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Presentación

Algunas historias se escriben con la imaginación, otras son el registro de unas experiencias, de unos hechos, de las cosas que se hacen todos los días. Ese sentido de lo cotidiano es lo que el Grupo EPM quiere expresar en estos informes que jun-to a sus muchas cifras de proyectos realizados, de acciones de responsabilidad social y de resulta-dos financieros, dejan percibir la huella de todas las personas que hacen posible este informe.

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

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

La responsabilidad social tiene un sentido pro-fundo para el Grupo EPM. Nos sentimos orgullo-sos de ser los primeros en prestar los mejores servicios públicos, pero también es importante para nosotros participar en esos otros momen-tos de la vida de la gente que se reflejan en los procesos educativos, en los espacios de cultura y recreación, en la creación de empleo y en la protección del medio ambiente para que todos vivamos mejor.

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

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

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

Federico Restrepo PosadaGerente General

Federico Restrepo Posada - Gerente General de EPM.

Índice

Grupo EPM

Informe de los auditores independientes

Hechos históricos relevantesHacia la MEGAEstructura del Grupo EPM por negocios

Cobertura del Grupo EPMModelo de trabajo del Grupo EPM

6

5

789

10Empresas del Grupo EPM 11

Estados de actividad financiera, económica y social consolidadosEstados financieros consolidados de cambios en el patrimonioEstados consolidados de flujos de efectivo

Notas de carácter específico (Notas 7 – 34)Notas de carácter general (Notas 1 – 6)

3233343569

Hechos posteriores al cierre (Nota 35) 109

Vector estratégico del Grupo EPM: Responsabilidad Social Empresarial

25

Balances generales consolidados 31

28

Estados financieros consolidados y sus notas 29

Notas del activo (Notas 7 – 17) 69Notas del pasivo (Notas 18 – 25) 85Notas del patrimonio (Nota 26) 96Notas de cuentas de orden (Nota 27) 99Notas de resultados (Nota 28 – 34) 103

3

5

EPM es una empresa que después de recorrer todo un camino en su ciudad natal, encontró nuevos espacios en el corazón de los colombia-nos. Con esa misma capacidad para acercarse a la gente y para demostrar eficiencia en sus reali-zaciones, se abre al mundo con una historia para contar y muchos otros sueños para construir.

Calidad de vida, desarrollo y responsabilidad so-cial y ambiental hacen del Grupo EPM un refe-rente destacado del sector de los servicios públi-cos en el mundo.

Para potenciar los logros de su trayectoria como empresa local en Medellín, EPM se ha converti-do en un importante Grupo con presencia en las distintas regiones de Colombia.

El portafolio de inversiones de EPM está com-puesto por empresas de energía, una de ellas con sede en Panamá, y el impulso a entidades regionales de acueducto y saneamiento básico. Su filial EPM Telecomunicaciones UNE está al frente de siete empresas de este sector, con ope-raciones en Colombia, Estados Unidos y España.

6

1997: Transformada en Empresa Industrial y Comercial del Estado, para atender la apertura de los mercados, la competencia y la participación privada.

2000: Casa matriz de un Grupo Empresarial.

2003: Compra de CHEC, EDEQ y HET, y creación de EPM Inversiones S.A.

2005: Se adopta nueva estrategia y cambia la estructura organizacional.

2006: Nueva empresa UNE EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P.

2007: Integración del mercado regional de energía en Antioquia.

2007 – 2008: Conformación de empresas regionales de Aguas.

2009: Compra de CENS y ESSA.

Hechos históricos relevantes del Grupo EPM

7

El propósito empresarial de EPM es la sostenibi-lidad, definida como el conjunto de condiciones económicas, sociales, y ambientales que favore-cen la permanencia y el desarrollo de una em-presa en una relación de beneficio mutuo em-presa-sociedad. Su estrategia es el crecimiento y actualmente está plasmada en la MEGA.

La MEGA, Meta Estratégica Grande y Ambiciosa, es el resultado de un ejercicio de direccionamien-to estratégico que se consolida en la declaración de una meta “clara y motivadora,” que sirve como punto focal de unión de esfuerzos y actúa como un catalizador del espíritu de equipo.

Para desplegar esta estrategia, tanto en términos de acciones como en los indicadores para medir su progreso, EPM cuenta con el mapa de objetivos estratégicos (ver mapa) y el Cuadro de Mando In-tegral, CMI, que es una herramienta para los pro-cesos de planeación y verificación empresarial.

Hacia la MEGA

Mapa de Objetivos Estratégicos para el

Propósito Empresarial: Sostenibilidad - Estrategia : Crecimiento

Incrementar el valor para los grupos de interés.

Consolidar los negociosen el mercado nacional.

Actuar con responsabilidadsocial y ambiental donde

EPM tenga presencia.

Lograr excelencia operacional en

los procesos.

Posicionar los negociosen nuevos mercados

internacionales.

Desarrollar las capacidades del talento humano.

Desarrollar lascapacidades

organizacionales.

Garantizar la disponibilidad,confiabilidad e integridadde la información para la

toma de decisiones.

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Fortalecer las relaciones y la comunicación efectiva con los grupos de interés internos.

Fortalecer las relaciones ylas comunicaciones con losgrupos de interés externos.

“En el año 2015 el Grupo Empresarial EPM será una corporación con ingresos por ventas equivalentes a US$ 5.000 millones, de los cuales el 60% se origi-nará en Colombia y el 40% fuera de Colombia”.

Su GEN Aguas, será un jugador relevante en el mundo del agua en Latinoamerica.

Su GEN Energía será un jugador importante en energía en el ámbito de Latinoamérica, sin des-cartar Estados Unidos.

Telecomunicaciones será el inversionista indivi-dual más importante de la empresa integrada de telecomunicaciones más competitiva de Colom-bia, y emergentemente sirviendo la comunidad de la diáspora latinoamericana en USA y España.

8

Estructura delGrupo EPM por Negocios

Direccionamiento Estratégico Grupo EPM

Energía Aguas Telecomunicaciones

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PYM

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Inversiones no controladas (Isa, Isagen,etc)

EPM Inversiones (Vehículo de inversión para facilitar el logro de la estrategia)

(Empresa Cautiva)EEPPM Re Ltd

GrupoEmpresarial

GruposEstratégicos de Negocios

Industrias /Negocios

Unidad estratégicade Negocios

(Matriz - Filial)

Telefónica de pereira

OSI

OCL (España)

CTC (USA)Edatel

EPM Bogotá

Emtelco

CENCOL

Telefónica de pereira

Edatel

EPM Bogotá

EmtelcoEmpresas Públicasde Oriente

Telefónica de pereira

Edatel

EPM Bogotá

Emtelco

El Grupo EPM ha definido la Responsabilidad Social Empresarial (RSE) como elemento estruc-tural de su Cuadro de Mando Integral, convir-tiéndolo en el eje direccionador de los objetivos estratégicos que guían al Grupo al logro de su propósito empresarial, “Sostenibilidad”; y su es-trategia “Crecimiento”.

En este sentido, los objetivos formulados bajo este foco de gestión propician el aporte del Gru-po a la construcción de un entorno próspero don-de tiene presencia, a través de acciones enmar-cadas en un desempeño empresarial respetuoso, en el que importan las consecuencias económi-cas, ambientales y sociales de sus actuaciones frente a sus grupos de interés, contribuyendo así a la sostenibilidad empresa-sociedad.

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Modelo de trabajo delGrupo EPM

En el propósito de direccionar el Grupo EPM para lograr la MEGA a 2015, la Gerencia General encontró necesario definir un modelo de trabajo que haga efectivo el manejo de Grupo, de la matriz y sus diver-sas filiales. Consta de dos modelos: modelo de operación y modelo de gobernabilidad.

Los modelos de operación indican la intencio-nalidad de la empresa de intervenir un proceso, mediante la definición de los niveles de estanda-rización e integración de cada proceso definido en el Modelo de Procesos de EPM. La alta estan-darización indica que se desea que los procesos se parezcan mucho en todas las partes donde se ejecutan. La alta integración indica que se desea que se compartan muchas actividades o infor-mación. Alta no significa total; baja no significa nada. Alta o baja indica la intensidad de la inten-ción o el deseo de la empresa, pero en cada caso se tiene que evaluar el contexto de la situación.

Inte

grac

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sos

Estandarización de Procesos

ajaBatlA

Diversificación Replicación

* Cada unidad de negocio usa procesos distintos. así estén en el mismo negocio.* No se comparte información , ni las transacciones están enlazadas.* Ofrecen una cara diferente a clientes y proveedores, entre otros.

* Las unidades de negocio usan procesos similares.* No se comparten información ni las transacciones están enlazadas.* Ofrecen una cara igual (pero no integrada) a clientes y proveedores, entre otros.

Coordinación Unificación

* Cada unidad de negocio usa procesos distintos. así estén en el mismo negocio.* Comparten información intensivamente y algunas transiciones pueden estar enlazadas.* Ofrecen una cara diferente (pero integrada) a clientes y proveedores, entre otros.

* Las unidades de negocio usan procesos similares.* Comparten información intensivamente y algunas transacciones están enlazadas. * Ofrecen una misma cara a clientes y proveedores, entre otros.

AltaBaja

Los modelos de gobernabilidad son tres: modelo de Decisiones, modelo Organizacional y mode-lo Económico. El modelo más influyente de Go-bernabilidad es el modelo de Decisiones. Este explicita cuáles decisiones y responsabilidades son claves para la convergencia en los modelos de operación y quién debe asumirlas. Los mode-los Económico y Organizacional son pilares para apoyar la implementación de dicho modelo.

10

Coberturadel Grupo EPM

11

Creada en 1955, EPM es una empresa de naturale-za estatal, propiedad del Municipio de Medellín y con presencia en Antioquia, Bogotá, Manizales, Ar-menia, Pereira, Bucaramanga, Cúcuta, Barranquilla, Cartagena, Cali y Quibdó. A nivel internacional in-vierte en generación eléctrica en Panamá, partici-pa en las ventas de energía eléctrica al Ecuador y ofrece servicios de asesoría técnica en diversos paí-ses de América Latina. En telecomunicaciones está presente en Colombia, Estados Unidos y España.

Principales proyectos

Proyecto Porce III

Localizado en el Departamento de Antioquia en la margen occidental de la cordillera central, en jurisdicción de los municipios de Amalfi, Guadalupe, Gómez Plata y Anorí, a 147 km al noroeste de la ciudad de Medellín.

Las principales características del proyecto se resumen así:

Altura de la presa 148 m

Tipo de presa CFRD

Volumen de la presa 4,4 Hm3

Capacidad nominal 660 MW

Caudal nominal 235 m3/s

Salto neto medio 322 m

Eficiencia total del proceso 0.816%

Número de turbinas 4 francis

Factor de conversión medio 2.81 MW/m3/s

Factor de planta 0.0074

Tensión de entrega al sistema 500 kV

Pérdidas por transformación 0.003

Disponibilidad de la planta > 95 %

Proyecto Porce III.

Empresasdel Grupo EPM

12

La entrada comercial de la primera unidad se es-tima para el segundo semestre del año 2010, las otras tres unidades para el primer semestre del año 2011.

En la subasta de 2008 la energía firme asignada -ENFICC- al proyecto Porce III fue de 3,363 GWh/año, a partir de diciembre de 2011 y por un tiem-po de 20 años.

Plan infraestructura de acueducto

En 2009 se destaca la construcción, optimiza-ción, reposición y ampliación de conducciones, circuitos, tanques de almacenamiento y adqui-sición de equipos para las plantas de potabili-zación y estaciones de bombeo como válvulas y motobombas, para instalaciones ubicadas en diferentes sitios de la ciudad.

Igualmente, se adelantaron proyectos para obras de expansión en la zona del Oriente cercano de Antioquia y del valle de San Nicolás.

Redes de transmisión y distribución de energía

Comprenden los proyectos de expansión y repo-sición de redes de transmisión y distribución, en

diferentes niveles de tensión, para la prestación del servicio de transporte de energía en las zo-nas atendidas tradicionalmente por EPM en el Valle de Aburrá y en el resto de los municipios de Antioquia.

Estas inversiones están dirigidas a la construc-ción de redes de uso general y obras civiles, in-cluyen ingeniería, consultoría y equipos para subestaciones. Comprenden además la expan-sión de luminarias, postes y redes para el alum-brado público de la ciudad de Medellín.

Plan de saneamiento del río Medellín

Incluye la adquisición de equipos de monitoreo requeridos para el mantenimiento y la opera-ción de las redes de alcantarillado, la reposición de equipos en la planta de tratamiento de aguas residuales San Fernando, así como la construc-ción, reposición, optimización y ampliación de redes secundarias y colectores como parte del Programa de saneamiento del río Medellín y sus quebradas afluentes.

Como propósito a largo plazo, se pretende des-contaminar las aguas de la vertiente más im-portante de la ciudad de Medellín y reducir su demanda bioquímica de oxígeno. Actualmente está operando la planta de tratamiento de aguas residuales San Fernando.

Proyecto Porce IV

Está localizado sobre el río Porce, en el Departa-mento de Antioquia, aproximadamente a 150 km al noreste de la ciudad de Medellín, en jurisdic-ción de los municipios de Amalfi y Anorí, con in-fluencia indirecta sobre el Municipio de Zarago-za. Este desarrollo sería el último eslabón de la cadena del complejo hidroeléctrico del río Porce.

Distribución de energía.

13

Las principales características que tendrá el proyecto son:

Altura de la presa 193 m

Tipo de presa CFRD

Volumen de la presa 9.9 Hm3

Volumen del embalse 1.286 Hm3

Área de embalse 2.011 Ha

Caudal nominal 262.6 m3/s

Potencia nominal 400 MW

Energía media anual 2.600 GWh/Año

Factor de planta 0.75

Energía base ENFICC 1.923 GWh/año

Turbinas 2 francis

El proyecto Porce IV fue acogido en la subasta de obligaciones en firme, realizada en 2008, y deberá entrar en operación en 2015.

Expansión redes de distribución gas natural

Incluye la expansión del sistema en el Área Me-tropolitana, inversiones para abordar el mercado no residencial del Oriente antioqueño, ubicado en el corredor de la autopista Medellín-Bogotá entre los municipios de Guarne, Rionegro y Ma-rinilla, y recursos para desarrollar la expansión por fuera del Valle de Aburrá mediante el siste-ma de Gas Natural Comprimido, GNC, en los mu-nicipios donde aún no se puede acceder con los gasoductos convencionales.

Modernización y reposición de equipos de generación de energía

Este programa de inversión está orientado, prin-cipalmente, a la rehabilitación de la central hidro-eléctrica Riogrande I y a la modernización y repo-tenciación de la central hidroeléctrica Playas.

Redes de gas.

14

GEN Energía

Generación

La capacidad efectiva neta del negocio de gene-ración corresponde aproximadamente al 19% de la capacidad instalada del país.

En el siguiente cuadro se detallan las plantas de generación instaladas en 2009:

Planta Municipio Tipo Capacidad efectiva kW

No. Unidades

Guatapé San Rafael H 560.000 8

La Sierra Puerto Nare T 460.019 3

Porce 2 Amalfi H 405.000 3

La Tasajera Girardota H 306.000 3

Guadalupe 3 Gómez Plata H 270.000 6

Guadalupe 4 Guadalupe H 202.000 3

Playas San Carlos H 201.000 3

Troneras Carolina H 40.000 2

La Herradura Cañasgordas H 19.800 2

Jepírachi Uribia - Guajira E 19.500 15

Riogrande 1 Don Matías H 19.000 1

Niquía Bello H 19.000 1

Sonsón 1 Sonsón H 18.500 2

Ayurá Envigado H-A 18.000 1

La Vuelta Abriaquí H 11.800 1

Dolores Angostura H 8.300 1

Construcción casa de máquinas, proyecto Porce III.

15

Piedras Blancas Medellín H-A 5.000 1

Pajarito Yarumal H 4.900 1

Manantiales Bello H-A 3.000 1

Caracolí Caracolí H 2.600 2

Támesis (Río Frío) Támesis H 1.200 3

Río Abajo San Vicente H 0.900 2

Campestre Medellín H-A 0.700 1

Nutibara Medellín H-A 0.600 1

América Medellín H-A 0.300 1

Auxiliar de Riogrande Donmatías H 0.300 1

Bello Bello H-A 0.200 1

Total kW 2,597.619

Tipo:H: HidráulicaT: Térmica H-A: Hidráulica propiedad de acueductoE: Eólica

Transmisión y distribución

EPM distribuye energía eléctrica a 123 municipios del Departamento de Antioquia y al Carmen de Atrato, Chocó, mediante redes del Sistema de Distribución Local, SDL, y del Sistema de Transmi-sión Regional, STR.

La energía se transporta utilizando 133 subesta-ciones eléctricas con una capacidad instalada de 4.447 MVA. Se emplean 60.255 km de líneas de transmisión y redes de distribución y se tienen instalados en el sistema 99.301 transformadores, 123.638 puntos luminosos en Medellín y 58.425 en el resto de los municipios del Valle de Aburrá. El total de clientes supera 1.720.000.

Gas natural

Se atiende un mercado de 10 municipios, dentro del Valle de Aburrá, La Ceja, La Unión y El Retiro. Para la prestación del servicio se utilizan 82.9 km de redes de acero, 4.013 km de redes de polieti-leno, 16 estaciones de regulación y 1 centro de control.

Al 31 de diciembre de 2009, el negocio contaba con 798.891 clientes anillados y 476.437 cliente conectados.

16

GEN Aguas

Acueducto

El servicio de acueducto se presta actualmen-te en Medellín y en las demás poblaciones del Valle de Aburrá, utilizando 295,1 kilómetros de redes de conducción, 88 circuitos de distribu-ción, 31 estaciones de bombeo, 109 tanques de almacenamiento, con una capacidad de 431.551 m3, y 3.285,5 km de redes secundarias. El total de clientes asciende a 921.995.

Para el tratamiento del agua se dispone de las siguientes plantas de potabilización:

Planta Localidad Capacidad instalada (m3/seg)

La Ayurá Envigado 9.20

Manantiales Bello 6.00

Villa Hermosa Medellín 0.95

La Montaña Medellín 0.38

San Cristóbal San Cristóbal 0.23

Caldas Caldas 0.20

La Cascada Medellín 0.10

San Antonio de Prado San Antonio de Prado 0.10

Barbosa Barbosa 0.07

Aguas Frías Medellín 0.03

En su infraestructura operativa el negocio de acueducto cuenta con una planta de tratamiento de aguas residuales, localizada en el municipio de El Retiro (Antioquia), la cual procesa 22 litros/s. En esta planta se hace el saneamiento de las aguas de los ríos Pantanillo, Buey y Piedras, las cuales se trasvasan al embalse de La Fe para potabilizarlas luego en la planta de tratamiento La Ayurá.

Planta de potabilización Manantiales.

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Abastecimiento Medida

Fuentes de agua 25

Disponibilidad promedio anual 224 Mm3

Capacidad en embalses Medellín

(La Fe 11.8, Riogrande II 150.9, Piedras Blancas 1.2) 163.9 Mm3

Bombeos de captación 11.77 m3/s.

Capacidad de tratamiento 17.25 m3/s.

Distribución secundaria Medida

De redes 3190.6 km

Cubrimiento 100%

Saneamiento aguas residuales

Para la disposición final de las aguas residuales se cuenta con 4,315.5 km de redes de saneamien-to, conformadas por 1,167.2 km de redes de aguas lluvias, 1,520.9 km de redes de aguas residuales y 1,627.4 km de aguas combinadas.

Se tienen en servicio 317.3 km de colectores y 33.5 km de interceptores, los cuales recogen las aguas sucias para transportarlas a las plantas de tratamiento (la actual Planta San Fernando y la futura Planta Bello). Para el tratamiento de las aguas residuales se tiene en operación la planta de San Fernando, cuya capacidad instalada es de 1,8 m3/s. El total de clientes asciende a 889.020.

Planta de tratamiento de aguas residuales San Fernando.

18

EEPPM Re Ltd.

Es una nueva filial encargada de la negociación, contratación y manejo de los reaseguros que re-quieren las pólizas que amparan el patrimonio de EPM. Su razón social es EEPPM Re Ltd.

La posibilidad que tiene MaxSeguros EPM de acceder directamente al mercado del reaseguro – que asume el riesgo, establece el precio y las condiciones de cobertura de las pólizas de segu-ro –, le representa a EPM, entre otros, un benefi-cio económico porque recibe mejores coberturas adaptadas a sus necesidades y se agiliza el pro-ceso de reclamaciones, lo cual permite disminuir los tiempos para el pago de los siniestros. En este primer año de operaciones, MaxSeguros EPM ge-neró un ahorro en primas de USD 1,200,000.

MaxSeguros EPM es una empresa cautiva que permitirá controlar y hacer más eficientes los costos de sus seguros y, en el futuro, el de las filiales que deseen acogerse a estos beneficios.

EPM Inversiones S.A.

Es el “vehículo de inversiones” creado en el Gru-po EPM, porque es la empresa autorizada para hacer inversiones a nivel nacional e internacio-nal donde haya necesidad de complementar la participación de EPM en dichas empresas.

EPM Inversiones S.A. apoya el crecimiento del Gru-po a través de las inversiones en CHEC, EDEQ, CENS y ESSA; y colabora como facilitadora en la consti-tución de otras Empresas del Grupo, es así como tiene participación en: Emtelco, Orbitel Servicios Internacionales, Aguas de Urabá, Aguas del Oriente y próximamente en Aguas de Occidente.

Central Hidroeléctrica de Caldas

“Esta administración se ha trazado un objetivo de largo plazo, el cual pretende realizar la tran-sición de una empresa funcional (mecanicista) a una empresa sistémica (holística), y para lograr-lo se está gestionando la implementación del modelo gerencial “Sistema de Gestión Integral”, con sus componentes de Direccionamiento Es-tratégico, Gerencia del Día a Día y Gestión del Cambio. Otros modelos que estamos implemen-tando serán los de gestión ambiental, riesgos, calidad y responsabilidad social”.

Bruno Seidel Arango, Gerente de CHEC

La CHEC lleva 65 años prestando el servicio de energía a los caldenses y a los municipios de Ri-saralda, salvo Pereira. Obtuvo el primer puesto en Colombia en la evaluación de variables del CIER, y en el COCIER fue la segunda compañía en Suramérica.

Con el proyecto “Educación que genera progreso para el Eje Cafetero”, la CHEC contribuye al desa-rrollo social y económico de la región, facilitán-dole a los jóvenes la posibilidad de acceder a la educación técnica y tecnológica. Fue premiada en el año 2009 a nivel de Latinoamérica como el mejor proyecto en responsabilidad social.

19

Empresa de Energía del Quindío

“Como comercializadora y distribuidora de ener-gía, nuestra empresa encamina sus esfuerzos para entregar a sus clientes un servicio con cali-dad, mediante la mejora continua de sus proce-sos, apoyados en personas competentes y com-prometidas; todo ello enmarcado dentro de la responsabilidad social con cada uno de sus gru-pos de interés. La Empresa de Energía del Quin-dío continuará trabajando para ser una empresa modelo en los negocios de los servicios públicos y contribuir a la calidad de vida y al progreso económico de la región, garantizando continui-dad y calidad del servicio”.

César Augusto Velasco Ocampo, Gerente General de EDEQ

La Empresa de Energía del Quindío, EDEQ S.A. E.S.P., inició actividades el 1 de enero de 1989, atendiendo el servicio de energía en todo el De-partamento del Quindío.

En los próximos cinco años la filial proyecta in-vertir entre los años 2010 a 2015 unas inversiones superiores a los $65,000 millones, de las cuales destacamos entre otras las siguientes:

• Adecuación del Centro de Control.

• Expansión y reposición de redes en los dife-rentes niveles de tensión.

• Culminación de la homologación y replicación de los procesos comerciales y de distribución.

Electrificadora de Santander

“La ESSA debe corresponder al equilibrio de to-dos los grupos de interés sin ningún sesgo, debe enfocarse hacia la atención de los accionistas, clientes, colaboradores, proveedores, contratis-tas, la sociedad en general y el medio ambiente.

Esta empresa está en un mercado sano, tiene un potencial de crecimiento importante y un gran compromiso con la sociedad, por eso el futuro es bastante prometedor.

En principio trabajaremos en la gestión de la normalización de redes, la legalización de insta-laciones, y la optimización de recursos.”

Carlos Alberto Gómez, Gerente General ESSA

• Programa de Financiación Social –comerciali-zación de electrodomésticos.

• Actualización del Sistema Información Co-mercial (SIC).

Habitantes de Santander.

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Centrales Eléctricas del Norte de Santander

“La desaceleración económica que se observa en la mayoría de los indicadores macroeconómicos de la economía colombiana, no se ha reflejado en la situación general de nuestra empresa y, por el contrario, algunos como el de la demanda de energía, ventas y rentabilidad, muestran cre-cimientos positivos.

De esta manera, se espera que el plan de ne-gocios y el modelo financiero aprobado por la Junta Directiva, permitan la generación de los recursos que consoliden la viabilidad financiera de la empresa en el largo plazo, al tiempo que maximicen los beneficios a todos los grupos de interés de la empresa”.

Luis Alberto Rangel Becerra, Gerente General de CENS

Con el objeto de garantizar la confiabilidad, ex-pansión y calidad de la prestación del servicio de energía, así como, las nuevas necesidades de in-fraestructura que permitan cumplir con el mar-co regulatorio, CENS estimó inversiones para los próximos 5 años por un monto de $146.260 mi-llones, dentro de los cuales sobresalen los pro-yectos de:

• Reducción de pérdidas de energía.

• Expansión y reposición de redes de distribu-ción.

Hidroecológica del Teribe

“Nuestra visión es convertir a Hidroecológica del Teribe en una empresa líder en el desarro-llo de proyectos que permitan el mejor aprove-chamiento de los recursos naturales renovables, permitiendo la generación de energía limpia para Panamá a través de la implementación de la más alta tecnología, logrando el equilibrio de-seado entre la utilización y la preservación de los recursos naturales, aportando valor en el bien-estar económico y social para las comunidades y para el país en general”.

Jorge Alberto García Londoño, Presidente de Hidroecológica del Teribe

• Electrificación rural.

• Inversión en informática.

• Inversión en el sistema comercial.

Habitantes de Norte de Santander.

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Con el propósito fundamental de proveer a la re-gión y al país de una fuente de energía renova-ble, Hidroecológica del Teribe S.A. (Razón Social) promueve el desarrollo del proyecto hidroeléc-trico Bonyic en el distrito de Changuinola, pro-vincia de Bocas del Toro, República de Panamá.

El proyecto Bonyic consiste en la construcción de una planta hidráulica de 31,3 megavatios de capacidad para la generación de 156 gigavatios hora por año de energía eléctrica. Incluye la construcción de 21 kilómetros de caminos de ac-ceso y puentes para acceder a los sitios de las obras, además de una línea de transmisión de 115 kilovoltios de 11 kilómetros de longitud.

Bonyic hace parte de los planes de expansión del sistema de generación eléctrica de Panamá; está incluido en el portafolio de proyectos de desarrollo limpio del país y contribuirá a aliviar la dependencia de ese país de la importación de petróleo y otros combustibles fósiles, altamente contaminantes para la atmósfera.

Durante su vida útil logrará una reducción de gases de efecto invernadero equivalente a 5 mi-llones de toneladas métricas de dióxido de car-bono (CO2 ) por año y un ahorro de 65 millones de barriles de crudo.

“En Aguas Nacionales EPM trabajamos de ma-nera comprometida para ser en el 2015 la mejor opción de ejecución de nuevos negocios para el Grupo EPM, en su estrategia de crecimiento del sector de agua potable y saneamiento bási-co. Para lograrlo, impulsaremos el desarrollo de nuestro talento humano y ejecutaremos accio-nes que sean social y ambientalmente responsa-bles, de manera que la organización se proyecte y obtenga resultados óptimos en el ámbito em-presarial, con el ser humano como centro de ac-tuación”.

Hernán Andrés Ramírez, Presidente de Aguas Nacionales EPM

Empresas Públicas de Oriente

La conjunción de esfuerzos entre EPM (56%), la gobernación de Antioquia(22%), las adminis-traciones de Envigado, El Retiro y Rionegro y las empresas Aguas del Oriente y Aguas de Rione-gro (22% restante entre todas), dieron vida a las Empresas Públicas del Oriente, que prestará los servicios de acueducto y alcantarillado a 120 mil habitantes de las zonas rurales y suburbanas de los municipios de Envigado, Rionegro y el Reti-ro, en el denominado Valle de San Nicolás, en el oriente antioqueño.

EPM asumirá inversiones por $90 mil millones para la construcción de infraestructura y se es-tima que el sistema estará en plena operación a fines de 2011.

De igual manera, contribuirá a la preservación de los recursos naturales y a la diversidad biológica de la zona, al mejoramiento de las condiciones de vida de sus habitantes y al desarrollo de la infraestructura de su área de influencia.

22

Habitantes de Atrato.

En la actualidad Aguas Nacionales EPM adelan-ta dos proyectos importantes: ejecución y opera-ción de la Planta de tratamiento de aguas resi-duales de Bello y la construcción del Interceptor Norte, además de la ejecución del convenio Inte-radministrativo de colaboración celebrado entre Empresas Publicas de Quibdó en liquidación y EPM. Este convenio tiene por objeto la gestión de inversiones y su interventoría, mantenimiento y operación de los sistemas de acueducto, alcan-tarillado y aseo en la zona urbana del municipio. Este convenio se adelanta mediante la marca co-mercial Aguas del Atrato.

Aguas Nacionales EPM, a través de su marca Aguas del Atrato, adopta como suya la intención y el propósito nacional de lograr que la ciudad de Quibdó cuente con servicios públicos domici-liarios de óptima calidad que mejoren las condi-ciones de vida de sus habitantes, generen bien-estar y promuevan el desarrollo de la región.

“Aguas del Oriente Antioqueño es una empresa de servicios públicos dedicada al suministro de agua potable y al saneamiento básico para la co-munidad del municipio de El Retiro (Antioquia), con disponibilidad a la oferta de nuevos nego-cios que le demande su dinámica empresarial y de acuerdo con su objeto social. Será una em-presa líder en esta región de Antioquia para los sectores residencial, comercial e industrial.

Así mismo, la empresa asumirá el reto de desa-rrollar e implementar propuestas integrales y sostenibles, para suministrar agua apta para el consumo humano y el tratamiento adecuado de las aguas residuales en las áreas semiurbanas y rurales, preservando un ambiente limpio y salu-dable”.

José Jairo Barrera Valencia, Gerente General de Aguas de Oriente

En el 2009 Aguas del Oriente celebró 10 años de gestión, realizando la administración, operación y mantenimiento de los sistemas de acueduc-to y alcantarillado en el municipio de El Retiro, tiempo en el que ha trabajado con el propósito de prestar un servicio de excelente calidad, con eficiencia operativa y estratégica.

Durante los próximos siete años Aguas del Atra-to será una marca identificada por la calidad de sus servicios y su profundo compromiso social.

23

“Nuestro propósito es lograr la excelencia en la prestación del servicio, agregando valor a los grupos de interés, con responsabilidad social empresarial y ambiental, garantizando la soste-nibilidad del negocio. Queremos alcanzar la me-jor continuidad en el servicio, así como la calidad del agua y la ampliación de la cobertura con efi-ciencia operativa y estratégica”.

Hernán Darío Hurtado Pérez, Gerente General Aguas de Urabá

Aguas de Urabá se inició como un acuerdo de vo-luntades en enero de 2006. Presta los servicios de acueducto y alcantarillado en los municipios de Mutatá, Chigorodó, Carepa, Apartadó y Turbo.

Regional de Occidente

“El esquema regional, unido a la experiencia y el conocimiento que ha adquirido EPM durante 54 años como prestador de servicios públicos, se convierten en ventajas competitivas, en la medi-da que se traducen en la prestación de servicios de excelencia.

Para materializar este elemento diferenciador, la empresa ha venido consolidando un modelo es-tandarizado a la luz de las directrices impartidas por la casa matriz, donde se han adaptado una

serie de procesos operativos y de apoyo, que ga-rantizan la aplicación de las mejores prácticas y conllevan a entregarles a los usuarios servicios públicos de excelente calidad con unas tarifas ra-zonables, soportadas en una estructura costo efi-ciente. El Plan de Inversiones entre los años 2008- 2010 supera los $20.122 millones de pesos”.

Javier López Segura; Gerente de Aguas de Occidente

Regional Occidente S.A. E.S.P., es una empresa que presta los servicios públicos domiciliarios de acueducto y alcantarillado a las comunidades de Santa Fe de Antioquia, San Jerónimo, Sope-trán, y Olaya. Su propósito empresarial es el cre-cimiento sostenible que contribuya al desarrollo económico y social de la Región.

24

EPM Telecomunicaciones

“A UNE se le debe notar que es colombiana en la calidad y calidez de su atención, en la capaci-dad de entender las necesidades de sus clientes y de innovar en sus productos y propuestas, en su actitud para ver detrás de cada dificultad una oportunidad, y sobre todo, se le debe notar en su interés por el desarrollo social de las comuni-dades en las que actúa, pues además de colom-biana somos una empresa pública, una doble condición para sentirnos orgullosos. Cada día avanzamos para que nuestra compañía sea un jugador importante en el mercado de las teleco-municaciones en Colombia.

Somos una compañía 100% nacional que opera segura con el apoyo de su casa matriz EPM. Hoy podemos decir con orgullo que somos los pri-meros en Banda Ancha, los segundos en TV por suscripción, los primeros con IPTV, entre otros resultados.

Queremos competir sanamente con servicios, con contenidos y con soluciones de TIC que nos permitan ser la empresa de telecomunicaciones más competitiva del país y la que mejor servicio presta a sus clientes”.

Horacio Vélez de Bedout, Presidente de UNE

En julio de 2006, tras un proceso de escisión, nació EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. con su marca UNE. Así, quedó constituida como una empresa 100% pública, propiedad de EPM, que presta servicios de tecnologías de información y comunicaciones a sus clientes en todo el país. UNE cuenta con un amplio portafolio que inclu-ye los más avanzados servicios de Telefonía fija + Telefonía móvil, T.V, Internet Banda Ancha, In-ternet Móvil y Larga Distancia, entre otros, so-portados con múltiples tecnologías de redes y de accesos, en las que siempre UNE ha estado a la vanguardia.

Telecomunicaciones.

El año 2009 fue asumido como un período con grandes retos para la administración de la em-presa, básicamente por la consolidación de la prestación de servicios con un enfoque de efi-ciencia empresarial, a partir de la cual se mate-rializara la estrategia planteada desde el Grupo Empresarial, es decir, la eficiencia operativa y la responsabilidad social.

25

Vector Estratégico del Grupo EPM

Responsabilidad Social EmpresarialPara EPM la Responsabilidad Social Empresarial articula toda su estrategia. Así mismo, las empre-sas del Grupo desarrollan programas y activida-des de RSE alineadas con el concepto del mutuo beneficio empresa-sociedad.

Durante 2008, EPM eligió la viabilidad y la per-manencia en el tiempo como su propósito em-presarial último. El concepto es que esta soste-nibilidad sólo puede lograrse estableciendo una relación de mutuo beneficio entre la empresa y la sociedad de la cual hace parte. De manera ge-neral, las principales acciones de RSE las deter-minan los focos de la política: la universalización del servicio y el apalancamiento del desarrollo, entendido como las iniciativas que propician oportunidades para generar ingresos y capaci-dades en la población.

Bajo estas premisas, las siguientes acciones de RSE de EPM están enfocadas a ampliar la cober-tura y generar facilidades de compra para los clientes de bajos ingresos y para las comunida-des rurales. Contemplan, además, programas de educación y relacionamiento orientados al con-sumo responsable y seguro.

La iniciativa “Antioquia Iluminada”, que hace parte de estas acciones de RSE, es una alianza de EPM con los gobiernos Nacional y Departa-mental de Antioquia para elevar la cobertura ru-ral del servicio de energía eléctrica de 79.9% a 94.6% en 2011. En total, se beneficiarán 210 mil habitantes de las zonas apartadas de la región.

Por su parte, el programa Habilitación Vivien-das permite la eliminación de barreras de ac-ceso para poblaciones marginadas, a través de financiaciones blandas con amplios plazos y re-quisitos mínimos para la construcción de redes internas y externas. Este programa existe desde 1964 para los servicios de aguas y energía, pero en 2008 se extendió a la población rural del De-partamento de Antioquia y al servicio de gas.

Energía prepago, que opera desde el año 2007, no sólo está diseñado para resolver estructural-mente la problemática en un segmento de los usuarios desconectados, sino también para fa-cilitar el acceso a sectores de la población con dificultades de pago para la cuenta acumulada; así mismo el programa “Energía para el retorno” está dirigido a las familias desplazadas por la violencia, como una manera de facilitar el repo-blamiento mediante la reposición de las redes, la revisión de la facturación y la normalización del servicio a través de Habilitación Viviendas.

En el marco de su gestión con la comunidad y el medio ambiente, se destaca la vinculación de EPM a los proyectos de desarrollo. Estas ac-tividades siguen, principalmente, las líneas de educación y cultura, infraestructura y proyectos productivos.

Brigadas comunitarias.

26

Responsabilidad Social Empresarial en el Grupo EPM

EPM ha mantenido como principios empresaria-les la prestación de servicios públicos con cali-dad y eficiencia, la orientación al bien común y la contribución a la calidad de vida de la población.

En 2007 el objeto social de la empresa empie-za a ser mirado a través de la contribución al desarrollo humano sostenible de la población localizada en las regiones donde actúa. Para el efecto, acogió la definición del PNUD -Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo-, incluido en la Carta de Naciones Unidas, en el sentido de generar crecimiento y distribuir sus beneficios equitativamente, regenerar el medio ambiente en vez de destruirlo, potenciar a las personas en vez de marginarlas, ampliar sus opciones y oportunidades y permitirles la participación en las decisiones que afectan sus vidas. Bajo estas premisas, EPM matriz asume su modelo de Res-ponsabilidad Social Empresarial.

En 2009 se revisó la política con todas las filiales mediante un proceso participativo, la cual fue aprobada el 1 de septiembre.

La estrategia de crecimiento del Grupo EPM está esbozada en una MEGA para el año 2015, de acuerdo con la cual el Grupo Empresarial EPM tendrá ingresos por ventas equivalentes a US$5.000 millones, de los cuales el 60% se origi-nará en Colombia y el 40% fuera de Colombia.

La formulación estratégica ofrece al Grupo EPM el fundamento para la instalación de prácticas de Responsabilidad Social Empresarial, tales como: propuestas u ofertas de valor para eliminar ba-rreras de acceso en pro de la universalización del servicio; programas de desarrollo de provee-dores, planes de contratación social, gestión de impactos ambientales, prácticas de comporta-miento ético en la forma de hacer negocios, ali-neadas con la Política de Responsabilidad Social Empresarial EPM que se expone a continuación.

Parque Arví.

27

Política de Responsabilidad Social Empresarial

La Responsabilidad Social Empresarial debe ser el marco de actuación dentro del cual se desa-rrollan los objetivos estratégicos del Grupo EPM, para contribuir al desarrollo humano sostenible a través de la generación de valor social, econó-mico y ambiental, acogiendo temáticas sobre sostenibilidad contempladas en iniciativas loca-les, nacionales y mundiales.

La actuación empresarial socialmente responsa-ble tiene un fundamento ético, a partir del reco-nocimiento de los impactos que sus decisiones tienen sobre los grupos de interés; está articu-lada con el Gobierno Corporativo y se gestionará desde el quehacer diario de la empresa y de las personas que la conforman.

Lineamientos de la Política de RSE de EPM:

• Responsabilidad Social Empresarial como ele-mento de la estrategia

• Responsabilidad ambiental, elemento de la Responsabilidad Social Empresarial

• Relaciones transparentes y de mutuo benefi-cio con la sociedad

• Importancia de los grupos de interés internos

• Uso de fortalezas propias como palanca

• Ejercicio desde el rol de prestador de servicios públicos

• Universalización y desarrollo, foco de la actua-ción socialmente responsable

• Sinergias y alianzas para la actuación

• Medición de la gestión y de los impactos

28

Informe de los auditores independientes

31

Nota Diciembre 2009

Diciembre 2008

ACTIVOSCORRIENTES 4,316,087 3,045,512

Efectivo 7 424,761 527,197 Inversiones temporales 8 2,032,026 1,011,262 Deudores, neto 9 1,699,720 1,384,354 Inventarios, neto 10 149,262 104,375 Gastos pagados por anticipado 11 10,317 18,324

NO CORRIENTES 22,027,086 17,528,806 Inversiones permanentes, neto 12 619,313 478,303 Deudores, neto 9 718,644 621,032 Propiedad, planta y equipo, neto 13 10,869,340 9,275,131 Reserva financiera actuarial 14 331,808 278,918 Diferidos 11 175,314 117,111 Otros activos 15 473,329 291,447 Intangibles, neto 16 612,174 622,068 Valorizaciones 17 8,227,164 5,844,796

TOTAL ACTIVOS 26,343,173 20,574,318PASIVOSCORRIENTES 2,330,050 1,693,330

Obligaciones financieras 18 347,066 277,529 Operaciones de cobertura de corto plazo 19 37,311 25,705 Cuentas por pagar 20 1,435,972 982,204 Impuestos por pagar 21 203,563 178,938 Obligaciones laborales 22 154,826 100,001 Pasivos estimados 23 5,231 20,518 Otros pasivos 24 146,081 108,435

NO CORRIENTES 5,610,755 3,526,694 Obligaciones financieras 18 3,507,194 1,865,033 Operaciones de cobertura a largo plazo 19 216,713 154,904 Cuentas por pagar 20 38,570 35,848 Obligaciones laborales 22 3,416 Pasivos estimados 23 88,511 56,823 Pasivo pensional 25 1,144,391 889,505 Otros pasivos 21 611,960 524,581

TOTAL PASIVOS 7,940,805 5,220,024INTERÉS MINORITARIO 34 716,125 482,553PATRIMONIO (Ver estados financieros adjuntos) 26 17,686,243 14,871,741TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO 26,343,173 20,574,318CUENTAS DE ORDEN 27 14,252,218 12,180,091

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

Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

Balances generales consolidadosA 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008Cifras en millones de pesos colombianos

32

Concepto Nota Diciembre 2009

Diciembre2008

Ingresos brutos 7,618,745 6,406,776 Descuentos (98,391) (95,672)

INGRESOS OPERACIONALES, NETO 28 7,520,354 6,311,104

Costo de ventas 29 (4,002,823) (3,300,596)

Provisiones, depreciaciones y amortizaciones 30 (601,059) (540,880)UTILIDAD BRUTA 2,916,472 2,469,628

Gastos de administración 31 (814,743) (653,769)Cálculo actuarial y pensiones (124,904) (69,275)Provisiones, depreciaciones y amortizaciones 30 (192,106) (156,239)

UTILIDAD OPERACIONAL 1,784,719 1,590,345

Ingresos no operacionales 32 640,266 414,536 Gastos no operacionales 33 (552,458) (401,673)

UTILIDAD NETA ANTES DE IMPUESTOS E INTERÉS MINORITARIO 1,872,527 1,603,208 Provisión de impuesto de renta 21 (267,008) (279,766)

UTILIDAD NETA ANTES DE INTERÉS MINORITARIO 1,605,519 1,323,442 Interés minoritario (30,043) (24,226)

UTILIDAD NETA 1,575,476 1,299,216

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

Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

Estados de actividad financiera, económica y social consolidadosA 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008Cifras en millones de pesos colombianos

33

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34

FlujosDiciembre Diciembre

2009 2008Utilidad neta 1,575,476 1,299,216

Ajustes para reconciliar las utilidades netas con el efectivo derivado de actividades operacionales:

Depreciación de propiedad, planta y equipo 523,992 482,486 Provisión para inversiones no controladas 17,194 17,379 Provisión para cuentas de dudoso recaudo 112,695 75,478 Provisión para obsolescencia de inventarios 1,785 5,251 Amortización de otros activos 29,506 113 Amortización de activos intangibles 88,736 100,434 Otras amortizaciones 1,856 -Impuesto de renta diferido 7,474 46,185 Provisión para contingencias 24,205 50,747 Provisión otros impuestos 20,349 -Recuperación provisión cartera e inventarios 4,130 -Interés minoritario 30,043 24,226 Amortización pasivo pensional 124,904 69,275 Provisión para revalorización de propiedad, planta y equipo 16,109 12,513 Utilidad por la venta de inversiones a largo plazo - (3,026)Aumento de cuentas por cobrar (103,185) (52,490)Aumento de inventarios (7,051) (11,233)Aumento (disminución)de cuentas por pagar 353,946 (18,504)Aumento de provisión de impuesto de renta (25,527) (99,277)Aumento (disminución) de obligaciones laborales 44,765 (116,300)Disminución de pasivos estimados (40,702) (11,979)Aumento de otros pasivos - 32,691 Aumento (disminución) de anticipos 129,389 (44,951)Efectivo neto derivado de actividades operacionales 1,354,613 559,018

Flujos de efectivo por actividades de inversión: Adquisición de inversiones de largo plazo (167,528) (255,229)Producto de la venta de inversiones de largo plazo - 13,201 Aumento de propiedad, planta y equipo (1,741,228) (1,276,514)Aumento de otros activos (952,176) (116,416)Efectivo neto usado en actividades de inversión (2,860.932) (1,634,958)

Flujos de efectivo por actividades financieras: Aumento de obligaciones financieras 1,830,037 486,656 Disminución de otros pasivos a largo plazo (393,847) - Utilidades distribuidas al Municipio de Medellín (587,019) (520,827)Efectivo neto provisto (usado) en actividades financieras 849,171 (34,171)Aumento neto (disminución) de efectivo y equivalentes de efectivo 918,328 189,105 Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del ejercicio 1,538,459 1,349,354 Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año 2,456,787 1,538,459

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

Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

Estados consolidados de flujos de efectivoA 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008 Cifras en millones de pesos colombianos

35

Nota 1Entidad reportante EPM es una entidad descentralizada del Orden Municipal, creada en Colombia, mediante Acuer-do 58 del 6 de agosto de 1955, del Consejo Admi-nistrativo de Medellín, como un Establecimiento Público Autónomo. Se transformó en empresa industrial y comercial del Estado del Orden Mu-nicipal, por Acuerdo 069 del 10 de diciembre de 1997, expedido por el Concejo de Medellín. En ra-zón de su naturaleza jurídica, EPM está dotada de autonomía administrativa, financiera y patri-monio propio, de acuerdo con el Artículo 85 de la Ley 489 de 1998.

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

El objeto social del Grupo EPM es la prestación de los servicios públicos domiciliarios de acue-ducto, alcantarillado, energía, distribución de gas combustible, telefonía fija pública básica conmutada y telefonía local móvil en el sector rural, y demás servicios de telecomunicaciones. Puede también prestar el servicio público domi-ciliario de aseo, así como las actividades comple-mentarias propias de todos y cada uno de estos servicios públicos y el tratamiento y aprovecha-miento de las basuras.

Los servicios de telecomunicaciones de EPM son suministrados por EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. (empresa filial de EPM), que fue creada me-diante la Resolución 45 del 7 de octubre de 2005 por el Consejo Municipal de Medellín, a través de una transferencia de las acciones, los activos y pasivos del anterior Grupo Estratégico de Ne-gocios de Telecomunicaciones de EPM. La nueva empresa creada en ese momento es un sistema descentralizado de servicios públicos, 100 % pro-piedad del gobierno municipal, con capital pu-blico, en los términos del Artículo 14.5 de la Ley 142 de 1994.

Notas a los Estados Financieros ConsolidadosAl 31 de diciembre de 2009 y 2008Cifras expresadas en millones de pesos colombianos, excepto la tasa representativa del mercado de cambio que se expresa en pesos colombianos y los dólares, euros, libras esterlinas y yenes, que están expresados en miles.

Notas de caráctergeneral

36

Para el cumplimiento del objeto social, sin me-noscabar la propiedad de sus activos, EPM y sus filiales podrán desarrollar todo tipo de con-tratos, asociarse o formar consorcios con otras personas naturales o jurídicas, nacionales o ex-tranjeras, prestadoras de servicios públicos do-miciliarios o usuarias. El fin es lograr la univer-salidad, calidad y eficacia en la prestación de los servicios domiciliarios que ofrece a sus usuarios, en procura siempre del bienestar general y del mejoramiento de la calidad de vida en la pobla-ción, ciñéndose a criterios técnicos precisos, con rigor jurídico y financiero, bajo los principios de solidaridad y redistribución del ingreso.

También podrá:

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

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

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

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

El Grupo EPM ofrece sus servicios públicos a tra-vés de tres (3) Grupos Estratégicos de Negocios:

Grupo Estratégico de Negocios de Agua• Servicio de acueducto -Servicios de aguas residuales -

Grupo Estratégico de Negocios de Energía• Generación de electricidad -Distribución y comercialización de electri- -cidad a los usuarios finales (incluyendo la propiedad de una parte del sistema colom-biano de electricidad alta tensión) Distribución y comercialización de gas natural -

Grupo Estratégico de Negocios de Telecomu-• nicaciones

Voz -Conectividad -Internet -Servicios Profesionales -Centro de Datos -Páginas de Servidores Activos (Active Service -Pages “ASP”)Capacitación -Servicios de valor agregado -

37

SubsidiariasA continuación se enumeran las filiales, indicando la participación directa o indirecta que EPM tiene dentro de las empresas:

Porcentaje de propiedad

Nombre de la filial Ubicación (País) Negocio 2009 2008 Fecha

de creaciónEPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. “UNE” Colombia Telecomunicaciones 99.99% 99.99% Jun 23, 2006

EPM Bogotá S.A. E.S.P. Colombia Telecomunicaciones 99.88% 99.88% Jun 11, 1997Emtelco S.A. Colombia Telecomunicaciones 99.92% 99.92% Jul 21, 1994Edatel S.A. E.S.P. Colombia Telecomunicaciones 56.00% 56.00% Dic 17, 1969Empresa de Telecomunicaciones

Colombia Telecomunicaciones 56.14% 56.14% May 16, 1997de Pereira S.A. E.S.P. “ETP”Emtelsa S.A. E.S.P. (*) Colombia Telecomunicaciones 100.00% Feb 23, 1996TV Cable Promisión S.A. E.S.P.(*) Colombia Telecomunicaciones 100.00% Dic 18, 2000

Costavisión S.A.(*) Colombia Telecomunicaciones 100.00% May 9, 1985

Cinco Telecom Corporation “CTC” Estados Unidos Telecomunicaciones 100.00% 100.00% Dic 24, 2001

Orbitel ComunicacionesEspaña Telecomunicaciones 100.00% 100.00% Jul 22, 2003

Latinoamericanas S.A.U. “OCL”Orbitel Servicios Internacionales

Colombia Telecomunicaciones 99.99% 99.99% Jun 27, 2003S.A. E.S.P. “OSI”EPM Inversiones S.A. Colombia Inversión 99.99% 99.99% Ago 25, 2003Empresa de Energía del Quindío

Colombia Energía 92.85% 66.35% Dic 22, 1988S.A. E.S.P. “EDEQ”Central Hidroeléctrica de Caldas

Colombia Energía 80.09% 56.00% Sep 9, 1950S.A. E.S.P. “CHEC”Electrificadora Santander S.A

Colombia Energía 73.77% Sep 16, 1950E.S.P. – “ESSA”Comercializadora Energética

Colombia Energía 95.00% Nov 26, 2004Nacional Colombiana S.A. E.S.P.“CENCOL”Centrales Electricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. “CENS” Colombia Energía 91.52% Oct 16, 1952

Hidroecológica del Teribe S.A. “HET” Panamá Construcción 96.63% 95.43% Nov 15, 1994

EEPPM RE LTD Bermudas Seguros 100.00% 100.00% Abr 23, 2008Empresa de Aguas del Oriente Antioqueño S.A. E.S.P. Colombia Saneamiento Básico 56.00% 56.00% Nov 22, 1999

Águas de Urabá S.A. E.S.P. Colombia Saneamiento Básico 64.34% 56.00% Ene 18, 2006

Regional de Occidente S.A. E.S.P. Colombia Saneamiento Básico 55.80% 57.02% Dic 26, 2006

Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. (**) Colombia Saneamiento Básico 99.92% 99.80% Nov 29, 2002

Empresas Públicas de Oriente S.A. E.S.P. Colombia Saneamiento Básico 56.00% Nov 12, 2009

(*) Se fusionó con UNE el 1° de enero 2009 (**) Hasta mayo 2009 se denominaba “EPM Bogotá Aguas S.A. E.S.P.”

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PresentaciónLos estados financieros consolidados se prepa-ran de conformidad con las normas contables establecidas por la Contaduría General de la Na-ción (CGN) (tales normas se denominan, Prin-cipios de Contabilidad Generalmente Aceptados para Empresas de Servicios Públicos en Colom-bia). La presentación de estados financieros de conformidad con los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados para las Empresas de Servicios Públicos requieren que se hagan esti-mados y asunciones que afectan los montos re-portados y revelados en los estados financieros. Los resultados reales pueden diferir de dichos estimados.

EPM y cada una de las filiales presentan estados financieros individuales, independientes, con el fin de dar cumplimiento a las normas legales aplicables.

Principios de consolidaciónEPM consolida los resultados financieros de las empresas sobre las que ejerce un control en el sentido que lo define el Código de Comercio de Colombia. Los estados financieros anuales con-solidados de EPM incluyen las cuentas de las Em-presas Públicas de Medellín E.S.P. “EPM”, (Sociedad Matriz), EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. “UNE”, EPM Inversiones S.A., Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. “CHEC”, Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. “EDEQ”, Comercializadora Ener-gética Nacional Colombiana S.A. E.S.P. “CENCOL”, Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A.

E.S.P. “CENS”, Electrificadora Santander S.A E.S.P. “ESSA”, Regional de Occidente S.A. E.S.P., Aguas de Urabá S.A. E.S.P., Empresa de Aguas del Orien-te Antioqueño S.A. E.S.P., Empresas Públicas de Oriente S.A. E.S.P., Hidroecológica del Teribe S.A. “HET”, Aguas Nacionales EPM S.A. E.S.P. (hasta mayo de 2009 se llamaba “ EPM Bogotá Aguas S.A. E.S.P.), EEPPM RE LTD, Edatel S.A. E.S.P., Em-presa de Telecomunicaciones de Pereira S.A. E.S.P. “ETP”, EPM Bogotá S.A. E.S.P., Emtelco S.A., Cinco Telecom Corporation, Orbitel Comunicaciones Latinoamericanas S.A.U., Orbitel Servicios Inter-nacionales S.A. E.S.P. (en adelante, colectivamen-te, “las filiales”).

EPM utiliza el método de integración global para consolidar los resultados financieros de estas em-presas. Los resultados de las operaciones están totalmente integrados bajo el criterio de conso-lidación de línea por línea. Las transacciones con partes vinculadas se eliminan. Las eliminaciones principales corresponden a las inversiones, cuen-tas por cobrar y por pagar, ingresos y egresos con partes relacionadas por servicios prestados y préstamos entre empresas relacionadas. Los intereses de propiedad de terceros en las socie-dades consolidadas están representados como un interés minoritario y se reflejan como parte de los pasivos de EPM en su balance consolida-do. Las inversiones en filiales en el extranjero se registran sobre la base de los estados financieros al 31 de diciembre de 2009 y 2008, ajustados con el fin de adoptar los principios uniformes de con-tabilidad. Los estados financieros se expresan en millones de pesos colombianos con el peso como moneda funcional.

Nota 2Bases para la presentación de estados financieros

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La actividad que realiza el Grupo EPM, presta-ción de servicios públicos domiciliarios, está re-gulada en Colombia. Los aspectos regulatorios más significativos que le aplican, son:

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

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

En desarrollo de la Constitución Política, se emi-tió la Ley 142 de 1994, por medio de la cual se establece el marco de las relaciones entre los prestadores de servicios públicos, el Estado y los usuarios. Bajo esta ley, la iniciativa de prestar y extender los servicios recae sobre el sector priva-do; mientras que el Estado se encarga de regular, controlar y vigilar su prestación. Además, dispo-ne que para cumplir con la función social de la propiedad, pública o privada, las entidades que presten servicios públicos tienen, entre otras, la obligación de asegurar su prestación en forma continua y eficiente, sin abuso de la posición dominante. Se establecieron tres modelos de ré-gimen de regulación: libertad regulada, libertad vigilada y el régimen de libertad.

Nota 3Marco legal y regulación

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

1. Las empresas de servicios públicos.

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

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

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

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

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

EPM se rige por las leyes 142 y 143 de 1994, por ser una empresa dedicada a la prestación de servi-cios públicos domiciliarios. Por lo tanto, de acuer-do con ellas y con la Ley 689 de 2001, el régimen

Electrificación rural.

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de contratación que la rige es el del derecho pri-vado, sin perjuicio de las obligaciones de cum-plir con los principios generales de la función pública señalados en la Constitución Política y los demás principios que rigen la prestación de los servicios públicos domiciliarios.

Igualmente, EPM, por ser una entidad descentra-lizada del Orden Municipal, está sujeta al con-trol político del Concejo de Medellín, al control fiscal de la Contraloría de Medellín y al control disciplinario de la Procuraduría.

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

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

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

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

La Comisión de Regulación de Telecomunica-• ciones (CRT), organismo técnico adscrito al Ministerio de Comunicaciones.

3.3 Régimen tarifarioEl sistema tarifario aplicable a los servicios públi-cos domiciliarios está constituido por las normas relativas a los procedimientos, métodos, fórmu-las, estructuras, estratos, facturación, opciones, cantidades y, en general, todos los aspectos que determinan el cobro de tarifas. De conformidad con las leyes de servicios públicos domiciliarios, este sistema tarifario está guiado por los prin-cipios de eficiencia económica, neutralidad, so-lidaridad, redistribución, suficiencia financiera y por los criterios de simplicidad y transparencia.

Las entidades prestadoras de servicios públicos deben adoptar las fórmulas definidas por la res-pectiva Comisión de Regulación de forma periódi-ca, con el propósito de establecer sus tarifas según el caso concreto. La Comisión de Regulación puede establecer las tarifas límite que deben ser obliga-toriamente observadas por las empresas, y tam-bién puede definir metodologías para establecer las tarifas, y si es conveniente aplicar el sistema de autónomo o el sistema de libertad regulada.

Los elementos de las fórmulas tarifarias pue-den incluir un cargo por unidad de consumo, un cargo fijo y un cargo de conexión de las contri-buciones. Estos cargos en ningún caso pueden estar en contra del principio de eficiencia. El costo no puede ser transferido a los usuarios a causa de una gestión ineficiente o como conse-cuencia de una posición dominante o monopo-lística. Estas tarifas tienen un plazo de cinco (5) años. Después de este tiempo, la Comisión debe revisarlas y adaptarlas a los nuevos escenarios y a las características de la economía. La última actualización se hizo en febrero de 2009 para el negocio de la energía.

3.4 Régimen de subvenciones y contribuciones

De acuerdo a la normativa vigente, las subven-ciones en ningún momento pueden ser supe-riores a la cantidad requerida para los gastos de funcionamiento mínimos ni pueden ser superio-

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res al 15% de la oferta de costo medio para el es-trato 3, al 40% de la oferta de costo medio para el estrato 2, ó al 70% de los costos del suministro promedio para el estrato 1. Sin embargo, es posi-ble establecer subsidios a la oferta, de los cuales son beneficiarios todos los usuarios del servicio a través de una reducción de sus costos de in-versión que se refleja en las tarifas de servicios públicos domiciliarios.

3.5 Regulación por sector

3.5.1 Agua potable y saneamiento básico

Las tarifas de los servicios públicos de acueducto y alcantarillado consideran, por una parte, la nor-matividad regulatoria en materia de fijación de precios, y por otra, la reglamentación para el di-seño del esquema de subsidios y contribuciones.

Para estos servicios, la Comisión de Regulación de Agua Potable y Saneamiento Básico -CRA- adoptó el régimen de libertad regulada, por me-dio del cual los precios los fija la entidad tari-faria local, de conformidad con la metodología definida en la Resolución CRA 287 de 2004 y sus normas complementarias. Para el caso de los prestadores diferentes al Municipio, la entidad tarifaria local corresponde a la Junta Directiva de la empresa prestadora.

Los costos de referencia adoptados por EPM fueron aprobados mediante el Decreto 211 de diciembre de 2005 y modificados mediante el Decreto 232 de junio 5 de 2007.

Para cada servicio la fijación de precios incluye los siguientes componentes:

3.5.1.1 Servicio de acueducto

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

El cargo fijo representa los costos en que incurre EPM para garantizar la disponibilidad perma-nente del servicio. En este cargo se incluyen los costos asociados a la actividad administrativa de la prestación del servicio, afectados por el pun-taje de eficiencia comparativa calculado a partir de la técnica de “Análisis Envolvente de Datos”.

El cargo por consumo refleja los costos de opera-ción y mantenimiento del sistema, así como los costos de inversión, reposición, rehabilitación y el reconocimiento de la infraestructura al momen-to del cálculo. Así mismo, el cargo por consumo considera el costo medio de tasas ambientales, a la cual están sujetas las empresas de acueducto por parte de las autoridades ambientales. Estas tasas reflejan la obligación derivada del uso del recurso, y se reglamenta por parte del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial.

3.5.1.2 Servicio de saneamiento básico

Al igual que en acueducto, en el servicio de sa-neamiento se aplica un cargo fijo y un cargo por vertimiento. El cargo fijo representa los costos en que incurren las empresas para garantizar la disponibilidad permanente del servicio, en este cargo se incluyen los costos asociados a la activi-dad administrativa de la prestación del servicio, afectados por el puntaje de eficiencia compara-tiva calculado a partir de la técnica de “Análisis Envolvente de Datos”.

El cargo por consumo refleja los costos de opera-ción y mantenimiento del sistema, así como los costos de inversión, reposición, rehabilitación y el reconocimiento de la infraestructura al mo-mento del cálculo. Así mismo, en el cargo por consumo se incluye el costo medio de tasas am-bientales que refleja la obligación a la que están sujetas las empresas de alcantarillado por parte de las autoridades ambientales por concepto de tasas retributivas, en función del vertimiento de los usuarios a las fuentes receptoras.

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3.5.1.3 Subsidios y contribuciones

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

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

3.5.2 Sector eléctrico

3.5.2.1 Generalidades

Las leyes 142 y 143 de 1994 establecen el régimen del servicio de energía eléctrica en Colombia. La Ley 143 de 1994 lo segmentó en cuatro (4) activi-dades: Generación, Transmisión (STN), Distribu-ción (STR, SDL) y Comercialización.

Estas actividades pueden ser desarrolladas por empresas independientes.

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

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

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

3.5.2.1.1 Actividades del sector eléctrico

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

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

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

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Distribución: Actividad consistente en transpor-tar energía eléctrica a través de un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asocia-dos, que operan a tensiones menores de 220 KV, que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sis-tema de distribución municipal, distrital o local.

Comercialización: Actividad consistente en la compra de energía eléctrica en el mercado ma-yorista y su venta a otros agentes del mercado o a los usuarios finales regulados y no regulados, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la activi-dad principal.

La Ley 143 de 1994 prohíbe la integración vertical entre generadores y distribuidores, pero permi-te que ambos agentes puedan desarrollar la ac-tividad de comercialización. Para la transmisión, definió que las empresas que la desarrollen de-ben tener esta actividad como objeto exclusivo. Sin embargo, las empresas que a la fecha de promulgación de la Ley 143 de 1994 se encontra-ban integradas verticalmente, lo podrían seguir siendo, siempre y cuando tengan contabilidades separadas para las diferentes actividades; como fue el caso de EPM.

Mediante las resoluciones 001 de 2006 y sus modificaciones, y 060 de 2007, la CREG estable-ció los límites de participación de las empresas en cada una de las actividades del sector, defi-niendo en ellas las metodologías de cálculo de tal participación.

Para la generación estableció una regulación diferencial, según la participación del agente en la actividad de generación eléctrica y la con-centración del mercado. Con ello, permite que en determinadas condiciones de concentración del mercado un agente pueda tener hasta el 30% de participación en esta actividad.

Para la actividad de distribución se levantaron los límites de participación y en el caso de la co-mercialización, se estableció que ninguna em-presa podrá tener, directa o indirectamente, una participación superior al 25%, determinada se-gún la metodología de cálculo definida en la Re-solución CREG 001 de 2006, modificada por las resoluciones CREG 163 de 2008 y 024 de 2009 .

3.5.2.1.2 Mercado de energía mayorista MEM

La Ley 143 de 1994 definió el Mercado de Energía Mayorista (MEM) en los siguientes términos: “El mercado de grandes bloques de energía eléctri-ca, en el cual generadores y comercializadores venden y compran energía y potencia en el Sis-tema Interconectado Nacional, con sujeción al reglamento de operación”. Su funcionamiento está fundamentado en la existencia de una bol-sa de energía, donde se realizan intercambios co-merciales, y existe un operador central del Siste-ma Interconectado Nacional (SIN), denominado Centro Nacional de Despacho (CND). La Resolu-ción CREG 024 de 1995 reglamentó los aspectos comerciales del MEM, y la Resolución CREG 025 de 1995 los aspectos operativos del SIN.

Centro de control de energía.

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

1. Contratos bilaterales: las compras de energía con destino al mercado regulado que den origen a contratos bilaterales, deben hacerse a través de mecanismos que estimulen la libre competen-cia. Las empresas integradas verticalmente con la actividad de generación sólo pueden auto-comprarse hasta el 60% de la energía con des-tino a su mercado regulado, y deben participar como cualquier otro generador en la convocato-ria pública para las compras de energía. Para el mercado no regulado las compras de energía se realizan a través de negociaciones directas entre generadores y comercializadores.

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

3.5.2.2 Actividad de generación de energía

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

Los agentes generadores efectúan sus transaccio-nes de energía en el Mercado Mayorista de Elec-tricidad (normalmente generadores con capaci-dad instalada igual o superior a 20 MW). Además, forman parte del sistema los siguientes:

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

2. Autogeneradores: aquella persona natural o jurídica que produce energía eléctrica exclu-sivamente para atender sus propias necesida-

des. Usa la red pública sólo para obtener res-paldo del SIN. (Resolución CREG 085 de 1996).

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

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

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

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

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A partir del 30 de noviembre de 2012, fecha a partir de la cual inician las vigencias de las Obli-gaciones de Energía Firme asignadas mediante la primera subasta que se llevó a cabo el 6 de mayo de 2008, el cargo por confiabilidad tendrá un valor de 13.99 USD/MWh.

3.5.2.3 Actividad de transmisión de energía

3.5.2.3.1 Aspectos generales de la regulación vigente

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

La metodología de remuneración de la actividad de transmisión nacional se conoce como de In-greso Regulado (definida principalmente en la Resolución CREG 022 de 2001), mediante la cual se establecen los ingresos máximos anuales que remuneran a cada transmisor nacional de acuer-do con los activos que efectivamente posea en el STN. Para lo anterior, se establecieron unas Unidades Constructivas Típicas valoradas a cos-tos de reposición a nuevo, unas vidas útiles, unos gastos de Administración, Operación y Manteni-miento (AOM) y una tasa de descuento aplicable a los activos.

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

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

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

En el año 2009 fue aprobada una nueva me-todología de remuneración de la actividad de transmisión la cual fue establecida en la Reso-lución CREG 011 de 2009. Esta nueva metodolo-gía comenzará a regir una vez se aprueben los inventarios de activos de las empresas transpor-tadoras, lo cual se espera para el primer trimes-tre de 2010, incluye remuneración del servicio y normas de calidad.

3.5.2.3.2 Expansión del STN

Con respecto a la expansión del STN, la CREG adop-tó un conjunto de disposiciones, contenidas prin-cipalmente en la Resolución CREG 022 de 2001, que buscan introducir elementos de eficiencia en la ejecución del Plan de Expansión del STN.

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

3.5.2.4 Actividad de distribución

La actividad de distribución es el transporte de energía eléctrica en los Sistemas de Distribución Local (SDL) o de Transmisión Regional (STR). Esta actividad la desarrollan los Operadores de Red (OR), siendo el OR la persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte

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de un STR o SDL. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros, aunque la prelación en la expansión del sistema la tiene el OR.

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

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

Dado que la actividad de distribución es mo-nopólica, está completamente regulada. Para el efecto, la CREG define la remuneración a que haya lugar, la cual se revisa cada cinco (5) años de acuerdo con lo estipulado en la ley. La meto-dología establecida para la remuneración tiene asociado un esquema de calidad.

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

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

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

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

Para la actividad de distribución, el actual pe-• ríodo regulatorio inició en el año 2003 y finali-zó el 31 de diciembre de 2007. Sin embargo, los cargos aplicados en este período continúan vigentes hasta tanto no queden en firme los nuevos, los cuales se aprobaron mediante Re-solución CREG 105 de 2009 con fundamento en la metodología aprobada en la Resolución CREG 097 de 2008. Es de anotar que frente a la Resolución CREG 105 de 2009 se interpuso recurso de reposición el cual se espera se re-suelva en el primer trimestre del año 2010.

Cuadrilla de energía.

47

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

3.5.2.4.1 Ampliación de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de los Sistemas de Distribución Local (SDL)

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

El Operador de Red (OR) es responsable de elabo-rar y ejecutar el Plan de Expansión del Sistema que opera, de acuerdo con su Plan Estratégico, Plan de Acción y Plan Financiero. El Plan de Expansión del OR deberá incluir todos los proyectos que requiera su sistema, considerando solicitudes de terceros y que sean viables en el contexto de su Plan Finan-ciero. Si el OR no ejecuta un proyecto contenido en su plan de expansión, éste podrá desarrollarlo el usuario interesado o un tercero, para lo cual se define un esquema de remuneración.

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

3.5.2.4.2 Calidad del servicio de energía eléctrica

Respecto de la calidad del servicio de energía eléc-trica, se diferencia la calidad de la potencia suminis-trada de la calidad del servicio prestado. La Calidad de la Potencia se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las variables de ten-sión y la forma de las ondas de tensión y corriente, mientras la calidad del servicio prestado se refiere a la confiabilidad del servicio.

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

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

El Operador de Red deberá compensar a los usuarios cuando los indicadores de calidad del servicio prestado al usuario, superen los valores máximos admisibles, valorando la energía que se deja de suministrar de acuerdo con un proce-dimiento establecido en función del costo esti-mado de la energía no servida.

Cabe señalar que la nueva metodología defini-da en la Resolución CREG 097 de 2008 para de-terminar la remuneración de la distribución, las reglas relativas a la expansión del servicio y el esquema de calidad, introduce modificaciones importantes en los tres aspectos. Aunque algu-nos aspectos de dicha metodología entraron a aplicar en los últimos meses de 2008 (noviem-bre - diciembre), el grueso de la metodología y por supuesto, los nuevos cargos que se definirán con base en ella, así como el nuevo esquema de calidad y lo relativo a la expansión del servicio, entrarán a aplicar en el año 2010; el nuevo es-quema de calidad define un sistema de incen-tivos complementándolo con compensaciones a los usuarios peor servidos.

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

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

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

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

3.5.2.5 Actividad de comercialización

Esta actividad la pueden desarrollar los gene-radores y distribuidores de energía eléctrica, o de manera independiente. El comercializador es el que intermedia entre el usuario final y todos los demás agentes que hay detrás de la cadena (generadores, transportadores, distribuidores, administrador del mercado). Por lo tanto, es el encargado de comprar la energía al mercado mayorista y vendérsela a dichos usuarios, para lo cual efectúa adicionalmente las siguientes acti-vidades: facturación, medición, recaudo, gestión cartera, atención clientes, entre otros.

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

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

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

Estructura tarifaria: de acuerdo con la regula-ción vigente, los comercializadores de energía eléctrica pueden cobrar a sus usuarios finales un costo máximo por unidad de consumo.

Para el mercado regulado dicho costo se calcula de acuerdo con la fórmula tarifaria definida por la CREG. En la actualidad se aplica la fórmula estable-cida en la Resolución CREG 119 de 2008, la cual en-tró en vigencia desde el mes de febrero de 2009.

El costo de prestación del servicio es la sumato-ria de los costos involucrados en cada una de las actividades del sector eléctrico: generación (G), transmisión (STN), distribución (SDL), comercia-lización (C), restricciones (R) y pérdidas (P).

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

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

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

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

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

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

La Ley 142 de 1994 estableció la obligatoriedad de crear en el Ministerio de Minas y Energía –MME- un Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos –FSSRI–. Este fon-do se financia con recursos provenientes de los superávit que las empresas comercializadoras presenten, una vez efectúen el cruce entre sub-sidios y contribuciones en sus propios mercados. Adicionalmente, si los recursos provenientes de los superávit de las empresas no alcanzan para cubrir el monto total de subsidios aplicados, el gobierno nacional, con cargo a su presupuesto, cubre el faltante. En caso contrario, las empresas de servicios públicos pueden tomar las medidas necesarias para que los usuarios cubran la tota-lidad del costo de prestación.

3.5.3 Sector de gas natural

3.5.3.1 Generalidades

La Ley 142 de 1994 definió el marco legal para la prestación de los servicios públicos domiciliarios, ámbito en el cual se define el gas natural como un servicio público, y creó la Comisión de Regu-lación de Energía y Gas –CREG– como la entidad encargada de desarrollar el marco regulatorio

y normativo para las actividades asociadas a este servicio: comercialización desde la produc-ción, transporte, distribución y comercialización a usuario final. No obstante, la normatividad y competencias expresas en el Código de Pe-tróleos y el Contrato de Asociación continúan rigiendo para las actividades de exploración, ex-plotación y producción del gas natural y por lo tanto, éstas se encuentran por fuera del alcance de la regulación de servicios públicos. La regu-lación de la producción de gas natural la hace el Ministerio de Minas y Energía –MME– y la administración de los recursos de gas la realiza mediante contratos la Agencia Nacional de Hi-drocarburos –ANH–.

A partir de la promulgación de la Ley 142 de 1994, se presentaron cambios importantes en materia institucional y regulatoria que han consolidado el desarrollo de la industria del gas natural en el país. Institucionalmente, Ecopetrol dejó de asumir la responsabilidad de ejecutar el Plan de Masificación de Gas de forma centralizada para dedicarse a la exploración y explotación de hidro-carburos, se escindieron los activos de transporte de gas natural del patrimonio de Ecopetrol y se capitalizaron en la Empresa Colombiana de Gas (Ecogas) creada mediante la Ley 401 de 1997, em-presa posteriormente enajenada por el Estado y convertida en la Transportadora de Gas de Inte-rior S.A. –TGI S.A.–, y finalmente se logró la incor-poración de nuevas y cuantiosas inversiones en las diferentes actividades de la industria a través de diferentes agentes públicos y privados.

Redes de gas, barrio Enciso.

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

3.5.3.2 Actividades del sector

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

Comercialización desde la producción - suministro de gas natural -.

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

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

Los contratos de suministro se rigen bajo dife-rentes modalidades contractuales como: take or pay (pague lo contratado), OCG (opciones de compra de gas) y contratos con firmeza condicio-nada. El mercado de suministro de gas natural es un mercado bilateral que se caracteriza por la negociación directa entre las partes y el cierre de las transacciones de manera autónoma.

No obstante, el MME para garantizar el abasteci-miento de gas natural en el largo plazo, decretos 2687 y 4670 de 2008, ha privilegiado la deman-

da interna sobre la demanda de exportación, ha establecido los mecanismos de información y asignación sobre la disponibilidad de la oferta de gas natural y ha fijado los criterios para que los productores puedan disponer de las reservas para el intercambio comercial internacional.

Con base en lo anterior, los productores - comer-cializadores de los campos con precios máxi-mos regulados deben ofrecer el gas al mercado regulado de acuerdo con un procedimiento que prioriza los contratos en firme para la atención de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales y luego los de los usuarios industria-les regulados. Las cantidades disponibles restan-tes, es decir después de atender el Mercado Re-gulado –MR–, provenientes de campos con precio regulado, deben ofrecerse a los demás agentes para atender el Mercado no Regulado –MNR–.

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

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

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

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

La actividad se considera un monopolio natural regulado en precio, calidad y acceso. La remune-ración del servicio de transporte para el Sistema

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

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

El esquema de cargos por distancia refleja los costos medios de cada componente del siste-ma y preserva las señales de localización, para lo cual se tienen en cuenta los costos eficientes de inversión y AOM del gasoducto y los volúme-nes transportados por él. Asimismo, para cada empresa en particular se utiliza como tasa de retorno el valor ponderado entre su costo de ca-pital histórico y el costo de capital corriente, de acuerdo con la proporción entre la base de acti-vos existentes y las nuevas inversiones previstas durante el período tarifario. (Resolución CREG 007 de 2001)

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

Las condiciones de acceso a la red de transpor-te así como las especificaciones de calidad y de

presión para entrega del gas natural deben cum-plir con las condiciones que están establecidas en el Reglamento único de Transporte (RUT) - Re-solución 71 de 1999.

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

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

Distribución y comercialización de gas natural

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

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

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

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Para las áreas de servicio no exclusivo, caso de EPM, la CREG estableció la metodología para re-munerar la distribución y comercialización de gas natural y las fórmulas tarifarias en la Resolución CREG 11 de 2003, la cual será objeto de revisión a partir de los lineamientos generales estableci-dos en la Resolución CREG 136 de 2008.

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

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

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

El cargo de comercialización –Co– es un valor en pesos por factura ($/factura) que remunera los cos-tos de medición, facturación, recaudo, servicio al

cliente, etc. Para su definición se tienen en cuenta los costos asociados a los gastos AOM y deprecia-ción de activos asociados a la actividad, afectados por un factor de eficiencia –DEA- y un Margen de Comercialización del 1.67% sobre el ingreso anual del comercializador en el mercado regulado.

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

3.5.3.3 Estructura tarifaria

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

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

3.5.3.4 Régimen de subsidios y contribuciones

En Colombia, de acuerdo con el marco legal vi-gente, aplica un régimen de subsidios y contri-buciones en concordancia con el principio de so-lidaridad y redistribución del ingreso, que obliga a que a los usuarios de los estratos bajos 1 y 2 se les otorgue unos subsidios al costo de pres-tación del servicio y a los estratos 5 y 6, sectores

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

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

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

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

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

La industria contribuye con un 8.9% sobre el • valor del servicio con excepción de la genera-ción de electricidad a base de gas, la industria petroquímica y de Gas Natural Comprimido (GNC) vehicular, cuya contribución es de 0%.

La Ley 142 de 1994 estableció la obligatoriedad • de crear en el Ministerio de Minas y Energía-MME un Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos –FSSRI–. Este Fon-do se financia con recursos provenientes de los superávit que las empresas comercializa-doras presenten, una vez efectúen el cruce en-tre subsidios y contribuciones en sus propios mercados. Si los recursos del Fondo son insu-ficientes para cubrir el monto total de subsi-dios aplicados por las empresas, inicialmente

el Gobierno Nacional cubre el déficit median-te traslados presupuestales a la cuenta del Ministerio destinada para tal fin. En caso tal de que esto no sea posible, las empresas de servicios públicos pueden tomar las medidas necesarias para que los usuarios cubran la to-talidad del costo de prestación.

3.5.3.5 Integración del sector de energía

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

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

Cuando estas empresas, sus matrices, sus • subordinadas o sus vinculadas sean parte de un contrato para compartir utilidades o redu-cir costos, o en cualquier contrato de riesgo compartido con empresas productoras, comer-cializadoras o distribuidoras de gas natural.

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

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

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

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Adicionalmente, en modificación introducida en la Resolución 112 de 2007, se levantó el límite de participación -de la distribución y comercializa-ción minorista integración horizontal-, lo cual permite a un agente distribuidor participar has-ta en el 100% de estas actividades.

3.5.3.6 Calidad del servicio de gas natural

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

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

3.5.4 Sector de las telecomunicaciones

La Constitución Política de Colombia expedida en 1991, establece que la gestión y control del espectro electromagnético corresponden al Es-tado; el Ministerio de Comunicaciones es el ór-gano encargado de la preparación o redacción de la política de telecomunicaciones, gestión y control del espectro radioeléctrico, y también controla y supervisa el sistema de concesión. La Comisión de Regulación de Telecomunicaciones es la encargada de la regulación. La Superinten-dencia de Servicios Públicos Domiciliarios está a cargo de controlar y supervisar a las entidades que prestan servicios a los consumidores de una manera directa e inmediata. La Superintenden-cia de Industria y Comercio es la encargada de

controlar y supervisar la competencia y los siste-mas de protección de los consumidores de servi-cios públicos no domiciliarios.

No existen restricciones legales en Colombia con respecto a la participación de nacionales o extranjeros en el capital privado en la prestación de servicios de telecomunicaciones. Las entida-des extranjeras deben establecer una filial que opera en Colombia.

Los operadores de telefonía local básica conmu-tada clasificados como dominantes en la Resolu-ción CRT 087 de 1997, esto es, con una participa-ción de marcado igual o superior a 60 por ciento, deberán atenerse a los criterios y la metodología establecida por la Comisión de Regulación de Te-lecomunicaciones, a fin de determinar sus tari-fas. Los demás operadores de telefonía pública básica conmutada (local, nacional e internacio-nal de larga distancia), pueden determinar libre-mente sus tarifas.

Mediante la Resolución 1250 de 2005, la Comisión de Regulación de Telecomunicaciones cambió el sistema de tasas para la telefonía pública básica conmutada, aplicable a partir del 1 de enero 2006. Los cambios más importantes para el servicio lo-cal de telefonía básica son los siguientes:

Cambios en la medición de la unidad de me-• dida: hasta diciembre de 2005, hubo cargos por impulso y desde enero de 2006, el cargo se hace por minutos.

Se crearon diferentes planes de minutos y se • eliminó el cargo fijo para todos los estratos; el monto del plan será siempre consumible y el cliente tiene la opción de seleccionar el plan más adaptable a sus necesidades.

El servicio de telefonía pública local básica • conmutada tiene un sistema de subsidios y contribuciones; existe un consumo subsidia-do para los estratos 1 y 2 de 200 minutos men-suales; la contribución es del 20% y se cobra a los estratos 5 y 6, a las empresas y al sector industrial.

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La Entidad se rige por la Ley 1341 del 30 de julio de 2009, por la cual se definen principios y conceptos sobre la Sociedad de la Información y la Organiza-ción de las Tecnologías de la Información y las Co-municaciones –TIC–, se crea la Agencia Nacional de Espectro y se dictan otras disposiciones.

El Artículo 73 de la citada ley dispone que “en todo caso, se respetará la naturaleza jurídica de las empresas prestatarias de los servicios de telefonía pública básica conmutada y telefonía local móvil en el sector rural, como empresas de servicio público.” Asimismo, la Ley 489 de 1998 incluye a las empresas oficiales de servicios pú-blicos como entidades descentralizadas y señala que éstas se sujetarán a dicha ley, en lo no pre-visto en la Ley 142 de 1994 y en las normas que la complementen, sustituyan o adicionen.

Como entidad descentralizada del Orden Muni-cipal, la empresa está sujeta al control político del Concejo de Medellín, al control fiscal de la Contraloría de Medellín, y al control disciplinario de la Procuraduría.

Por mandato del Artículo 209 de la Constitución Política, la administración pública, en todos sus órdenes, tendrá un control interno que se ejercerá en los términos que señale la ley. Este principio es desarrollado de manera general para las entidades públicas por la Ley 87 de 1993. Con base en lo ex-puesto, EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. ejerce en forma independiente el control interno.

De conformidad con el Artículo 55 de la Ley 1341 de 2009, el régimen de los actos y contratos de los proveedores de TIC, incluidos los relativos a

su régimen laboral y las operaciones de crédito, cualquiera que sea su naturaleza y sin impor-tar la composición de su capital, se regirán por las normas del derecho privado. Lo anterior, sin perjuicio de la obligación de cumplir los princi-pios generales de la función pública señalados en el Artículo 209 de la Constitución Política, así como los demás principios que rigen y orientan la prestación de los servicios públicos y en parti-cular los de TIC.

El Ministerio de TIC es el encargado de definir las políticas, planes y proyectos del sector, así como regir las funciones de vigilancia y control sobre los proveedores de redes y servicios de TIC. La Co-misión de Regulación de Comunicaciones (CRC), Unidad Administrativa Especial de carácter téc-nico adscrita al Ministerio de Comunicaciones, es la encargada de promover la competencia, evitar el abuso de posición dominante y regular los mercados de las redes y servicios de telecomu-nicaciones. En lo relacionado con la protección de usuarios, la Superintendencia de Industria y Comercio es la entidad competente para conocer los recursos de apelación en materia de PQR’s y adelantar las investigaciones por prácticas viola-torias al régimen fijado por la CRC.

Telecomunicaciones.

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Nota 4Principales políticas y prácticas contablesLos estados financieros consolidados de EPM y sus filiales han sido preparados de conformidad con las normas y principios contables emitidos por la Contaduría General de la Nación (CGN) y otras disposiciones legales, incluidas las normas establecidas por la Superintendencia de Servi-cios Públicos Domiciliarios, un organismo téc-nico establecido en la Constitución Política de 1991 y delegado por la Presidencia de la Repúbli-ca para controlar, inspeccionar y supervisar a los prestadores de servicios públicos domiciliarios.

A continuación se indican las principales nor-mas que conforman los Principios de Contabili-dad Generalmente Aceptados para Empresas de Servicios Públicos en Colombia:

Resolución 354 de 2007, adopta el Régimen de • Contabilidad del Sector Público, establece su conformación y define su ámbito de aplica-ción.

Resolución 355 de 2007, que adopta el Plan • General de la Contaduría Pública (PGCP), es-tablece las normas generales de contabilidad del sector público y establece las directrices para el reconocimiento y la divulgación de las transacciones, eventos y operaciones.

Resolución 356 de 2007, que adopta el Ma-• nual de Procedimiento del Régimen de Contabilidad Pública, incluyendo una pre-sentación general del plan de cuentas y pro-cedimientos contables.

En 2008, la Contaduría General de la Nación emitió las resoluciones 145, 146, 205, 557, 558 y 669, que modificaron el Plan General de la Con-taduría Pública.

El proceso contable de EPM y sus filiales se reali-za de acuerdo a la Resolución 357 del 23 de julio de 2008, emitida por la Contaduría General de la Nación, que establece procedimientos de con-trol interno contable y exige a la empresa que

presente informes de control anualmente a la Contaduría General de la Nación.

El sistema unificado de costos y gastos por acti-vidades de EPM y sus filiales se rige por la Resolu-ción 20051300033635 del 28 de diciembre 2005, expedida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Esta Resolución derogó las resoluciones SSP 2863 de 1996, 1416 y 1417 de 1997, 4493 de 1999, 4640 de 2000, 000860 y 006572 de 2001, 3064 y 012772 de 2002 y 002842 de 2004.

EPM y sus filiales, de acuerdo con la normativi-dad vigente, adopta sus políticas y procedimien-tos contables. A continuación se detallan:

4.1. Clasificación de activos y pasivos

Los activos y pasivos se clasifican según el uso a que se destinan y/o según su grado de realiza-ción, exigibilidad o liquidación, en términos de tiempos y valores. Se consideran activos y pasi-vos corrientes los valores realizables o exigibles en un plazo no mayor a un año.

4.2. Efectivo y equivalentes de efectivo

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

4.3. Inversiones4.3.1. Inversiones transitorias

Corresponden a las inversiones que se realizan para optimizar los excedentes de liquidez, es decir, todos aquellos recursos que de manera inmediata no se destinan al desarrollo de las actividades que constituyen el objeto social de las compañías. La inversión de los excedentes de liquidez se hace bajo los criterios de trans-parencia, seguridad, liquidez y rentabilidad, bajo las directrices de un adecuado control y en

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condiciones de mercado sin ánimo especulativo (Decreto de Gerencia General 1651 de 2007).

Considerando lo estipulado en el Decreto 1525 de 2008 del Ministerio de Hacienda y Crédito Pú-blico, modificado por el 2805 de 2009, las inver-siones transitorias en EPM y sus filiales, pueden constituirse en Títulos de Tesorería TES, Clase ‘B’, tasa fija o indexados a la UVR y en certificados de depósitos a término, depósitos en cuenta corriente, de ahorros o a término en estableci-mientos bancarios vigilados por la Superinten-dencia Financiera de Colombia o en entidades con regímenes especiales, contempladas en la parte décima del Estatuto Orgánico del Sistema Financiero, y en carteras colectivas del mercado monetario o abierto sin pacto de permanencia en entidades con la máxima calificación vigen-te en fortaleza o calidad en la administración de portafolio y que cumplan con el régimen de in-versión previsto para el Grupo EPM.

Los establecimientos bancarios donde se invier-ten los excedentes deben contar con calificación vigente correspondiente a la máxima categoría para el corto plazo de acuerdo con las escalas usadas actualmente por las sociedades califi-cadoras de Valores BRC Investor Services S.A. (BRC1+) y FITCH RATINGS (F1+) y contar como mínimo con la tercera mejor calificación vigente para el largo plazo utilizada por las respectivas sociedades, AA.

Los excedentes en moneda extranjera pueden invertirse en gobiernos o instituciones financie-ras internacionales con calificación mínima de A+ para el largo plazo y A1+ para el corto plazo y en sucursales en el exterior de establecimientos bancarios vigilados por la Superintendencia Fi-nanciera de Colombia que cuenten con la máxi-ma calificación vigente para largo y corto plazo según la escala utilizada por las sociedades ca-lificadoras de riesgo que califiquen la deuda ex-terna de la Nación.

El portafolio de inversiones transitorias se valo-ra diariamente a precios de mercado, conforme lo dispuesto por la normatividad vigente. Las ta-sas de referencia y los márgenes que se utilizan para las diferentes categorías de valores son: para moneda local, los publicados por la Bolsa

de Valores de Colombia en su página de Infor-mación para valoración –Infoval–, y para mone-da extranjera, los publicados en Bloomberg.

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

4.3.2. Inversiones permanentesLas inversiones patrimoniales en entidades con-troladas comprenden las inversiones realizadas con la intención de ejercer control o de tener el control conjunto.

El control es la facultad que tiene EPM de definir u orientar las políticas financieras y operativas de otra entidad, cuando su participación patri-monial es superior al cincuenta por ciento (50%), en forma directa o indirecta.

4.4. Deudores de servicios públicosConstituye el valor de los derechos a favor del Grupo EPM originados en la prestación de los servicios públicos. Dentro de este rubro es-tán: servicio de energía, servicio de acueducto, servicio de saneamiento básico, servicio de gas

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combustible, servicio de telecomunicaciones, subsidios para los servicios de acueducto y al-cantarillado, energía, gas y telecomunicaciones.

Los derechos por la prestación de servicios pú-blicos se reconocen cuando se facturan los ser-vicios suministrados y su medición corresponde al valor del consumo, aplicándole la tarifa fijada por los entes reguladores (CREG, CRA y CRT). Se detallan los conceptos, de acuerdo con lo esta-blecido en la regulación.

4.5. Otros deudoresCorresponden básicamente a las cuentas por cobrar, diferentes a los servicios públicos, tales como: avances y anticipos para contratistas y proveedores de bienes y servicios, venta de bie-nes, préstamos a empleados, financiaciones para la conversión a gas y gasodomésticos, prestación de otros servicios como informáticos, asistencia técnica, arrendamientos, entre otros.

4.6. Cuentas de difícil cobroLos riesgos asociados con cuentas por cobrar a clientes y otros deudores son revisados al menos una vez al año a fin de determinar las provisio-nes respectivas, de conformidad con el tipo de cuentas por cobrar, su caducidad y la probabili-dad de recuperación.

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

Para el 31 de diciembre, la política de provisión por la valoración por cuentas de servicios públicos de EPM y sus filiales de energía y agua fue la siguiente:

Rango de días PorcentajeSaldos debidos entre 180 y 360 días 50%Saldos debidos mayores a 361 días 100%

Para el 31 de diciembre, la política de provisión para la valoración de las cuentas por servicios públicos para las afiliadas de telecomunicacio-nes fue la siguiente:

Rango de días PorcentajeSaldos debidos entre 180 y 360 días 33%Saldos debidos entre 361 y 720 días 66%Saldos debidos mayores a 721 días 100%

4.7. InventariosSe clasifican como inventarios los bienes adquiri-dos con la intención de venderlos o de consumirlos en el proceso de prestación de servicios públicos.

Los inventarios incluyen mercancías en exis-tencia que no requieren transformación, como medidores de energía, gas y agua, equipos de comunicación, aparatos telefónicos y bienes de proveeduría. Incluyen materiales como repues-tos y accesorios para la prestación de servicios y los bienes en tránsito y en poder de terceros.

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

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

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

La depreciación se calcula siguiendo el méto-do de línea recta durante la vida útil estimada del activo. Las tasas de amortización anual para cada partida del activo son:

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Tipo de Activo Vida útilConstrucciones

Presas, estaciones repetidoras 50

Edificios, casas, oficinas, tiendas, puestos, campamentos, estacionamientos, garajes, almacenes, instalaciones deportivas 30

Tanques de almacenamiento 20

Plantas, tuberías y túneles

Plantas de Generación y Tratamiento 50

Plantas de Conducción 47

Estaciones y subestaciones de regulación 25

Acueductos y conductos 30

Estaciones de bombeo 20

Plantas de Telecomunicaciones 10

Maquinaria y equipo

Redes de distribución y de aire 25

Redes de recolección de agua 30

Líneas y cables de transmisión 40

Maquinaria y equipo

Construcción, maquinaria industrial, música, recreación y equipamiento deportivo 7

Herramientas y accesorios 7

Equipos de las estaciones de bombeo 7

Equipos de los centros de control, maquinaria, equipos de dragado y limpieza 5

Equipos del centro de control 15

Equipos de asistencia audiovisual 10

Equipo médico y científico

Equipos de investigación 1

Equipos de laboratorio, equipo médico y científico 7

Muebles, mezclas y equipo de oficina 7

Equipos de comunicación y computadores 5

Satélites y antenas 10

Equipos de transporte, tracción y aumento 5

Equipos de comedor, cocina, comida y de hotelería 7

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4.9. Gastos pagados por anticipado

Costos y gastos que se pagan con antelación a recibir el bien o el servicio requerido. Se amor-tizan durante el período en que se reciben los servicios o se causen los costos o gastos.

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

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

La amortización se reconoce según el método de línea recta sobre la vida útil estimada.

4.11. Activos intangiblesBienes inmateriales que se adquieren o desarro-llan para facilitar, mejorar o tecnificar las ope-raciones, que son susceptibles de valorarse en términos económicos. Periódicamente se anali-za su saldo y se reconoce un costo o gasto cuan-do se determine que de ellos no se obtendrán beneficios futuros.

Los activos intangibles incluyen los siguientes:

Goodwill: corresponde a la diferencia entre el va-lor histórico o precio de adquisición y el valor in-trínseco de las inversiones de capital. El goodwill refleja el beneficio económico de las inversiones, que se atribuye a la reputación de su nombre, a la mano de obra especializada, a la evaluación del riesgo crediticio, a la ubicación y a las expectati-vas de desarrollo empresarial, entre otros facto-res. El goodwill se amortiza a partir de metodo-

logías técnicas que determinan la vida estimada de la inversión.

Licencias de Software: las licencias de software y de operación se amortizan utilizando el método de línea recta durante un máximo de cinco años.

Derechos: estos son tratados de la misma mane-ra que la propiedad, planta y equipo.

Los plazos de amortización de activos intangi-bles son los siguientes:

Concepto Tiempo en años

Goodwill 8.5 – 26.5Licencias 5Software 5Mejoras en propiedad ajena 5

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

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

La actualización de las propiedades, planta y equipo se hace cada tres (3) años a partir de la última realizada.

Inversiones en entidades controladas: las valori-zaciones corresponden a la diferencia entre el va-lor histórico y el valor intrínseco de la inversión o su precio de cotización en bolsa. Si el valor conta-ble de la inversión es inferior al valor intrínseco, la diferencia se contabiliza como una revaluación de activos. Si es superior, la diferencia se contabi-liza como provision. Las adquisiciones por debajo del valor intrinseco generan ajuste por revalua-ción hasta la concurrencia con éste.

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4.13. Obligaciones financierasCorresponden a los actos o contratos que, de conformidad con las disposiciones legales sobre crédito público, tienen por objeto dotar a EPM y sus filiales de recursos, bienes o servicios, con plazo para su pago. Incluyen:

Empréstitos: se reconocen por el valor del des-embolso.

Emisión y colocación de bonos, títulos de deuda pública: se reconocen por su valor nominal.

Créditos de proveedores: se reconocen por el va-lor del bien recibido.

Las operaciones de financiamiento con banca central: corresponden a los préstamos que ob-tiene el gobierno nacional por parte del Banco de la República. Se reconocen por el valor pacta-do en el contrato.

Los instrumentos derivados con fines de cober-tura: representan el valor de las operaciones fi-nancieras que se pactan con el objeto de gestio-nar el riesgo de los pasivos y pueden efectuarse para comprar o vender activos, tales como divi-sas, títulos valores o futuros financieros sobre tasas de cambio, tasas de interés, índices bur-sátiles o cualquier otro subyacente pactado, los cuales se liquidan en fecha futura acordada.

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

4.14. Cuentas por pagarIncluye los derechos de pago a favor de terceros originados en la prestación de servicios recibidos o la compra de bienes, uso de activos de propie-dad de terceros y demás obligaciones contraídas a favor de terceros. Estas obligaciones se reco-nocen en el momento en que el servicio o bien

haya sido recibido a satisfacción y de acuerdo con el valor pactado.

4.15. ImpuestosLa estructura fiscal en Colombia, el marco regu-latorio y la pluralidad de operaciones que desa-rrolla el Grupo EPM, hacen que la empresa sea sujeto pasivo de impuestos, tasas y contribucio-nes del orden nacional y territorial.

La siguiente es una síntesis de los tributos más relevantes para la empresa:

Impuesto sobre la renta: EPM y sus filiales son contribuyentes del régimen ordinario del im-puesto sobre la renta. En 2009 y 2008 se aplicó la tarifa general del 33%.

Impuesto al Patrimonio: la Ley 1111 de 2006 es-tableció este impuesto, por los años 2007, 2008, 2009 y 2010 liquidado anualmente a la tarifa del 1.2% del patrimonio liquido al 1 de enero de 2007, excluyendo, entre otros, el valor patrimonial neto de las inversiones en sociedades nacionales.

Precios de transferencia: a partir del año 2004 los contribuyentes del impuesto sobre la renta que celebren operaciones con vinculados econó-

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micos o partes relacionadas del exterior, debe-rán cumplir con todas las obligaciones inheren-tes a precios de transferencia, de acuerdo con el monto de las operaciones que se realicen con los vinculados económicos.

Impuesto sobre las ventas: el Grupo EPM es res-ponsable del régimen común de este impuesto, el cual se genera por la venta de bienes y ser-vicios gravados, así como por los ingresos exen-tos que obtiene producto de las exportaciones de servicios. Los servicios de energía, acueducto, alcantarillado y gas domiciliario, se encuentran excluidos del impuesto.

Otros impuestos. El Grupo EPM es contribuyente y agente retenedor de los impuestos de timbre na-cional, industria y comercio y avisos y tableros.

4.16. Impuestos diferidosDe acuerdo con la CGN los impuestos diferidos son reconocidos sobre las diferencias tempora-les provenientes de la declaración de renta.

Los pasivos por impuestos diferidos por lo ge-neral surgen cuando la deducción impositiva es más temprana que el gasto para efectos conta-bles, o cuando los ingresos devengados no se gravan hasta que se reciben. Ejemplos de estas situaciones incluyen:

La depreciación fiscal acelerada en relación • con la depreciación contable.

Los métodos de amortización que difieren de • la amortización contable.

Los activos por impuestos diferidos por lo ge-neral surgen cuando la deducción impositiva es más tardía que el gasto para efectos contables. Ejemplos de estas situaciones incluyen:

La empresa puede acumular un gasto conta-• ble en relación con una provisión como deu-das incobrables, pero la deducción fiscal no se obtiene hasta tanto no se utilice la provisión.

Ajustes por inflación sobre los activos no mo-• netarios depreciables y amortizables, las pro-

visiones para pasivos estimados, y los pagos a los fondos de pensiones, beneficios de salud, educación, entre otros.

Según el Concepto Nº 20061-57086 de la CGN del 31 de enero de 2006, cada empresa tiene autonomía en la definición de sus principios de contabilidad con respecto a los impuestos dife-ridos. En consecuencia, la matriz y sus filiales han considerado como diferencia temporal ge-neradora de impuesto diferido, los ajustes por inflación reconocidos únicamente para efectos fiscales de los activos fijos depreciables, ya que estos generan un mayor impuesto sobre la renta por corrección monetaria, el cual será posterior-mente recuperado cuando los activos fijos se de-precien fiscalmente durante los próximos años.

4.17. Obligaciones laborales y de seguridad social

Se ajustan al cierre del ejercicio con base en lo dis-puesto por las normas legales y las convenciones laborales vigentes. Incluyen lo adeudado por sala-rios, prestaciones sociales y pensiones de jubila-ción, el valor más relevante es el de las cesantías.

4.18. Pasivo pensionalSu cálculo tiene como base jurídica las normas legales vigentes sobre pensiones, y para efectos de la evaluación actuarial, se siguieron los pará-metros establecidos en el Decreto 2783 del 20 de diciembre de 2001 del Gobierno Nacional. Para las entidades no sometidas al control y vigilan-cia de la Superintendencia Financiera de Colom-bia, contempla incrementos futuros de salario y pensiones para cada año.

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

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En la metodología del cálculo se incluyeron las mesadas adicionales de junio y diciembre de cada año, así como el valor actual del auxilio fu-nerario en el grupo de jubilados, en cumplimien-to del literal b, Artículo 2º del Decreto 1517 del 4 de agosto de 1998.

En cumplimiento de la Resolución 356 del 5 de septiembre de 2007, emitida por el Contador General de la Nación, por la cual se adoptó el Manual de Procedimientos del Régimen de Con-tabilidad Pública, los pagos por pensiones se re-gistraron afectando la cuenta del pasivo para las compañías que tenían amortizado el 100% del calculo actuarial.

Al 31 de diciembre de 2009 EPM y CHEC tienen amortizado el 100% de su cálculo actuarial. Asi mismo, Edatel, ETP, EDEQ, CENS y ESSA tienen amortizado el 84,54%, 75%, 79,01%, 79% y 82,42%, respectivamente.

En abril de 2003 se constituyó el contrato de fi-ducia 090416150 para la administración de un patrimonio autónomo con el fin de garantizar el pago de las obligaciones derivadas de los bonos pensionales y de las cuotas partes de bonos que le correspondan a EPM, y el pago de indemniza-ciones sustitutivas derivados de los riesgos que regula el Sistema General de Pensiones.

Con el fin de garantizar la disponibilidad futu-ra de fondos para pagar pasivos pensionales y

para asignar los recursos financieros requeridos, el Consejo de Administración, en su reunión del 1º de diciembre de 2008, y de acuerdo con el Acta Nº 1496, aprobó la creación de una fiducia independiente para cubrir los pasivos pensiona-les. Este fondo cubre las pensiones de EPM y las pensiones transferidas de EADE y será financia-do durante un período de seis (6) años de la ma-nera que se enuncia a continuación:

Primera cuota 2010 40,000Segunda cuota 2011 82,000Tercera a sexta cuota Desde 2012 a 2015 76,500

La autorización de la constitución del patrimonio autónomo se obtuvo ante la Superintendencia Fi-nanciera, y ante el Ministerio de Protección Social.

4.19. Pasivos estimadosEstos son reconocidos cuando se reúnen las si-guientes condiciones:

El Grupo EPM ha obtenido un beneficio del • bien o servicio (aunque no se ha recibido la factura por parte del proveedor para ser reco-nocido como real).

El Grupo EPM está obligado, acorde con la lo esti-• pulado en la Ley, a efectuar pagos o a desprender-se de recursos en un futuro, para atender acreen-cias, en una fecha establecida por las partes.

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

Principales pasivos estimados:

Provisión de impuestos• Beneficios complementarios• Pasivos pensionales •

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

Capital: el capital de EPM es de propiedad exclu-siva del Municipio de Medellín.

Reservas: en cumplimiento de las disposiciones tributarias contenidas en los artículos 130 (Re-serva del 70% por el exceso de la depreciación fiscal sobre la contable) y 211 del Estatuto Tribu-tario, se ha constituido las reservas requeridas a fin de gozar del tratamiento tributario especial y obtener una racionalización en el pago del im-puesto de renta y complementarios.

Utilidades retenidas: corresponde a los ingresos netos generados durante el año y en años ante-riores, sin un destino específico.

Superavit por donaciones: en esta cuenta se re-gistran los activos entregados por los construc-tores y los municipios a las empresas del Grupo, en calidad de donación. Estos activos se refieren a conexiones de acometidas de los usuarios.

Revalorización del patrimonio: en esta cuenta se registra los ajustes por inflación sobre las cuen-tas de patrimonio desde 1992 hasta 2000 (con excepción del superavit por revalorización de ac-tivos). De conformidad con la legislación vigen-te, este saldo no se puede distribuir hasta que cada compañía se liquide o se capitalice.

4.21. Cuentas de ordenEstas cuentas representan los hechos y circuns-tancias de los cuales se pueden derivar derechos y obligaciones y podrían afectan los estados fi-nancieros consolidados.

4.22. Ingresos brutosLos ingresos brutos corresponden básicamente al desarrollo de la actividad principal del Gru-po EPM que es la prestación de los servicios de energía, telecomunicaciones y agua. Los descuentos se registran como una reducción de los ingresos.

4.23. Costos de ventasLa Superintendencia de Servicios Públicos Domi-ciliarios, Resolución 33635 de 2005, reglamentó el sistema unificado de costos y gastos para empre-sas del sector de servicios públicos domiciliarios. En concordancia, el Grupo EPM implementó el sis-tema unificado de costos y gastos con la metodo-logía de costos basada en actividades, mediante la cual se asignan los costos a un producto o ser-vicio por medio de la medición de las actividades involucradas en cada uno de los procesos.

4.24. Gastos de administraciónCorresponden a los gastos incurridos en las ac-tividades normales de operación que no tienen relación directa con la actividad principal. Estas actividades sirven de apoyo para el cumplimien-to del objeto social.

4.25. ContingenciasCorresponden a estimaciones por la existencia de ciertas condiciones, situaciones o conjunto de circunstancias, que generan incertidumbre sobre posibles pérdidas, cuyo resultado final sólo se co-nocerá cuando uno o más eventos se produzcan o dejen de ocurrir. Tal es el caso de los procesos judiciales y procesos en vía gubernativa en curso, ante distintas jurisdicciones (Consejo de Estado, Tribunal Administrativo de Antioquia, Juzgados Administrativos, Juzgados Civiles Municipales,

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entre otros), en los cuales el Grupo EPM actúa como demandante o como demandado.

Las expectativas sobre el resultado de estas ac-tuaciones judiciales pueden ser probables, even-tuales y remotas. Para las demandas en contra del Grupo Empresarial EPM que se consideran probables, previa evaluación del área Jurídi-ca, se constituye provisión. Para las demandas calificadas como eventuales o remotas, se hace un registro en cuentas de orden.

Las demandas interpuestas por el Grupo EPM y consideradas probables, son registradas en cuen-tas de orden como un derecho contingente.

4.26. Utilización de las estimaciones

La preparación de los estados financieros consoli-dados de acuerdo con principios contables emiti-dos por la CGN requiere que la gerencia realice es-timaciones y asunciones que pudieran diferir del valor de mercado en una fecha determinada, para sus activos, pasivos, y resultado de actividades.

4.27. Concepto de materialidadEl reconocimiento y revelación de los hechos eco-nómicos se hace de acuerdo con su importancia relativa. Un hecho económico es material cuan-do por su naturaleza o cuantía, su conocimiento o desconocimiento, teniendo en cuenta las cir-cunstancias, puede alterar significativamente las decisiones económicas de los usuarios de la información. Al preparar los estados financieros consolidados se desagregan las cuentas requeri-das por la normatividad vigente y aquellas que representan el 5% o más del total de activos, ac-tivos corrientes, total pasivos, pasivos corrientes, capital de trabajo, patrimonio y resultados de operación, según corresponda. Adicionalmente, valores menores al 5% son desagregados cuan-do se considera necesario para contribuir a una mejor interpretación de los estados financieros.

4.28. Normas Internacionales de Información Financiera “NIIF”

La Junta Directiva de EPM, en su sesión del 5 de mayo de 2009, aprobó la solicitud de estructurar un proyecto para la adopción plena de Normas Internacionales de Información Financiera, NIIF; con alcance al Grupo Empresarial EPM. El objeti-vo es elaborar estados financieros de EPM y de cada una de las empresas del Grupo, bajo estos estándares internacionales.

Para el 2009, en un acercamiento a lo estipulado en las normas internacionales de información financiera –NIIF–, se estimó el valor de la prima de antigüedad a que tienen derecho los funcio-narios de EPM, por la prestación de sus servicios. El cálculo consistió en determinar el valor pre-sente del pago futuro por este concepto.

La prima de antigüedad ascendió a $27,160 mi-llones, afectando en costos $11,805 millones y en gastos $15,355 millones.

Nota 5.Cambios en moneda extranjera

La moneda funcional de EPM y filiales en Co-lombia es el peso colombiano. Las operaciones realizadas por HET (Panama), EEPPM RE LTD (Ber-mudas), OCL (España) y CTC (USA) se conside-ran como denominadas en “moneda diferente al peso” y se registran a los tipos de cambio de cierra para los activos y pasivos, a las tasas de cambio promedio del período para las cuentas de resultados, y a la tasas de cambio históricas para las cuentas de patrimonio.

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

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Los saldos en bancos, inversiones, cuentas por cobrar, obligaciones financieras y cuentas por pagar en moneda extranjera, se expresaron en pesos colombianos con base en la Tasa de Cambio Representativa del Mercado -TRM- certificada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

Tasas utilizadas para la conversión de divisas en los estados financieros consolidados

Moneda Tipo de Divisa 2009 2008

Dólar de Estados Unidos USD 2,044.23 2,243.59

Libra Esterlina GBP 3,301.12 3,225.72

Yen Japonés JPY 21.96 24.75

Euro EUR 2,932.96 3,118.70

Al 31 de diciembre los estados financieros consolidados de EPM incluyen los siguientes activos y pasivos denominados en moneda extranjera convertidos a millones de pesos colombianos a los correspondien-tes tipos de cambio.

2009

Concepto Dólares Euros Yenes Libra Esterlina

Equivalente en millones de pesos

Activos

Efectivo 4,502 6 - - 9,220

Bancos 38,674 - - - 79,054

Fondos a la vista - - - - 0

Inversiones de renta fija 445,959 - - - 911,649

Inversiones patrimoniales 2,115 2,285 - - 11,003

Inversiones de renta variable 46,966 - - - 96,010

Cuentas por cobrar 37,872 2,317 - - 84,209

Total activos 576,088 4,608 - - 1,191,145

Pasivos

Proveedores (41,306) (724) (333,300) (25) (117,645)

Cuentas por pagar (99,589) (1,126) - - (206,884)

Obligaciones financieras (1,401,146) (440,176) - (22,923) (2,865,631)

Total pasivos (1,542,041) (442,026) (333,300) (22,948) (3,190,160)

Total posición neta pasiva (965,953) (437,418) (333,300) (22,948) (1,999,015)

67

2008

Concepto Dólares Euros Yenes Libra Esterlina

Equivalente en millones

de pesos

Activos

Efectivo 67 3 - - 160Bancos 17,753 - - - 39,831Fondos a la vista 6,875 - - - 15,425Inversiones de renta fija 63,235 - - - 115,633Inversiones patrimoniales 1,961 2,163 - - 11,145Inversiones de renta variable 42,732 - - - 95,874Cuentas por cobrar 71,660 1,308 - - 164,856

Total activos 204,283 3,474 - - 442,924Pasivos

Proveedores (31,448) - - - (70,556)Cuentas por pagar (78,129) (75) - - (175,523)Obligaciones financieras (613,953) (1,320) (2,253,733) (69) (1,437,572)

Total pasivos (723,530) (1,395) (2,253,733) (69) (1,683,651)Total posición neta pasiva (519,247) 2,079 (2,253,733) (69) (1,240,727)

Nota 6.Combinacion de negocios

EPM compró a la Nación su mayoría accionaria en las electrificadoras CENS y ESSA, de los de-partamentos de Norte de Santander y Santan-der, respectivamente, en subasta pública el 26 de febrero de 2009 en Bogotá.

De acuerdo con lo estipulado por el Gobierno Nacional en el proceso de venta, los gobernado-res de ambos departamentos escogieron a EPM como “Operador Idóneo”, para presentar una propuesta económica por la totalidad de las ac-ciones de propiedad de la Nación.

Con la adjudicación, EPM adquiere el 74% de las acciones de ESSA y el 78% de las acciones de CENS. El departamento de Santander queda como el segundo mayor accionista de su elec-trificadora con el 22%, mientras que en CENS el 12.5% pasó a manos del Comité de Cafeteros y el 8% a la Gobernación de Norte de Santander.

La operación de adquisición de estas compañías se detalla a continuación:

Compañía Valor pagado Patrimonio neto adquirido

CENS 180,000 864,450ESSA 373,000 740,539

Los estados financieros individuales de CENS y ESSA al 31 de diciembre de 2009 incorporados en los estados financieros consolidados corres-ponden a los siguientes valores en el balance general al 31 de diciembre de 2009 y en estado de resultados por el período comprendido entre abril y diciembre de 2009.

68

Balance general CENS y ESSAA 31 de diciembre de 2009Cifras en millones de pesos colombianos

CENS ESSA TotalACTIVOS

CORRIENTES 103,747 239,307 343,054

Efectivo 14,336 66,797 81,133

Inversiones temporales 31,923 1,153 33,076

Deudores, neto 46,777 126,865 173,642

Inventarios, netos 8,134 40,715 48,849

Gastos pagados por anticipado 2,577 3,777 6,354

NO CORRIENTES 959,172 768,016 1,727,188

Inversiones permanentes, neto 27,241 16,918 44,159

Deudores, neto 14,004 51,760 65,764

Propiedad, planta y equipo, neto 188,050 360,198 548,248

Otros activos 2,663 41,368 44,031

Intangibles, neto - 9,236 9,236

Valorizaciones 727,214 288,536 1,015,750

TOTAL ACTIVOS 1,062,919 1,007,323 2,070,242

PASIVOSCORRIENTES 56,249 82,350 138,599

Cuentas por pagar 44,462 59,999 104,461

Impuestos por pagar 3,486 5,657 9,143

Obligaciones laborales 1,932 8,485 10,417

Otros pasivos 6,369 8,209 14,578

NO CORRIENTES 137,003 146,572 283,575

Obligaciones laborales 2,011 - 2,011

Pasivos estimados 25,903 8,935 34,838

Pasivo pensional 107,146 129,216 236,362

Otros pasivos 1,943 8,421 10,364

TOTAL PASIVOS 193,252 228,922 422,174

PATRIMONIO 869,667 778,401 1,648,068

TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO 1,062,919 1,007,323 2,070,242

CUENTAS DE ORDEN 1,471,218 502,155 1,973,373

69

Estado de resultados CENS y ESSAPeríodo comprendido entre abril y diciembre de 2009Cifras en millones de pesos colombianos

Concepto CENS ESSA TotalIngresos brutos 268,250 502,292 770,542 Descuentos - (1,035) (1,035)INGRESOS OPERACIONALES, NETO 268,250 501,257 769,507 Costo de ventas (204,840) (373,669) (578,509)Provisiones, depreciaciónes y amortizaciónes (21,676) (34,552) (56,228)

UTILIDAD BRUTA 41,734 93,036 134,770 Gastos de administración (17,658) (19,596) (37,254)Cálculo actuarial y pensiones (4,119) (25,642) (29,761)Provisiones, depreciaciónes y amortizaciónes (5,755) (12,086) (17,841)

UTILIDAD OPERACIONAL 14,202 35,712 49,914 Ingresos no operacionales 8,626 28,829 37,455 Gastos no operacionales (866) (10,153) (11,019)

UTILIDAD NETA ANTES DE IMPUESTOS 21,962 54,388 76,350 Provisión de impuesto de renta (3,014) (16,300) (19,314)

UTILIDAD NETA 18,948 38,088 57,036

Nota 7.Efectivo y equivalentes de efectivo

Al 31 de diciembre el efectivo y equivalentes de efectivo consistían en lo siguiente:

Concepto 2009 2008Bancos 355,329 451,487

Fondos restringidos (1) 52,802 50,809

Administración de liquidez (2) 14,749 23,169

Efectivo 1,881 1,732

Total efectivo 424,761 527,197

Notas de carácterespecífico

70

(1) Los fondos restringidos en convenios interadministrativos son los siguientes:

Acuerdos 2009 2008Administración delegada No.4800000436/440 Municipio Medellín 22,282 29,185

Antioquia iluminada (*) 7,820 -

Recursos para infraestructura de agua potable y saneamiento básico (**) 14,716 18,711

Otros 7,984 2,913

Total 52,802 50.809

(*) Tiene como objetivo llevar el servicio de energía eléctrica a 42.000 viviendas rurales en los municipios que comprenden el Departamento de Antioquia, en un periodo de tres años a partir de 2009. Durante el año 2009 se llevó el servicio a 11.325 viviendas. Los recursos se destinan para el cubrimiento de acometi-das y redes internas para los usuarios conectados en los diferentes municipios de Antioquia.

(**) En virtud de los acuerdos 10005431, 10005141, 10003713 y10003714 Aguas de Urabá S.A. E.S.P. ha recibido recursos financieros para la ejecución de los proyectos de inversión en infraestructura de agua potable y saneamiento básico; dichos recursos se encuentran depositados en el IDEA. El valor de los recursos restringidos al 31 de diciembre de 2009 fue $9,029 (2008 - $18,711).

En virtud del Acuerdo 10005847, Regional de Oc-cidente S.A. E.S.P. ha recibido recursos financieros para la ejecución de los proyectos de inversión en infraestructura de agua potable y saneamiento básico; dichos recursos se encuentran deposita-dos en el Instituto para el Desarrollo de Antio-quia –IDEA–. El valor de los recursos restringidos al 31 de diciembre de 2009 fue $5,687.

(2) Corresponden a fondos en moneda extranjera exigibles a la vista en operaciones overnight que generaron rendimientos financieros pro-medio del 2% anual.

71

Nota 8Inversiones temporalesAl 31 de diciembre las inversiones temporales, que son negociables, consistían en lo siguiente:

Concepto Tasa de interés promedio 2009 2009 2008

Bonos y valores emitidos por instituciones financieras (1) 0.61% E.A. 784,806 13,345

Bonos de la Tesorería-TES (2) 4.98% E.A. 443,905 65,723

Certificados de depósitos a término (3) 3.84% E.A. 341,885 464,384

Derechos en fondos y valores fiduciarios de inversión (4) 2.92% E.A. 311,483 370,819

Bonos y valores emitidos por el Gobierno General (5) 1.31% E.A. 126,666 41,073

Bonos y valores emitidos por el sector privado 6.68% E.A. 5,583 42,047

Otros 17,698 13,871

Total inversiones 2,032,026 1,011,262

(1) Inversiones en “Time Deposit” (Depósitos a plazo), celebradas con instituciones financieras interna-cionales con calificación mínima de A+ para el largo plazo, y A1+ para el corto plazo; y sucursales en el exterior de establecimientos bancarios vigilados por la Superintendencia Financiera de Colombia con la máxima calificación vigente.

(2) Títulos de Tesorería (TES). Títulos de deuda pública interna emitidos por el Gobierno Nacional y administrados por el Banco de la República.

(3) Instrumentos financieros de captación de ahorro cuya tasa de interés está determinada por el mon-to, el plazo y las condiciones de mercado en el momento de la constitución.

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

(5) Bonos Yankees, títulos emitidos en dólares por el Gobierno Nacional, expresados en pesos colombianos a la TRM y Treasury Bills, títulos emitidos por el Tesoro Americano con vencimiento menor a un año.

72

Nota 9Deudores, netoAl 31 de diciembre las cuentas por cobrar consistían en lo siguiente:

Concepto 2009 2008Servicios públicos 1,289,044 1,137,723

Deudas de difícil recaudo 468,138 406,430

Telecomunicaciones y servicios de asistencia técnica 281,255 131,101

Préstamos a compañías no controladas (1) 275,775 255,473

Anticipos y saldos a favor por impuestos y contribuciones 129,962 100,809

Préstamos a empleados 96,931 58,149

Préstamos concedidos a los usuarios de gas 94,770 93,614

Depósitos entregados en garantía (2) 44,927 801

Anticipos a proveedores 44,161 80,124

Cuentas por cobrar a terceros 34,771 24,728

Cuentas por cobrar por venta de bienes 20,916 12,111

Cuotas partes de pensiones 16,568 15,872

Recursos entregados en administracion 4,526 15,923

Dividendos y participaciones por cobrar 4,156 3,589

Otros 122,368 102,976

Total deudores 2,928,268 2,439,423

Provisión cuentas de dudoso recaudo (3) (509,904) (434,037)

Total deudores neto 2,418,364 2,005,386

Menos porción no corriente (4) 718,644 621,032

Porción corriente 1,699,720 1,384,354

(1) Corresponde a los préstamos otorgados a Colombia Móvil S.A. E.S.P. En septiembre de 2006, EPM Telecomunicaciones unificó los saldos adeudados en lo que respecta a los préstamos que los socios en calidad de tales habían otorgado a Colombia Móvil S.A. E.S.P., a través de un pagaré a favor de EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P. por un valor de $201.595 y una tasa de interés de DTF más 4,15% TA. El interés generado por este instrumento negociable de $74,180 al 31 de diciembre de 2009 se acumula y será pagado junto con el capital en tres cuotas anuales iguales, comenzando en julio de 2011.

DTF: promedio de tasa de interés para depósitos a plazo fijo, fijada por la Superintendencia Financiera.

TA: Trimestral Anticipado.

73

(2) Cuentas bancarias por $43,317 fueron embargadas por los municipios de Caloto -Cauca- y Yumbo -Valle del Cauca. Estas sumas fueron liberadas en enero del año 2010 por orden de las autoridades correspondientes. (Ver Nota 35, Hechos posteriores).

(3) El movimiento de la provisión para cuentas de dudoso recaudo durante el año fue el siguiente:

Concepto 2009 2008Saldo inicial 434,037 380,540

Provisión 112,695 75,478

Combinación de negocios 9,103 -

Castigos de cartera (44,079) (21,981)

Recuperación provisiones (1,852) -

Saldo final 509,904 434,037

(4) Al 31 de Diciembre la composición de las cuentas por cobrar no corriente fue:

Concepto 2009 2008Préstamos a compañías no controladas 275,775 255,473

Servicios públicos 217,246 172,674

Prestamos a empleados 91,657 42,563

Préstamos concedidos a los usuarios de gas 75,759 72,000

Anticipos a proveedores (*) 8,176 55,725

Cuentas por cobrar por venta de activos fijos 2,544 2,875

Recursos entregados en administración 1,361 6,500

Otros deudores 46,126 13,222

Total deudores no corriente 718,644 621,032

(*) El valor de 2008 corresponde a los anticipos para el proyecto Porce III, legalizados en 2009 toda vez que el proyecto se encuentra en etapa de finalización.

74

Nota 10Inventarios, netoAl 31 de diciembre los inventarios consistían en lo siguiente:

Concepto 2009 2008Materiales 133,684 98,766

Bienes para la venta 10,908 8,826

Inventarios en tránsito 4,132 2,378

Inventarios en poder de terceros 3,630 2,128

Total inventarios 152,354 112,098

Menos: Provisión para protección de inventarios (1) (3,092) (7,723)

Total inventarios, neto 149,262 104,375

(1) El movimiento de la provision para protección de inventarios durante el año fue el siguiente:

Concepto 2009 2008Saldo Inicial 7,723 6,250

Gasto provisión 1,785 5,251

Combinación de negocios 253 -

Recuperación de provisiones (4,130) (3,778)

Traslado a propiedad, planta y equipo (2,539) -

Saldo final 3,092 7,723

75

Nota 11Gastos pagados por anticipadoAl 31 de diciembre los gastos pagados por anticipado consistían en lo siguiente:

Concepto 2009 2008Arrendamientos (1) 162,633 121,101

Seguros 22,561 13,405

Otros 437 929

Total gastos pagados por anticipado 185,631 135,435

Menos porción no corriente (2) 175,314 117,111

Porción corriente 10,317 18,324

(1) Incluye $99.548 en 2009 correspondientes al arriendo de capacidad nueva para transmisión de información e interconexión con los proveedores Sprint, Promigás Telecomunicaciones S.A. y Unión Fenosa, los cuales tienen una vida útil de 15 años.

(2) Al 31 de diciembre la composición de los gastos pagados por anticipado no corriente es la siguiente:

Concepto 2009 2008Arrendamientos 160,581 116,766

Seguros 14,697 345

Publicaciones y suscripciones 36 -

Total gastos pagados por anticipado no corriente 175,314 117,111

76

Nota 12Inversiones a largo plazo, netoAl 31 de diciembre las inversiones a largo plazo consistían en lo siguiente:

Concepto 2009 2008Inversiones en entidades no-controladas (1) 687,464 558,143

Inversiones en títulos participativos (2) 28,205 -

Otros 610 1,569

Total inversiones largo plazo 716,279 559,712

Menos: Provisión para protección de inversiones (3) (96,966) (81,409)

Total inversiones largo plazo, neto 619,313 478,303

(1) Las inversiones en entidades no controladas al 31 de diciembre incluían las siguientes:

2009

Entidad Porcentaje Costo Ajustado Provisión Neto Dividendos

Isagen S. A. E.S.P. 12.95% 191,214 - 191,214 19,308

ISA S.A. E.S.P. 10.17% 187,035 - 187,035 16,858

Colombia Móvil S. A. E.S.P. 24.99% 152,063 (79,042) 73,021 -

Hidroeléctrica Ituango S.A. E.S.P. 46.32% 111,305 - 111,305 -

Gestión Energética S. A. E.S.P. 0.25% 12,686 (12,229) 457 -

Transoriente S.A. 20.00% 8,633 - 8,633 -

Gasoriente S.A. E.S.P. 10.00% 7,651 - 7,651 -

Otros 16,877 (5,695) 11,182 3,269

Total 687,464 (96,966) 590,498 39,435

77

2008

Entidad Porcentaje Costo Ajustado Provisión Neto Dividendos

Isagen S. A. E.S.P. 12.95% 191,214 - 191,214 17,542

ISA S.A. E.S.P. 10.17% 147,978 - 147,978 15,243

Colombia Móvil S. A. E.S.P. 24.99% 152,063 (63,952) 88,111 -

Hidroeléctrica Ituango S.A. E.S.P. 46.14% 29,570 - 29,570 -

Gestión Energética S. A. E.S.P. 0.25% 12,686 (12,091) 595 -

Otras 24,632 (5,366) 19,266 814

Total 558,143 (81,409) 476,734 33,599

(2) Incluye $20.831 en Fiducolombia y $6.334 en Fiduciaria Bogotá, inversiones con fines de política interna que fueron constituidas en CENS para atender el pasivo pensional y otras contingencias.

(3) El movimiento de la provisión para protección de inversiones durante el año fue el siguiente:

Concepto 2009 2008Saldo inicial 81,409 64,269

Provisión 17,194 17,379

Reclasificación de provisión (1,637) (239)

Saldo final 96,966 81,409

Redes de energía.

78

Nota 13Propiedad, planta y equipo, netoAl 31 de diciembre la composición de la propiedad, planta y equipo fue la siguiente:

Concepto 2009 2008Plantas, ductos y túneles (1) 5,042,492 5,090,352

Redes, líneas y cables (1) 4,766,393 3,719,957

Construcciones en curso (2) 2,814,785 1,867,701

Edificios 2,166,550 1,765,596

Equipos de comunicaciones y computación 914,200 976,671

Maquinaria y equipo 664,808 677,428

Terrenos 178,322 184,858

Muebles, enseres y equipo de oficina 116,774 105,017

Maquinaria, planta y equipo en montaje 201,762 104,350

Propiedad, planta y equipo en tránsito 16,273 94,356

Equipos de transporte, tracción y elevación 113,098 90,804

Bienes muebles en bodega 44,728 51,958

Otros 92,661 89,379

Total propiedad, planta y equipo 17,132,846 14,818,427

Provisión para propiedad, planta y equipo (3) (88,613) (71,067)

Depreciación acumulada (4) (7,842,539) (7,007,290)

Depreciación diferida (5) 1,667,646 1,535,061

Total provisión y depreciación (6,263,506) (5,543,296)

Total propiedad, planta y equipo, neto 10,869,340 9,275,131

(1) Las plantas ductos, túneles, redes, líneas y cables son los componentes de la infraestructura operati-va de los negocios de Generación, Transmisión y Distribución, Gas Natural, Acueducto, Saneamiento Aguas Residuales y Telecomunicaciones.

(2) Construcciones en curso. Incluye $2,492,343 y $1,655,697 al 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectiva-mente, correspondientes a los proyectos de generación de energía Porce III, Porce IV.

Proyecto Porce III. Localizado en el Departamento de Antioquia, en la margen occidental de la cordillera central, en jurisdicción de los municipios de Amalfi, Guadalupe, Gómez Plata y Anorí, a 147 km al no-roeste de la ciudad de Medellín. La capacidad es de 660 MW.

79

Esta central de generación contribuirá con 3.106 GWh de energía firme al año. La entrada comercial de la primera unidad se estima para el primer semestre del año 2010, las otras tres unidades para el primer semestre del año 2011.

En la subasta de 2008, la energía firme asignada –ENFICC– al proyecto Porce III fue de 3,363 GWh/año, a partir de diciembre de 2011 y por un tiempo de 20 años.

Proyecto Porce IV. Está localizado sobre el río Porce, en el Departamento de Antioquia, aproximada-mente a 150 km al noreste de la ciudad de Medellín, en jurisdicción de los municipios de Amalfi y Anorí, con influencia indirecta sobre el Municipio de Zaragoza. Este desarrollo sería el último eslabón de la cadena del complejo hidroeléctrico del río Porce. La capacidad es de 400MW. La energía media anual será de 2.600 GWh.

El proyecto Porce IV fue acogido en la subasta de obligaciones en firme, realizada en 2008, y deberá entrar en operación en 2015.

(3) El movimiento de la provisión para propiedad, planta y equipo durante el año fue el siguiente:

Concepto 2009 2008Saldo inicial 71,067 44,284

Gasto provisión 16,109 12,513

Combinación de negocios 469 -

Gasto ejercicios anteriores 822 -

Reclasificación de provisión 146 14,270

Saldo final 88,613 71,067

(4) Durante el año el gasto de depreciación ascendió a $ 522,088 y $ 482.486, respectivamente.

El movimiento de la depreciación acumulada de propiedades, planta y equipo durante el año fue el siguiente:

Concepto 2009 2008Saldo Inicial 7,007,290 6,445,338

Depreciación del año 522,088 482,486

Combinación de negocios 433,587 104,902

Depreciación diferida, neta 132,585 171,600

Depreciación ejercicios anteriores 1,904 -

Retiros de propiedad, planta y equipo (254,915) (197,036)

Saldo final 7,842,539 7,007,290

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(5) El movimiento de la depreciación diferida, neta, de la propiedad, planta y equipo durante el año fue el siguiente:

Concepto 2009 2008Saldo inicial, neto 1,535,061 1,363,461

Incremento en el periodo 132,585 171,600

Saldo final, neto 1,667,646 1,535,061

Nota 14Reserva financiera actuarialAl 31 de diciembre la composición de la reserva financiera actuarial fue:

Concepto 2009 2008Bonos pensionales (fondos fiduciarios) 331.808 278.918

Con el fin de garantizar la cobertura de las obli-gaciones derivadas de los bonos y cuotas pensio-nales, así como el pago de las indemnizaciones sustitutivas derivadas de los riesgos regulados por el Sistema General de Pensiones, EPM, de conformidad con el Decreto 810 de 1998, consti-tuyó un patrimonio autónomo con el que firmó el contrato de fideicomiso No. 090416150 con el Consorcio Pensiones EPM, integrado por Fiduco-lombia S.A. y la Fiduciaria La Previsora S.A. (Fidu-previsora S.A). Este mandato fiduciario empezó a ser capitalizado en mayo de 2003 y estaba ple-namente constituido en 2008 con la transferen-cia de los fondos a BBVA Fiduciaria S.A.. En 2008, se adicionaron $ 18.250 para cubrir los bonos pensionales EADE.

En 2009 EDATEL constituyó un patrimonio au-tónomo por valor de $ 22.596 para garantizar el pago de sus obligaciones pensionales.

En 2009 CHEC adicionó a su patrimonio autóno-mo $ 9,577 para garantizar el pago de sus obliga-ciones pensionales.

En 2009 los patrimonios autónomos generaron rendimientos por $41,151 ($26,273 en 2008).

81

(1)Los cargos diferidos incluyen estudios y proyectos por un importe de $ 47.595 (2008 - $36.148) co-rrespondientes a estudios de viabilidad para proyectos de inversión en la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales del Norte, y materiales y suministros del sector de telecomunicaciones por un monto de $13.772 (2008 - $46.483).

Incluye también la prima pagada a la Nación por valor de $ 9,028 ($9,523 – 2008) correspondiente al contrato de estabilidad jurídica para la actividad de generación de energía de EPM. Se suscribió a un plazo de veinte (20) años y su valor fue equivalente al 0.5% del valor de las inversiones realizadas en período improductivo y el 1% en la etapa de operación. El monto inicial ascendió a $9,894.

(2)Los bienes entregados a terceros incluyen en 2009 terminales ATA, cable modems, decodificadores, Set Top Box, servidores y teléfonos por $ 112.952; y activos provenientes de las empresas fusionadas: TV Cable Promisión, Emtelsa, y Costavisión por $7,363, $5,087 y $1,078, respectivamente.

Nota 15Otros activos Al 31 de diciembre la composición de otros activos era:

Concepto 2009 2008Impuesto diferido 131,754 86,629

Cargos diferidos (1 ) 125,277 113,872

Activos en poder de terceros (2) 150,407 44,748

Derechos en fideicomiso 31,386 15,136

Mejoras en propiedad ajena 33,408 29,688

Activos adquiridos mediante leasing financiero 4,000 4,077

Otros 103 104

Subtotal otros activos 498,931 294,254

Depreciación acumulada de los activos adquiridosmediante leasing financiero (3,006) (2,807)

Total otros activos 473,329 291,447

82

Nota 16Intangibles, netoAl 31 de diciembre la composición de los intangibles era la siguiente:

Concepto 2009 2008Goodwill (1) 541,229 486,262Software 356,903 349,776Licencias 342,354 331,779Derechos 24,957 24,306Otros 27,527 20,625Total intangibles 1,292,970 1,212,748Amortización acumulada (2) (680,796) (590,680)Total intangibles, neto 612,174 622,068

(1) El goodwill al 31 de diciembre fue:

2009

Concepto Costo Amortización Valor Neto

EPM Televisión S.A. E.S.P. 9,552 (9,552) -

Emtelco S.A. 20,929 (19,907) 1,022

Empresa de Telecomunicaciones de Pereira S.A. E.S.P. 79,081 (79,081) -

Edatel S.A. E.S.P. 68,786 (36,663) 32,123 Orbitel S.A. E.S.P. 55,869 (16,648) 39,221 Emtelsa S.A. E.S.P. (*) 93,829 (23,033) 70,796

Promisión S.A. E.S.P. (*) 85,743 (4,038) 81,705 Costavisión S.A. E.S.P.(*) 65,453 (3,000) 62,453 Hidroecológica del Teribe S.A. (*) 6,032 6,032 Visión Satélite 13,680 (684) 12,996 Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. “EDEQ” 23,923 (4,424) 19,499

EPM Bogotá S.A. E.S.P. 11,951 (9,822) 2,129 Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. “CHEC” 592 (118) 474

Otros (*) 5,809 (5,809) -

Total 541,229 (212,779) 328,450

83

2008

Concepto Costo Amortización Valor Neto

EPM Televisión S.A. E.S.P. 9,552 (9,552) -

Emtelco S.A. 20,929 (19,847) 1,082

Empresa de Telecomunicaciones de Pereira S.A. E.S.P. 79,081 (79,081) -

Edatel S.A. E.S.P. 68,786 (32,068) 36,718

Orbitel S.A. E.S.P. 55,869 (14,341) 41,528

Emtelsa S.A. E.S.P. (*) 93,829 (18,938) 74,891

Promisión S.A. E.S.P. (*) 85,513 - 85,513

Costavisión S.A. E.S.P.(*) 65,453 - 65,453

Hidroecológica del Teribe S.A. (*) 6,032 - 6,032

Otros (*) 1,218 - 1,218

Total 486,262 (173,827) 312,435

(*) De acuerdo con un concepto de la CGN, proferido en diciembre de 2007, el goodwill generado por el mayor precio pagado por un valor representativo de capital con relación a su valor intrínseco, sólo se puede registrar cuando las empresas se fusionan de manera efectiva. Para el caso de Emtelsa, Promi-sión y Costavisión, la amortización generada comenzó en enero de 2009.

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(2) El movimiento de la amortización acumulada de los activos intangibles fue la siguiente:

Concepto 2009 2008Saldo inicial 590,680 512,629

Amortización del año 88,736 100,434

Combinación de negocios 5,875 -

Reclasificaciones (4,495) (22,383)

Saldo final 680,796 590,680

Nota 17Valorizaciones Al 31 de diciembre la composición de las valorizaciones era la siguiente:

Concepto 2009 2008Propiedad, planta y equipo (1) 6,343,755 4,768,697

Inversiones 1,884,408 1,076,099

Valorización de activos 8,227,164 5,844,796

Menos: valorización de activos relacionados con participaciones minoritarias (574,548) (238,934)

Superávit por valorización de activos 7,652,616 5,605,862

(1) Los estudios de valorización se realizaron por técnicos expertos vinculados a EPM y sus filiales. En 2009 se actualizó la valoración de los siguientes grupos de propiedades, planta y equipo:

Redes, líneas y cables del negocio de distribución de energía: postes, transformadores, red prima-• ria, luminarias, redes y transformadores de alumbrado público.

Terrenos de los negocios de transmisión y distribución de energía, gas, acueducto y saneamiento.•

Casetas, bodegas y edificios administrativos de los negocios de acueducto y saneamiento.•

La actualización de los demás rubros fue realizada en el 2008.

85

Nota 18Obligaciones financierasal 31 de diciembre las obligaciones financieras comprendían lo siguiente:

Concepto Tasas para el 31 de diciembre 2009 2009 Tasas para el 31

de diciembre 2008 2008

Bonos internacionales (1) 7.625% 1,022,115

Operaciones de crédito público externo (1)

Libor + 0.375% a 1.43%, Fija entre 1.75% a 6,5%

1,288,154Tasa semivariable - BID

2% a 2.30% Fijoy Libor + 0.4% a 1.75%

1,112,252

Operaciones financieras locales (2)

Fija 10.80% a 13.80%, IPC + 4.94% a 8.5%, DTF + 1.49% a 2.59%

1,159,12110.80% a 13.80% Fijo,DTF 1.49% a 4.0% e

IPC 5.80% a 8.5%587,766

Operaciones financieras externas (3)

Libor + 1.25% a 2%, Fija 9.46% a 10.28%

301,339 9.46% a 10.28% Fijo yLibor + 1.25 a 1.75% 325,320

Operaciones financieras locales (4)

DTF + 3% a 6.5%, Fija 9.46% a 13.17% , IPC + 8.5%

83,531 DTF + 4,5% a 6.50% 117,224

Total obligaciones financieras 3,854,259 2,142,562

Menos: Porción no corriente (5)

3,507,194 1,865,033

Porción corriente 347,066 277,529

(1)Estas operaciones incluían principalmente US$ 500 millones de bonos internacionales emiti-dos el 29 de julio de 2009, los créditos BID para la financiación de Porce II y Porce III entre otros, por valor de US$425 millones aproximadamen-te y crédito otorgado por la banca comercial ja-ponesa con garantía del JBIC por valor US$200 millones para la financiación de Porce III.

(2)Para el 31 de diciembre 2009, básicamente incluía $1,000 millones para la emisión de bonos de EPM, cuya subasta se celebró entre noviembre de 2008 y marzo de 2009, $10,000 millones bonos “EPM 45 años” con vencimien-to en noviembre de 2010 y $120.000 millones bonos de EPM Bogotá con vencimiento en el año 2012.

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(3)Para el 31 de diciembre 2009, estas operacio-nes incluían $140 millones de dólares corres-pondientes al préstamo sindicado de EPM Te-lecomunicaciones S.A. E.S.P. y los saldos de los créditos de EPM Telcomunicaciones S.A E.S.P. con Banco de Crédito Panamá y JBIC por valor de US$7.3 millones.

(4)Las operaciones financieras locales son con-tratos de leasing financiero, préstamos rela-cionados con el negocio bancario de EPM Te-lecomunicaciones y sus filiales, entre otros.

Las fechas de vencimiento de las obligaciones fi-nancieras, en su moneda original y su equivalen-te en pesos colombianos, son las siguientes:

Año Dólares americanos

Pesos Colombianos Euros Libras

esterlinaEquivalente en pesos

2010 41,975,363 259,892 440,176 22,923 347,066

2011 87,127,796 104,962 283,071

2012 102,710,796 83,169 293,133

2013 116,977,057 3,131 242,259

2014 70,295,252 153,405 297,105

2015 en adelante 857,796,061 638,094 2,391,626

Total 1,276,882,325 1,242,651 440,176 22,923 3,854,259

Covenants relacionados con préstamos

1. Bank of Tokyo Mitsubishi y Banco Bilvao Viz-caya Argentaria Tokyo con garantía del Japan Bank for International Cooperation JBIC:

(Razón deuda contra EBITDA) EPM no debe • permitir que la razón de Deuda Financiera Total contra EBITDA sea superior a 2,9 a 1.

(Razón deuda contra capital) EPM no debe • permitir que la razón de la Deuda Financie-ra de Largo Plazo total contra Capital sea superior a 1,5 a 1.

2. Banco Interamericano de Desarrollo “BID”

La relación de deuda total contra EBITDA de • EPM debe ser menor o igual a 2,5. (Durante la implementación del proyecto).

La razón de deuda total contra EBITDA de • EPM debe ser menor o igual a 2,9. (Una vez se complete el proyecto y durante la ejecu-ción de los contratos).

La relación entre deuda de largo plazo y ac-• tivos no debe exceder 1,5 veces sus activos. (Durante el término del contrato).

3. Crédito Sindicado EPM Telecomunicaciones S.A. E.S.P.

Tasa de apalancamiento no mayor a 3.0.•

Ebitda / Gastos financieros no menor a 2.5 veces.•

Para el 31 de diciembre de 2009, EPM estaba en el cumplimiento de estos pactos.

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Nota 19Operaciones de coberturaLos derivados destinados a operaciones de cobertura de crédito para el 31 de diciembre, eran los si-guientes e incluyen operaciones de cobertura de pasivo y de cobertura de pagos:

Diciembre 2009

Concepto Derechos contractuales

Obligaciones contractuales Neto

2010 Corto plazo 169,464 (206,775) (37,311)

2011 180,494 (231,835) (51,341)

2012 95,397 (112,700) (17,303)

2013 95,397 (113,727) (18,329)

2014 81,769 (116,240) (34,471)

2015 en adelante 228,651 (323,921) (95,270)

Largo plazo 681,710 (898,423) (216,713)

Total 851,174 (1,105,198) (254,024)

Diciembre 2008

Concepto Derechos contractuales

Obligaciones contractuales Neto

2009 Corto plazo 127,559 (153,264) (25,705)

2010 96,474 (124,958) (28,484)

2011 93,396 (120,349) (26,953)

2012 89,744 (116,240) (26,496)

2013 85,256 (110,428) (25,172)

2014 en adelante 165,693 (213,492) (47,799)

Largo plazo 530,563 (685,467) (154,904)

Total 658,122 (838,731) (180,609)

88

Nota 20Cuentas por pagarAl 31 de diciembre la composición de las cuentas por pagar fue:

Concepto 2009 2008Proveedores nacionales 563,642 514,913

Excedentes financieros (1) 337,500 -

Proveedores extranjeros 177,630 232,864

Cuentas por pagar 172,215 110,962

Intereses (2) 91,677 56,539

Depósitos recibidos en administración (3) 55,449 56,992

Retención en la fuente e impuesto de timbre 43,709 36,215

Subsidios asignados 11,642 6,201

Otros 21,078 3,366

Total cuentas por pagar 1,477,525 1,018,052

Menos: porción corriente 1,435,972 982,204

Porción no corriente 38,570 35,848

(1) El Plan de Desarrollo del Municipio de Mede-llín 2008-2011 contempló excedentes extraor-dinarios por $750,000, distribuidos anual-mente en $187,500, los cuales son autorizados cada año por el Concejo de Medellín.

El Acuerdo 68 de 2009 aprobó el presupuesto general del Municipio de Medellín 2010, a la vez que dispuso el pago de los excedentes extraor-dinarios, para el periodo 2010, por $187,500 (los contemplados en el Plan de Desarrollo) y unos excedentes adicionales por $150,000 para los Proyectos Urbanos Integrales -PUI-.

(2)Incluye intereses de bonos nacionales por $21,086 (2008 - $6,052), e intereses de bonos internacionales en 2009 por $33,772.

(3)Incluye $34,744 (2008 - $35,845) que corres-ponden a los acuerdos entre EPM y varios municipios con el objetivo de realizar obras a través del sistema de administración delega-da. También incluye $9,029 (2008 - $19,790) correspondientes a los fondos recibidos para los acuerdos de apoyo administrativo y finan-ciero en la ejecución de proyectos de inversión en infraestructura de agua potable y sanea-miento básico en la región de Urabá.

89

Nota 21Impuestos, gravámenes y tasasAl 31 de diciembre la composición de los impuestos, gravámenes y tasas fue:

Concepto 2009 2008Impuesto diferido 577,181 524,581

Impuesto sobre la renta 99,994 91,921

Impuestos, contribuciones y tasas por pagar 40,302 28,419

Impuesto al Valor Agregado (IVA) 34,303 23,755

Impuesto de industria y comercio 28,964 19,470

Otros impuestos, gravamenes y tasas 34,779 15,373

Total impuestos, gravamenes y tasas 815,523 703,519

Menos: Porción corriente 203,563 178,938

Porción no corriente (1) 611,960 524,581

informativa individual, y EPM debe presen-tar la declaración informativa consolidada de precios de transferencia en julio de 2010.

d)El Grupo EPM utiliza la deducción especial por inversiones en activos fijos productivos, equi-valente al 40% de las inversiones realizadas durante el año fiscal. De conformidad con las provisiones legales, los activos fijos sujetos a esta deducción deben ser depreciados usan-do el método de línea recta para efectos fis-cales. Si tales activos se venden o dejan de ser utilizados en la actividad productora de renta antes del vencimiento del término de su vida económica, será obligatorio para la empresa reembolsar el valor de la deducción realizada en proporción a la vida útil restante del bien, en la declaración de renta del período fiscal en el que se presenta tal hecho. Esta deducción no genera dividendo gravado para los accionistas.

(1)Incluye $577,016 ($524,581 para 2008) de impuesto diferido, y $34,945 de otras contingencias en 2009.

Impuesto sobre la renta

Las disposiciones fiscales aplicables y vigentes, establecen lo siguiente:

a)La tasa nominal del impuesto sobre la renta es del 33%.

b)Las empresas de servicios públicos domiciliarios no están sujetas al sistema de renta presuntiva que se determina con base en el patrimonio lí-quido fiscal del año inmediatamente anterior.

c)Durante 2009 y 2008 EPM no tuvo operacio-nes con sus vinculadas del exterior que la obliguen a cumplir con la normatividad de precios de transferencia, no obtante, UNE y OSI celebraron operaciones con sus partes relacionadas en el extranjero. Por tal razón estas filiales están obligadas a preparar estu-dio de precios de transferencia y declaración

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La relación de la renta gravable neta se muestra a continuación:

Concepto 2009 2008Utilidad neta antes de impuestos e interés minoritario 1,872,527 1,603,208

Más: Gasto de impuesto al patrimonio 106,470 106,852

Gastos no deducibles 84,397 362

Aumento de provisiones no deducibles 104,946 182,506

Costos y gastos de períodos anteriores 3,776 3,397

Total partidas que aumentan 299,589 293,117

Menos: Provisiones usadas (8,002) (23,118)

Ingresos no gravables y deducciones especiales (32,731) (79,029)

Deducción especial del 40% por inversiones durante el año (1) (583,322) (423,170)

Exceso fiscal de depreciación de propiedades, planta y equipo (2) (275,550) (335,681)

Dividendos recibidos y otros ingresos no gravables (32,724) (46,032)

Total partidas que disminuyen (932,329) (907,030)

Renta líquida 1,239,787 989,295

Menos: Renta exenta (3) (41,151) (26,273)

Renta líquida gravable 1,198,636 963,022

Tarifa de impuesto sobre la renta 33% 33%

Impuesto sobre la renta 395,550 317,797

Menos: Descuentos fiscales - Acueducto y saneamiento básico (4) (136,017) (84,216)

Provisión impuesto sobre la renta corriente 259,533 233,581

Provisión impuesto sobre la renta diferido 7,475 46,185

Impuesto sobre la renta del periodo 267,008 279,766

de depreciación por la aplicación de ajustes por inflación en el período 2001-2006, duran-te el cual no se aplicaron ajustes por inflación en la contabilidad por disposición legal.

(3) Los rendimientos provenientes del patrimonio autónomo destinado para el pago de bonos pensionales y cuotas partes de bonos pensio-nales, por disposición legal son ingresos exen-tos de impuestos nacionales.

(1) La Compañía hace uso de la deducción espe-cial por inversiones en activos fijos producti-vos. equivalente al 40% de las inversiones rea-lizadas durante el año fiscal.

(2) El exceso de depreciación fiscal sobre la con-table corresponde a la utilización de vidas úti-les diferentes (aceleradas para efectos fisca-les), al emplear el método de depreciación por reducción de saldos y al incremento de la base

91

(4) El descuento por inversión en empresas de acueductos y alcantarillados regionales esta consagrado en el Artículo 104 de la Ley 788 de 2002, equivalente al 40% del capital efectivamente pagado con el fin de ampliar la cobertura.

La conciliación entre el patrimonio contable y fiscal para diciembre se presenta a continuación:

Concepto 2009 2008Patrimonio contable 17,686,243 14,871,741

Menos: Ajustes por inflación fiscal en depreciación y amortización (2,152,349) (2,117,348)

Valorización de activos (8,227,164) (5,844,796)

Impuesto diferido – Activo (131,754) (86,629)

Exceso de depreciación fiscal (2,113,260) (1,946,610)

Corrección monetaria diferida crédito – neto (88,689) (101,469)

Impuesto de renta por pagar (24,912) (17,641)

Total partidas que disminuyen el patrimonio (12,738,128) (10,114,493)

Menos: Interés minoritario (716,125) (482,553)

Más: Provisión inversiones 96,966 81,409

Mayor provisiones para cuentas de dudoso recaudo 60,051 45,239

Provisiones y contingencias 235,085 341,912

Provisión para propiedad, planta y equipo 88,613 71,067

Mayor valor cálculo actuarial fiscal 257,062 200,730

Impuesto diferido - pasivo 577,181 524,581

Ajuste fiscal por inflación de los activos 4,455,635 4,455,635

Total partidas que aumentan el patrimonio 5,770,593 5,720,573

Patrimonio fiscal 10,002,583 9,995,268

Las declaraciones del impuesto sobre la renta del Grupo EPM para los años 2008 y 2007 están sujetas a revisión por parte de las autoridades fiscales dentro de los dos años siguientes a su presentación. La ad-ministración de EPM, de las filiales y sus asesores jurídicos consideran que los montos registrados son suficientes y no es probable que surjan mayores pasivos de los registrados. A la fecha de éste informe no se ha vencido el término para la presentación de la declaración de renta del año gravable 2009.

92

El movimiento del impuesto diferido durante el año fue el siguiente:

Concepto 2009 2008Saldo inicial impuesto diferido débito 86,629 72,622

Saldo inicial impuesto diferido crédito 524,581 464,389

Saldo inicial impuesto diferido, neto (437,952) (391,767)

Cargo a resultados del periodo 7,475 46,185

Saldo final impuesto diferido débito 131,754 86,629

Saldo final impuesto diferido crédito 577,181 524,581

Saldo final impuesto diferido, neto (445,427) (437,952)

individuos y sociedades de hecho, y los contribu-yentes que presentan declaraciones de impues-to sobre la renta. Para efectos de este impuesto, la base gravable es la riqueza, que es equivalente a la cantidad total del patrimonio de la persona obligada a pagar este impuesto, cuyo importe es igual o superior a $ 3.000. La base para el cálculo de este impuesto es el patrimonio líquido fiscal del 1º de enero de 2007, y su tasa es de 1.2%.

Reforma tributaria

Mediante la Ley 1370 de 2009 el Gobierno Na-cional estableció el ajuste tributario, el cual se resume en:

Contratos de estabilidad jurídica

EPM celebró un contrato de estabilidad juridi-ca en Colombia con base en la Ley 963 de 2005 (para actividades de generación de energía). El contrato protege a la compañía de cambios tri-butarios adversos implementados por ley y le permite usar las reglas que le sean favorables. Las principales normas estabilizadas son:

Tasa de impuesto de renta del 33% •

Impuesto al patrimonio hasta 2010.•

Deducción especial del 40% sobre la inversión • en activos reales fijos productivos.

Deducción especial por inversiones en ciencia • y tecnología y ambientales.

Otras reglas básicas en la determinación • de ingresos.

El contrato tiene un término de 20 años a partir de junio de 2008.

Impuesto al patrimonio

Bajo la Ley 1111 de 2006, se creó un impuesto al patrimonio para las vigencias fiscales 2007, 2008, 2009 y 2010, a cargo de corporaciones,

Proyecto Hidroeléctrico Porce III.

93

Disminución de la deducción especial por ad-• quisición de activos fijos reales productivos del 40% al 30% a partir del año 2010.

Impuesto al patrimonio: Se prorroga hasta la • vigencia 2011 a la tasa del 4.8% y pagadero en cuatro (4) años.

Nota 22Obligaciones laboralesAl 31 de diciembre la composición de las obligaciones laborales fue:

Concepto 2009 2008Cesantías 72,907 61,023Prima de vacaciones 22,699 17,822Vacaciones 14,953 10,638Intereses a las cesantías 8,677 7,275Prima de antiguedad (1) 27,160 -Otros beneficios 11,846 3,243Total obligaciones laborales 158,242 100,001Menos: porción no corriente 3,416 -

Porción corriente 154,826 100,001

(1) Corresponde a la estimación, a valor presente, del pago futuro por concepto de prima de antigüedad en EPM, hecho económico que se incorporó en el año 2009. Los trabajadores oficiales tienen derecho a esta prima por cumplir 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40 y 45 años de servicio en la empresa, continuo o discontinuo. Al trabajador se le pagan 12, 17, 23, 30, 35 y 40 días de salario básico, respectivamente.

Nota 23Pasivos estimadosAl 31 de diciembre la composición de los pasivos estimados fue:

Concepto 2009 2008Provisión para contingencias (1) 81,496 56,823Provisiones diversas 12,246 20,518

Total pasivos estimados 93,742 77,341

Menos: Porción corriente 5,231 20,518

Porción no corriente 88,511 56,823

(1) Corresponde a la provisión para litigios y obligaciones potenciales en la matriz y sus filiales.

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

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Nota 24Otros pasivosAl 31 de diciembre la composición de otros pasivos fue:

Concepto 2009 2008Ingresos recibidos por anticipado (1) 73,441 38,355

Impuestos – Estampillas y contribuciones 20,046 11,163

Recaudo para terceros - Tasa de aseo 11,637 8,381

Alumbrado Público 11,002 5,838

Recaudo para terceros - Directorios telefónicos 9,074 8,318

Ventas por cuenta de terceros 8,520 16,724

Recaudo para terceros - Telecomunicaciones larga distancia 7,286 8,045

Otros 5,075 11,611

Total otros pasivos 146,081 108,435

(1) En 2009 incluye $34,311 relacionados con servicios de telecomunicaciones a la Registraduría, a ser suministrados en 2010.

Nota 25Pasivo pensionalEl siguiente es un análisis de las obligaciones pensionales:

Concepto Cálculo actuarial

Saldo por amortizar

Pasivo Neto

Saldo al 1 de diciembre de 2008 910,294 (20,789) 889,505

Ajuste por cálculo actuarial 139,409 (139,409) -

Valores pagados por pasivo pensional (104,789) - (104,789)

Cargo a resultados amortización - 124,904 124,904

Combinación de negocios 273,081 (38,310) 234,771

Saldo al 31 de diciembre de 2009 1,217,995 (73,604) 1,144,391

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El pasivo pensional al 31 de diciembre, incluía lo siguiente:

Concepto 2009 2008Cálculo actuarial - primas de pensiones (1) 691,991 435,252

Otros bonos y títulos emitidos 1,047 992

Cálculo actuarial de pensiones (2) 362,352 367,602

Obligaciones pensionales (3) 64,579 64,294

Bonos (3) 24,422 21,365

Total pasivo pensional 1,144,391 889,505

(1) Corresponde al cálculo actuarial de las primas de pensión, de conformidad con la regulación legal, tomando las primas como la base en la fecha de corte.

(2) Saldo actuarial del pasivo en materia de pen-siones de acuerdo con los parámetros estable-cidos en el Decreto 2783 de 2001.

(3) Corresponde al pasivo pensional de EADE conmutado cuando EPM lo adquirió el 30 de junio de 2007.

Los principales supuestos en los cálculos actua-riales en materia de pensiones para los años ter-minados al 31 de diciembre fueron los siguientes:

Concepto 2009 2008Número de personas 4,697 4,234

Tasa de interés técnico 4.80% 4.80%

Tasa de reajuste pensional (*) 6.48% 5.15%

(*) Esta tasa corresponde a la media ponderada de inflación para los años 2006, 2007 y 2008 con los siguientes puntos: 3 puntos para el año 2008, 2 puntos para el año 2007, y 1 punto para el año 2006, de conformidad con lo dispuesto en el numeral 1º del Artículo 1º del Decreto 2783 proferido el 20 de diciembre 2001.

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Nota 26PatrimonioCapital: EPM es una Empresa Industrial y Comercial del Estado cuyo único propietario es el Municipio de Medellín. Su capital no está dividido en acciones.

Para el 31 de diciembre, las reservas fueron las siguientes:

Concepto 2009 2008Reservas legales (1) 1,817,648 1,565,284

Reservas ocasionales 1,117,368 1,117,368

Fondos de capital 13,211 8,623

Total reservas 2,948,227 2,691,275

(1) Incluía $ 1,113,217 y $ 1,020,533 al 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente, correspon-dientes a una apropiación de fondos, de confor-midad con el Artículo 130 del Estatuto Tributario de Colombia, correspondientes al 70% del ma-yor valor solicitado como gasto deducible de la amortización fiscal frente al gasto de deprecia-ción contable.

Utilidades retenidas: desde su creación EPM transfiere al Municipio de Medellín, bajo la figura de aportes, parte de su aumento de capital. Estos aportes se calcularon, hasta el primer semestre de 1996, por servicio, con los siguientes porcen-tajes sobre la utilidad del ejercicio anterior.

Servicios Porcentaje (%)Acueducto 1.99

Saneamiento básico 2.47

Generación de energía 4.43

Distribución de energía 4.43

Gas 4.43

Telecomunicaciones 3.42

97

A partir del segundo semestre de 1996 las trans-ferencias se hacen vía excedentes financieros, de conformidad con el Decreto 006 de 1998, artículos 16 y 18 del Estatuto Orgánico de Presupuesto Mu-nicipal. El Consejo de Gobierno, actuando como Consejo Municipal de Política Económica y Social, COMPES, determina y asigna al presupuesto mu-nicipal los excedentes financieros generados por los establecimientos públicos y las empresas in-dustriales y comerciales del Orden Municipal que corresponden al Municipio de Medellín y los que se asignan a las entidades descentralizadas.

En cumplimiento del Acuerdo Municipal 12 de 1998, del Concejo de Medellín, por medio del cual se adoptaron los estatutos de la empresa industrial y comercial EPM, Artículo 5º, la base de liquidación de los excedentes financieros que se transfieren al Municipio de Medellín es la uti-lidad, menos impuestos. Con esta base, el COM-PES determina la cuantía o el porcentaje de los excedentes financieros que harán parte de los recursos de capital del presupuesto municipal.

Adicionalmente, el Acuerdo Municipal 69 de 1997, “Por medio del cual se transforma EPM y se dictan otras disposiciones”, en su Artículo 13, acuerda: “El porcentaje de los excedentes fi-nancieros de EPM, de conformidad con el Artí-culo 97 del Decreto 111 de 1996, no pueden ser transferido en un porcentaje superior al 30% al Municipio de Medellín y se destinarán por éste exclusivamente a inversión social y al pago del alumbrado”.

De las utilidades de ejercicios anteriores, anual-mente EPM entrega una parte de las mismas a su dueño, el Municipio de Medellín. Para el efecto, cada vigencia la Administración Municipal incorpora al Presupuesto General del Municipio de Medellín ex-cedentes financieros ordinarios o extraordinarios, según lo estime el mismo ente local.

Durante los últimos años los excedentes finan-cieros decretados y causados a favor del Munici-pio de Medellín, con cargo a las utilidades acu-muladas de períodos anteriores de EPM, fueron:

AñoExcedentes Total excedentes

decretadosOrdinarios Extraordinarios2008 333,327 187,500 520,827

2009 399,519 525,000 924,519

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En 2009 se causaron los excedentes financieros al Municipio de Medellín, con fundamento en los si-guientes Acuerdos Municipales:

Norma MotivaciónExcedentes Total

ExcedentesOrdinarios Extraordinarios

Acuerdo 51, 2008Presupuesto 2008 Municipio Medellín

399,519 399,519

Plan de Desarrollo Parte III, Artículo 2.2 - 2.2.1

Excedentes adicionales para la financiación de proyectos prioritarios del Plan de Desarrollo del Municipio

187,500 187,500

Subtotal excedentes pagados 399,519 187,500 587,019

Acuerdo 68, 2009 Presupuesto 2009 Municipio Medellín 150,000 150,000

Plan de Desarrollo Parte III, Artículo 2.2 - 2.2.1

Excedentes adicionales para la financiación de proyectos prioritarios del Plan de Desarrollo del Municipio

187,500 187,500

Subtotal excedentes causados por pagar - 337,500 337,500

Total excedentes decretados y causados

399,519 525,000 924,519

En 2008, la transferencia de los excedentes financieros al Municipio de Medellín, se hizo sobre la base de las siguientes resoluciones municipales:

Norma MotivaciónExcedentes Total

ExcedentesOrdinarios Extraordinarios

Acuerdo 47, 2007

Presupuesto municipal para la vigencia fiscal 2008

333,327 333,327

Plan de Desarrollo Parte III, Artículo 2.2 - 2.2.1

Excedentes adicionales se suman al Presu-puesto de 2008 del Municipio de Medellín, con el fin de financiar proyectos prioritarios del Plan Municipal de Desarrollo

- 187,500 187,500

333,327 187,500 520,827

99

Nota 27Cuentas de ordenAl 31 de diciembre la composición de las cuentas de orden fue:

Concepto 2009 2008Derechos contingentes (1) 49,643 215,901

Deudoras fiscales (2) 6,923,218 5,958,114

Cuentas deudoras de control (3) 712,997 372,976

Litigios y demandas (4) 357,198 423,463

Total cuentas de orden deudoras 8,043,056 6,970,454

Litigios y demandas (5) 1,270,946 706,891

Pasivos contingentes (6) 477,940 614,686

Acreedoras fiscales (2) 4,296,984 3,027,116

Cuentas acreedoras de control (8) 163,292 860,944

Total cuentas de orden acreedoras 6,209,162 5,209,637

Total cuentas de orden 14,252,218 12,180,091

(1) Por este concepto se registran tanto el de-recho como la obligación generados en la realización de operaciones de cobertura con opciones principalmente a través de “collares cero costo”, los cuales consisten en la combi-nación de una posición compradora en opcio-nes call y una posición vendedora en opciones put, cuyos precios de ejercicio se determinan de tal forma que la operación sea cero costo. Dependiendo del tipo de opciones negocia-das se llamarán “collar cero costo” o “knock in collar cero costo”.

Los derechos provenientes de la posición com-pradora en opciones call se registran en cuen-tas de orden deudoras que al 31 de diciembre ascendían a $7,350, (2008- $159,850).

(2) Las cuentas de orden deudoras y acreedoras fiscales se refieren a las diferencias entre las normas contables y las fiscales. Incluyen prin-cipalmente la diferencia en la depreciación, acciones y aportes. En general, diferencias en cuentas de activos, costos y deducciones.

(3) Registran las operaciones que el Grupo EPM tiene con terceros o para el control interno, sin que su naturaleza afecte a su situación financiera. Estas cuentas incluyen los activos totalmente amortizados, los inventarios ob-soletos y otros. Corresponde a los derechos a favor de la empresa.

Al 31 de diciembre de 2009 incluye $45,025 co-rrespondientes al saldo del Fideicomiso BBVA Fiduciaria – Empresa Antioqueña de Energía S.A. E.S.P., constituido mediante documen-to privado suscrito el 25 de julio de 2007, el cual tiene un plazo de cinco (5) años y se po-drá prorrogar por periodos iguales o menores sin exceder en ningún caso el plazo total de 20 años. Este patrimonio autónomo se creó como contrato de fiducia mercantil de admi-nistración, inversión y pagos. Estos recursos están destinados a cubrir las obligaciones li-tigiosas y contingentes vigentes a la fecha de extinción de la sociedad, así como los gastos que deba realizar el liquidador después de la extinción de la sociedad. EPM es la beneficia-

100

ria de los recursos que se liberen del patrimo-nio autónomo o del remanente, si lo hubiere, después de que se haya cubierto la totalidad de las obligaciones cuyo pago se garantiza con el patrimonio autónomo.

Incluye los préstamos y los pagos del Fondo de Vivienda de EPM a través de los sindicatos SINTRAEMSDES y SINPROEPM, que ascendieron a $24,076. Adicionalmente, se registra lo co-rrespondiente al fondo Autoseguros, que al 31 de diciembre de 2009 su saldo fue de $49,094.

(4) Para el 31 de diciembre de 2009, correspondía a las acciones judiciales de tipo administrati-vo en favor de la empresa, y calificadas como eventuales o remotas, entre las cuales se des-tacan las siguientes:

EPM

EPM demanda a la Comisión de Regulación de • Energía y Gas Combustible -CREG-, la Nación y el Ministerio de Minas y Energía, donde se solici-ta la nulidad y restablecimiento del derecho del acto emitido por la CREG – Regulación que pro-hibía la generación de energía a raíz del fenóme-no del Niño en el año de 1998 – y acarreó el in-cumplimiento de EPM en los contratos de largo plazo con clientes mayoristas; se solicita pagar la suma de $80,627 por daños y perjuicios.

Proceso de responsabilidad civil contra el se-• ñor Diego Jaramillo por ser responsable de los daños causados al terreno donde están ubica-das las tuberías de conducción de aguas de la Planta Ayurá. Valor de la demanda $72,617.

Incumplimiento de la Resolución 154537 del 25 • de enero de 2001 del contrato 3/DJ-2020/236 – Termoeléctrica La Sierra ciclo simple – acuerdo suscrito entre EPM y la Unión Temporal de Gene-ral Electric y Felguera Montajes y Mantenimien-to S. A. donde se demanda a Chubb de Colombia Compañía de Seguros S. A., proceso ejecutivo de gran cuantía con medidas cautelares previas, cu-yas pretensiones ascienden a $65,000.

Demandados General Electric International • Inc. - Parson Group International LTDA., donde

se solicita se declare que las sociedades de-mandadas incumplieron el contrato 3303775 – Termoeléctrica la Sierra ciclo combinado – suscrito con EPM y se pague a ésta el valor de la cláusula penal pecuniaria prevista por valor equivalente a $18,117.

Proceso de nulidad y restablecimiento del de-• recho contra la Resolución 700 del 2 de agosto de 2000, proferida por Empresas Municipales de Tulúa E.S.P., por la cual se adjudica la lici-tación 01/2000. Este proceso alcanza la suma de $10,093.

(5) Para diciembre de 2009, entre los procesos judi-ciales, de naturaleza civil y laboral, que se surten contra el Grupo EPM, y calificados como eventua-les o remotos, se pueden destacar las siguientes:

Civiles

La Constructora Norberto Odebrecht S.A. ha • solicitado la declaratoria de nulidad del Con-trato Nº 030124997, suscrito con EPM, con el fin de construir la represa y obras asociadas del Proyecto Hidroeléctrico Porce III. Este pro-ceso tiene una cuantía de $338,378.

El Metro de Medellín - Empresa de Transporte • Masivo del Valle de Aburrá Ltda., ha solicitado la declaración de enriquecimiento sin causa por parte de la Compañía y que se condene a la empresa a pagar alrededor de $44,872.

CSS Constructores S.A. está reclamando una • indemnización de daños por la pérdida del derecho del concedido al Consorcio de la ISS como adjudicataria del contrato de obra públi-ca en el proceso de licitación PC-009013 en re-lación con la construcción de la represa y obras asociadas al Proyecto Hidroeléctrico Porce III. La pretensión de la demanda es de $28,475.

Vigilantes Marítima Comercial Limitada Vir-• maco ha solicitado que se declare la nulidad del acta del Comité de Gestión del 29 de abril de 2003 que acepta la contratación por invita-ción a realizar ofertas Nº 008.013 y su finali-dad es la prestación de servicios fijos, móviles, de escoltas y de vigilancia canina. El importe de esta pretensión es de $13,349.

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Industrias Lehner S.A. es una solicitud de decla-• ración de nulidad de las resoluciones No. 87189 del 21 de julio de 1988 y No. 89926 del 25 de sep-tiembre de 1998, a través de las cuales se liquidó unilateralmente el contrato SCN-3225-E, negan-do la solicitud de reconocimiento presentada por el contratista y la imposición de sanciones que no estén autorizados por la Ley. El importe de estas pretensiones es $6,156.

CONINSA S.A. - Constructores y Comercio Ca-• margo Correa S.A. EPM incumplió el contrato No. 2/DJ-2183/43 y convenios adicionales por el no pago de los perjuicios sufridos por el Consorcio Contratista. Valor de la pretensión $5,155.

Fiscales

El Municipio de Cali, Valle expidió emplazamien-• to para declarar No. 4131.1.1.12.6-3434055 en sep-tiembre 18 de 2008, en materia del impuesto de industria y comercio (ICA) por el año gravable 2007, no obstante este acto sólo es notificado a EPM en agosto de 2009, por cuanto fue enviado a dirección errada en el Municipio de Cali. Igual-mente expide Resolución por la cual se impo-ne una sanción por no declarar Nro. 4131.1.12.6-3627761 de diciembre 29 de 2008 y Liquidación Oficial de Aforo Nro. 4131.1.12.6-3920045 de mayo 27 de 2009, las cuales sólo se notifican correc-tamente en agosto de 2009 por el mismo mo-tivo. En defensa de los intereses de la entidad se presentaron en septiembre de 2009 recursos de reconsideración en contra de estos actos admi-nistrativos, alegando, entre muchas otras razo-nes, la indebida notificación y el error grave de los funcionarios al incorporar en la base de liqui-dación todos los ingresos de las Empresas Públi-cas de Medellín E.S.P. en el territorio nacional en el año anterior y no los ingresos obtenidos en la jurisdicción del Municipio de Cali. Ello explica la cuantía de esta reclamación la que se espera se decida a favor de EPM.

Al Municipio de Bello se demandó en acción • de nulidad y restablecimiento, las resolucio-nes por medio de las cuales se matricula un establecimiento público (Empresas Públicas de Medellín E.S.P.) y se decide el recurso de re-consideración interpuesto. El argumento del Municipio es que la Entidad debe cancelar el

impuesto de industria y comercio por el sólo hecho de prestar los servicios públicos, inde-pendiente de su naturaleza jurídica de esta-blecimiento público y sin tener en cuenta la vigencia de la Ley 142 de 1994.

Contra el Municipio de Tuta, Boyacá se adelan-• tan procesos de nulidad y restablecimiento del derecho en contra las liquidaciones oficiales de aforo y contra las resoluciones por medio de las cuales se resuelven los recursos de reconsi-deración interpuestos contra las liquidaciones, actos éstos relacionados con el impuesto de in-dustria y comercio (ICA), que se pretende cobrar por la actividad de comercialización de energía con base en los ingresos obtenidos (Ley 14 de 1983), en contravía de las múltiples sentencias del Consejo de Estado que sostienen que el pro-pietario de las obras para generación de energía solamente paga el ICA en el municipio en donde tenga instaladas sus plantas y sobre una tarifa de $5,oo actualizada con el IPC.

En el Municipio de La Ceja se presentó recurso • de reposición y en subsidio de apelación, en proceso de cobro coactivo en contra la cuenta de cobro 034 de 2009 en materia del impues-to de rotura de vías. Este gravamen ya no se encuentra vigente a nivel nacional.

Contra el Municipio de Medellín se demandan • en acción de nulidad y restablecimiento, veinte (20) cuentas de cobro por el impuesto de rotura de vías y los oficios por medio de los cuales se resuelve el recurso por parte de la Secretaría de Hacienda Municipal. Este gravamen ya no se en-cuentra vigente a nivel nacional y municipal.

(6) Básicamente, incluye lo siguiente:

Por este concepto se registran tanto el derecho • como la obligación generados en la realización de operaciones de cobertura con opciones prin-cipalmente a través de “collares cero costo”, los cuales consisten en la combinación de una po-sición compradora en opciones call y una posi-ción vendedora en opciones put cuyos precios de ejercicio se determinan de tal forma que la operación sea cero costo. Dependiendo del tipo de opciones negociadas se llamarán “collar cero costo” o “knock in collar cero costo”.

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Los derechos provenientes de la posición vende-dora en opciones put se registra en las cuentas de orden acreedoras, que al 31 de diciembre, as-cendían a $13,440, (2008 -$329,620).

Avales para respaldar deudas de la filial Co-• lombia Móvil S.A:

EPM Telecomunicaciones, sede Los Balsos.

Entidad Concepto 2009 2008 TérminoBBVA Colombia

Colombia Móvil S. A.

30,096 42,135 5 años

Contragarantía al Gobierno Nacional relacionada con los créditos otorgados por el BID. El valor de la • garantía corresponde a la pignoración de los ingresos operativos, equivalentes al 120% del servicio de deuda del semestre siguiente de los créditos BID.

(7) Este rubro está conformado principalmente por los bienes recibidos de terceros por $15,628, los cua-les corresponden a redes de acueducto y alcantarillado recibidas de urbanizadores y constructores para la operación y el mantenimiento de EPM, los Más-Cerca recibidos del Municipio de Medellín ubicados en diferentes sectores de la ciudad para la atención a los clientes y los electrodomésticos que se muestran para promocionar el uso del gas natural domiciliario. Adicionalmente, están regis-trados otros terrenos urbanos con y sin edificación.

Incluye el Leasing Operativo del Edificio de los Balsos (EPM Telecomunicaciones), así como los intere-ses y la opción de compra por $ 14,184 ($19,365 - 2008).

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Nota 28Ingresos netosLos ingresos operacionales netos por los años terminados el 31 de diciembre incluyeron:

Concepto 2009 2008Servicios de energía 4,431,236 3,302,060

Servicios de telecomunicaciones 1,803,722 1,797,282

Servicios de saneamiento básico 348,063 328,373

Servicios de gas 300,366 326,260

Servicios de acueducto 291,692 255,303

Servicios de comunicaciones 158,295 130,123

Bienes comercializados (1) 53,688 49,315

Asistencia técnica 41,302 47,402

Servicios de tecnología de información 6,255 2,334

Otros servicios 85,735 72,652

Total ingresos netos 7,520,354 6,311,104

(1) Incluye $40,453 ($2008–$36,883) de servicios prestados por EPM a sus empleados y familiares.

Nota 29Costo de ventasLos costos de la prestación del servicio para los años terminados el 31 de diciembre, fueron los siguientes:

Concepto 2009 2008Servicios públicos 3,949,418 3,258,834

Bienes comercializados 53,405 41,762

Total costo de ventas 4,002,823 3,300,596

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Nota 30Provisiones, depreciaciones, y amortizaciones Las provisiones, depreciaciones y amortizaciones que se presentan antes de la utilidad bruta por el año terminado el 31 de diciembre fueron:

Concepto 2009 2008Depreciación de propiedad, planta y equipo 492,641 454,137

Amortización de activos intangibles 108,418 86,743

Total depreciación y amortización 601,059 540,880

Las provisiones, depreciaciones y amortizaciones que se presentan después de la utilidad bruta por el año terminado el 31 de diciembre fueron:

Concepto 2009 2008Provisión para cuentas de cobro dudoso 112,695 75,478

Depreciación de propiedad, planta y equipo 29,447 28,349

Provisión para impuesto de industria y comercio 20,349 20,844

Provisión de revaloración para propiedad, planta y equipo 16,109 12,513

Amortización de activos intangibles 8,478 13,691

Amortización de bienes enviados a terceros 2,210 113

Provisión de revaloración por obsolescencia de inventarios 1,785 5,251

Provisión para reposición de activos 1,033 -

Total provisión, depreciación y amortización 192,106 156,239

105

Nota 31Gastos administrativos Los gastos de administración por los años terminados el 31 de diciembre fueron:

Concepto 2009 2008Sueldos y salarios (1) 318,958 250,505

Gastos generales (2) 300,595 224,015

Impuestos, tasas y contribuciones (3) 186,834 173,563

Contribuciones sobre la nómina 8,356 5,686

Total gastos administrativos 814,743 653,769

(1) En 2009 el incremento salarial fue equivalen-te al Índice de Precios al Consumidor (IPC) de 2008 más 1.25% (IPC 2008–7.67%).

(2) Incluye $26,957 (2008 - $25,398) por arren-damiento del edificio EPM al Municipio de Medellín, $750 por patrocinios de la asamblea

del BID y $4,372 por programas con la Funda-ción EPM, en adición a la incorporación de los gastos administrativos de las compañías ad-quiridas y fusionadas en 2009.

(3) Incluye $106,470 (2008–$106,852) correspon-dientes al impuesto al patrimonio.

Parque Pies Descalzos, Medellín.

106

Nota 32Ingresos no operacionalesLos ingresos no operacionales para los años terminados el 31 de diciembre fueron los siguientes:

Concepto 2009 2008Financieros

Diferencia en cambio 185,063 33,280

Intereses de deudores 69,090 66,287

Utilidad por valoración de inversiones 46,312 46,174

Rendimientos encargos fiduciarios pensiones 41,151 26.273

Dividendos y participaciones 39,435 33,599

Intereses de mora 29,133 24,000

Otros ingresos financieros 75,569 103,564

Total financieros 485,753 306,930

Otros

Ajustes de años anteriores (1) 50,522 15,313

Recuperaciones 34,547 20,317

Indemnizaciones 14,023 12,433

Comisiones y otros servicios 10,426 6,338

Arrendamientos 9,224 11,080

Ingresos por la venta de mercancías 2,023 25,436

Otros 33,748 16,689

Total otros 154,513 107,606

Total ingresos no operacionales 640,266 414,536

(1) Incluye $38,320 de ingresos en 2009 contabilizados con el fin de unificar la práctica contable del Grupo EPM, al registrar todos los ciclos por servicios prestados así fueran éstos facturados en el mes siguiente al corte del periodo.

107

Nota 33Gastos no operacionales Los gastos no operacionales para los años terminados el 31 de diciembre fueron los siguientes:

Concepto 2009 2008Gastos financieros

Diferencia en cambio 145,642 104,149

Intereses 219,790 178,991

Pérdida por valoración de inversiones 11,736 20,686

Otros gastos financieros 17,315 6,779

Total gastos financieros 394,483 310,605

Otros

Comisiones y otros servicios 9,987 3,452

Costo por ventas de mercancías 4,621 1,564

Ajustes de años anteriores (3,626) 3,396

Otros 10,947 14,233

Total otros 21,929 22,645

Otros costos no operacionales

Gastos de administración (1 ) 89,527

Gastos de provisiones, depreciaciones y amortizaciones 46,519 68,423

Total otros costos no operacionales 136,046 68,423

Total gastos no operacionales 552,458 401,673

(1) Corresponde a la plusvalía pagada al Municipio de Bello por la codificación del Plan de Ordenamiento territorial (POT) donde se encuentra el terreno en el cual se construirá la planta de tratamiento de aguas residuales.

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Nota 34Interés minoritario El interés minoritario por cada una de las filiales de EPM al 31 de diciembre, fue el siguiente:

Nombre de la filial

Participación del interés

minoritario en 2009

Participación del interés

minoritario en 2008Porcentaje Valor Porcentaje Valor

Electrificadora Santander S.A. E.S.P. "ESSA"

26.23% 204,082 - -

Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. "CHEC"

19.91% 182,886 23.58% 216,338

Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. "CENS" 8.48% 73,756 - -

Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. "EDEQ" 7.15% 9,136 16.02% 20,873

Hidroecológica del Teribe S.A. "HET" 3.37% 3,237 4.57% 2,653

Cencol S.A. E.S.P. 5.00% 12 - -

Aguas de Urabá S.A. E.S.P. 35.66% 11,074 44.00% 8,970

Regional de Occidente S.A. E.S.P. 44.20% 2,900 42.98% 2,864

Empresas Públicas de Oriente S.A. E.S.P.

44.00% 2,500 - -

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

44.00% 1,173 44.00% 1,083

Aguas Nacionales S.A. E.S.P. (*) 0.08% 8 0.20% -

EPM Bogotá S.A. E.S.P. 0.12% - 0.12% 435

Edatel S.A. E.S.P. 44.00% 144,955 44.00% 148,137

Empresa de Telecomunicaciones de Pereira S.A. E.S.P. 43.86% 80,157 43.86% 80,843

Otras (**) 249 355

Total interes minoritario 716,125 482,553

(*) Antes EPM Bogotá Aguas S.A. E.S.P.

(**) Otras incluye: EPM Bogotá, Emtelco, Orbitel Servicios Internacionales, EPM Telecomunicaciones, EPM Inversiones y Emtelsa.

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Nota 35Hechos posteriores al cierreTasa para financiar estratificación socioeconómica.

El Gobierno Nacional mediante el Decreto 007 del 5 de enero de 2010, reglamentó el Artículo 11 de la Ley 505 de 1999 y el parágrafo 1° del Artículo 6 de la Ley 732 de 2002, en lo relativo a la determi-nación del monto del concurso económico que las empresas de servicios públicos domiciliarios de-ben pagar, para efectos de contribuir al financia-miento del servicio de estratificación.

Este costo para EPM dependerá de los costos en que incurran los municipios donde es prestador del servicio y el número de operadores locales que deban asumir el mismo.

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

Embargos contra EPMMunicipio de Caloto, Cauca.

El Municipio de Caloto ordenó el embargo de las cuentas bancarias de EPM mediante mandamien-to de pago de noviembre 20 de 2009. (Ver Nota 9 Deudores, numeral 2).

Las entidades bancarias giraron la suma de $3,450 millones al Banco Agrario de Caloto y se constitu-yeron tres títulos judiciales a favor del Municipio, los cuales fueron reintegrados posteriormente en el mes de enero de 2010.

Municipio de Yumbo, Valle del Cauca.

El Municipio de Yumbo ordenó el embargo de las cuentas bancarias de EPM mediante mandamien-to de pago de diciembre 21 de 2009. (Ver Nota 9 Deudores, numeral 2).

Las entidades bancarias giraron la suma de $11,598 millones al Banco Agrario de Yumbo y se consti-tuyeron doce títulos judiciales a favor del Muni-cipio.

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

En enero 7 de 2010 se ordenó el desembargo de las cuentas bancarias de EPM por valor de $39,867.

Gestión de contenidos Dirección Finanzas Institucionales de EPM

Coordinación GeneralSubdirección de Identidad Empresarial

Revisión de textosUnidad de Comunicaciones

Informe impreso en papel reciclado

Mayo de 2010

estamos ahí, comprometidos con el cuidado del medio ambiente.