041.667

Davivienda 29-Oct-13 4.000.000 1.333.333 2.666.667

Davivienda 8-Nov-13 11.000.000 3.666.667 7.333.333

Popular 27-Dec-13 6.800.000 2.266.667 4.533.333

Bancolombia 30-Jun-14 1.500.000 750.000 1.250.000

Popular 9-Nov-14 8.500.000 5.666.667 8.500.000

Popular 30-Nov-14 6.000.000 4.000.000 6.000.000

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

Popular 28-Dec-14 2.500.000 1.666.667 2.500.000



Entidad Financiera Vencimiento (2) Monto del principal 2012 2011

BBVA Colombia 20-Mar-15 2.100.000 2.100.000 -

Bancolombia 28-Mar-15 3.900.000 2.925.000 -

Bancolombia 2-Apr-15 502.000 418.340 -

Popular 12-Apr-15 2.510.000 2.091.700 -

Sudameris 8-Jun-15 2.800.000 2.333.333 -

Av Villas 4-Dec-15 600.000 600.000 -

Av Villas 26-Dec-15 4.000.000 4.000.000 -

41.360.041 47.949.999

Contratos de leasing

Leasing Corficolombiana 16-Apr-12 28.700 - 3.801

Leasing Corficolombiana 16-Apr-12 44.500 - 5.793

BBVA Leasing 28-Jul-13 175.582 40.831 77.412

BBVA Leasing 28-Jul-13 87.294 20.316 38.488

BBVA Leasing 25-Jul-14 197.850 69.980 108.499

BBVA Leasing 3-Sep-15 97.565 63.129 79.144

41.554.297 48.263.136

Menos - Parte a largo plazo 19.021.857 27.085.766

Parte a corto plazo 22.532.440 21.177.370

(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 $3.443 millones (semestre terminado en 31 de diciembre de 2011 - $1.181 millones), con costo promedio de deuda de 8.21%.

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

El siguiente es el detalle del vencimiento de las obligaciones a largo plazo al 31 de diciembre de 2012:

Año Valor

2014 14.069.113

2015 4.952.744

19.021.857


Nota 11. Cuentas por pagar

Las cuentas por pagar a 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Vinculados económicos, Incluye USD$32.935 (Nota 12) 2.267.576 371.706

Accionistas (Nota 13) 1.784.309 3.925.709

Acreedores varios, incluye USD$4.052 288.698 261.058

Retención sobre contratos 9.413 9.413

Subsidios asignados - 14.278

Parte corriente 4.349.996 4.582.164

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. Al 31 de diciembre, estos saldos comprendían:

2012 2011

Cuentas por cobrar

Subordinadas

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 20.686 2.193

20.686 2.193

Participadas y vinculados económicos

Transgas de Occidente S.A. 1.298.344 1.549.976

Transoriente S.A., ESP - 10.515.313

Electrificadora del Caribe S.A., ESP - 554

1.298.344 12.065.843

Empresas del grupo

Gas Natural Servicios SAS 217 116.615

217 116.615

1.319.247 12.184.651



Transacciones celebradas con compañías participadas

Por el año terminado el 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011, las transacciones celebradas con las compañías vinculadas fueron las siguientes:

2012 2011

Cuentas por pagar

Subordinadas

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

1.672 -

Participadas y vinculados económicos

Transoriente S.A., ESP 2.022.096 -

Gas Natural Fenosa Telecomunicaciones 7.964 3.547

Colombiana de Extrusión S.A. 7.286 18.318

Gas Natural Servicios Integrales SAS 1.154 -

2.038.500 21.865

Empresas del grupo

Gas Natural Servicios SAS 216.575 291.745

Serviconfort Colombia SAS 6.273 56.118

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 4.556 1.978

227.404 349.841

2.267.576 371.706



el 31 de diciembre de 2011

Ingresos

Dividendos recibidos

Transgas de Occidente S.A. 1.451.359 -

Colombiana de Extrusión S.A. 382.705 -

Transoriente S.A., ESP - 112.609

1.834.064 112.609

Cuentas en participación


2.283.648 1.397.779

Otros

Transoriente S.A., ESP 897.879 550.119

Electrificadora del Caribe S.A., ESP 555 478

898.434 550.597





Costos

Transporte de gas

Transoriente S.A., ESP 18.689.550 2.766.138

18.689.550 2.766.138

Servicios informaticos


41.194 36.912

Compra de materiales


76.130 38.374

Gestión de reparación de internas


374.643 182.719

Operaciones con miembros de la Junta Directiva:

Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2012, se efectuaron pagos a miembros de la junta directiva por valor de $23,7 millones (segundo semestre del 2011, $4,3 millones). Ninguno de ellos posee participación accionaria en la Compañía.

Operaciones con Representante Legal:

Durante el año terminado en diciembre de 2012 y por el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011, no se registraron operaciones con el Representante Legal diferentes de las relacionadas con el vínculo laboral.





Ingresos

Venta de materiales


72.258 87.694

Comisiones


25.047 4.498

Servicios


123.166 179.125



20.778 5.668

Costos y gastos

Revisiones técnica reglamentaria

Gas Natural Servicios SAS 1.657.876 1.138.799

1.657.876 1.138.799

Comisión gestión de seguros


203.226 60.891

(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 $5 millones.

Transacciones celebradas con compañías del grupo

Las transacciones celebradas con las empresas del grupo durante el año 2012 y por el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011, son las siguientes:


Transacciones celebradas con la compañía subordinada

Por el año terminado el 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011, las transacciones celebradas con Gas Natural del Cesar S.A, ESP, compañía subordinada, fueron las siguientes:




Ingreso

Utilidad en el método de participación 2.305.574 1.315.779

Ventas de materiales 16.596 3.679

Otros servicios 13.094 -

2.335.264 1.319.458

Dividendos en efectivo 1.763.834 -

Costo

Compra de gas - 293.418

Compra de materiales 9.628 4.045

Nota 13. Accionistas

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

% de Participación 2012 2011

Cuentas por cobrar

Gas Natural S.A., ESP 54,50% 26.969 63.463

Electrificadora de Santander S.A., ESP 10,0% - 1.684

26.969 65.147

Cuentas por Pagar

Gas Natural S.A., ESP 54,50% 1.781.380 3.844.242

Electrificadora de Santander S.A., ESP 10,00% 2.853 27.514

Otros accionistas 0,97% 2 53.953

1.784.235 3.925.709


Transacciones celebradas con accionistas

Por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, las transacciones celebradas con accionistas que poseen una participación igual o superior al 10% fueron las siguientes:




Ingresos

Servicios

Electrificadora de Santander S.A., ESP 19.077 -

19.077 -

Venta de materiales

Gas Natural S.A., ESP (1) 53.839 10.264

53.839 10.264

Venta de gas

Gas Natural S.A., ESP 281.902 -

281.902 -

Otros

Electrificadora de Santander S.A., ESP - 246

Gas Natural S.A., ESP - 500

- 746

Costos

Servicios

Gas Natural S.A., ESP 106.893 101.467

Electrificadora de Santander S.A., ESP 119.772 106.416

226.665 207.883

Compras de gas

Gas Natural S.A., ESP 10.784.958 4.822.004

10.784.958 4.822.004

Transporte de gas


1.493.780 3.510.511

Gastos

Servicios

Gas Natural S.A., ESP 29.928 514

Electrificadora de Santander S.A., ESP - 9.663

29.928 10.177

Asistencia técnica


3.256.180 1.592.740

Honorarios Informáticos


366.576 117.249








289.481 202.396

Dividendos decretados


Inversiones de Gases de Colombia S.A. 4.477.572 13.621.852

Electrificadora de Santander S.A., ESP 1.296.578 3.944.504

Otros 125.279 381.128

12.965.747 39.444.928

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 $22,4 millones.

Nota 14. Impuestos, gravámenes y tasas

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

2012 2011

Impuesto al patrimonio 2.339.708 3.509.561

Impuesto de industria, comercio, avisos y tableros 1.396.813 1.251.403

Impuesto de renta y complementarios 812.668 5.490.885

Impuesto sobre las ventas por pagar 173.684 203.010

Retención en la fuente 163.896 281.730

4.886.769 10.736.589

Menos - Impuesto al patrimonio de largo plazo 1.169.639 2.339.707


El vencimiento de la parte no corriente del impuesto al patrimonio es como sigue:

Año Valor

2014 1.169.639

1.169.639


Impuesto sobre la renta y complementarios

Las disposiciones fiscales vigentes aplicables a la Compañía estipulan que:

a) Las rentas fiscales por norma general se gravan a la tarifa del 33% 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.

e) Hasta el año gravable 2010, y para aquellos contribuyentes que tuviesen un contrato 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 firma contratos de estabilidad jurídica, a partir del año gravable 2013.

f) Al 31 de diciembre de 2012, la Compañía no cuenta con saldos de pérdidas fiscales ni excesos de renta presuntiva sobre renta ordinaria por compensar.

g) Para el año 2013, la Ley 1607 de diciembre de 2012, reduce la tarifa del impuesto de renta al 25% y crea el impuesto sobre la renta para la equidad “CREE”, el cual para el año 2013, 2014 y 2015 tendrá un tarifa del 9%. A partir del año gravable 2016, la tarifa de este impuesto será del 8%. Salvo algunas deducciones especiales, así como la compensación de pérdidas y excesos de renta presuntiva, beneficios no aplicables al CREE, la base de este impuesto será la misma base gravable que el impuesto neto de renta. Se exceptúa del impuesto sobre la renta para la equidad CREE, las entidades sin ánimo de lucro y las empresas que sean catalogadas como usuarios de zona franca.

h) Según indica la Ley 1607 de diciembre de 2012, en su artículo 25, a partir del 1 de julio de 2013, estarán exoneradas del pago de aportes parafiscales a favor de SENA y 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.





Ganancia antes de provisión para impuesto sobre la renta 34.069.337 19.185.973

Mas: Partidas que aumentan la renta liquida gravable

Dividendos efectivamente recibidos 1.763.834 -

Provision de industria y comercio 1.435.384 583.114

Gastos no deducibles 830.494 1.048.514

Provisiones no deducibles 162.756 81.061

4.192.468 1.712.689

Menos: Partidas que disminuyen la renta liquida gravable

Dividendos no gravados 3.597.802 112.609

Ingreso aplicación método de participación 2.305.574 1.315.779

Ingresos no gravados 1.307.995 (85.376)

Pagos de Industria y Comercio 1.062.137 27.888

8.273.508 1.370.900

Total renta líquida gravable 29.988.297 19.527.762

Tasa impositiva 33% 33%

Provisión para impuesto sobre la renta corriente 9.896.138 6.444.162

Cargo a pérdidas y ganancias por:

Impuesto diferido débito 223.689 (223.936)

De años anteriores (207.937) -

Provisión para impuesto sobre la renta y ganancia ocasional 9.911.890 6.220.226

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

2012 2011

Provisión para impuesto sobre la renta 9.896.138 12.588.902

Menos:

Anticipo de renta 7.248.243 7.129.163

Retenciones en la fuente 1.835.227 (31.146)

9.083.470 7.098.017

Pasivo de renta (saldo a favor) 812.668 5.490.885

A continuación se detalla la conciliación entre la ganancia antes de impuesto sobre la renta y remesa y la renta gravable por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y por el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011:


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

2012 2011

Patrimonio contable 192.515.728 168.560.317

Mas: Partidas que incrementan el patrimonio fiscal

Reajuste fiscal de activos 18.129.981 22.976.437

Provisiones y otros 2.869.597 5.115.972

20.999.578 28.092.409

Menos: Partidas que disminuyen el patrimonio fiscal

Valorizaciones de propiedad planta y equipo 98.517.426 86.449.737

Diferencia entre el valor en libros de las acciones y el valor intrínseco 41.386.728 40.684.929

Método de participación de inversiones 3.570.163 3.028.273

Impuesto sobre la renta diferido débito 531.782 755.472

144.006.099 130.918.411

Patrimonio Fiscal 69.509.207 65.734.315

Las declaraciones de impuesto de renta y complementarios de los años gravables 2010 y 2011 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.

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 periodo 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 periodo.”

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 Gas Natural del Cesar S.A., ESP, el valor del impuesto incluyendo la sobretasa, fue de $727.481 se registró con cargo a los resultados del ejercicio.


Nota 15. Pasivos estimados

Los pasivos estimados al 31 de diciembre comprendían:

2012 2011

Bienes y servicios pendientes de recibir factura (1) 8.023.321 9.054.750

Provisiones para contingencias 405.627 405.627

Provisiones para impuestos - 4.000

8.428.948 9.464.377

(1) Incluye principalmente las estimaciones del costo de suministro y transporte de gas, ya que a la fecha de cada uno de estos cortes no se había recibido la respectiva factura.

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.

Reserva a disposición de la junta directiva para futuros repartos

La Asamblea General de Accionistas en su sesión del 30 de septiembre de 2011 aprobó el cambio de destinación de las reservas que a continuación se detallan, como reservas a disposición de la Junta Directiva para futuros repartos:

Reserva para protección de inversión gravada $898.363.716 Reservas para capital de trabajo gravada $724.898.213

2012 2011

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



Revalorización del patrimonio 9.909.120 9.909.120


Superávit por método de participación 43.269 667.997

192.515.728 168.560.317



La Asamblea General de Accionistas en su sesión del 30 de marzo de 2012 aprobó la distribución de utilidades generadas durante el periodo comprendido del 1 de julio al 31 de diciembre de 2011 por $12.965 millones, las cuales fueron canceladas en agosto de 2012.


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 2012 es de $1.565 (31 de diciembre de 2011 - $1.374)

Nota 17. Ingresos de operación

Los ingresos de operación por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Ventas de gas 112.764.198 54.951.830

Cargos por conexión 4.636.942 1.959.244

Contrato cuentas en participación 2.283.648 1.397.779

Revisión sistemática 2.025.773 1.277.042

Reconexión y reinstalación 1.863.280 962.175

Cargos por internas y adicionales 1.472.830 687.687

Venta materiales y equipos 1.053.861 582.214

Intereses de financiación derechos conexión e internas 899.797 405.694

Comisiones 712.573 303.953

Visita y servicios tecnicos 698.811 511.483

Ingresos detección anomalías por ventas de gas 41.958 16.260

Mantenimiento y reparación 41.701 32.836

Indemnización por daños a la red 30.612 9.221

Servicio cambio de medidor 14.486 9.163

Diversos 772.592 793.302

129.313.062 63.899.883


Nota 18. Costos de operación

Los costos de operación por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Costo de suministro y transporte de gas 62.735.003 28.840.829

Depreciación 3.514.784 1.694.010

Mantenimiento y reparaciones 2.934.555 1.492.859

Costos de personal 2.859.276 1.464.931

Publicidad, propaganda y actividades promocionales 2.142.233 681.407

Costo revisiones sistemáticas 1.823.180 1.135.323

Costos de conexiones 1.555.628 771.708

Servicios públicos 1.554.690 909.980

Servicios técnicos 926.888 663.302

Costo venta materiales y equipos 877.993 635.423

Costo reconexiones y reinstalaciones 648.945 343.948

Comunicaciones y transporte 583.844 251.155

Costos de internas y adicionales 581.430 309.999

Servicios contratados 506.580 284.029

Primas de seguros 242.611 95.204

Proyecto de calidad prestación del servicio 230.547 143.243

Costo inspección puesta en servicio 211.527 104.866

Servicio de aseo, cafetería y restaurante 183.383 87.190

Vigilancia 149.881 82.688

Viáticos y gastos de viaje 146.298 53.976

Alquileres y arrendamientos 121.806 68.535

Honorarios y asesorías 109.596 6.351

Combustibles y lubricantes 98.667 53.788

Costos de oficina 78.929 53.074

Costo servicio detección anomalías 40.484 36.825

Impresos y publicaciones 17.690 12.965


Relaciones públicas 1.427 4.123

Impuestos y contribuciones 1.232 822

Diversos 46.903 31.668

84.937.818 40.326.062


Nota 19. Gastos generales de administración

Los gastos generales de administración por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Asistencia técnica 3.764.330 1.838.591

Impuestos y contribuciones 2.424.469 1.087.337


Gastos de personal 510.125 234.069

Cuotas de sostenimiento 314.197 36.699

Provisión para cuentas de difícil cobro 177.377 38.542


Depreciación de bienes adquiridos en leasing 116.538 63.149

Provisión de inventario de materiales 113.137 42.562

Depreciación 111.674 63.057


Mantenimiento y reparaciones 77.064 36.141


Servicios públicos 66.779 33.587

Servicio de aseo, cafeteria y restaurante 61.683 42.545


Publicidad, propaganda y actividades promocionales 51.030 52.286

Amortizacion de Intangibles 35.183 29.994


Amortizacion de diferidos 24.800 -

Gastos de oficina 19.382 12.803

Impresos, publicaciones y susripciones 14.394 2.435


Servicios contratados 4.486 -

Contribuciones imputadas- Indemnizaciones 2.517 10.916

Provisión para protección de inversiones - 2.352

Diversos 32.221 39.586

9.076.584 4.335.407


Nota 20. Gastos generales de ventas

Los gastos generales de ventas por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Entrega de facturas 1.045.982 150.921

Recaudo 1.000.653 488.777

Toma de lecturas 482.195 229.227

Servicio de Call center 330.209 169.599

Atención al cliente en centros del gas 163.744 70.422

Alquiler de impresoras 112.394 52.890

Honorarios cobro jurídico a clientes 94.131 31.584

Formas continuas facturas y comunicados 33.254 16.051

3.262.562 1.209.471


Nota 21. Ingresos no operacionales, neto

Los ingresos no operacionales, neto por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Ingresos

Ingresos aplicación método de participación 2.305.574 1.315.779

Dividendos y participaciones recibidas 1.834.064 112.609

Intereses recibidos 666.433 787.063

Recuperacion de otros conceptos 345.653 581.286

Financiación de títulos valores 272.870 116.297

Recuperación de provisiones activos Fijos 148.877 -

Recuperación de provisiones cartera 49.129 2.260

Recuperación de provisiones inversiones negociables 39.723 -

Descuentos recibidos 37.410 13.976

Diferencia en cambio 28.030 13.388

Recuperación cartera castigada 19.390 7.791

Venta de material de reciclaje e inservible 2.302 -

Indemnizaciones 2.163 -

Ingresos de ejercicios anteriores 1.596 -

Utilidad en venta de activos - 171.908

Diversos 12.277 4.834

5.765.491 3.127.191

Egresos

Intereses 3.443.882 1.181.506

Comisiones y gastos bancarios 80.250 31.244

Donaciones 53.158 46.247


Pérdida en venta de activos 7.147 -

Pérdida en retiro de inversiones 4.875 646.517

Diversos 128.034 66.722

3.742.430 1.973.548

2.023.061 1.153.643


Nota 22. Cuentas de orden

Las cuentas de orden al 31 de diciembre comprendían:

2012 2011

Deudoras

Diferencias fiscales 102.406.089 144.477.940

Activos totalmente depreciados 50.621.883 55.179.800

Derechos contingentes 1.848.823 3.301.487

Otras deudoras de control 1.709.782 1.757.741

156.586.577 204.716.968

Acreedoras

Acreedoras de control 7.329.366 7.598.935

Fiscales 4.339.073 6.913.175

Responsabilidades contingentes 191.242 513.404

11.859.681 15.025.514

144.726.896 189.691.454


Indicador Expresión

Al 31 de diciembre

de 2012

A 31 de diciembrede 2011(*) Explicación del Indicador

Liquidez

Razón corriente (veces) 0,8 0,8Indica 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 pla-zo cuenta con $0,8 (31 de diciembre de 2011, $0,8) pesos para respaldar sus obligaciones de corto plazo.

Nivel de endeudamiento

Nivel de Endeudamiento

% 24,6 31,2Indica 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 acti-vos, $24,6 centavos (31 de diciembre de 2011, $31,2) han sido financiados por los acreedores.

Nivel de Endeudamiento (Sin Valorizaciones)

% 54,6 64,8Indica 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 54,6% (31 de diciembre de 2011, 64,8%) del total del activo, en caso que no se tengan en cuenta las valorizaciones.

Concentración del endeudamiento en el corto plazo

% 67,7 61,5Señala el porcentaje de los pasivos que tienen venci-miento en menos de un año.

La compañía tiene el 67,7% (31 de diciembre de 2011, 61,5%) de obligaciones financieras en el corto plazo, es decir; que su vencimiento se presentará en un pe-riodo inferior a un año.

Financiero % 66,5 63,2Indica la participación que tienen las obligaciones finan-cieras sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la compañía, el 66,5% (31 de diciembre de 2011, 63,2%) corresponde a obli-gaciones financieras.

Proveedores y Acreedores

% 33,5 36,8Indica la participación que tienen los proveedores y acreedores sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la compañía, el 33,5% (31 de diciembre de 2011, 36,8%) corresponde a obli-gaciones con proveedores y acreedores.

Solvencia y cobertura

EBITDAEn

millones de $

36.129,6 19.962,6Indica el valor de la utilidad operacional de la empresa en términos de efectivo.

La compañía generó durante el año 2012 un flujo de caja bruto de $ 36129,6 millones (segundo semestre de 2011, $19962,6 millones.)

Cobertura de EBITDA sobre gasto financiero

(veces) 10,3 16,5Indica la capacidad de cubrimiento que la Compañía tie-ne sobre los gastos financieros.

El cubrimiento de la compañía con relación a sus gas-tos financieros es de 10,3 veces su Ebitda (31 de di-ciembre de 2011, 16,5 veces)

Pasivo Total / EBITDA

(veces) 1,7 3,8Relación existente entre la deuda total y el EBITDA ge-nerado en periodo de tiempo.

La compañía generó una utilidad operacional de 1,7 ve-ces superior a su deuda contratada (31 de diciembre de 2011, 3,8 veces)

Rendimiento

Rendimiento del capital

% 197,0 105,7Indica el rendimiento de los aportes realizados por los accionistas.

Los accionistas de la compañía obtuvieron un rendi-miento sobre su aporte de capital para el año 2012 del 197% (segundo semestre de 2011, 105,7 %)

Rendimiento del patrimonio

% 12,6 7,7Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada por los Accionistas.

Los accionistas de la compañía obtuvieron un rendi-miento sobre su inversion para el año 2012 del 12,6% (segundo semestre del 2011, 7,7 %)

Rendimiento del patrimonio (Sin Valorizacio-nes)

% 43,9 29,2Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada por los Accionistas sin tener en cuenta las valorizaciones.

Los accionistas de la compañía obtuvieron un rendi-miento sobre su inversion para el año 2012 del 43,9% (segundo semestre del 2011, 29,2 %), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos.

Rendimiento del activo

% 9,5 5,3Indica 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 9,5% (31 de diciem-bre de 2011, 5,3 %)

Rendimiento del activo (Sin Valorizaciones)

% 21,1 11,0Indica 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 21,1% (31 de diciem-bre de 2011, 11%), sin tener en cuenta las valorizacio-nes de activos

Rentabilidad

Margen opera-cional

% 24,8 28,2Indica el aporte de cada peso de las ventas en la genera-ción de la utilidad operacional

Por cada peso vendido por la compañía, se genera $24,8 centavos de utilidad operacional (31 de diciem-bre de 2011, $28,2 centavos)

Margen EBITDA % 27,9 31,2Representa el porcentaje de EBITDA originado por cada peso de ingreso operacional.

Por cada peso vendido por la compañía, se genera $27,9 centavos de flujo de caja bruto (31 de diciembre de 2011, $31,2 centavos)

Capital de trabajoEn millones

de $-7.525,0 -8.055,7

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

El capital de trabajo neto de la compañía, al 31 de di-ciembre de 2012 fue de $-7525 millones, (31 de di-ciembre de 2011, $-8055,7 millones)

EBITDA= Ganancia Operacional + Depreciaciones + Amortizaciones + Provisiones

Gasto Financiero = Intereses + Comisiones y gastos bancarios


Indicadores financieros

(*) Los indicadores financieros construidos con información del estado de resultados, corresponden al periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011


87 Estados fi nancieros consolidadosinforme anual 2012

Estados financieros consolidados

informe anual 2012Estados fi nancieros consolidados 87


Certifi cación del Representante Legal y del Contador de la Compañía

A la Asamblea de Accionistas deGas Natural del Oriente S.A., ESP


Los suscritos Representante Legal y Contador de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, certifi camos que los estados fi nancieros consolidados de la Compañía y su subordinada al 31 de diciembre de 2012 y 2011 han sido fi elmente tomados de las planillas de consolidación y que antes de ser puestos a su disposición y de terceros, hemos verifi cado las siguientes afi rmaciones contenidas en ellos:

a) Todos los activos y pasivos incluidos en los estados fi nancieros consolidados de la Compañía y su subordinada al 31 de diciembre de 2012 y 2011 existen, todas las transacciones incluidas en dichos estados se han realizado durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011.

b) Todos los hechos económicos realizados por la Compañía y su subordinada durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y por el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011 han sido reconocidos en los estados fi nancieros consolidados.

c) Los activos representan probables benefi cios económicos futuros (derechos) y los pasivos representan probables sacrifi cios económicos futuros (obligaciones), obtenidos a cargo de la Compañía y su subordinada al 31 de diciembre de 2012 y 2011.

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, clasifi cados, descritos y revelados en los estados fi nancieros.

Gerardo Rueda Amorocho Mónica Malagón Gaitán Representante Legal Contador (ver certifi cación adjunta) Tarjeta profesional 66940-T (ver certifi cación adjunta)


A la Asamblea de accionistas de Gas Natural del Oriente S.A., ESP


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 2012, me permito informarles que los estados fi nancieros 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.



A la Asamblea de Accionistas de Gas Natural del Oriente S.A., ESP


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 2012, me permito informarles la evaluación sobre el desempeño de los sistemas de revelación y control de la información fi nanciera, y de los procedimientos correspondientes que aseguran que dicha información ha sido presentada en forma adecuada.

Para el efecto, con el fi n 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, fi nanciero, 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 fi nanciera. 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 verifi có, 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 2012. 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.



Al 31 de diciembre de

Activos Notas 2012 2011

Activos corrientes

Efectivo y equivalentes de efectivo 4 3.041.966 5.468.539

Cuentas por cobrar, neto 5 39.246.509 38.600.314

Inventarios, neto 1.067.107 1.324.696

Gastos pagados por anticipado 23.002 438.187


Total de los activos corrientes 43.578.932 45.831.915

Activos no corrientes

Cuentas por cobrar a largo plazo 5 5.669.659 7.012.895

Inversiones permanentes, neto 6 30.047.305 30.033.296

Propiedades, gasoductos y equipo , neto 7 53.271.832 51.610.407

Cargos diferidos 886.593 1.044.367


Bienes adquiridos en leasing 8 130.495 247.033

Valorizaciones de activos 9 143.235.868 131.583.527

Total de los activos 276.860.265 267.478.129

Pasivos y patrimonio de los accionistas

Pasivos corrientes


Proveedores 2.586.154 2.370.067


Cuentas por pagar 11 4.529.221 5.001.844



Pasivos estimados 15 9.299.029 10.788.176

Otros pasivos 1.173.290 2.604.843

Total de los pasivos corrientes 50.067.336 55.694.649

Pasivos no corrientes


Impuestos, gravámenes y tasas no corrientes 14 1.351.509 2.703.448

Pasivos diferidos 1.872.548 2.127.563

Interes minoritario 10.441.010 10.506.386

Total de los pasivos 84.969.416 98.917.812

Patrimonio de los accionistas, ver estado adjunto 16 191.890.849 168.560.317

Total de los pasivos y patrimonio de los accionistas 276.860.265 267.478.129

Cuentas de orden 22 162.237.101 207.719.429



Gas Natural del Oriente S.A., ESP y su subordinada

Balances generales consolidados(En miles de pesos)



Estados consolidados de resultados




Ingresos de operación 149.460.383 73.923.713

Costos de operación 96.275.903 45.954.733

Ganancia bruta 53.184.480 27.968.980

Gastos generales de:

Administración y operación 10.628.534 4.908.864

Ventas 4.074.674 1.540.357

14.703.208 6.449.221

Ganancia operacional 38.481.272 21.519.759

Egresos no operacionales, netos (449.716) (173.993)

Amortización de la corrección monetaria diferida 10.178 3.387

Ganancia antes de interés minoritario y provisión para impuesto sobre la renta 38.041.734 21.349.153

Interes minoritario (1.816.290) (1.036.848)

Ganancia antes de provisión para impuesto sobre la renta 36.225.444 20.312.305

Provisión para impuesto sobre la renta 12.067.997 7.346.558


Ganancia neta por acción (en pesos colombianos) 196,99 105,73



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



Estados consolidados de cambios en el patrimonio de los accionistas





Capital social

Saldo al comienzo y al fi nal del periodo 12.263.566 12.263.566

Ganancias retenidas apropiadasa


Apropiación de ganancias (12.965.747) (39.444.928)

Dividendos decretados 12.965.747 17.446.668


Ganancias retenidas no apropiadas


Apropiación de ganancias (12.965.747) (17.446.668)





Impuesto al patrimonio pagado - 430


Superávit por valorizaciones de activos


Movimiento neto del periodo 12.138.832 8.612.433


Total del patrimonio de los accionistas 191.890.849 168.560.317


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


(En miles de pesos)

informe anual 2012Estados financieros consolidados 95


Estados consolidados de cambios de la situación financiera




Los recursos financieros fueron provistos por:


Más (menos) - Cargos (créditos) a resultados que no afectaron el capital de trabajo en el periodo:

Depreciación de:

Propiedades,gasoductos y equipo 4.521.647 2.188.698


Impuesto sobre la renta diferido, neto (74.313) (61.373)

Amortización de:




Utilidad ajuste valorizaciones (5.927) -

Pérdida (utilidad) en la venta o retiro de:

Propiedades,gasoductos y equipo 7.147 (171.908)

Inversiones 4.875 646.411

Impuesto al patrimonio llevado contra la revalorización del patrimonio - 430




Interés minoritario 1.816.290 1.036.848

Capital de trabajo provisto por las operaciones de periodo 30.444.834 16.720.067

Traslado de:

Cuentas por cobrar del largo al corto plazo 3.006.654 10.906.914

Obligaciones financieras del largo al corto plazo (24.475.957) (13.521.629)

Producto de la venta de propiedad planta y equipo - 204.689

Producto de la venta de inversiones permanentes 20.839 24.646.031

Aumento de obligaciones financieras de largo plazo 17.827.204 27.126.389

Disminución de impuestos, gravámenes y tasas de largo plazo (1.351.939) (1.352.047)

Total 25.471.635 64.730.414


(En miles de pesos)





Los recursos fi nancieros fueron utilizados para:

Adquisición de Propiedades, gasoductos y equipo 6.041.342 4.328.030

Aumento en:

Cargos diferidos 37.550 74.400

Inversiones - 113.149

Dividendos decretados por la matriz 12.965.747 39.444.928

Aumento en cuentas por cobrar a largo plazo 1.663.418 3.600.616

Dividendos decretados por la subordinada 1.389.248 -

Total 22.097.305 47.561.123

Aumento en el capital de trabajo 3.374.330 17.169.291

Cambios en los componentes del capital de trabajo:

(Disminución) aumento en los activos corrientes:

Efectivo y equivalentes de efectivo (2.426.573) 1.350.009

Cuentas por cobrar 646.195 10.567.933

Inventarios (257.589) (93.846)

Gastos pagados por anticipado (415.185) 90.896


Total (2.252.983) 11.915.171

Disminución (aumento) en los pasivos corrientes:


Proveedores (216.087) (1.296.800)


Cuentas por pagar 472.623 20.038.434

Obligaciones laborales 3.504 (26.172)

Impuestos, gravámenes y tasas 4.655.115 (8.446.815)

Pasivos estimados 1.489.147 (1.757.946)

Otros pasivos 1.431.553 (1.665.791)

Total 5.627.313 5.254.120

Aumento en el capital de trabajo 3.374.330 17.169.291

Las notas que se acompañan son parte integrante de los estados fi nancierosLas notas que se acompañan son parte integrante de los estados fi nancieros




Estados consolidados de flujos de efectivo




Flujos de efectivo de las actividades de operación:


Ajustes para reconciliar la ganancia neta con el efectivo provisto por las actividades de operación:

Depreciación de:



Impuesto sobre la renta diferido, neto (74.313) (61.373)

Amortización de:




(Utilidad) pérdida en la venta o retiro de:

Propiedades, gasoductos y equipo 7.147 (171.908)

Inversiones permanentes 4.875 646.411

(Utilidad) ajuste valorizaciones (5.927) -


Cuentas de difícil cobro 221.758 84.336




Impuesto al patrimonio llevado contra la revalorización del Patrimonio - 430

Interés minoritario 1.816.290 1.036.848

30.791.585 16.846.965

Cambios en activos y pasivos operacionales:

Cuentas por cobrar 434.953 (3.345.971)


Gastos pagados por anticipado 415.185 (90.896)

Bienes en fideicomiso (200.169) (179)

Proveedores (216.087) 1.296.800

Anticipos recibidos (121.155) (599.534)

Cuentas por pagar (432.293) (20.038.434)

Obligaciones laborales (3.504) 26.172

Impuestos, gravámenes y tasas (6.007.054) 7.094.768

Pasivos estimados (1.489.147) 1.757.946

Otros pasivos (1.431.553) 1.665.791

Efectivo neto provisto por las actividades de operación 22.305.531 4.664.712


(En miles de pesos)





Flujos de efectivo de las actividades de inversion:

Adquisición de:

Propiedades, gasoductos y equipo (6.041.342) (4.328.030)

Inversiones - (113.149)

Diferidos (37.550) (74.400)

Producto de la venta de :

Propiedades, gasoductos y equipo - 204.689

Inversiones 20.839 24.646.031

Efectivo neto (usado en) provisto por las actividades de inversión (6.058.053) 20.335.141

Flujos de efectivo de las actividades de fi nanciación:

Aumento en obligaciones fi nancieras 23.666.631 29.297.896

Pago de:


Dividendos decretados por la matriz (12.965.747) (39.444.928)

Dividendos decretados por la subordinada (1.389.248) -

Efectivo neto usado en las actividades de fi nanciación (18.674.051) (23.649.844)

(Disminución) aumento en efectivo y equivalentes de efectivo durante el periodo (2.426.573) 1.350.009

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del periodo 5.468.539 4.118.530

Efectivo y equivalentes de efectivo al fi nal del periodo 3.041.966 5.468.539




Notas a los estados financieros consolidados

Por el año terminado el 31 de diciembre de 2012 y por el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011, (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.


Periodo 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 2011 para los balances generales y por el semestre terminado en esa fecha, para 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 2012 y 2011 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 2012 y 2011 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 de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, y su filial al 31 de diciembre de 2012 y 2011 y los resultados por el año terminado al 31 de diciembre de 2012 y por el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011, se presentan a continuación:

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

Saldos al 31 de diciembre de 2012 Activo Pasivo PatrimonioGanancia del segundo

semestre de 2011

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 245.043.606 76.483.289 168.560.317 12.965.747

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 35.773.376 11.930.330 23.843.046 2.352.627

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 tanto en el activo como en el pasivo de $22.369 millones, (2011, $22.434 millones) y una participación minoritaria de $10.441 millones, (2011, $10.506 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, planta 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 periodo.


Inversiones

La Compañía clasifica y valúas 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, planta y equipo

Las propiedades, planta 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, planta 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:

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%

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, planta 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:

a) El impuesto sobre la renta diferido, el cual se amortiza en los periodos 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, planta y equipo sobre su respectivo costo neto. Dichos avalúos se preparan como mínimo cada tres años. Los últimos, por clase de activos para Gasoriente S.A.,ESP, fueron los siguientes:

• Los activos de la Compañía, excepto terrenos, se encuentran valuados y actualizados por expertos internos de la Compañía a 31 de diciembre de 2011, 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.

Al final de cada periodo se ajustan por el índice de precios al consumidor tal como lo permiten las normas legales vigentes, aplicando a dicho valor la depreciación del año en curso.

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.


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


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 ventas.

Ganancia neta por acción

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

Cambios normativos

El 29 de diciembre de 2012 el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo expidió el Decreto 2784, mediante el cual se reglamenta la Ley 1314 de 2009 sobre el marco técnico normativo para los preparadores de información financiera que conforman el grupo 1: Emisores de valores, entidades de interés público y entidades que cumplan los parámetros establecidos en esta disposición.

Este marco técnico fue elaborado con base en las Normas Internacionales de Información Financiera –NIIF -, las Normas Internacionales de Contabilidad –NIC-, las interpretaciones SIC, las interpretaciones CINIIF y el marco conceptual para la información financiera, emitidas en español al 1º de enero de 2012, por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés).

Según el cronograma de aplicación previsto, el año 2013 será un periodo de preparación y capacitación con la obligación inicial de presentar un plan de implementación aprobado por la junta directiva, con responsables y metas de seguimiento y control. El año 2014 será el periodo de transición y el 2015 el periodo de aplicación plena del nuevo marco normativo.

Se establece la obligación de preparar un estado de situación financiera de apertura al 1 de enero del 2014 bajo la nueva normatividad, de modo que durante todo el año 2014 se lleve a cabo la transición, con la aplicación simultánea de la actual y la nueva normatividad contable.

Los últimos estados financieros oficiales conforme a los decretos 2649 y 2650 de 1993 serán con corte al 31 de diciembre del 2014 y los primeros estados financieros bajo la nueva normatividad serán los del año 2015 que requieren su comparación con la información de transición del año 2014, bajo los parámetros establecidos en el Decreto 2784 de 2012.

Reclasificaciones de estados financieros

Ciertas cifras incluidas en los estados financieros al 31 de diciembre de 2011 y por el semestre terminado en esa fecha 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 tasa de cambio representativa del mercado al 31 de diciembre de 2012 fue de 1.768,23 (31 de diciembre de 2011 $1.942,7) por US$1. La tasa representativa del mercado utilizada para el cálculo de los saldos en moneda extranjera al cierre de diciembre fue de $1.779,79 (31 de diciembre de 2011 $1.935,72) por US$1. El promedio de la tasa de cambio durante 2012 fue $1.797,79 por US$1. (31 de diciembre de 2011 -$1.846,97).

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

2012 2011

US$ Equivalente en miles de pesos US$ Equivalente en miles de pesos

Activos

Anticipos y avances 474.426 844.378 50 97

Otros deudores 50 90 - -

Total activos en moneda extranjera 474.476 844.468 50 97

Pasivos

Proveedores 285.841 508.736 13.045 25.251

Otros acreedores 4.102 7.302 167.392 324.024

Total pasivos en moneda extranjera 289.943 516.038 180.437 349.275

Posición activa (pasiva) neta en moneda extranjera 184.533 328.430 (180.387) (349.178)

Nota 4. Efectivo y equivalentes de efectivo

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

2012 2011

Caja 23.635 19.631

Depósitos en instituciones financieras y cooperativas 268.038 443.850

Bancos moneda nacional 1.684.644 4.511.131

Cuentas de ahorro moneda nacional 384.818 133.979

Fondos especiales 101 269

Inversiones temporales renta fija 680.730 359.679

Efectivo y equivalentes de efectivo 3.041.966 5.468.539

En el saldo del efectivo y equivalentes de efectivo a 31 de diciembre de 2012 y 2011 no se tenían fondos comprometidos con entidades financieras, o algún tipo de restricciones.


Nota 5. Cuentas por cobrar, neto

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

2012 2011

Clientes

Consumo de gas 15.061.970 11.419.223

Financiación de red interna y adicionales 4.460.860 3.706.159

Derechos de conexión (1) 3.823.436 7.629.466

Revisión técnica reglamentaria 956.175 1.142.577

Títulos valores descontados 935.251 187.182

Financiación GNV con garantía personal 51.444 21.528

25.289.136 24.106.135

Anticipos y avances, incluye USD$474.426 (2011, USD$50) (2) 9.082.946 1.489.101

Subsidios (3) 6.098.762 1.684.969

Cuentas en participación 3.106.227 2.652.419

Otras cuentas por cobrar 1.946.176 3.342.081

Vinculados económicos (Nota 12) (5) 1.300.961 12.182.458

Cuentas por cobrar a trabajadores (4) 247.718 210.931

Contrato de mandato 141.099 138.145

Deudores oficiales 66.969 1.990.644

Accionistas, incluye USD$50 (2011, USD$50) (Nota 13) 27.319 65.147

Depósitos 398 398

47.307.711 47.862.428


41.638.052 40.849.533

Menos - Provisión para deudores (6)

Saldo inicial 2.249.219 2.185.880

Provisión del periodo 312.052 86.596

Recuperación de cartera (90.294) (2.260)

Castigo de cartera (79.434) (20.997)

2.391.543 2.249.219

Parte corriente 39.246.509 38.600.314

(1) Gas Natural del Oriente S.A., ESP y su subordinada financian 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) El saldo contiene los anticipos otorgados a Ecopetrol, por suministro de gas, derivados del contrato del campo Gibraltar.

(3) 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, razón por la cual disminuyen las contribuciones a esta franja de usuarios, y se incrementa el saldo por cobrar a favor de la Compañía por el efecto neto de los subsidios y contribuciones.

(4) Corresponde a préstamos otorgados a trabajadores de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, 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) En junio de 2012, Transoriente S.A., ESP, canceló en su totalidad el préstamo otorgado por la Gas Natural del Oriente S.A., ESP, durante agosto y septiembre de 2010.

(6) 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 y su subordinada consideran 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 al 31 de diciembre de 2012 y 2011:

2012 2011

Corrientes 18.216.524 16.185.769

Vencidas

Hasta 30 días 278.146 265.702

Entre 31 y 60 días 152.937 44.804

Entre 61 y 90 días 50.589 33.807

Entre 91 y 180 días 97.321 46.977

Más de 180 días 823.960 516.181

1.402.953 907.471

Cuentas por cobrar a largo plazo 5.669.659 7.012.895

Total 25.289.136 24.106.135


Año Valor

2014 3.223.606

2015 1.720.973

2016 686.267

2017 y siguientes 38.813

Cuentas por cobrar no corrientes 5.669.659

Los años estimados para el recaudo de las cuentas por cobrar a largo plazo, a 31 de diciembre de 2012 son como sigue:

Las cuentas por cobrar no corrientes, corresponden a la financiación de los derechos de conexión, internas, gasodomésticos y reparaciones, bajo las condiciones mencionadas en el numeral 1 de la presente nota.

La tasa de interés aplicable a estas financiaciones a 31 de diciembre de 2012 fue del 2,27% mensual vencida (2,12% - diciembre de 2011).

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:

Fecha de certificación del valor intrinseco Costo

2012 Valor de

Mercado(1) Costo

2011 Valor de

Mercado(1)


Promisan S.A. (En liquidación) 31/mar/2012 1879.362 13.659 1.879.362 (7.968)

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A. 31/mar/2012 1.055.634 1.038.259 1.055.634 1.022.685

C.I. Alcanos S.A., E.M.A (2) 30/mar/2011 - - 290.790 16.549

Promover S.A. - - 13.863 -


Transoriente S.A. 30/nov/2012 24.107.697 33.584.432 24.107.695 32.817.805

Transgas de Occidente S.A. 30/nov/2012 2.835.819 28.893.549 2.835.819 29.280.216

Colombiana de Extrusión S.A. 30/nov/2012 1.967.871 2.806.775 1.967.871 2.447.991

Concentra inteligencia en energia S.A.S 30/nov/2012 84.000 74.568 84.000 87.528

31.930.383 66.411.242 32.235.034 65.664.806

Otras inversiones (3) - - 16.886 30.628

31.930.383 66.411.242 32.251.920 65.695.434

Menos - Provisión para protección de Inversiones 1.883.078 - 2.218.624 -

30.047.305 66.411.242 30.033.296 65.695.434

(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 2012 se han reconocido valorizaciones por $36.364 millones (2011 $35.662 millones) y provisiones acumuladas por $1.883 millones (2011 $2.219 millones).


(2) Se realizó la venta de las 4.144 acciones que la Compañía poseía en C.I. Alcanos S.A.

(3) En el segundo semestre de 2012 fueron castigadas contra las provisiones existentes las inversiones en Promover S.A., y Tradigas S.A., en las cuales no se tenía control y no se encuentran operando. De igual forma se dieron de baja las inversiones que la Compañía tenía en Administradora de Clubes S.A., y Club del Comercio S.A.

Los porcentajes de participación, número de acciones, valor nominal y clase de acción que poseía la Compañía al 31 de diciembre de 2012 eran los siguientes:

Actividad

%

poseído

Número de

acciones

Valor

nominal

Valor

intrinseco Clase

Dividendos

recibidos

Utilidades /

pérdidas del

periodo


Promisan S.A. (En liquidación) Servicios 3,23 113.827.050 1 0,1 Ordinarias - (*)

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A. Servicios 2,14 30.537.045 5,86 34,00 Ordinarias - (*)


Transoriente S.A., ESP Transporte de gas 20,00 241.076.953 100 139,3 Ordinarias (*)

Transgas de Occidente S.A. Transporte de gas 14,00 19.160.940 148 1507,9 Ordinarias 1.451.358 (*)

Colombiana de Extrusión S.A. Manufacturera 10,00 157.710 1.400 17.797,07 Ordinarias 382.705 (*)

Concentra inteligencia en energia S.A.S Servicios 4,76 84.000 1.000 887,7 Ordinarias (*

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

Nota 7. Propiedades, gasoductos y equipo, neto

Las propiedades, planta 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:

2012Costo


acumulada Provisión Costo neto ValorizaciónValor

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






150.506.201 97.234.369 - 53.271.832 106.871.931 160.143.763



La depreciación cargada a resultados por el año terminado el 31 de diciembre de 2012 fue de $4.522 millones (semestre terminado el 31 de diciembre de 2011, $2.189 millones). En Gas Natural del Cesar S.A., ESP, existe depreciación diferida por valor de $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.

Nota 8. Bienes adquiridos en leasing

El saldo de los bienes adquiridos en leasing al 31 de diciembre de 2012 por $130 millones (31 de diciembre de 2011, $247 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 2012 fue de $116 millones (Semestre terminado en 31 de diciembre de 2011, $63 millones). Las condiciones son las siguientes:

2012Costo


acumulada ProvisiónCosto

neto ValorizaciónValor

realización

Terrenos 117.202 - - 117.202 4.815.987 4.933.189

Edificaciones 4.275.796 2.742.370 (148.877) 1.384.547 1.643.154 3.027.701


Gasoductos 31.815.159 13.221.478 - 18.593.681 59.492.476 78.086.157






144.478.596 92.719.310 (148.877) 51.610.407 95.921.389 147.531.796

Nota 9. Valorizaciones de activos

Las valorizaciones de activos al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Exceso de avalúos de Propiedades, gasoductos y equipo sobre su costo en libros (Nota 7) 106.871.931 95.921.389

Exceso del valor intrínseco de las inversiones permanentes sobre su costo neto en libros (Nota 6) 36.363.937 35.662.138

143.235.868 131.583.527

Naturaleza de los contratos Leasing financiero

Plazo acordado 60 Meses

Número promedio de canones pendientes de pago 15

Valor de canones pendientes 194.339

Monto promedio de opción de compra 13.957


Nota 10. Obligaciones financieras

Las obligaciones financieras al 31 de diciembre, comprendían:

Entidad Financiera Vencimiento Monto del principal 2012 2011

Préstamos bancarios en moneda nacional (1)

Helm Bank 19/03/12 9.375.000 - 1.041.666

Davivienda 19/03/12 18.750.000 - 2.083.333

Davivienda 30/09/13 3.500.000 875.000 2.041.667

Davivienda 29/10/13 4.000.000 1.333.333 2.666.667

Davivienda 8/11/13 11.000.000 3.666.667 7.333.333

Popular 27/12/13 6.800.000 2.266.667 4.533.333

Bancolombia 30/06/14 1.500.000 750.000 1.250.000

Popular 9/11/14 8.500.000 5.666.667 8.500.000

Popular 30/11/14 6.000.000 4.000.000 6.000.000

Banco Caja Social Colmena 9/12/14 10.000.000 6.666.667 10.000.000

Popular 28/12/14 2.500.000 1.666.667 2.500.000

BBVA Colombia 20/03/15 2.100.000 2.100.000 -

Bancolombia 28/03/15 3.900.000 2.925.000 -

Bancolombia 2/04/15 502.000 418.340 -

Popular 12/04/15 2.510.000 2.091.700 -

Sudameris 8/06/15 2.800.000 2.333.333 -

Av Villas 4/12/15 600.000 600.000 -

Av Villas 26/12/15 4.000.000 4.000.000 -

Banco de Bogota 19/04/12 804.140 - 404.336

Banco de Bogota 18/10/12 520.833 - 347..222

Banco de Bogota 17/06/13 800.000 800.000 800.000

Banco de Bogota 28/12/12 580.000 - 580.000

Popular 23/01/12 1.500.000 - 249.387

Popular 18/10/12 1.000.000 - 666.666

Popular 29/10/12 500.000 - 333.333

Av Villas 30/04/12 544.721 - 544.721

Av Villas 7/05/12 377.000 - 377.000

Av Villas 18/01/12 800.000 500.000 -

Av Villas 23/01/12 254.000 159.114 -

Banco de Bogota 30/07/13 1.700.000 850.000 -

Banco de Bogota 18/10/13 1.000.000 1.000.000 -


Entidad Financiera Vencimiento Monto del principal 2012 2011

Bancolombia 25/04/15 700.000 583.333 -

Sudameris 24/10/2015 2.000.000 2.000.000 -

Popular 26/12/2015 800.000 800.000 -

48.052.488 52.252.664

Contratos de leasing

Leasing Corficolombiana 16/04/12 28.700 - 3.801

Leasing Corficolombiana 16/04/12 44.500 - 5.793

BBVA Leasing 28/07/13 175.582 40.832 77.412

BBVA Leasing 28/07/13 87.294 20.316 38.488

BBVA Leasing 25/07/14 197.850 69.980 108.499

BBVA Leasing 03/09/15 97.565 63.129 79.144

48.246.745 52.565.801


Parte a corto plazo 27.009.732 24.680.035

(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 $3.896 millones (semestre terminado en 31 de diciembre de 2011, $1.280 millones), con costo promedio de la deuda de 8.17%.

El siguiente es el detalle del vencimiento de las obligaciones a largo plazo al 31 de diciembre de 2012:

Año Valor

2014 15.500.936

2015 5.736.077

21.237.013

Nota 11. Cuentas por pagar

Las cuentas por pagar al 31 de diciembre, comprendían:

2012 2011

Vinculados económicos, Incluye USD$32.935 (Nota 12) 2.342.390 371.706

Accionistas (Nota 13) 1.789.334 3.928.583

Acreedores varios, incluye USD$28.811 (2011, USD$142.633) 323.471 606.067

Retención sobre contratos 74.026 81.210

Subsidios asignados - 14.278



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:

2012 2011

Cuentas por cobrar

Participadas


Transoriente S.A., ESP - 10.515.313

Electrificadora del Caribe S.A., ESP - 554

Empresas del grupo


1.300.961 12.182.458

Cuentas por pagar

Participadas


Gas Natural Servicios Integrales SAS 1.228 -

Transoriente S.A., ESP 2.022.096 -


Electrificadora del Caribe S.A., ESP 1.108 -

2.068.860 21.865

Empresas del grupo




273.530 349.841

2.342.390 371.706


Transacciones celebradas con compañías vinculadas

Por el año terminado el 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011, las transacciones celebradas con las compañías vinculadas fueron las siguientes:




Ingresos

Dividendos recibidos

Transgas de Occidente S.A. 1.451.359 -

Colombiana de Extrusión S.A. 382.705 -

Transoriente S.A. - 112.609

1.834.064 112.609

Cuentas en participación


2.283.648 1.397.779

Otros

Transoriente S.A. 897.879 550.119

Electrificadora del Caribe S.A., ESP 555 478

898.434 550.597

Costos

Transporte de gas

Transoriente S.A., ESP 18.689.550 2.766.138

18.689.550 2.766.138

Servicios informaticos


58.630 36.912

Gastos



76.130 38.374

Gestión de reparación de internas


374.643 182.719

Operaciones con miembros de la Junta Directiva:

Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2012, se efectuaron pagos a miembros de la junta directiva por valor de $51,7 millones (segundo semestre del 2011, $19,4 millones). Ninguno de ellos posee participación accionaria en la Compañía.

Operaciones con el Representante Legal:

Durante el año 2012 no se registraron operaciones con el Representante Legal diferentes de las relacionadas con el vínculo laboral.


Transacciones celebradas con compañías del grupo

Las transacciones celebradas con las empresas del grupo durante el año 2012 y por el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011, son las siguientes:




Ingresos

Venta de materiales


72.258 87.694

Comisiones


25.047 4.498

Servicios

Gas Natural Servicios SAS 123.166 179125

123.166 179.125

Compras de materiales


21.776 8.404

Costos y gastos

Revisiones técnica reglamentaria

Gas Natural Servicios SAS 1.657.876 1.138.799

1.657.876 1.138.799

Comisión gestión de seguros


203.226 60.891

(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 $5 millones.


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

Los saldos con accionistas al 31 de diciembre comprendían:

% de Participación 2012 2011

Cuentas por cobrar

Gas Natural S.A., ESP 54,5% 350 63.463

Otros conceptos 26.969 -

Electrificadora de Santander S.A., ESP 10,0% - 1.684

27.319 65.147

Cuentas por Pagar

Gas Natural S.A., ESP 54,5% 1.786.479 3.847.116

Electrificadora de Santander S.A., ESP 10,0% 2.853 27.514

Otros accionistas 2 53.953

1.789.334 3.928.583

Transacciones celebradas con accionistas

Por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, las transacciones celebradas con accionistas que poseen una participación igual o superior al 10% fueron las siguientes:




Ingresos

Servicios

Electrificadora de Santander S.A., ESP 19.077 -

19.077 -

Venta de materiales


54.141 10.264

Venta de gas

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 281.902 -

281.902 -

Otros

Electrificadora de Santander S.A., ESP - 246

Gas Natural S.A., ESP - 606

- 852






Costos

Servicios


Electrificadora de Santander S.A., ESP 119.772 106.416

228.281 207.883

Compras de gas


10.784.958 4.822.004

Transporte de gas


1.493.780 3.510.511

Gastos

Servicios

Gas Natural S.A., ESP 31.485 514

Electrificadora de Santander S.A., ESP - 9.663

31.485 10.177

Asistencia técnica


3.256.180 1.592.740

Honorarios Informáticos


366.576 117.249



301.187 256.533



Inversiones de Gases de Colombia S.A. 4.477.572 13.621.852

Electrificadora de Santander S.A., ESP 1.296.578 3.944.504

Otros 1.316.198 381.128

14.354.995 39.444.928

(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 $23,6 millones.


2012 2011

Impuesto al patrimonio 2.703.449 4.055.172

Impuesto de industria, comercio, avisos y tableros 1.608.332 1.427.416

Impuesto de renta y complementarios 1.454.214 6.110.429

Retención en la fuente 186.050 300.453

6.176.594 12.183.648



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 periodo 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 periodo.”

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:

Nota 14. Impuestos, gravámenes y tasas

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

2012 2011

Bienes y servicios pendientes de recibir factura 8.893.402 10.341.699

Provisiones para contingencias 405.627 405.627

Provisión para impuestos - 40.850

9.299.029 10.788.176


Nota 16. Patrimonio de los accionistas

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

2012 2011

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 periodo 24.157.447 12.965.747

Revalorizacion del patrimonio 9.909.120 9.909.120


191.890.849 168.560.317


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 a disposición de la junta directiva para futuros repartos

La Asamblea General de Accionistas en su sesión del 30 de septiembre de 2011 aprobó el cambio de destinación de las reservas que a continuación se detallan, como reservas a disposición de la Junta Directiva para futuros repartos:

Reserva para protección de inversión gravada $898.363.716 Reservas para capital de trabajo gravada $724.898.213

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 Oriente S.A., ESP, en su sesión del 30 de marzo de 2012 aprobó la distribución de utilidades generadas durante el periodo comprendido del 1 de julio al 31 de diciembre de 2011 por $12.965 millones, las cuales fueron canceladas en agosto de 2012.

La Asamblea General de Accionistas de Gas Natural del Cesar S.A., ESP, en su sesión del 30 de marzo de 2012 decretó el reparto de los dividendos por $3.153 millones, los cuales se cancelaron en tres cuotas, en los meses de mayo, agosto y noviembre


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 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 2012 es de $1.565 (31 de diciembre de 2011 - $1.374)

Nota 17. Ingresos de operación

Los ingresos de operación por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Ventas de gas 126.901.656 61.297.165

Cargos por conexión 6.355.918 3.144.848

Cargos por internas y adicionales 3.441.036 2.070.756

Revisión sistemática 2.482.834 1.393.315

Contrato cuentas en participación 2.283.648 1.397.779

Reconexión y reinstalación 2.003.934 1.064.098

Intereses de financiación derechos conexión e internas 1.997.106 864.790

Venta materiales y equipos 1.264.272 757.661

Visita y servicios tecnicos 814.732 545.043

Comisiones 813.565 387.867

Mantenimiento y reparación 91.150 32.836

Ingresos detección anomalías por ventas de gas 41.958 16.260

Indemnización por daños a la red 30.612 9.221


Diversos 923.476 932.911

149.460.383 73.923.713


Nota 18. Costos de operación

Los costos de operación por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Costo de suministro y transporte de gas 69.021.933 31.714.457

Depreciación 4.379.319 2.108.936

Costos de personal 3.308.084 1.773.276

Mantenimiento y reparaciones 3.200.822 1.642.249

Costos de conexiones 2.303.390 1.427.020

Costo revisiones sistemáticas 2.266.856 1.259.617

Publicidad, propaganda y actividades promocionales 2.161.388 681.407

Servicios públicos 1.632.010 940.353

Costos de internas y adicionales 1.376.314 886.524

Servicios técnicos 1.087.817 719.133

Costo venta materiales y equipos 1.015.541 737.117


Costo reconexiones y reinstalaciones 717.331 385.271

Servicios contratados 546.031 284.029


Costo inspección puesta en servicio 294.444 167.398


Proyecto de calidad prestación del servicio 267.245 143.243

Servicio de aseo, cafetería y restaurante 222.307 103.437




Combustibles y lubricantes 145.565 67.939

Costos de oficina 133.677 76.481

Costo servicio detección anomalías 40.484 36.825

Impresos y publicaciones 29.338 17.759



Impuestos y contribuciones 1.955 2.154

Suscripciones y afiliaciones - 1.068

Diversos 71.460 45.323

96.275.903 45.954.733


Nota 19. Gastos generales de administración y operación

Los gastos generales de administración por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Asistencia técnica 3.764.330 1.838.591

Impuestos y contribuciones 2.822.444 1.200.828

Gastos de personal 992.924 368.187


Cuotas de sostenimiento 373.502 44.081

Provisión para cuentas de difícil cobro 312.052 86.596


Depreciación 142.328 79.762

Provisión de inventario de materiales 124.993 42.562


Depreciación de bienes adquiridos en leasing 116.538 63.149


Mantenimiento y reparaciones 90.300 40.701


Amortizacion de Intangibles 75.108 53.100

Servicios públicos 67.541 29.706

Servicio de aseo, cafeteria y restaurante 64.833 46.217

Publicidad, propaganda y actividades promocionales 54.906 60.013


Gastos de oficina 25.246 18.857

Amortizacion de diferidos 24.800 -

Servicios contratados 18.035 -

Impresos, publicaciones y susripciones 14.517 3.343

Contribuciones imputadas- Indemnizaciones 11.331 10.916


Combustibles y lubricantes 380 -

Provisión para protección de inversiones - 2.352

Diversos 106.542 40.515

10.628.534 4.908.864


Nota 20. Gastos generales de ventas

Los gastos generales de ventas por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Entrega de facturas 1.296.797 199.399

Recaudo 1.279.336 645.874

Toma de lecturas 598.383 305.375

Servicio de Call center 334.623 169.599

Atención al cliente en centros del gas 272.255 116.592

Alquiler de impresoras 161.055 52.890

Honorarios cobro jurídico a clientes 94.131 33.396

Formas continuas facturas y comunicados 36.426 17.232

Diversos 1.668 -

4.074.674 1.540.357


Nota 21. Egresos no operacionales, neto

Los egresos no operacionales, netos por el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y el periodo comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre de 2011, incluyeron:




Ingresos

Dividendos y participaciones recibidas 1.834.064 112.609

Intereses recibidos 747.638 810.991

Recuperacion de otros conceptos 503.863 594.474

Financiación de títulos valores 317.856 194.880

Recuperación de provisiones activos Fijos 148.877 -


Recuperación de provisiones cartera 90.294 2.260

Descuentos recibidos 56.677 14.189

Recuperación de provisiones inversiones negociables 39.723 -

Recuperación cartera castigada 19.390 7.791

Ingresos de ejercicios anteriores 13.413 -

Venta de material de reciclaje e inservible 2.302 -

Indemnizaciones 2.163 -

Utilidad en venta de activos - 171.908

Utilidad en retiro de inversiones - 106

Ajuste ejercicios anteriores compras de gas - 52.199

Diversos 19.874 43.946

3.912.147 2.018.803

Egresos

Intereses 3.896.626 1.280.057


Comisiones y gastos bancarios 91.431 94.494

Donaciones 53.158 46.247

Pérdida en venta de activos 7.147 -

Pérdida en retiro de inversiones 4.875 646.517

Gasto ejercicios anteriores - 51.022

Diversos 152.296 72.623

4.361.863 2.192.796

(449.716) (173.993)


Nota 22. Cuentas de orden

Las cuentas de orden al 31 de diciembre comprendían:

2012 2011

Deudoras

Diferencias fiscales 119.344.904 162.097.604

Activos totalmente depreciados 50.621.883 55.179.800

Derechos contingentes 3.302.697 4.557.341

Otras deudoras de control 2.618.717 3.066.839

175.888.201 224.901.584

Acreedoras

Acreedoras de control 7.329.366 7.598.935

Fiscales 5.993.490 8.932.814

Responsabilidades contingentes 328.244 650.406

13.651.100 17.182.155

162.237.101 207.719.429

Nota 23. Información sobre el personal empleado

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

Al 31 de diciembre de 2011 Dirección y confianza Otros Total

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 64 19 83

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 23 4 27

87 23 110

Año terminado en 31 de diciembre de 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

Periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011

Dirección y confianza Otros Total

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 1.443.640 255.360 1.699.000

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 396.491 45.972 442.463

1.840.131 301.332 2.141.463


Indicador Expresión

Al 31 de

diciembre

de 2012

A 31 de

diciembre

de 2011(*) Explicación del Indicador

Liquidez

Razón corriente (veces) 0,9 0,8Indica 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 (31 de diciembre de 2011, $0,8) pesos para respaldar sus obligaciones de corto plazo.

Nivel de endeudamiento

Nivel de Endeudamiento % 30,0 36,2

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, $30 centavos (31 de diciembre de 2011, $36,2) han sido financiados por los acreedores.

Nivel de Endeudamiento (Sin Valorizaciones)

% 62,2 71,2Indica 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 62,2% (31 de diciembre de 2011, 71,2%) del total del activo, en caso que no se tengan en cuenta las valorizaciones.

Concentración del endeudamiento en el corto plazo

% 60,3 57,5 Señala el porcentaje de los pasivos que tienen vencimiento en menos de un año.

La Compañía tiene el 60,3% (31 de diciembre de 2011, 57,5%) de obligaciones financieras en el corto plazo, es decir; que su vencimiento se presentará en un periodo inferior a un año.

Financiero % 58,1 54,3 Indica la participación que tienen las obligaciones financieras sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la Compañía, el 58,1% (31 de diciembre de 2011, 54,3%) corresponde a obligaciones financieras.

Proveedores y Acreedores % 41,9 45,7 Indica la participación que tienen los proveedores y

acreedores sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la Compañía, el 41,9% (31 de diciembre de 2011, 45,7%) corresponde a obligaciones con proveedores y acreedores.

Solvencia y cobertura

EBITDA En millones de $ 43.656,0 24.008,0 Indica el valor de la utilidad operacional de la

empresa en términos de efectivo.

La Compañía generó durante el año 2012 un flujo de caja bruto de $ 43656 millones (segundo semestre de 2011, $24008 millones.)

Cobertura de EBITDA sobre gasto financiero

(veces) 10,9 17,5 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 10,9 veces su Ebitda (31 de diciembre de 2011, 17,5 veces)

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

generado en periodo de tiempo.

La Compañía generó una utilidad operacional de 1,9 veces superior a su deuda contratada (31 de diciembre de 2011, 4,1 veces)

Rendimiento

Rendimiento del capital % 197,0 105,7 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 2012 del 197% (segundo semestre de 2011, 105,7 %)

Rendimiento del patrimonio % 12,6 7,7 Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada

por los Accionistas.

Los accionistas de la Compañía obtuvieron un rendimiento sobre su inversion para el año 2012 del 12,6% (segundo semestre del 2011, 7,7 %)

Rendimiento del patrimonio

(Sin Valorizaciones)

% 44,0 29,6Indica 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 2012 del 44% (segundo semestre del 2011, 29,6 %), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos.

Rendimiento del activo % 8,7 4,8 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 8,7% (31 de diciembre de 2011, 4,8 %)

Rendimiento del activo(Sin Valorizaciones)

% 18,1 9,5Indica 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 18,1% (31 de diciembre de 2011, 9,5%), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos

Rentabilidad

Margen operacional % 25,7 29,1 Indica el aporte de cada peso de las ventas en la generación de la utilidad operacional

Por cada peso vendido por la Compañía, se genera $25,7 centavos de utilidad operacional (31 de diciembre de 2011, $29,1 centavos)

Margen EBITDA % 29,2 32,5 Representa el porcentaje de EBITDA originado por cada peso de ingreso operacional.

Por cada peso vendido por la Compañía, se genera $29,2 centavos de flujo de caja bruto (31 de diciembre de 2011, $32,5 centavos)

Capital de trabajo En millones de $ -6.488,4 -9.862,7

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 $-6488,404 millones, (31 de diciembre de 2011, $-9862,734 millones)


Indicadores financieros consolidados

EBITDA= Ganancia Operacional + Depreciaciones + Amortizaciones + Provisiones

Gasto Financiero = Intereses + Comisiones y gastos bancarios

(*) Los indicadores financieros construidos con información del estado de resultados, corresponden al periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011

informe gas oriente esp 2012

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