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INFORME DE AUDITORIA GUBERNAMENTAL CON ENFOQUE INTEGRAL

– MODALIDAD REGULAR-

NOMBRE SUJETO DE CONTROL – EMGESA SA ESP

PERIODO AUDITADO 2005

PLAN DE AUDITORIA DISTRITAL 2006

FASE: II

DIRECCIÓN TÉCNICA SECTOR SERVICIOS PÚBLICOS

NOVIEMBRE DE 2006

AUDITORIA INTEGRAL A EMGESA SA ESP.

Contralor de Bogotá Oscar González Arana

Contralor Auxiliar Oscar Alberto Molina García

Director Sectorial Pedro Nel Pineda Rojas

Subdirector de Fiscalización Mónica Inés Delgado Ortiz

Subdirector de Análisis Sectorial Livis De la Ossa Ochoa

Asesor Jurídico Rafael Ramón Salazar Jaramillo

Equipo de Auditoria Luis Eduardo Cañas Rodríguez - Líder

Yany Quintero Trujillo

Oscar Heriberto Peña Novoa

Beatriz Oliva Medellín Santana

Luz Stella Bernal Calderón

Javier William Orozco Ramos

Gerlein Adán Beltrán Delgado

TABLA DE CONTENIDO

1. DICTAMEN DE AUDITORIA GUBERNAMENTAL CON ENFOQUE INTEGRAL............................................................................................................5

2. ANALISIS SECTORIAL................................................................................10

EVALUACIÓN DE LA GESTIÓN DE EMGESA.................................................10

EN EL QUINQUENIO 2001 – 2005....................................................................102.1. OBJETO........................................................................................................10

2.2. ANTECEDENTES..........................................................................................10

2.3 GESTIÓN TÉCNICA.......................................................................................11

2.3.1 Capacidad Instalada......................................................................................11

2.3.3 Disponibilidad de Las Plantas......................................................................15

2.3.4 Generación...................................................................................................16

2.3.5 Control de la Producción..............................................................................19

2.4 GESTIÓN COMERCIAL.................................................................................20

2.4.1 Ingresos por Venta de Energía......................................................................20

2.4.2 Egresos........................................................................................................23

2.4.3 Ingresos por Cargo por Capacidad..............................................................25

3. RESULTADOS DE LA AUDITORIA...............................................................303.1 SEGUIMIENTO AL PLAN DE MEJORAMIENTO....................................30

3.2 RESULTADOS POR COMPONENTE DE INTEGRALIDAD: SÍNTESIS Y HALLAZGOS DE AUDITORIA...............................................................................30

3.2.1 Evaluación del Sistema de Control Interno..............................................30

3.2.1.1 Fase Ambiente de Control........................................................................31

3.2.2 Evaluación del Plan Estratégico Corporativo...............................................36

3.2.3 Evaluación al Presupuesto...........................................................................48

3.2.4 Evaluación a la Gestión Ambiental..............................................................52

3.2.5 Evaluación de la Gestión Financiera............................................................59

3.2.6 Evaluación de los Estados Financieros y Manejo Financiero......................78

ANEXO 1: CUADRO DE HALLAZGOS DETECTADOS Y COMUNICADOS.....



FUENTES – BIBLIOGRÁFICAS.............................................................................

1. DICTAMEN DE AUDITORIA GUBERNAMENTAL CON ENFOQUE INTEGRAL

DoctorLUCIO RUBIO DÍAZ Gerente General yMiembros de Junta DirectivaCiudad

La Contraloría de Bogotá, con fundamento en los artículos 267 y 272 de la Constitución Política y el Decreto 1421 de 1993, practicó Auditoria Gubernamental con Enfoque Integral a la Empresa Generadora de Energía EMGESA SA ESP, a través de la evaluación de los principios de economía, eficiencia, eficacia y equidad con que administró los recursos puestos a su disposición y los resultados de su gestión, el examen del Balance General a 31 de diciembre de 2005, y el Estado de Actividad Financiera, Económica y Social por el período comprendido entre el 1° de enero y el 31 de diciembre de 2005; (cifras comparadas con las de la vigencia anterior), la comprobación de que las operaciones financieras, administrativas y económicas se realizaron conforme a las normas legales, estatutarias y de procedimientos aplicables, la evaluación y análisis de la ejecución de los planes y programas de gestión ambiental, de personal y de los recursos naturales al igual que la evaluación al Sistema de Control Interno.

Es responsabilidad de la administración el contenido de la información suministrada y analizada por la Contraloría de Bogotá. La responsabilidad de este ente de control consiste en producir un informe integral que contenga el concepto sobre la gestión adelantada por la administración de la Empresa, que incluya pronunciamientos sobre el acatamiento a las disposiciones legales, la calidad y eficiencia del Sistema de Control Interno y la opinión sobre la razonabilidad de los Estados Financieros.

La auditoria se dirigió al seguimiento del plan de mejoramiento del 2004 suscrito por la empresa, la evaluación del sistema de control interno, plan estratégico, presupuesto, gestión ambiental, gestión financiera y gestión del recurso humano; además los rubros de los estados financieros de inversiones temporales, deudores, deuda, gastos y el control interno contable financiero. El alcance de la auditoría se vio limitado por la falta de disposición de la administración en el suministro de la información relacionada con la nómina, lo cual afecto el programa de auditoria a la gestión del recurso humano. De otra parte, fue evidente la falta de oportunidad en el suministro de la clave de acceso y la restricción en la consulta de la información contable en el sistema SAP. También fue

reiterada la renuencia de la empresa a aclarar la diferencia presentada entre los ingresos de los estados financieros frente a la contenida en el informe de gestión y resultados.

El informe contiene aspectos administrativos, financieros y legales que una vez detectados como deficiencias por el equipo de auditoria, fueron corregidos (o serán corregidos) por la administración, lo cual contribuirá al mejoramiento continuo de la organización y por consiguiente en la eficiente y efectiva producción y/o prestación de bienes y/o servicios en beneficio de la ciudadanía, fin último del control.

La evaluación se llevó a cabo de acuerdo con las normas de Auditoria Gubernamental Colombianas compatibles con las de General Aceptación, así como con las políticas y los procedimientos de auditoria establecidos por la Contraloría de Bogotá; por lo tanto, requirió, acorde con ellas, de planeación y ejecución del trabajo de manera que el examen proporcione una base razonable para fundamentar los conceptos y la opinión expresada en el informe integral. El control incluyó el examen, sobre la base de pruebas selectivas, de las evidencias y documentos que soportan la gestión de la empresa, las cifras y presentación de los Estados Financieros y el cumplimiento de las disposiciones legales, así como la adecuada implementación y funcionamiento del Sistema de Control Interno.

Concepto sobre Gestión y los Resultados

De acuerdo con los resultados de la revisión de la gestión de la empresa, a continuación describimos los puntos más importantes.

Sistema de Control Interno

Evaluadas cada una de las fases del sistema de control interno y con el propósito de determinar la calidad y el nivel de confianza, eficiencia, eficacia y efectividad en el cumplimento de sus objetivos, se pudo determinar que el nivel de confianza es bueno, aunque se hace necesario fortalecerlo a través de la implementación de evaluación periódicas, por parte de la auditoria interna. Así mismo, es importante establecer un sistema de evaluación integral de riesgos en la empresa, que le permita detectarlos y poder afrontarlos, de igual manera es importante establecer un esquema centralizado que permita informar sobre los diferentes procesos de quejas y reclamos.

Plan Estratégico

Los resultados globales de los Planes de Acción, reflejados en el informe “Seguimiento IV Trimestre Plan de Acción 2005”, que consolida los niveles de

ejecución alcanzados en las actividades y las metas previstas en cada gerencia, muestran que la Empresa cumplió lo programado para el logro de los objetivos estratégicos.

Presupuesto

Una vez adelantada la revisión de los diferentes registros contables y tomando como referente la información presentada y facilitada por la administración de la Empresa, se concluye que la información presentada es confiable.

Gestión Ambiental

La gestión ambiental de la empresa en la vigencia 2005 es eficiente. Esto, por su compromiso institucional y efectiva organización interna que integra la política ambiental, la política social, la legislación y los requerimientos de autoridades ambientales. Igualmente es evidente la oportunidad y cumplimiento de sus acciones en desarrollo de los diferentes programas y actividades en función de sus compromisos de tipo ambiental.

Gestión Financiera

Las Propiedades, Planta y Equipo y sus Valorizaciones son los rubros más representativos del activo al sumar $5.365.574.7 millones, correspondientes al 92.77% del total del grupo, la subcuenta que tiene el mayor peso de los bienes mencionados son las Plantas y Ductos, de conformidad con el objeto de la empresa. Así mismo, los ingresos operacionales durante la vigencia fueron de $995.411 millones, no obstante haberse disminuido levemente respecto del año anterior, es una cifra importante.

Gestión del Recurso Humano

Esta línea de auditoria no se pudo ejecutar, dada la negativa de la administración al suministro de la información referente a la nomina, la cual manifiesta confidencialidad de dicha información.

Opinión sobre los Estados Contables

Al evaluar el rubro de Otros Gastos Extraordinarios, se evidenció que la Empresa efectuó un pago por valor de $2.3 millones el día 13 de Junio de 2005, correspondiente a intereses moratorios, originados en la mora en el pago de una sanción administrativa impuesta por la CAR, por un valor de $20 millones, realizado el día 11 de noviembre de 2004, por concepto de la no entrega de documentos y

estudios relacionados con la contaminación ambiental en el embalse del Muña. Estos dineros fueron cancelados con el presupuesto de la Empresa.

De otra parte, se analizo la presentación de los ingresos operacionales. En el Estado de Resultados se refleja un valor de $995.411,62 millones. Una vez evaluadas las cifras entregadas por la empresa de manera oficial correspondientes a los INGRESOS OPERACIONALES, se observó un nuevo valor por $1.204,014 millones. Ambos estados muestran una UTILIDAD NETA de $251.149,21 millones; sin embargo lo correspondiente a los costos de venta o compra de energía se deben presentar bajo el título de COSTOS OPERACIONALES; y por tal razón, la presentación de las cifras en INGRESOS OPERACIONES debe corresponder a su sentido, no a las cifras netas. En reiteradas oportunidades se le solicitó a la administración la aclaración de dicha diferencia, incluso solicitando el algoritmo a efectos de determinar las cuentas de origen y el procedimiento para llegar al resultado de los ingresos, sin obtener una respuesta concreta y objetiva.

En nuestra opinión, excepto por lo expresado en el párrafo precedente, los estados financieros de la Empresa Generadora de Energía Eléctrica -EMGESA SA ESP-, presentan razonablemente la situación financiera, en sus aspectos más significativos por el año terminado el 31 de diciembre de 2005, de conformidad con las normas de contabilidad generalmente aceptadas.

Concepto sobre fenecimiento.

Por el concepto favorable emitido en cuanto a la gestión realizada, el cumplimiento de la normatividad, la calidad y eficiencia del Sistema de Control Interno y la opinión expresada sobre la razonabilidad de los Estados Financieros, la Cuenta Rendida por Emgesa S.A esp, correspondiente a la vigencia 2005, se fenece.

Sin embargo, a fin de lograr que la labor de auditoría conduzca a que se emprendan actividades de mejoramiento de la gestión de la Empresa, esta debe diseñar un Plan de Mejoramiento que permita solucionar las deficiencias puntualizadas, en el menor tiempo posible, documento que debe ser remitido a la Contraloría de Bogotá, dentro de los quince días al recibo del informe final.

El Plan de Mejoramiento debe detallar las medidas que se tomarán respecto de cada uno de los hallazgos identificados, cronograma en que implementarán los correctivos, responsables de efectuarlos y del seguimiento a su ejecución.

Consolidación de Hallazgos

En desarrollo de la presente auditoria tal como se detalla en el Anexo No 1. Se establecieron cuatro (4) hallazgos administrativos.

PEDRO NEL PINEDA ROJASBogotá, D. C, Firma Director Técnico Sectorial

2. ANALISIS SECTORIAL

EVALUACIÓN DE LA GESTIÓN DE EMGESAEN EL QUINQUENIO 2001 – 2005

2.1. OBJETO

El objeto de este documento es el de presentar una síntesis de las ejecuciones de EMGESA S.A. ESP., en los últimos 5 años, como empresa generadora y comercializadora, dentro del Sistema Interconectado Nacional SIN, evaluando los resultados que muestran la tendencia de su gestión enfocando especialmente los factores que determinan su grado de eficiencia.

2.2. ANTECEDENTES

Desde su creación, a finales del siglo XIX, la empresa que dio origen a la Empresa de Energía de Bogotá, EEB, tuvo como actividad primaria la construcción e instalación de usinas eléctricas que pudieran garantizar el servicio del alumbrado público, paralelamente con el suministro a un pequeño sector residencial, para posteriormente, ser un soporte del despegue industrial.

El área del Charquito vio erigir las primeras plantas hidráulicas y las térmicas con base en carbón, reforzadas con las plantas del Salto, Salto I y Salto II. El crecimiento del consumo que trajo la urbanización y la expansión económica de la post-guerra, junto con la salida de las plantas primeras determinó la construcción de la Central Laguneta, y la conformación de la cadena de plantas con las de Canoas y El Colegio, situadas en los extremos del conjunto de generadoras movidas por el río Bogotá, denominada Casalaco, o Cadena I.

El servicio eléctrico llegó a tener una alta dependencia de las plantas movidas por la fuerza hidráulica, que no ha sido garantía favorable a su confiabilidad y continuidad, siendo este uno de los motivos que impulsaron la instalación de la planta térmica denominada “Termozipa”, en el norte de la Sabana de Bogotá, utilizando las minas de carbón de la zona. Las sequías periódicas, también motivaron la construcción de la represa de Tominé, para almacenar agua para épocas de estío, empleada en las plantas del Salto.

El continuo crecimiento de la ciudad originó el Proyecto Chingaza que trajo un caudal importante de agua de la cuenca del Orinoco a la del río Bogotá, que fue aprovechado por la EEB, para incrementar su capacidad instalada de plantas

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hidráulicas en un 116%, formando la cadena PAGUA, contracción de Paraíso y Guaca, o Cadena II. Esta cadena está supeditada en su operación al bombeo de agua, en la zona de Alicachín, trasvasada del río Bogotá, a la represa del Muña, procedimiento que, dada la contaminación del río, traslada esa situación al embalse, con los consiguientes problemas ambientales que han impactado negativamente a los pobladores de Sibaté.

La región del Guavio ha sido una zona muy rica en oferta hídrica, siendo estudiada desde los años treinta buscando aprovechar su capacidad, con la construcción de una represa, que finalmente, pudo financiarse y construirse en los años ochenta, para comenzar a suministrar el fluido eléctrico a principio de los años noventa, con lo cual pudo duplicarse la capacidad de generación hidráulica instalada por la EEB en las dos cadenas del río Bogotá.

Las leyes 142 y 143 de 1994 trajeron un nuevo marco de gestión del sector eléctrico y de los servicios públicos, signado por la búsqueda de la eficiencia, donde se facilitaba la incorporación del sector privado. Dada la situación de la EEB, se acordó un proceso de incorporación de capital privado, que trajo la división de la Empresa y la creación de CODENSA SA ESP, encargada de la distribución de energía y la comercialización y EMGESA SA ESP que entró a manejar la generación, además de la comercialización en el Mercado de Energía Mayorista y en el No – Regulado.

EMGESA SA ESP, como empresa de generación de energía no ha incursionado en la construcción de centrales, la única variación está fincada en la adquisición de la central Termo Cartagena planeada para el 2006.

2.3 GESTIÓN TÉCNICA.

2.3.1 Capacidad Instalada

La gestión técnica de una empresa generadora se soporta sobre dos pilares, básicos, por un lado la capacidad instalada de generación y por otro el suministro de los recursos energéticos que posibiliten el trabajo de las plantas, en EMGESA SA ESP, esta condición puede observarse en el siguiente cuadro:

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CUADRO 1CAPACIDAD INSTALADA - CORTE ANUAL 31 DE DICIEMBRE PLANTAS EMGESA SA ESP

MW

FUENTES: EMGESA - EEB*Propiedad de la EAAB – Bajo control comercial de EMGESA SA ESP

La capacidad instalada de EMGESA S.A. ESP., no presentó un comportamiento de crecimiento sino que en vía contraria al Sistema de Interconexión Nacional SIN, disminuyó, como puede verse en el siguiente cuadro que compara las capacidades de EMGESA S.A. ESP., y las del SIN, con el indicador de la participación porcentual de la empresa en el SIN:

CUADRO 2EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN DE EMGESA EN EL SIN

FUENTE: EMGESA S.A. ESP. UPME *EMGESA S.A. ESP.

EMGESA S.A. ESP., ha tenido una disminución importante en su participación de capacidad instalada dentro del sistema nacional, en este su incremento se ha soportado principalmente por ISAGEN S.A. ESP., al poner en servicio la Planta La

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Miel de 396MW y por otras empresas como EPM S.A. ESP., que explotan el gas natural como factor energético.

Fuente: EMGESA S.A. ESP. UPME GRAFICA 1

Como se observa hubo una tendencia de incremento leve en la capacidad del Sistema Nacional, mientras que EMGESA S.A. ESP., disminuyó en un 17%, que es un margen significativo.

2.3.2 Recursos Energéticos

El principal recurso energético que determina las posibilidades de producción de EMGESA S.A. ESP., es el hídrico. En las vigencias citadas los aportes de los ríos Bogotá, Chuza y Guavio, en unidades de energía GWH, han sido:

CUADRO 3APORTES AFLUENTES HIDRICOS

PLANTAS EMGESA SA ESP GWH2001 2002 2003 2004 2005

Río Bogotá 1.923.4 3.814.2 3.112.9 4.459.1 4.021.2Chuza 1.395.6 1.656.5 1.494.0 1.548.7 1.478.8

Río Guavio 6.046.6 6.959.0 5.651.8 7.548.6 5.820.9

Fuente. UPME

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Fuente: UPME GRAFICA 2

El aporte a los ríos que alimentan los sistemas de EMGESA S.A. ESP., en comparación con el suministro en el sistema nacional se ilustra en el siguiente gráfico:

Fuente: UPME GRAFICA 3

Aunque con diferencias en las variaciones, el comportamiento del aporte hídrico en el Sistema Nacional y el de los ríos que suministran el recurso energético a las plantas de EMGESA S.A. ESP. es similar, con la única diferencia que en el período 2002 – 2003, el conjunto de aportes de ríos nacionales creció mientras el de la empresa disminuyó.

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2.3.3 Disponibilidad de Las Plantas

El uso eficiente de la capacidad de producción, de un conjunto de plantas hidráulicas y térmicas depende de su buen estado operativo, resultado de la acción de mantenimiento, que se refleja en un indicador como la disponibilidad medida en porcentaje del tiempo de la vigencia en el cual la planta observada estuvo en alistamiento completo o en operación, como se muestra en el siguiente cuadro:

CUADRO 4DISPONIBILIDAD ANUAL PLANTAS EMGESA SA ESP

2001 2002 2003 2004 2005Charquito 92.8% 66.6% 68.3 %

Tequendama 99.8% 99.0 %San Antonio 100.0% 94.9% 91.6 %

Limonar 100.0% 98.8% 99.0 %La Junca 92.2%La Tinta 99.1% 94.7% 97.1 %

Santa AnaCanoas 99.20 % 97.2 %Salto I 96.85 % 95.9 % 90.6 %Salto Ii 96.60 % 100.0 %

Laguneta 90.40 % 98.0 % 100.00 %Colegio 84.80 % 81.0 % 95.90 %Paraiso 92.80 % 96.6 % 97.00 % 96.90 % 97.2 %Guaca 93.10 % 96.8 % 96.80 % 96.30 % 96.8 %Guavio 95.70 % 95.0 % 95.30 % 95.80 % 93.0 %

Termozipa 98.70 % 97.3 % 100.00 % 99.96 % 99.8 %TOTAL

EMGESA 94.00 % 94.6 % 96.18 % 96.2 % 95.0 %

Fuente: EMGESA S.A. ESP.

Aunque en teoría, parecería que el nivel óptimo sería el de tener las plantas al 100% de disponibilidad, esto sucede cuando no se hace ningún mantenimiento y en realidad las plantas no operan, por cuanto el movimiento de los equipos exige al menos un mantenimiento preventivo. La implantación de los mecanismos de mercado produjo para los agentes generadores el incentivo de mantener las plantas en un nivel alto de disponibilidad, que de no cumplirse podría tener consecuencias económicas a las empresas. Como se observa EMGESA S.A. ESP., ha tenido un nivel alto y estable de disponibilidad.

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2.3.4 Generación

Puestas las premisas básicas de la actuación como generadora, una empresa como EMGESA SA ESP., incluida dentro de un sistema energético, buscará maximizar su utilidad incrementando sus ingresos y llevando sus costos y gastos a un costo mínimo, persiguiendo una combinación óptima entre las cantidades a producir y el mayor nivel de precios. Hasta 1995 el sistema de generación nacional operó dentro de la planeación centralizada, que fijaba las cuotas de producción y los precios unidos a los costos de producción. La CREG introdujo posteriormente los mecanismos de mercado, de tal manera que la acción y dinámica de la competencia es determinante para seleccionar, calcular y proponer los precios, las unidades y cantidades a producir. En este escenario las cantidades generadas por la empresa, en los últimos años han sido las siguientes:

CUADRO 5PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ANUAL 2001 - 2005

PLANTAS EMGESA SA ESP GW-H

Fuente: EMGESA

Como se ha descrito EMGESA S.A. ESP., es parte del Sistema Interconectado Nacional SIN, dentro del cual puede examinarse la tendencia del comportamiento de la participación de la empresa en el sistema nacional, cuyos datos de producción han sido los siguientes:

CUADRO 6

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PRODUCCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA1 GW-H

Fuente: UPME


El 2001 fue un año marcado por la recesión, a partir del 2002 el incremento en la demanda empieza a reflejarse en la generación especialmente en la hidráulica, que ha venido creciendo a excepción del último año, debido a una disminución en los aportes hídricos, compensada por un repunte en el aporte térmico, que venia con una tendencia ligeramente descendiente.

La generación de EMGESA S.A. ESP., en los últimos 5 años, comparada en la producción nacional muestra los siguientes porcentajes de participación en la producción:

CUADRO 7PARTICIPACIÓN DE EMGESA EN LA GENERACIÓN NACIONAL

1 La totalización de la producción nacional reportada por la UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA –UPME-, difiere de la cifra reportada por Emgesa que fue de 50.387.6 GW-H.

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Fuente: EMGESA S.A. ESP. UPME CÁLCULOS CONTRALORÍA * EMGESA S.A .ESP

A pesar de la significativa disminución en capacidad instalada, EMGESA S.A. ESP., ha mantenido su nivel de participación dentro de la producción nacional, soportado en el buen aprovechamiento de las plantas del Guavio y la cadena PAGUA, como puede observarse en la siguiente gráfica:


La producción del parque generador relacionada con la capacidad instalada puede observarse, en el cálculo de la cantidad de energía (GWH) por cada MW de potencia nominal instalada.

CUADRO 8 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR CAPACIDAD INSTALADA

GW-H / MW 2001 2002 2003 2004 2005

Nivel Nacional 3.29 3.35 3.52 3.59 3.66EMGESA S.A. ESP. 3.34 4.04 4.49 4.85 4.67

Fuente: UPME EMGESA SA ESP CÁLCULOS CONTRALORÍA

A partir del cierre de la cadena CASALACO, con la consecuente disminución de la capacidad instalada, la gestión de producción logro mantener el nivel de producción, incluso se lograron incrementos que arrojaron nuevos “records”, reflejándose en un incremento de la relación de energía producida en la empresa

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por potencia nominal instalada, con un rendimiento por MW instalado superior al promedio nacional.

2.3.5 Control de la Producción

El cuidado en el mantenimiento de los equipos y el control calificado de los procesos en la generación, se ven reflejados en la calidad operativa, con indicadores como los siguientes, que aunque de tipo negativo, señalan el grado de cumplimiento de las mejores prácticas técnicas:

2.3.5.1 Disparos

Los equipos eléctricos, en especial los sistemas de generación están provistos de elementos conocidos como protecciones, los cuales miden un parámetro operativo específico, y compara los valores de la medida, con valores de referencia previamente establecidos; cuando suceda una alteración, que sea el resultado de una desviación en un proceso, y se traspasa el punto límite, se activa un dispositivo que comunica la alteración y se procede a informar sobre el evento y a tomar una medida de prevención o de acción inmediata que puede llegar a parar el equipo o a desconectar una parte del sistema, en forma automática.

- El número de Disparos Internos por año, ha sido el siguiente:

CUADRO 9DISPAROS EN LOS EQUIPOS GENERADORES

PLANTAS EMGESA SA ESP 2001 2002 2003 2004 2005

Plantas Hidráulicas Disparos Internos 42 41 20 41 31Plantas TérmicasDisparos Internos 3 15 14 9 7

Total Disparos Internos 45 56 34 50 38

Fuente: EMGESA SA ESP

En las plantas hidráulicas se observa una tendencia hacia la declinación, en las térmicas se dan resultados contradictorios como quiera que a mayor empleo de estas unidades seria de esperar mayor número de disparos lo que no ha sucedido. 2.3.5.2 Desviaciones

La cantidad en el concepto de desviaciones es la diferencia entre la energía programada y la producida realmente, que amerita la colocación de una multa en

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un porcentaje que fija la regulación. El volumen desviado y las sumas pagadas, marcan el cuidado en la operación que es factor de calidad. En este aspecto se han presentado los siguientes resultados en los últimos años:

CUADRO 10DESVIACIONES DEL PROGRAMA DE PRODUCCIÓN*

PLANTAS EMGESA SA ESP

Fuente: EMGESA SA ESP INFORMES DE GESTIÓN MENSUAL 2003-2004 – 2005

Los valores de las magnitudes han tenido un ligero descenso, comportamiento contrario al valor monetario aplicado, que implica un alza por GW-H desviado, razón por la cual debe propenderse por un mejor ajuste en el control operativo.

2.4 GESTIÓN COMERCIAL

2.4.1 Ingresos por Venta de Energía

2.4.1.1 Ventas Contratos de Largo Plazo

Dentro de las opciones definidas por la CREG para instaurar un mercado de energía a nivel de generación, sobresale por su amplia utilización el de suscripción de contratos de energía de generación, donde las características, condiciones y cantidades, se determinan de acuerdo con lo pactado, entre las partes, resultado de procesos de concursos que han sido reglamentados por la CREG, que también ha regulado su liquidación. Los contratos entre EMGESA SA ESP., y los comercializadores han dado los siguientes resultados:

CUADRO 11VENTAS ANUALES POR CONTRATO DE LARGO PLAZO

EMGESA SA ESP

Fuente: EMGESA SA ESP *Descontando la energía vendida en el mercado no regulado.

Los precios por unidad de energía (GWH) tuvieron una tendencia ascendente en las ventas por contratos a largo plazo siendo el principal mecanismo de comercialización.

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2.4.1.2 Ventas en Bolsa o Contratos de Corto Plazo

La bolsa de energía es un sistema comercial, que si bien no tienen la formalidad jurídica de los contratos de largo plazo si tienen todas las obligaciones respectivas, como contrato legal. El sistema de “bolsa” está organizado sobre un sistema de información, de ofertas y demandas que permite la presentación de ofertas diarias por parte de los generadores, en una subasta diaria donde los comercializadores tienen una participación más bien pasiva por cuanto no determinan los precios de intercambio. Por su alcance en el tiempo son de corto plazo.

CUADRO 12VENTAS ANUALES POR CONTRATO DE CORTO PLAZO – BOLSA O SPOT

EMGESA SA ESP


El comportamiento de los precios en Bolsa está altamente relacionado con la tendencia inversa del comportamiento de los recursos hídricos, de tal forma que un incremento en la oferta trae una tendencia hacia la disminución en los precios; por ejemplo en el último año subió el precio unitario en bolsa, con una disminución en el aporte hídrico, a su vez disminuyó el promedio de las ventas por contrato. La comparación entre la venta por contratos y la venta en bolsa arroja el siguiente resultado:

FUENTE: EMGESA S.A. ESP. GRAFICA 6Con la única excepción del 2002, en los años examinados, la tendencia es clara, EMGESA S.A. ESP, distribuye su canasta de tal manera que la parte mayoritaria se maneja por contratos de largo plazo.

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La comparación de los valores recaudados en la comercialización, se muestra en la siguiente gráfica:

FUENTE: EMGESA S.A. ESP GRAFICA 7

La tendencia general es la de inclinar las ventas más por los Contratos de Largo Plazo que por las ventas en Bolsa, dada la permanente inestabilidad de los precios de ofertas, altamente dependiente de los ciclos hidrológicos. El único año donde se obtuvo una mayor venta en Bolsa se debió al valor unitario alcanzado y no por la cantidad.

El comportamiento de los precios unitarios en Contrato y en Bolsa se observa en el siguiente gráfico:

Fuente: EMGESA S.A. ESP GRAFICA 8

Normalmente los precios por Contrato LP son superiores a los correspondientes de Bolsa, salvo en los años que presenten disminución en el régimen de lluvias.

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2.4.1.3 Ventas Grandes Consumidores

Los mecanismos de comercialización, diseñados por la CREG, han permitido a los agentes generadores el realizar una actividad de mercadeo directamente con los usuarios del servicio, específicamente los no regulados, que al recibir ofertas de diversos agentes pueden tener un precio más favorable. La trayectoria de la empresa en los últimos años ha sido así:

CUADRO 13VENTAS ANUALES POR CONTRATO MERCADO USUARIOS NO REGULADOS

EMGESA SA ESP 2001 2002 2003 2004 2005

Magnitud GW-H 1.601 2.336 2.546.00 2.942.0 3.090Valor $ Mill 80.789.0 135.852.0 175.213.0 213.264 227.720.0


Los resultados muestran una tendencia creciente en los precios, pero por debajo del valor de la energía vendida por contratos o en “spot”.

2.4.2 Egresos

2.4.2.1 Compras Contratos de Largo Plazo

Dadas las obligaciones que asumen las empresas generadoras como entes comercializadores, pueden cubrir sus obligaciones mediante contratos de compra de largo plazo, que les permita una planificación de sus egresos. La utilización de este mecanismo se observa en los últimos años:

CUADRO 14COMPRAS ANUALES POR CONTRATO DE LARGO PLAZO

EMGESA SA ESP 2001 2002 2003 2004 2005

Magnitud GW-H 204.0 154.0 588.5 142.9 88.0Valor $Mill 5.965.0 10.024.00 36.250.0 8.940 5.921.0


En comparación con las ventas por contrato de largo plazo las compras por esta vía son notablemente menores en cantidad y sirven para suplir potenciales disminuciones de la producción.2.4.2.2 Compras por Bolsa

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La cobertura de las obligaciones puede hacerse por la vía del mercado “spot”, para lo cual el agente generador establecerá un pronóstico sobre el comportamiento del sistema y el grado de riesgo, de acuerdo con las tendencias en volúmenes y precios.

CUADRO 15COMPRAS ANUALES POR CONTRATO DE CORTO PLAZO – BOLSA O SPOT

EMGESA SA ESP 2001 2002 2003 2004 2005

Magnitud GW-H 3.489.0 3.060.0 2.611.9 2.544.5 2.615.2Valor $MILL 417.136.0 145.692.0 185.258.0 164.943 183.007


A diferencia de las ventas, en las compras el volumen transado en bolsa es superior al realizado por contratos.

Las decisiones en el manejo del mercado, implican un grado de riesgos, al proceder a realizar las compras y las ventas el agente procurará tener en venta mayores precios unitarios que en la compra. Los resultados en EMGESA S.A. ESP., han tenido el siguiente comportamiento:

COMPARACIÓN DE LOS VALORES UNITARIOS DE LAS TRANSACCIONES POR CONTRATOS LARGO PLAZO

VENTA Y COMPRA

0

20

40

60

80

100

2001 2002 2003 2004 2005

AÑOS

$/KW

-H

Venta Compra


Las compras de energía en los últimos 5 años se realizaron a precios menores que los convenidos para las ventas, que es una práctica normal de los actores en el mercado.

Igualmente se presenta la comparación entre los valores de precios en la compra como en la venta por el sistema de “bolsa”, que resultan más difícil en predecir.

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Con excepción del año 2001, donde se disminuyó notablemente el régimen de lluvias y por consiguiente el aporte hídrico, el valor en compra por el mecanismo de bolsa, resultó similar al de venta con una tendencia en los últimos años, a ser ligeramente inferior, con diferencias leves.

2.4.3 Ingresos por Cargo por Capacidad

2.4.3.1 Aspectos Generales

El apagón de 1992 trajo lecciones importantes al sector eléctrico nacional, comenzando por el cuidado en el manejo de las reservas hídricas en los embalses, que no puede estar supeditado a las conveniencias de una sola empresa; la ampliación del parque térmico a fin de no depender de exclusivamente de las plantas hidráulicas; el determinar funciones específicas a las Empresas que intervienen en el sector; definir el manejo de la inspección y control; establecer mecanismos claros de regulación y especialmente favorecer la vinculación del privado e introducir mecanismos de comercialización y mercado. En este contexto ha venido desarrollándose la actuación de una empresa como EMGESA S.A. ESP.

Implementar un sistema comercial de energía eléctrica desde la generación hasta las empresas que comercializan el servicio al usuario final, soportado exclusivamente en los niveles de generación de energía, no garantiza poder dar el impulso para desarrollar la capacidad de expansión de la infraestructura energética como se ha podido observar en Estados Unidos, especialmente en California el caso más reconocido.

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La CREG para evitar problemas como el “apagón” de 1992, optó por dar un soporte o un piso a las transacciones con el propósito de hacer atractiva la inversión en el sistema, estableciendo el denominado Cargo por Capacidad, cuya filosofía es reconocer un costo fijo tomado de un modelo de inversión de una planta de ciclo simple a gas, a las empresas de generación en determinadas condiciones, en las cuales se reconoce, incluso en tiempos donde no se genere; lo que sirve también para evitar un círculo vicioso donde se tienen precios bajos en invierno, y por lo tanto no se cubre una nueva inversión lo que puede incidir para que en verano se aumente el riesgo de racionamiento, sumándose al hecho que, para los agentes, la escasez no es una señal critica pues por los mecanismos de mercado les trae precios más altos.

El sistema de cálculo diseñado por la CREG no está exento de complejidades, así se ha definido una serie de parámetros que buscan una repartición de los recursos en todas las plantas. La Capacidad Remunerable Real es la base para el cálculo del Costo Equivalente Real de Energía CERE del Cargo por Capacidad, y se obtiene del menor valor de la Capacidad Remunerable Teórica individual CRT y la disponibilidad mensual

La Capacidad Remunerable Teórica (CRT) esta determinada por la participación estimada en el cubrimiento de la demanda en un período dado de verano, donde se presente riesgo de “apagón”. Es decir el aporte calculado que la planta podría dar para superar la emergencia.

La disponibilidad de las plantas de generación del país ha subido notablemente y en general es mayor que el CRT, y por lo tanto este se equipara a la Capacidad Remunerable Real CRR, de la cual deduce el valor a distribuir entre VD entre los centros de generación.

Con esto se incentiva al operador de cada planta para mejorar sus procedimientos de mantenimiento y maximizar así su disponibilidad y por consiguiente el ingreso, lo cual conduce a una mejor confiabilidad en el sistema, posibilitando lanzar señales a los inversionistas para incluso, adelantar las decisiones de generación que eviten riesgos de racionamiento. El no tener este instrumento determinaría una expansión dependiente de las transacciones de energía únicamente, que forzaría la espera de llegar a un estado de estabilidad y con un valor atractivo, lo que puede ocasionar serios retrasos en el Plan del Sector. Con el Cargo por Capacidad, además del valor que el inversionista recibe por la energía que produce, obtiene un estímulo adicional sobre sus inversiones obteniendo un precio atractivo, no dependiente de la baja en la oferta, propiciando por tanto un mejor

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nivel de confiabilidad; induciendo a los operadores a mantener la plantas las mejores condiciones.

El valor, comportamiento y efectos de este mecanismo dependen también de la política que la CREG implemente en la definición de los valores de referencia. Por ejemplo si la CREG coloca un valor del cargo que resulte muy bajo, la consecuencia sería el tener un cargo por capacidad de bajo valor que no incentivaría a los eventuales inversionistas para instalar plantas de generación, pero si fuera muy alto, superando los costos de inversiones eficientes, se llegaría a la sobreinstalación o la construcción de plantas de baja eficiencia.

Este tema también debe observarse desde el escenario de las tarifas a los usuarios, para quienes un alto cargo por capacidad resulta en un incremento en las tarifas, pero un bajo cargo por capacidad también lo perjudica puesto que, aunque inicialmente tendría un menor valor en tarifa, la baja oferta posterior va a empujar altos valores de las transacciones de generación que implican finalmente, altas tarifas. El aspecto crítico es el de que nada obliga a los agentes del sector a invertir, por lo tanto el estímulo recibido puede resultar inocuo y no darse la seguridad esperada

2.4.3.2 Resultados del Cargo por Capacidad de Emgesa

Los resultados de la CRT Capacidad Remunerable Teórica, y el valor de VD o Valor a Distribuir, en los años de las vigencias examinadas han dado los siguientes resultados:

CUADRO 16CAPACIDAD REMUNERABLE TEÓRICA CRT EMGESA

VALOR A DISTRIBUIR RECIBIDO VD EMGESA– SISTEMA NACIONAL

Fuente: EMGESA SA ESP- UPME datos de VD

EMGESA S.A. ESP., pasó de percibir el 21% del valor de VD en el sistema nacional, en el 2000, a recibir solamente el 14%, en los años siguientes lo que implicó una disminución anual promedio de $75.000 millones. Esta situación

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causada por la aplicación de las resoluciones 111 del 2000 y 034 del 2001, significó la salida de operación de las plantas de la cadena Casalco, con los efectos que de esto puede deducirse para las finanzas de la empresa; que ha continuado, aunque amortiguada por el incremento del CRT, en el período del 2003 al 2005.

CONCLUSIONES

La generación de energía eléctrica por parte de EMGESA S.A. ESP., en los últimos 5 años, refleja algunos hechos claros:

La disponibilidad de las plantas en su conjunto ha estado alrededor del 95%, lo cual refleja que los planes de mantenimiento, están diseñados y ejecutados de una manera periódica con eficacia y efectividad.

El nivel de generación ha estado con una tendencia clara de ascenso.

El aporte de agua hacia los embalses y las centrales de filo de agua ha sido estable en los últimos años.

La salida de servicio de la cadena I o Casalaco, por causa de las regulaciones de la CREG significó la salida de importantes infraestructuras como la planta de Salto I, cuya rehabilitación cubrió buena parte de los equipos de generación, de los servicios generales y auxiliares e incluso de las estructuras y tuberías de carga con un costo superior a US$30 millones. Habiendo servido a plena carga, apenas 5 años, es claro que el esfuerzo financiero realizado para colocarla en condiciones de equipo nuevo no ha podido ser compensado.

El número de disparos y el grado de desviaciones del servicio muestran una tendencia inclinada hacia el descenso, pero con oscilaciones.

La venta de energía de generación se ha efectuado principalmente por la vía de los Contratos a largo plazo, sin embargo la opción de venta en bolsa es empleada también.

EMGESA S.A. ESP., también compra energía para cubrir sus ventas pero es evidente que lo hace en baja proporción con relación a su producción propia.

El logro de la máxima eficiencia de una empresa de generación, actuando en medio del mercado competitivo, debe reflejarse en la maximización de su

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rentabilidad, que se forma de la combinación óptima de cantidades producidas y vendidas, con el mejor precio factible, con la minimización de los costos de operación.

Es clara la tendencia de EMGESA S.A. ESP., en consolidar solidez y estabilidad en los factores económicos y técnicos, la conservación del patrimonio, en especial la infraestructura operativa y una inclinación hacia mejores posiciones en cuanto al rendimiento en el manejo de los recursos.

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3. RESULTADOS DE LA AUDITORIA

3.1SEGUIMIENTO AL PLAN DE MEJORAMIENTO

Se verifico el avance parcial del Plan de Mejoramiento, suscrito con este Entre de control producto de la evaluación practicada a la Gestión de la Empresa a través de la Auditoria regular durante el año 2004, obteniéndose los siguientes resultados: de un total de ocho (8) observaciones, se verificaron las acciones correctivas que se han realizado, a través de la aplicación de pruebas de cumplimiento, y se pudo determinar que la Empresa avanzo en cada una de ellas, dos de ellas se culminaron satisfactoriamente y las 6 restantes todas contaron con un avance. No se presentaron observaciones referentes al sistema de control interno específicamente. Esta evaluación no es definitiva debido a que la fecha limite establecida para la culminación de las acciones propuestas es hasta el 31-12-06 (y este informe se llevo acabo a 31-10-06) _ Anexo 3_ formato plan de mejoramiento donde se detalla el avance físico de cada una de las observaciones.

3.2 RESULTADOS POR COMPONENTE DE INTEGRALIDAD: SÍNTESIS Y HALLAZGOS DE AUDITORIA.

3.2.1 Evaluación del Sistema de Control Interno

Muestra:

De un total de 7 gerencias con que cuenta la Empresa, se tomo una muestra de 4 de ellas, así: Gerencia de Control de Gestión, Gerencia Comercial, Gerencia de Producción, y la Gerencia Administrativa y Financiera, representando el 57.0%. Del universo como criterio de selectividad se tuvo en cuenta la representabilidad.

Metodología Utilizada y Muestra

La evaluación del sistema de control interno se realizo teniendo en cuenta, las siguientes fases: ambiente de control, análisis y evaluación de riesgos, operativización de los elementos, mecanismos de verificación y evaluación, y retroalimentación.

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La metodología aplicada fue la aplicación de encuestas de percepción a los empleados de nivel directivo y profesional y responsables de la evaluación y el seguimiento de la evaluación se obtuvieron las siguientes resultados.

3.2.1.1 Fase Ambiente de Control

Evaluada en su conjunto esta fase a través de algunos elementos se observo:

3.2.1.1 .1 Principios y Valores

La Empresa ha definido principios y valores que deben regir el actuar de los empleados a través de una cartilla titulada “Código de Conducta de los Empleados” donde se establecen los principios y valores mediante los cuales se deben regir los empleados y se enmarcan básicamente en una conducta ética, profesionalismo confidencialidad los cuales guardan relación con los objetivos corporativos. El cual fue difundido ampliamente entre los funcionarios a través de reuniones y el correo.

3.2.1.1.2 Compromisos de la alta dirección

Se observa compromiso de la alta dirección en el apoyo para el proceso de certificación ISO, 14001 para los sistemas de gestión ambiental, de las centrales menores y la sede administrativa y con respecto al recurso humano obtuvo la certificación OHSAS 18001 para los Sistemas de Gestión en Seguridad y salud ocupacional. Completando así la certificación del 100% de la Empresa, respecto a la gerencia Jurídica fue certificada de calidad por la norma ISO 9001; 2000 y en la planeación, ejecución y seguimiento al proceso Administrativo a través de la formulación de la Misión, Visión, y el establecimiento del Pan Estratégico, Operativos y el diseño de indicadores para su medición. Y seguimiento.

3.2.1.1.3 Cultura de Autocontrol

La gerencia General y la de control de Gestión de la empresa realizaron durante la vigencia en estudio, varias actividades con el ánimo de fortalecer la cultura del autocontrol. Durante el año la Empresa presentó cambios en su imagen y marca, adoptó el logo de la fundación Endesa Colombia lo que significa para la Empresa pertenecer a un grupo eléctrico Latinoamericano esto se ve reflejado en el que hacer de cada uno de los empleados.

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3.2.1.1.4 Cultura del Diálogo

Se cuenta con espacios de dialogo para poder contar con una comunicación mas efectiva, los canales de comunicación identificados para los empleados son entre otros, la encuesta de clima organizacional, se aplica cada 2 años y tiene como objetivo medir el clima organizacional, se aplica anualmente la encuesta de servicio al cliente, los resultados se utilizan como insumo para construcción de procesos de mejora continua, además se cuenta con el programa generando ideas, como un mecanismo a través del cual los empleados aportar sugerencias de mejoras en el desarrollo de sus actividades entre otros.

3.2.1.2 Fase Administración del Riesgo

La empresa no cuenta con sistema formalmente establecido de Administración del riesgo. Al carecer de algunos componentes básicos de este sistema, como son mapa de riesgos, guías de autocontrol y de evaluación.

El sistema de control de riesgos se basa en un conjunto de acciones estratégicas y operativas dirigidas al cumplimiento de las políticas globales de riesgo que son necesarias para alcanzar los objetivos.

Observación que hace la Auditoria Externa en la evaluación efectuada a la empresa durante la vigencia 2005 en el Componente Titulado Subsistemas, Componentes y Elementos Del Control Interno, en la encuesta enviada a la Superintendencia de servicios Públicos. Nota: Como actividad de control de riesgos las operaciones de la Compañía son supervisadas y autorizadas por las unidades de Gestión de riesgos en Chile, y España de acuerdo con los lineamientos establecidos el la política de gestión de riesgos del grupo Enersis, este análisis se realiza para las categorías de riesgos identificados: de negocio, financiero y patrimonial y legal. “Lo anterior incumple con lo normado en la información solicitada anualmente por la Superintendencia de servicios públicos en su formulario 01 datos básicos Evaluación del Sistema de Control interno, subsistema de control Estratégico”

Como lo afirma el informe de la auditoria Externa en la respuesta dada a este ente de control “el sistema de control de riesgos de Emgesa no esta implementado en todos los niveles” por lo tanto la observación se mantiene y se tipifica como hallazgo administrativo.

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3.2.1.3 Fase Operacionalización De Los Elementos

3.2.1.3.1 Esquema Organizacional

Dentro de la estructura Organizacional no se contempla una Oficina Asesora de control interno ni una Oficina de Quejas y Reglamos.

3.2.1.3.2 Planeación

Cada una de las Gerencias de la Empresa cuenta con su respectivo Plan Acción concordante con el Plan Estratégico, y se lleva a cabo un control y seguimiento a través de la diferentes herramientas de evaluación y seguimiento.

3.2.1.3.3 Procesos y Procedimientos

Los Procesos se adoptan en la Empresa a través de un marco normativo, se observa que estos procedimientos son elaborados no para la Empresa Emgesa en particular si no que son genéricos del grupo Enersis – Endesa, estos procedimientos fueron actualizados y revisados con el propósito de cumplir con la norma sobre control Interno, (Ley SARBANES OXLEY USA 2002), la cual es de cumplimiento obligatorio para todas las empresas que cotizan en la Bolsa de Nueva York.

3.2.1.3.4 Desarrollo del Talento Humano

Se desarrollaron diferentes actividades recreativas, deportivas y culturales para los empleados y a su grupo familiar, tales como vacaciones recreativas, la fiesta de fin de año, así mismo se llevaron a cabo campeonatos internos de fútbol y bolos, igualmente se dieron auxilios educativos, y capacitación en normas de calidad especialmente en ISO Y OHSAS entre otras.

3.2.1.3.5 Sistemas de Información

Los sistemas de información con que cuenta la Empresa unos son internos como el sistema Sap el cual se maneja especialmente en la gerencia financiera, el sistema Querys para el manejo de las hojas de vida y un software para la parte jurídica especialmente para el manejo de litigios, correos internos reuniones. Hacia fuera cuenta con una pagina Web y una línea E.

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3.2.1.3.6 Democratización de la Administración Pública

No se cuenta con una relación detallada de las peticiones y recursos presentados del trámite y las respuestas que dieron.

Durante el año 2005 se interpusieron aproximadamente 20 derechos de petición los cuales resolvió la Gerencia Jurídica, la mayoría de temas se refieren al medio ambiente.

Para los otras tipos de solicitudes quejas o reclamos se creo .una línea E, un Call Center de atención a los clientes para resolver emergencias por problemas de calidad en el suministro de energía, el servicio se presta 24 horas, los 7 días a la semana. Durante el año 2005 se recibieron 1.410 llamadas de 631clientes, y se realizaron 1.409 llamadas de retroalimentación a los clientes para informar el seguimiento. La gerencia comercial es la encargada de darle trámite a estas solicitudes.

3.2.1.4 Mecanismos de Verificación y Evaluación

3.2.1.4.1 Autoevaluación

Se lleva a cabo a través de la gerencia de de Control de Gestión la cual tiene como tarea determinar los objetivos estratégicos, establecer los indicadores de seguimiento y control. Así mismo, al diseño del plan estratégico y los correspondientes planes de acción operativos para cada gerencia, igualmente impulsa los cambios, contribuye en la emisión, implementación de normas y políticas, el establecimiento de controles e implementación de valores corporativos, todo lo anterior con el propósito de reforzar el sistema de control interno.

3.2.1.4.2 Oficina de Control Interno

La Empresa cuenta con una auditoria interna a nivel corporativo del grupo Endesa. Según pruebas practicadas se pudo determinar que durante el periodo 2005 esta auditoria interna no practicó ninguna evaluación a la gestión corporativa de la filial Emgesa, Colombia. Considerando que esta auditoria es la encargada de medir y evaluar la eficiencia, eficacia y demás controles y de verificar la efectividad del sistema para que sirva como herramienta gerencial y ayude a que la Empresa logre los planes, objetivos metas planeados al inicio del proceso

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auditor. Dentro de su función evaluadora esta determinar la efectividad del sistema de control.

La auditoria externa presento una evaluación del Sistema de Control Interno, como requisito de la información solicitada por la Superintendencia de Servicios Públicos.

Lo anterior transgrede con lo normado en el artículo 46. De la ley 142 de1994 que dice: “Control Interno Se entiende por control interno el conjunto de actividades de planeación y ejecución, realizado por la administración de cada empresa para lograr que sus objetivos se cumplan. El control interno debe disponer de medidas objetivas de resultado, o indicadores de gestión, alrededor de diversos objetivos, para asegurar su mejoramiento y evaluación.”

3.2.1.5 Fase Documentación.

3.2.1.5.1 Memoria Institucional

Los documentos generados durante la ejecución del proceso administrativo son manejados en dos momentos, el archivo permanente se encuentra durante un tiempo en la Empresa y luego se lleva a una bodega fuera de la Empresa para su manejo. Para éste fin se contrato una firma especializada (Seguridad Técnica S.A Setecsa) la cual los archiva siguiendo las normas de archivo general y con la utilización de tablas de retención.

3.2.1.6 Fase de Retroalimentación

3.2.1.6.1 Planes de Mejoramiento

Se verifico el avance parcial del Plan de Mejoramiento, suscrito con este entre de control producto de la evaluación practicada a la Gestión de la Empresa a través de la Auditoria regular durante el año 2004, obteniéndose los siguientes resultados: de un total de ocho (8) observaciones, se verificaron las acciones correctivas que se han realizado, a través de la aplicación de pruebas de cumplimiento, y se pudo determinar que la Empresa avanzo en cada una de ellas, dos de ellas se culminaron satisfactoriamente y las 6 restantes todas contaron con un avance. No se presentaron observaciones referentes al sistema de control interno específicamente. Esta evaluación no es definitiva debido a que la fecha limite establecida para la culminación de las acciones propuestas es hasta el 31-10-06 (este informe se llevo acabo a 31-10-06) se anexa formato plan de mejoramiento donde se detalla el avance físico de cada una de las observaciones.

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3.2.1.6.2 Seguimiento

Se lleva a cabo a través de la gerencia de Control de Gestión mediante la evaluación y seguimiento de los objetivos y metas fijados en el en plan estratégico mediante la aplicación de mecanismos de evaluación como indicadores cuadros de medición, etc.

Concepto Final

Evaluadas cada una de las fases del sistema del sistema de control interno y con el propósito de determinar la calidad y el nivel de confianza, eficiencia, eficacia y efectividad en el cumplimento de sus objetivos se pudo determinar que el nivel de confianza es bueno aunque se hace necesario fortalecerlo a través de la implementación de evaluaciones periódicas, por parte de la auditoria interna, así mismo es importante establecer un sistema de evaluación del riesgo de la empresa donde le permita determinarlos y poder manejarlos, de igual manera es importante establecer una oficina donde se centre la atención a los suscritores potenciales y no potenciales y en general a toda la comunidad facilitando mecanismos de participación ciudadana.

3.2.2 Evaluación del Plan Estratégico

Evaluación de la Gestión y Resultados

Plan Estratégico

Revisado el Plan Estratégico que Emgesa S.A. ESP formuló para el período 2005-2009, se observó que la empresa definió la misión, la visión, los valores corporativos, los objetivos estratégicos y los indicadores de gestión, evidenciando que se determinaron los componentes básicos del proceso de Planeación Estratégica, los cuales se interrelacionan y son coherentes entre sí. Los mencionados componentes2 los definió de la siguiente manera:

Visión: “Ser un sólido operador energético en Colombia reconocido por la modernidad y transparencia en su gestión y el compromiso con el desarrollo del país.”

Misión: “Ser la empresa del sector eléctrico colombiano que genere más valor para los accionistas, preferida por los clientes, reconocida por su innovación y el compromiso con sus empleados, la comunidad y el medio ambiente.”

2 Según “Informe de Sostenibilidad 2005” y documento “Reflexión Estratégica 2004 – Julio de 2004” de Emgesa S.A. ESP

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Valores Corporativos: Desarrollo del personal, Trabajo en equipo, Conducta Ética, Orientación al Cliente, Orientación a Resultados, Innovación y Comunidad y Medio Ambiente.

Objetivos Estratégicos: Según el Mapa Estratégico GENCO 2005-2009, los objetivos se definieron desde cinco perspectivas, como se refleja en el siguiente cuadro:

CUADRO 17PERSPECTIVAS Y OBJETIVOS ESTRATEGICOS

PERSPECTIVA OBJETIVOS ESTRATEGICOSFinanciera Crear valor para el AccionistaDel cliente Gestión Eficiente de la EnergíaInterna Conseguir la Excelencia OperativaDe Aprendizaje y Crecimiento Generar con Responsabilidad Social y EmpresarialDe Relaciones Gestión Proactiva del Aspecto Regulatorio

Fuente: Documento “Reflexión Estratégica 2004 – Julio de 2004” Emgesa S.A. ESP

Los resultados consolidados3 de la ejecución de los anteriores objetivos, se reflejaron en los Planes de Acción de las áreas misionales, Gerencia Comercial y Gerencia de Producción. Se observó que las metas programadas se fijaron en el 100%, las cuales, se lograron al 103% y 104%, respectivamente, superando levemente lo proyectado.

Planes de Acción

Emgesa realizó el seguimiento a la ejecución del Plan Estratégico a través de los Planes de Acción4, herramienta que implementó en cada una de las Gerencias: De Producción, Comercial, Administración Financiera, Control de Gestión, de Comunicación, de Recursos Humanos y Asesoría Jurídica.

Revisados los Planes de Acción de cada gerencia, se observó que éstos reflejan los planes y las actividades programadas y ejecutadas para el logro de los

3 Según informe “Seguimiento IV Trimestre Plan de Acción 2005” de Emgesa S.A. ESP

4 Según comunicación GCG-31-06, de septiembre 28/ emitida por la Gerencia de Planificación y Control de Emgesa S.A. ESP

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objetivos fijados. Cada uno de estos elementos posee una ponderación que denota la importancia relativa dentro del conjunto de los mismos.

En los Planes de Acción, se especifica la magnitud trimestral de las metas, la fórmula de medición, los resultados previstos y alcanzados, expresados tanto en porcentaje como en valor y por último incluye una columna de observaciones.

El Plan de Acción de la Gerencia Comercial llamó la atención, al concentrarse en esta área la ejecución de la mayoría de los objetivos estratégicos; en el siguiente Cuadro se relacionan los objetivos con su respectiva ponderación:

CUADRO 18OBJETIVOS DE LA GERENCIA COMERCIALOBJETIVOS FIJADOS PONDERACIÓN

Crear valor para el accionista 10Conseguir la excelencia Operativa 15Gestión eficiente de la energía y atención a clientes 60Optimizar relación con la autoridad regulatoria E incidir en cambios regulatorios y mantener proactividad en la misma 15

Fuente: Plan de Acción de la Gerencia Comercial Emgesa S.A. ESP

Se observó que el objetivo de mayor relevancia fue “Gestión eficiente de la energía y atención a clientes”, con ponderación del 60%.

Para la ejecución de este objetivo se determinaron siete (7) planes, el más importante, con ponderación del 50%, fue “Optimizar la relación margen Variable/riesgo 2005”, para el cual se programaron cinco (5) actividades. La más importante fue “Obtener un Margen Variable del 100% del POA para Emgesa y Betania, asegurando niveles de embalse a noviembre 30/05”; la meta se fijó en $783.613,88 millones, y se logró al 97.7%.

Para el objetivo “Conseguir la Excelencia Operativa”, la principal actividad fue la realización del Proyecto COSO, que consistió en estandarizar los procesos (mínimo 3 procesos por división para febrero de 2005), la cual fue ejecutada al 100%, denotando que la meta prevista se cumplió.

Para el logro del objetivo “Optimizar la relación con la autoridad regulatoria e incidir en cambios regulatorios y mantener proactividad en la misma” se adelantó la actividad “Promover una metodología del cargo por capacidad sostenible en el largo plazo incluido los mínimos operativos”, cuya meta consistió en la elaboración

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de un documento y una carta consensuada Endesa Chile y Endesa Internacional con comentarios y propuestas a la CREG sobre el tema, la cual se cumplió.

Por otra parte, la Gerencia de Producción, desarrolló cinco (5) objetivos, el más relevante fue el de “Maximizar la fiabilidad optimizando de manera eficiente el POA de Gastos e Inversiones”, con ponderación del 40%.

CUADRO 19OBJETIVOS DE LA GERENCIA DE PRODUCCION

OBJETIVOS FIJADOS PONDERACIÓNMaximizar la fiabilidad optimizando de manera eficiente el POA de Gastos e Inversiones 40Disminuir el número de disparos de origen interno, arranques fallidos, salidas por cursos forzosos y desviaciones 17Optimización de activos de generación 18Garantizar que la generación de energía se realice dentro del marco del desarrollo sostenible empresarial 20Actitud preactiva para minimizar la afectación por la normatividad vigente y lograr cambios favorables en la regulación 5

Fuente: Plan de Acción de la Gerencia de Producción - Emgesa S.A. ESP

De los ocho (8) planes que se definieron para ejecutar el mencionado objetivo, al que se le asignó mayor ponderación fue “Optimizar y ejecutar el programa de mantenimientos”, con ponderación del 35% y la meta prevista fue “Ejecutar el 100% de los planes de mantenimiento programados en el SIE (preventivos y predictivos) y revisión del 50% de los instructivos”, la cual se ejecutó al 100%.

El objetivo estratégico ”Garantizar que la generación de energía se realice dentro del marco del desarrollo sostenible empresarial”, es el segundo en importancia para el área, al reflejar ponderación del 20%. Para su ejecución se fijaron seis (6) planes, el más importante fue el denominado Embalse Muña en el cual se fijó la meta de realizar el 100% de obras de mitigación, la cual fue cumplida.

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Cumplimiento de los Planes de Acción

A partir de los resultados globales de los Planes de Acción, reflejados en el informe “Seguimiento IV Trimestre Plan de Acción 2005”, que consolida los niveles de ejecución alcanzados en las actividades y las metas previstas en cada gerencia, muestran que la Empresa cumplió lo programado para el logro de los objetivos estratégicos. Los índices reales de ejecución de los Planes de Acción, se ubicaron entre el 101% y el 107%, siendo la Gerencia Administración Financiera, la de mayor porcentaje.

Generación

La generación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) durante el 2005 fue de 50.466 GWh.

Esta generación se estableció de la siguiente manera:

CUADRO 20GENERACION DEL SIN

CENTRAL CANTIDAD GWh %EPM 11.203.45 22.2EMGESA 9.840.87 19.5ISAGEN 8.680.15 17.2CORELCA 5.198.00 10.3CHIVOR 4.188.68 8.3EPSA 3.128.90 6.2BETANIA 2.119.57 4.2URRA 1.261.65 2.5OTROS 4.844.73 9.7

TOTAL 50.466.0 100 Fuente: Informes EMGESA

La demanda en Colombia durante éste año fue de 48.829 GWh, cifra ésta que comparada con la del año anterior presenta un crecimiento del 3.7%, así mismo la exportaciones hacia el Ecuador fueron del orden de 1.617 GWh, que representaron un total de US $140 millones con un incremento del 3.8% respecto al año anterior. Las importaciones durante ésta vigencia decrecieron, toda vez que las mismas fueron solamente de 14GWh correspondiendo a una disminución del 60% respecto del año anterior.

Para Emgesa la siguiente fue la generación neta en cada uno de los centros de producción durante el año.

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CUADRO 21GENERACIÓN EMGESA

CENTROS PRODUCCIÓN

CANTIDAD GWh %

GUAVIO 5.722.81 58.59PAGUA 3.313.36 33.92MENORES 502.25 5.14TERMOZIPA 228.35 2.34

TOTAL 9.766.77 100 Fuente: Informes EMGESA

Esta cantidad generada fue inferior en un 2.6% GWh a la del año anterior, como consecuencia de la menor hidrología registrada en la cuenca del Embalse del Guavio.

Esta generación por parte de Emgesa fue en su gran mayoría de origen hídrico, siendo la misma del orden del 97.7% y la del sistema térmico del 2.3%, ejemplo de lo citado lo constituye la generación de la Central del Guavio cuya participación asciende al 58.6%.

Como consecuencia de la baja hidrología presentada en el Embalse del Guavio, la central Termozipa aumento su generación en 160GWh respecto a la proyección, llegando al cierre del año a 228.35 GWh; a raíz de ésta generación se consumieron 116.455 toneladas de carbón; el precio promedio de carbón para el año 2005 fue de 29.3 US $/Ton, 28.6 US $/Ton por encima del precio presupuestado que fue de 0.7 US $/Ton, esto conllevó a que el precio promedio para la generación de 1 MWh durante el año 2005 alcanzara un valor de US $ 14.9 /MWh contra un presupuestado de US $0.4/MWh.

Emgesa realizó ventas por 12.358 GWh de los cuales 67.59% equivalentes a 8.354 GWh corresponden a contratos de largo plazo y 32.4% equivalentes a 4004 GWh al mercado spot; en cuanto corresponde al mercado no regulado en el año se vendieron 3.072 GWh, donde Emgesa consolida su participación con un 20.5%.

En el 2005 Emgesa comercializó energía en contratos por un total de 8.354 GWh, como resultado de la participación en convocatorias públicas e invitaciones privadas presentadas a las principales compañías distribuidoras y comercializadoras de energía del Sistema Interconectado Nacional, tal como puede verse en el siguiente cuadro.

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CUADRO 22DISTRIBUCIÓN VENTA CONTRATOS

COMPAÑIAS DISTRIBUIDORAS %Grandes Clientes 37Codensa 35Enertolima 10Costa 5Caribe 4Otros 9Total 100

Fuente: Informes EMGESA

Emgesa se consolida en el mercado colombiano con una participación en ventas equivalente a un 20.5%; adicionalmente, se realizaron compras de energía por 87.8 GWh los cuales se destinaron a cubrir parcialmente la demanda del mercado no regulado.

En el 2005 la venta de contratos SIN 2005, sobre un total de 51.305 GWh, fue la siguiente:

CUADRO 23VENTA CONTRATOS SIN

EMPRESA %EEPPM 23.3ISAGEN 20.5CODENSA 20.6COMERCIALIZADOR 12.3CORELCA 7.4CHIVOR 5.7EPSA 4.2BETANIA 3.5URRA 2.4TOTAL 100


Para efectos de cumplir y alcanzar las metas corporativas así como mantener disponible su parque generador y garantizar la calidad del suministro de energía, la empresa adelantó labores de mantenimiento preventivo de las centrales según los planes y rutinas de intervención que integran el módulo de mantenimiento y Proyectos Especiales con el objeto de optimizar la disponibilidad de las diferentes centrales. Los mantenimientos más relevantes durante el año fueron:

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Una evaluación de los sistemas de manejo de seguridad en la Central Termozipa, con el objetivo de realizar una calificación a nivel Endesa y establecer el grado de avance en los procesos de seguridad, por parte de Dupont.

Reparación de dos módulos del precipitador de la unidad 3 en Termozipa a cargo de Colmesa-Imccom. La asesoría se encuentra a cargo de Lurgi Likstrom de Brasil.

Se realizaron las pruebas Heat Rate y capacidad efectiva de las unidades de generación en Termozipa. Como resultado se va a reconocer 1MW adicional dando un total de 224MW.

Ejecución del Overhaul de la subestación GIS de la Central El Paraíso, con la firma ABB con la instalacion de dos compresores conjuntos e inspección del polo C.

Reparación de los rodetes K, F y C de la Central Hidroeléctrica del Guavio por desgaste y rodetes de repuesto para las centrales La Guaca y El Paraíso.

Pruebas de eficiencia (factor de conversión) en la Central Guavio y las plantas de la Cadena Pagua.

Coordinación con el soporte técnico de la gerencia regional de producción y transporte para la realización de reuniones ampliadas de las áreas civil y de electro control en Bogotá.

Modernización del 50% de las protecciones en las centrales La Guaca y El Paraíso por parte de SIEMENS.

Acuñamiento llanta rotor y balanceo unidad en la planta menor Charquito.

Así mismo dentro de los proyectos especiales se adelantaron:

-Plan suministro de Carbón.

- Entrada en Operaciones de Centrales menores; ingreso la planta menor La Junca con 19.4 MW, alcanzando una capacidad instalada en centrales menores de 115 MW.

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-Control Automático Generación (AGC) Cadena Pagua.

A partir del 16 de febrero se declaró disponibilidad de realizar AGC en los tres grupos simultáneamente de la Cadena Pagua utilizando el nuevo canal de comunicaciones vía fibra óptica instalada por una línea de 34.5 KV de Codensa.

- Inicio de la modernización del control automático en la Central Hidroeléctrica del Guavio por parte de Synapsis Colombia Ltda. y redes Eléctricas SA.

- Elaboración, revisión y cierre de especificaciones técnicas, análisis técnico y económico para solicitud de ofertas para licitación del centro de control.

El total de las inversiones en producción durante el año, en la ejecución de los proyectos, ascendió a la suma de $ 14.501.6 millones, distribuidos de así:

Equipamiento y Repuestos $3.721.09 millones.

- Equipamiento $ 127.49 millones.- Repuestos $ 3.593.60 millones.

Mantenimientos Activables $ 7.644.13 millones.

- Mantenimientos Civiles $ 1.088.94 millones

- Mantenimientos Eléctricos $ 2.074.55 millones- Mantenimientos Mecánicos $ 4.409.37 millones- Otros Mantenimientos $ 71.27 millones

Obras Ambientales $2.356.06 millones.

- Obras Plan Muña $ 1.148.41- Obras PMA y SGA $ 1.207.65.

Otras Inversiones Producción $ 780.33 millones.

- Legalización de predios $ 545.83 millones- Repotenciacion de Centrales $ (45.32) millones- Sistemas protección contra incendios $ 279.81 millones

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Las inversiones administrativas durante el año 2005 fueron de $ 2.663.74 millones.

- Muebles y Enseres. $ 160.42 millones- Remodelación oficinas sede administrativa $ 1.661.70 millones-Reposición de vehículos $ 841.62 millones

Informática y Control $ 2.067.12 millones

- Informática $ 883.16 millones- Telecontrol $ 1.183.95 millones

El total de las inversiones fue de $ 19.232.46 millones.

Las mayores desviaciones respecto a lo programado se presentó en los mantenimientos civiles, donde en la Solución Quebrada Moncabita de los $870.0 millones solo se ejecutaron $ 39.95 millones y el Túnel Desvío Río Batatas con una ejecución de $ 64.66 millones contra un presupuesto de $ 635.76 millones. De igual manera en los mantenimientos eléctricos para el Overhaul Subestación GIS Paraíso se estimaron $ 1.779.1 millones ejecutándose $ 1.067.22 millones.

Estas variaciones corresponden a una reprogramación de las obras contempladas en el realce del puente sobre la Quebrada Moncabita, recuperación en el túnel de desviación río batatas y el sistema contra incendio en la central Termozipa para el año 2006, así mismo a la menor causación en el Overhaul de la subestación GIS Paraíso debido a causaciones en el año 2004.

En lo correspondiente a las inversiones administrativas, la variación más significativa se observa en la remodelación de la sede administrativa, donde los gastos no se consideraron inicialmente y estos ascendieron a $ 1.661.7 millones.

Las anteriores cifras nos permiten establecer que finalmente, las inversiones de producción ascendieron a $ 14.501.61 millones que correspondieron al 83.73% de lo programado.

Las inversiones de la empresa durante el 2005, fueron de $19.232.46 millones, cifra equivalente al 93.24% de lo considerado en el presupuesto ($ 20.626.7) millones.

De igual manera para el año 2005 se presupuestó un total de ventas de 12.666 GWh, con una distribución así: Ventas Mercado Spot 4.126 GWh( 33%) y Ventas en Contratos 8.539 GWh (67%) para el cubrimiento de este considerando se

45

estima una producción neta propia de 9.839 GWh ( 77%) y una compra de 2.889 GWh (23%).

El total de las ventas al cierre de la vigencia fue de 12.358 GWh que representan una variación de 308 GWh y equivalentes al -2.45% de lo estimado para la vigencia. Las ventas en contratos fueron de 8.354 GWh (66%) y las Ventas en el Mercado Spot 4004 GWh (34%).

Las variaciones respecto a lo programado en la ventas Mercado Spot, estuvieron en (122) GWh que equivalen al -2.95%. En cuanto corresponde a las ventas en contratos la variación estuvo en el orden de los -185 GWh por debajo de lo estimado cifra ésta que corresponde al -2.16%.

Los ingresos operacionales del año 2005 fueron de $ 995.411.6 millones, $18.659.8 millones (1.84%) menos que el año 2004, los cuales fueron $1.014.071.5 millones.

Estos ingresos operacionales estuvieron conformados así:

CUADRO 24INGRESOS OPERACIONALES


Con el propósito de cumplir los estimativos de ventas, ésta se cubriría con una producción neta propia de 9.839 GWh esto es el 77% y compra de energía 2.889 GWh el 23%.

La producción neta propia se estimó en 9.839 GWh, de los cuales 9.771 GWh correspondían a generación hidráulica y 68 GWh a generación térmica por carbón.La producción neta propia alcanzada correspondió al 79% y esta representada en los 9.767 GWh; La variación respecto a lo programado fue de 72GWh esto es que se alcanzó el 99.27% de lo estimado. En relación con la compra de energía, ésta se estimó en un 23%, habiéndose comprado 2.591 GWh, que representa sobre el total el 21%, en éste estimativo la variación fue de 298 GWh.

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Los costos de ventas incurridos durante el año 2005 fueron:

CUADRO 25COSTOS

2005 2004 Variación %Compra de Energía y Costos Relacionados

296.719.454 313.207.151 -16.487.697 -5,26

Depreciaciones 112.581.355 106.887.212 5.694.143 5,33Otros Costos de Generación 66.583.325 59.092.414 7.490.911 12,68Transferencias Ley 99 de 1999 y Otras 40.154.207 39.572.121 582.086 1,47TOTAL 516.038.341 518.758.898 -2.720.557 -0,52Fuente: Informes EMGESA

De igual manera los Gastos Administrativos en que se incurrieron fueron los siguientes:

CUADRO 26GASTOS ADMINISTRATIVOS

2005 2.004 Variación %Sueldos y Salarios 6.803.995 5.834.920 969.075 16,61Bonificaciones 26.096 19.634 6.462 32,91Aportes Seguridad Social 776.631 665.854 110.777 16,64Otros Gastos de Personal 481.889 445.200 36.689 8,24Comisiones; Honorarios Y Servicios 1.575.660 1.631.218 -55.558 -3,41Arrendamientos 306.093 59.790 246.303 411,95Otros Servicios Generales 3.733.192 3.430.518 302.674 8,82Otros Gastos 17.960.212 18.087.963 -127.751 -0,71Depreciaciones y Amortizaciones 1.080.611 1.085.202 -4.591 -0,42

TOTAL 32.744.379 31.260.299 1.484.080 4,75Fuente: Informes EMGESA

Con las anteriores cifras, establecemos que la Utilidad Operacional del ejercicio fue de $446.628.9 millones, que comparada con los $464.052.3 millones, representa una disminución de $ 17.423.4 millones cifra que corresponde al 3.75%.

Al establecer la utilidad antes de impuestos del ejercicio, ésta se establece en $423.948.6 millones, que es superior al del año 2004 en $ 12.737.7 millones o lo que es lo mismo en un 3.10%.

Las anteriores cifras nos señalan que no obstante, ser menor la utilidad operacional del 2005 versus 2004; la utilidad antes de impuestos sobre la renta y la utilidad neta del ejercicio 2005 es mayor que 2004, esto como consecuencia entre otros de una disminución de los gastos financieros, menores costos reales,

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menores ingresos financieros por menor disponibilidad, habida cuenta de la reducción de capital, adicionalmente a que las tasas de colocación fueron menores.

3.2.3 Evaluación al Presupuesto

En los siguientes cuadros se presenta la variación entre lo presupuestado para la vigencia 2005 y lo realmente ejecutado.

CUADRO 27ESTADO DE RESULTADOS (Margen Variable)

CONCEPTO POA REAL VARIACIÓN %Ventas al Pool 545.701 502.351 (43.350) (7.94)Ventas a Cliente Final 646.275 618.584 (27.691) (4.28)Peajes 0 0 0 0Ingresos Asociados y Accesorios 180 3.078 2.898 -TOTAL INGRESOS 1.192.156 1.124.014 (68.143) (5.72)Compras de Energía -486.339 -420.252 (66.087) (13.59)Consumo de Combustibles -3.136 -8.663 5.527 176.24Otros Costos Variables -51.315 -50.872 (443) (0.86)Total Costos variables -540.789 -479.786 (61.003) (11.28)MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 651.367 644.227 (7.140) (1.10)Personal -27.974 -27.335 639 (2.28)Otros Costos de O Y M -31.687 -31.050 637 (2.01)TREI Y variación de STOCK 602 402 200 (33.22)Total Costos Fijos -59.059 -57.983 1.076 (1.82)CASH FLOW OPERATIVO 592.308 586.245 (6.063) (1.02)Amortizaciones -114.922 -115.191 -270 (0.23)Provisiones -422 -820 -398 94.31Ingresos Años Anteriores 0 0 0 0RESULTADO OPERATIVO 476.695 470.325 -(6.730) (1.41)Cargas Financieras --107.639 -81.611 26.028 (24.18)Ingresos Financieros 1.935 7831 5.895 304.49Diferencias de Cambio -67 119 186 277.61Total Costes e ingresos Financieros. -105.771 -73.661 32.109 (30.36)RESULTADO GESTIONAL 371.195 396.574 25.379 6.84Ingresos y Gastos Extraordinarios -16.321 -15.386 935 (5.73)Resultados por Exposic. Inflación 46.102 42.761 -3.341 (7.25)UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 400.975 423.949 22.973 5.73Impuesto Ganancia/ Renta -163.339 -172.799 -9.460 5.79UTILIDAD 237.636 251.150 13.513 5.69

Fuente: Informe Gestión 2005.

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CUADRO 28ESTADO DE RESULTADOS

CONCEPTO 2005 2004 Variación %Ingresos Operacionales 995.411.624 1.014.071.500 (18.659.876) (1.84)Costo de Ventas 516.038.341 518.758.898 2.720.557 0.52UTILIDAD BRUTA 479.373.283 495.312.602 (15.939.319) (3.22)Gastos de Administración 32.744.379 31.620.299 1.484.080 4.75UTILIDAD OPERACIONAL 446.628.904 464.052.303 (17.423.399) (3.75)Ingresos ( Egresos) no Operacionales

(22.680.271) (52.841.378) (30.161.107) (57.08)

Ingresos Financieros 11.615.448 65.402.308 (53.786.860) (82.24)Gastos financieros (77.662.589) (153.016.164) 75.353.575 (49.25)Diversos 605.473 (1.667.209) 2.272.682 (136.62)Corrección Monetaria 42.761.397 36.439.687 6.321.710 17.35UTILIDAD ANTES DE IMPORENTA

423.948.633 411.210.925 12.737.708 3.10

Impuesto sobre la Renta 172.799.417 167.672.448 5.126.969 3.06UTILIDAD NETA DEL EJERCICIO

251.149.216 243.538.477 7.610.739 3.13

Dividendo Preferencial x Acción

228.42 238.98 (12) (4.82)

Utilidad neta x Acción 1.640.75 1.554.83 86 5.53

Fuente: Memoria Anual 2005 Emgesa

Los ingresos operacionales están conformados así: Consumo, Ventas a largo plazo, Ventas en bolsa, las cuales representan el 42.70%, 39.25% y el 17.13% respectivamente, para un acumulado del 99.68%, correspondiendo el Consumo sin medición y Otros servicios de Energía (Mantenimiento de transformadores, Revisiones Técnicas) al 0.16%, y otros servicios como el alquiler de equipos al 0.15%.

Estos ingresos respecto al año 2004 presentaron una disminución de $18.569.8 millones, correspondiendo al 1.84%.

Los costos de ventas, están conformados por: La compra de energía y los costos relacionados, esto es: Compras en bloque, Compras en bolsa, Costo por Conexión y por el uso de líneas y redes con un valor de $296.719.4 millones, correspondiendo al 57.5% del total de éstos.

Así mismo forman parte de éstos, las Depreciaciones con un Costo de $112.581.3 millones, cifra equivalente al 21.82% de los costos de ventas.

49

De igual manera hacen parte de los costos de generación, los servicios personales, los gastos generales, los arrendamientos, las amortizaciones, el consumo de insumos, las órdenes y contratos, los honorarios, los servicios públicos, otros costos de operación, los seguros y los impuestos. Estos Costos ascendieron a la suma de $66.583.3 millones que equivalen al 12.90% de los costos de ventas.

Finalmente hacen parte de los costos de ventas las transferencias de ley 99-1993 y las contribuciones a entes reguladores, con una cifra de $40.154.2 millones, que equivale al 7.78%.

Los costos de ventas del año 2005 respecto del año 2004 presentaron una disminución de $2.720.5 millones, o lo que es lo mismo una variación del 0.52%.

Al establecer la comparación de la Utilidad Bruta del ejercicio fiscal 2005-2004, se observa una disminución de $15.939.3 millones o lo que es lo mismo el 3.22%.

Los gastos de administración ascendieron a la suma de $32.744.3 millones, que comparados con la vigencia 2004 presentan un incremento de $1.484.0 millones, correspondiendo a una variación del 4.75%.

Las anteriores cifras nos llevan a una Utilidad Operacional de $446.628.9 millones en la vigencia 2005, valor inferior en un 3.75%, esto es $ 17.423.4 millones al del año 2004.

Los ingresos o los egresos no operacionales, están conformados por las siguientes cuentas: Ingresos Financieros, Gastos Financieros, Diversos y por la Corrección Monetaria.

Los Ingresos Financieros a su vez están conformados por los ingresos financieros, y a los ajustes por diferencia. Durante la vigencia 2005 los ingresos financieros fueron de $11.615.5 millones, correspondiendo a ingresos como tal el 67.42% y a los ajustes por diferencia el 32.58%; que comparados con los del 2004 que estuvieron en $65.402.3 millones, presentándose una disminución de $53.786.8 millones (82.24%). A su vez los Gastos Financieros que están conformados por: Intereses, Ajuste por diferencia en el cambio y por otros, durante el año 2005 presentó una composición del 94.24%, 4.72% y del 1.04 respectivamente, sobre un total de $77.662.6 millones.

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Con respecto a la vigencia 2004, se presentó una disminución de $75.353.5 millones. (49.25%).

Se presenta la clasificación: Diversos, en el cual y dada su naturaleza se clasifican los diferentes ingresos y los diferentes gastos y que dado su comportamiento no se presentan en el Ítem anterior. Durante el año en análisis, los ingresos fueron de $ 2.966.8 millones, mientras que los gastos ascendieron a $2.361.3 millones, para un neto de $ 605.4 millones.

Finalmente en el grupo correspondiente a la Corrección Monetaria, este corresponde a los ajustes por inflación y esta integrado por: Inversiones con ($57.6) millones, Propiedad Planta y Equipos con ($237.894.4) millones, Otros Activos ($3.986.3) millones, Patrimonio $155.129.0 millones, Depreciación Acumulada $ 43.997.5 millones y Amortización Acumulada con $ 50.3 millones, para un resultado de ($ 42.761.4) millones.

Respecto al año anterior este grupo presentó un aumento de $6.321.7 millones, cifra equivalente al 17.35%.

Como consecuencia de todas las operaciones del ejercicio la utilidad antes del impuesto de renta se estableció para la vigencia 2005 en $423.948.6 millones, que al ser comparada con la vigencia 2004 presenta un incremento del 3.10% o lo que es lo mismo $12.737.7 millones.

Tomando como punto de referencia una mayor utilidad en el ejercicio, el impuesto a la renta se ve también incrementado. Este incremento fue de $5.126.9 millones. (3.06%).

Finalmente la utilidad neta del ejercicio se estableció en $251.149.2 millones, cifra ésta superior en un 3.13% a la de la vigencia anterior.

Una vez adelantada la revisión de los diferentes registros contables y tomando como referente la información presentada y facilitada por la administración de la Empresa, se concluye que la información presentada es confiable.

51

3.2.4 Evaluación a la Gestión Ambiental

3.2.4.1 Gestión Medioambiental

EMGESA S.A. ESP en el contexto de su actividad y negocio de generación y comercialización de energía, no tiene normas específicas de carácter legal que lo incluyan y vinculen de forma directa con el Plan de Gestión Ambiental del Distrito Capital, que tiene en el DAMA su organismo rector en materia Medio Ambiental en el Distrito Capital. Sin embargo, sí debe cumplir una serie de normatividad marco relacionado con el desempeño de su objeto social.

Entre las precitadas normas tenemos: Ley 99 de 1993, Ley marco en materia ambiental; Ley 378 de 1998, sobre uso racional del agua; Ley 697 de 2001 uso racional de energía; Ley 430 de 1998 y Decreto 1713 de 2002 sobre residuos y residuos peligroso; Decreto 2811 de 1974 y Ley 55 de 1993 sobre manejo de sustancias químicas, combustibles y lubricantes; Decretos 1594 de 1984, 3100 de 2003 y 3440 de 2004 sobre manejo de aguas residuales domesticas e industriales; Decreto 02 de 1982 y Resoluciones 898 de 1995 sobre emisiones de gases a la atmósfera y las demás resoluciones sobre los temas específicos emanadas de la Corporación Autónoma Regional CAR y demás autoridades ambientales con jurisdicción sobre las plantas de EMGESA, tales como Corpoguavio y Corporinoquia.

Para dar cumplimiento a los diversos compromisos de tipo ambiental derivados de las anteriores normas y otros de carácter internacional5, EMGESA contempla un Plan de Acción Ambiental y un Sistema de Gestión Ambiental, los cuales hacen parte de su Plan de Acción y el Sistema Integrado de Gestión, esto en cumplimiento de su objeto social.

De acuerdo con la documentación aportada por la Gerencia de Producción, se pudo constatar y verificar el soporte documental relacionado con el cumplimiento normativo y de los diferentes procedimientos relacionados con el Plan de Acción Ambiental y el Sistema de Gestión Ambiental, a cargo la División de Medio Ambiente y la División Oficina Técnica.

5 Adhesión al pacto mundial de las Naciones Unidas, que cuenta con diez principios, entre los cuales, el 7, 8 y 9 contemplan aspectos de orden ambiental: (7. Apoyar los métodos preventivos con respecto a problemas ambientales; 8. Adoptar iniciativas para promover una mayor responsabilidad ambiental y 9. Fomentar el desarrollo y la difusión de tecnologías inofensivas para el medio ambiente). Fuente: Página 29, Informe de Sostenibilidad 2005. EMGESA.

52

En la vigencia 2005, y en cumplimiento de la Gestión Ambiental, EMGESA invirtió en obras de carácter ambiental un total de $2.356,1 millones, de los cuales $1.148,4 millones, fueron para obras del Plan Muña y $1.207,7 para el desarrollo del Plan de Manejo Ambiental –PMA- y el Sistema de Gestión Ambiental –SGA-. La inversión acumulada en materia ambiental representa el 12,3% del total de la inversión de emgesa en el 2005, que fue del orden de $19.232,5 millones.

De otra parte, en el 2005 EMGESA transfirió a las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) y a los municipios localizados en la cuenca hidrográfica que surten los embalses, o a los que en su jurisdicción tienen embalses o centrales de generación térmica, la suma de $28.192.0 millones por concepto de transferencias6.

3.2.4.1.1 Sistema de Gestión Ambiental

Durante la vigencia 2005, EMGESA contó con la Norma ISO 14001:2004, como estándar para la definición e implantación de su Sistema de Gestión Ambiental. Dicho sistema, está inmerso en la Gestión general de la organización e incluye la estructura organizativa, la planificación de las actividades, las responsabilidades, las prácticas, los procedimientos, los procesos y los recursos para desarrollar, implantar, operar y efectuar el seguimiento de sus objetivos de desempeño ambiental. Integra además de la política ambiental, la política social, la legislación y requerimientos de autoridades ambientales.

Para el cumplimiento de los compromisos de tipo ambiental, así como para el seguimiento y control de los objetivos, programas, planes y metas, de la gestión ambiental en EMEGESA, se cuenta con las directrices del Comité de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible (COMADES), el cual esta integrado por el Gerente General y los demás Gerentes de las diferentes áreas de la organización. Dicho comité es presidido por el Gerente general, y su secretario ejecutivo es el Director de la División de Medio Ambiente. Igualmente a nivel de las centrales de generación, opera el Comité Ambiental de Centrales, constituido por un coordinador ambiental, el Jefe de la Central, Jefe Administrativo, Ingeniero de

6 En cumplimiento del artículo 45 de la ley 99 de 1993.

53

Operación, Ingeniero de mantenimiento y responsable del trabajo con comunidades.

3.2.4.2 Planes de Manejo Ambiental programados y ejecutadas en la vigencia 2005.

Los siguientes fueron los planes que programó y ejecutó EMGESA en materia ambiental durante la vigencia 2005.

CUADRO 29PLAN DE ACCCIÓN 2005

OBJETIVO No. 4GARANTIZAR QUE LA GENERACIÓN DE ENERGIA SE REALICE DENTRO DEL MARCO

DEL DESARROLLO SOSTENIBLE EMPRESARIAL.

GERENCIA DE PRODUCIÓN INDICADORESPLANES P R

1. Control, Mitigación y Manejo de Impactos. 25 262. Coordinar con GEMADES políticas y procedimientos que

garanticen niveles de calidad de la Gestión Ambiental similares a los del grupo.

20 23

3. Formar cultura ambiental en la empresa. 5 64. Protección de la Naturaleza, adecuación paisajística y

reducción del impacto visual.5 6

5. Seguimiento y cumplimiento requerimientos ambientales 10 126. Embalse Muña. 35 36

TOTAL 100 109

Indicadores: P: Programado R: Resultado.Fuente: Plan de Acción EMGESA S.A ESP – Seguimiento Plan de Acción Ambiental 2005.

El avance reportado de los indicadores de logro en cumplimiento del objetivo No. 4 del Plan Estratégico; “Garantizar que la generación de energía se realice dentro del marco de desarrollo sostenible empresarial” fue del orden del 109.0%

De los anteriores Planes, y de acuerdo con el Sistema de Gestión Ambiental, en el cual se determinan los objetivos, metas, programas e indicadores que se cumplieron en el marco del Plan de Acción en materia ambiental y de las actividades manifiestas en el Plan de Manejo Ambiental se determino el seguimiento de los siguientes programas y actividades efectuados en la vigencia 2005:

54

3.2.4.2.1. Plan 4.2. Coordinar con GEMADES políticas y procedimientos que garanticen niveles de calidad de la Gestión Ambiental similares a los del grupo.

Actividad 4.2.3. Mantener la Certificación del Sistema de Gestión de Integrado en Pagua y Betania y el Sistema de Gestión Ambiental de Guavio y Termozipa.

Programa. Manejo Integral de Residuos Objetivo: Optimizar la gestión de residuos convencionales, residuos

peligrosos y escombros.

Evaluación de resultados de la gestión de residuos sólidos (Convencionales y Peligrosos).

Una vez efectuada la verificación documental, se estableció que las actividades relacionadas con este programa se cumplieron en un 100.0%.

Durante la vigencia 2005, en cuanto a la gestión de la disposición de los residuos sólidos, se tenía como política prioritaria la reducción de los mismos, luego las practicas destinadas a su reutilización y reciclaje; y como última opción la disposición final, la cual se realizó por medio de agentes externos.

Durante la vigencia 2005, EMGESA entregó a firmas autorizadas 20,2 Toneladas de residuos peligrosos para su disposición final, de acuerdo con la normatividad ambiental vigente, reduciendo la producción de estos en un 36% con respecto al 2004.

En el 2005, los residuos convencionales fueron del orden de 413,1 toneladas. Se entregaron a firmas recicladoras 13,5 Toneladas de residuos convencionales (papel, plástico, cartón y vidrio) para su utilización en procesos productivos.

Para lo evaluar lo anterior, se determinó una visita de campo a la planta termoeléctrica Martín del Corral (Termozipa). Teniendo como objetivo verificar en la fuente lo correspondiente al manejo de residuos sólidos convencionales y peligroso, los controles que se ejercen y la documentación relacionada con el tema en dicha planta como cumplimiento del Sistema de Gestión Ambiental Vigencia 2005.

En dicha visita de campo se pudo establecer el adecuado manejo, almacenamiento, y disposición final de los desechos peligrosos (como materiales y lodos contaminados, estopas impregnadas con desechos peligrosos, aceites

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usados y recipientes contaminados para su disposición final a través de incineración).

Durante el recorrido se pudo observar que se cuenta con canecas para la separación de residuos convencionales y peligrosos, se dispone de zonas especiales para el depósito temporal de residuos y se pudo constatar la adecuada rotulación y almacenamiento técnico, en bodega, de los residuos considerados peligrosos.

De la verificación documental se pudo establecer que se tienen políticas para la reducción de residuos en la central, se tienen los soportes del seguimiento y control periódico ejercido en materia ambiental al interior de la planta, igualmente se efectúa control al manejo de residuos por parte de contratistas, se cuenta con los soportes de entregas de material reciclable a empresas autorizadas, los contratos de venta de cenizas con la firma ADT, la cual dispone de estas para obras civiles (pavimentación de vías).

En cuanto a los a la gestión de residuos peligrosos, se cuenta con el inventarío de residuos peligrosos. Se han suscrito contratos para el análisis de transformadores para verificar contenidos de PCB.s, y la disposición de residuos impregnados con lubricantes y aceites con la Empresa HOLCIM (Colombia) S. A.

3.2.4.2.2. Plan 4.3. Formar cultura ambiental en la empresa.

Actividad 4.3.1. Elaborar y ejecutar programa de capacitación ambiental.Programa 1 Uso racional de recursos.Objetivo 1 Uso racional de recursos (agua, energía, papel y gasolina)Programa 2 Manejo integral de residuosObjetivo 2 optimizar la gestión de residuos convencionales, residuos

peligrosos y escombros

Evaluación de resultados de la gestión en capacitación en uso racional de recursos y de manejo integral de residuos.

De acuerdo con el acopio documental, se evidencia que la capacitación se efectúo en los términos previstos.

En materia ambiental se cubrió el 70.0% del personal de la organización, se contó con 260 alumnos y se impartieron 2.692 horas de capacitación, con un total promedio de 10,3 horas/hombre. Los temas tratados en los diferentes cursos y talleres versaron sobre: uso racional del agua, formación de auditores internos,

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capacitación ambiental de contratistas y proveedores, gestión de residuos, manejo de sustancias químicas y lubricantes, y desarrollo sostenible empresarial. Igualmente, se priorizaron y efectuaron capacitaciones sobre sensibilización sobre el Sistema Integrado de Gestión y el Manejo de residuos sólidos y vertimientos.

De la capacitación participaron todas las áreas de la organización, y participaron tanto los funcionarios de la sede administrativa central, como los de las centrales.

3.2.4.2.3 Plan 4.6. Embalse Muña

Actividad 4.6.1. Plan Vida Muña 2000Programa Manejo de embalses y prevención de riesgos ambientalesObjetivo Minimizar la probabilidad de riesgos ambientales asociados

a la operación de embalses y de la infraestructura principal o anexa a las centrales.

Evaluación de resultados de la gestión del manejo del embalse y la prevención de riesgos ambientales en el Muña.

Para efectuar el seguimiento de las obras contempladas en el Plan vida Muña 2000, se programó una visita técnica. Para el desarrollo del recorrido de dicha visita se programó el seguimiento de las siguientes actividades contempladas en las fichas del Plan de Manejo Ambiental. Lo anterior, teniendo en cuenta los objetivos y metas fijados para los programas y procedimientos en cumplimiento del Plan de Acción Ambiental -PAA- y el Sistemas de Gestión Ambiental –SGA-.

- Rectificación y reconformación de los cauces de los ríos Muña y Aguas Claras; ubicados en las colas del embalse.

- Retiro mecánico capa vegetal (Buchón) en 200 hectáreas aproximadamente y plantación forestal.

- Erradicación de buchón, en cumplimiento requerimientos autoridad ambiental.- Realizar mantenimiento (rocería) a las colas La Colonia y Julo Manrique y/

Hospital.

Para lo anterior, se verificarán las siguientes actividades: Manejo de taludes (estabilización). Rectificación de Cauces Construcción de canales en tierra, paralelos a los cauces para conducción

de vertimientos hasta la zona de bombeo, tratamiento de lodos y sedimentos y disposición.

Actividades de rocería

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Una vez efectuada la correspondiente visita de campo a la Represa del Muña, y sobre los ítems por evaluar, se encontró que se han desecado en un 100.0% las colas del Hospital y La Colonia. En esta última, se continúa con la reconformación de los taludes de estabilización.

Se rectificaron los cauces del río Muña y la Quebrada Aguas Claras. Además se están desarrollando las actividades complementarias permanentes de rocería con el fin de evitar la proliferación de zancudos, mosquitos, roedores y otros vectores.

Igualmente se pudieron observar los canales en tierra paralelos a los cauces de vertimientos, los cuales encausan el río Muña y la Quebrada Aguas Claras hacía la estación de bombeo, pasando por la dársena o piscina de decantación y manejo aguas y lodos.

Se recorrió el sendero ecológico perimetral, el cual fue construido con la comunidad con el objeto de establecer una barrera natural de reforestación arbórea. Sin embargo, se manifestó que luego de estudios, se llego a la conclusión que dicha barrera servía de área de paso para los vectores como zancudos y mosquitos, por lo cual, por petición de la CAR fue necesario retirar algunos de los árboles en una operación denominada entresacado.

En cuanto al Retiro mecánico capa vegetal (Buchón) en 200 hectáreas aproximadamente y plantación forestal, y en concordancia con las actividades requeridas en las Resoluciones de la CAR No. 506, 1189 y 2113, y de acuerdo con el encargo fiduciario durante el 2005, se acordó el retiro del buchón, para lo cual se han construido las barreras de confinamiento para alejar y retirar dicha planta.

Para el retiro mecánico y manual del buchón se han utilizado retroexcavadoras, cosechadora, guadaña y ganchos de arrastre. El mantenimiento de las zonas recuperadas se efectúa mediante el retiro manual y mecánico del buchón mediante rocería, aplicación del herbicida (RoundUp) con fumigadoras manuales esto para evitar condiciones favorables para la nueva reproducción de dicha planta. El buchón ya extraído es fumigado con el insecticida (Permost), mediante maquinas portátiles para evitar la reproducción de cepas de zancudos.

3.2.4.2.4 Concepto sobre la Gestión Ambiental de EMGESA.

La gestión ambiental de EMGESA en la vigencia 2005 es eficiente. Esto, por su compromiso institucional y efectiva organización interna que integra la política ambiental, la política social, la legislación y los requerimientos de autoridades

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ambientales. Además es evidente la oportunidad y cumplimiento de sus acciones en desarrollo de los diferentes programas y actividades en función de sus compromisos de tipo ambiental.

Desde el punto de vista de la gestión administrativa, la eficiencia de la gestión en materia ambiental, está apalancado por la existencia de su Sistema de Gestión Ambiental certificado con los parámetros de la ISO 14001:2004, que permite una efectiva planificación de sus actividades; una adecuada identificación de las responsabilidades, la determinación de las prácticas, los procedimientos y los procesos; y disposición de los recursos para el cumplimiento de los objetivos de orden ambiental.

Una vez evaluadas las acciones de tipo ambiental, es evidente el impacto positivo generado para el medio ambiente por parte de EMGESA, en cumplimiento de los objetivos previstos para el periodo. Lo anterior, es palpable en el desarrollo de proyectos de tipo ambiental realizados por EMGESA en las afueras del Distrito, específicamente en el Embalse del Muña, donde se adelantan obras de ingeniería en lo relacionado con la restauración del cuerpo de agua (eliminación de Buchón), control biológico de vectores y la producción de olores emanados por el embalse.Es indiscutible el adelanto en materia del cumplimiento de la normatividad de tipo ambiental por parte de la Empresa, la cual mediante exigencias establecidas por la casa matriz en España hacen que para la vigencia 2005, haya elevado su calificación de la evaluación de la gestión ambiental institucional de aceptable a eficiente.

3.2.5 Evaluación de la Gestión Financiera

3.2.5.1 Análisis Financiero

ACTIVO

El activo se disminuyó en $7.716.4 millones, equivalente al 0.13%, al pasar de $5.791.238.9 millones a $5.783.522.5 millones del 2004 al 2005, originado en la disminución de las inversiones en $348.067.7 millones, las Propiedades, Planta y Equipo en $99.218.8 millones. Sin embargo, los Deudores aumentaron $108.645.4 millones, entre los más representativos.

Composición 2005: la gráfica muestra como las Propiedades, Planta y Equipo y sus Valorizaciones son el rubro más representativo del activo con $5.365.574.7 millones, es decir el 92.77%, el rubro más significativo es el de Plantas de Generación con saldo de $3.716.830.1 millones y las Valorizaciones con

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$1.486.981.1 millones, producto de las inversiones que sirven de apoyo fundamental para el desarrollo del objeto social de la empresa, los Deudores ascendieron a $280.946.1 millones, que corresponde al 5% y los Intangibles de $68.760 millones, el 1%.

ActivosIntangibles;

68.760,0; 1%Inversiones; 16.659,6; 0%

Deudores; 280.946,1; 5%

Valorizaciones; 1.487.123,2;

26%

Bancos; 14.409,8; 0%

Propiedades, Planta y Equipo;

3.878.593,6; 68%

Fuente: Datos tomados de los estados financieros de EMGESA GRAFICA 11

El activo corriente disminuyó $361.467 millones, equivalente al 61.98%, con respecto al año anterior, situación derivada de la reducción de las inversiones temporales en $347.998.2 millones (95.62%) y el efectivo en $33.575.8 millones (69.94%), parte de esos recursos se utilizaron para cancelar la reducción de capital con efectivo reembolso de aportes por $400.000 millones en el 2005.

PASIVO

Los pasivos aumentaron $49.553.9 millones, al pasar de $1.031.297.5 millones a $1.080.851.4 millones, equivalente al 4.81%.

Composición. La cuenta Otros Bonos y Títulos Emitidos es la más representativa con saldo de $711.032.3 millones, es decir el 65.78% del total de los pasivos, en ese orden tenemos los Pasivos Estimados con $266.844.5 millones, el 24.69%, en este rubro están incluidas las provisiones para el impuesto de renta y complementarios por $172.594.9 millones, provisión para pensiones por $82.759.3

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millones y provisiones diversas $11.218.3 millones; seguidamente se presentan las Cuentas por Pagar con $81.750.2 millones, el 7.56% del mismo total y Otros Pasivos con $480 millones que representan el 0.04% del total del pasivo.

COMPOSICIÓN PASIVOS

Pasivos ;Estimados

25% ;266.844,5 Otros Bonos y

Títulos ;Emitidos

67% ;711.032,3

;Otros Pasivos0% ;480

Cuentas por ;Pagar; 81.750,2

8%

Fuente: Datos tomados de los estados financieros de EMGESA GRAFICA 12

El pasivo corriente del 2004 al 2005, disminuyó $79.549.6 millones al pasar de $466.753 millones, a $382.203.5 millones, que corresponde al 17.23% de variación, las obligaciones financieras decrecieron $106.856.3, las cuentas por pagar con compañías vinculadas aumentaron $31.733 millones y los pasivos estimados aumentaron $9.712.6 millones, entre las más importantes.

En cuanto a los pasivos de largo plazo, las obligaciones financieras aumentaron $41.721 millones y las pensiones de jubilación disminuyeron $6.926.7 millones. Durante el 2005 en cumplimiento de una estrategia de sustituir deuda de corto por deuda de largo plazo se colocó la tercera emisión de bonos por $210.000 millones.

PATRIMONIO

El valor del patrimonio disminuyó $57.270.3 millones al pasar de $4.759.941.5 millones a $4.702.671.1 millones, del 2004 al 2005, lo que equivale a una variación negativa del 1.20%, originado principalmente por la reducción del Capital Suscrito y Pagado de $400.000 millones.

La mayor variación se presentó en el capital suscrito y pagado que disminuyó $400.000 millones, producto de la reducción de capital, pasando de $1.530.693.8

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millones a $1.130.693.8 millones del 2004 al 2005; la Revalorización del Patrimonio aumentó $155.129.1 millones, al situarse en $1.721.227.5, correspondientes al 9.91%; así mismo, el Superávit por Valorización incrementó su valor en $155.636 millones por el avalúo técnico realizado sobre la metodología de costo de reposición de las Propiedades, Planta y Equipo, realizado por la Lonja de Propiedad Raíz de Bogotá a 31 de diciembre de 2005.

Adicionalmente, las Reservas aumentaron $24.353.8 millones, equivalentes al 30.31%, con saldo en el 2005 de $104.715.9 millones y las Utilidades del Ejercicio fueron de $251.149.2 millones, crecieron el 3.13%, es decir $7.610.7 millones más que el año anterior.

Composición.

Fuente: Datos tomados de los estados financieros de EMGESA Gráfico 3

Este grupo esta compuesto en el 2005 por la Revalorización del Patrimonio con saldo de $1.721.227.5 millones (36.60%), donde se registran los ajustes por inflación de las cuentas no monetarias, luego tenemos el Superávit por Valorizaciones con $1.487.123.2 millones (31.62%), el Capital Suscrito y Pagado con $1.130.693.8 (24.04%), La Utilidad del Ejercicio por $251.149.2 millones (5.34%) y las reservas por $104.715.9 millones que equivalen el 2.23% del total del Patrimonio.

Estado de Resultados

PATRIMONIOReservas;

104.715,9; 2%Prima en

Colocación de Acciones;

7.761,5; 0%

Utilidad del Ejercicio;

251.149,2; 5%

Superávit por Valorizaciones;

1.487.123,2; 32%

Revalorización del Patrimonio;

1.721.227,5; 37%

Capital Suscrito y Pagado;

1.130.693,8; 24%

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En el 2005 los ingresos estuvieron en $1’120.746,32 millones, con una disminución frente al año 2004 de $67.839,60 millones y que porcentualmente equivale a -6,05%,

Fuente: Información EMGESA S.A. ESP.

Del cuadro anterior se desprende que el rubro que más influyo en el descenso de los ingresos fue “OTROS INGRESOS”, el cual tuvo una disminución en el 79%. Dentro de este rubro el que más influyo en el descenso fue “AJUSTES POR DIFERENCIA”, con un -91,93%.

Este último rubro en el nivel cuatro esta compuesto por las cuentas que se muestran:

Codigo Nombre ANO_2004 ANO_2005 Dif_05_04 Dif_Porcentual480601 EN EFECTIVO $ (5.324.722.181,00) $ (32.450.714,00) $ 5.292.271.467,00 -99,39%480611 OBLIGACIONES FINAN D $ (23.121.388.342,00) $ (3.569.580.473,00) $ 19.551.807.869,00 -84,56%480612 ADQUISICION DE BIENE $ (484.530.000,00) $ 43.442.338,00 $ 527.972.338,00 -108,97%480613 ADQUISICION DE BIENE $ (164.864,00)480634 PRIMA AMORTIZ.BONOS $ (17.933.194.290,00) $ (225.368.247,00) $ 17.707.826.043,00 -98,74%480690 OTROS AJUSTES POR DI $ (11.488.621,00) $ (768.657,00) $ 10.719.964,00 -93,31%


Y claramente se aprecia, la disminución del comportamiento de estas cuentas en el año 2005 frente al 2004, siendo las más representativas “OBLIGACIONES FINANCIERAS” y “PRIMA AMORTIZACIÓN BONOS”, que en diferencias absoluta asciende a $37.259,63 millones.

Hallazgo Administrativo:

Se analizo lo correspondiente a los ingresos operacionales presentados por la empresa en el Estado de Resultados que muestra un valor de $995.4 millones. Una vez evaluadas las cifras entregadas por la empresa de manera oficial correspondientes a los INGRESOS OPERACIONALES, se observa un nuevo valor por $1.124.0 millones, donde presenta una diferencia de $128.6 millones, si bien es cierto ambos estados muestran una UTILIDAD NETA de $251.1 millones, no es menos cierto que lo correspondiente a los costos de venta o compra de energía se deben presentar bajo el título de COSTOS OPERACIONALES, y por tal razón la presentación de las cifras en INGRESOS OPERACIONES debe corresponder a su sentido, no a las cifras netas.

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Además de lo anterior, la Contraloría solicitó a través de oficio se remitiera el algoritmo que explica la forma de tratar las cuentas de resultado y las de orden, para llega a las cifras mostradas por la empresa, donde ésta, una vez más, no entrego la información como se solicitó.

Este tipo de situación lleva a configurar un hallazgo de tipo administrativo en cuanto a la presentación de las cifras en especial los INGRESOS OPERACIONALES que tienen incidencia directa en el IMPUESTO DE RENTA Y COMPLEMENTARIOS.

La empresa sostiene que: “La facturación de XM, Empresa administradora del mercado mayorista de Energía Eléctrica en Colombia, se realiza en montos totales de ingreso y egreso y así se registran en el sistema. Dentro de cada uno de estos montos totales hay ítems que componen el ingreso (ventas en bolsa, ventas en reconciliación, ingresos por capacidad) y el egreso (cargo por capacidad a devolver, compras en bolsa, compras en reconciliación), que se puede desglosar sólo a través de la información que XM provee a los distintos agentes del Mercado con los archivos de liquidación, pero esa información no forma parte integral de la facturación, con lo cual la factura nunca presenta este detalle”. Son criterios que esta contraloría no pone en discusión.

Bajo la premisa que la contabilidad registra los hechos económicos de una empresa y para tal, se diseñan cuentas que permiten dinamizar los ingresos y los egresos; y para esta realidad se estipula la naturaleza de cada una de ellas y que en ningún momento se pueden cambiar la naturaleza y el objetivo de dichas cuentas. Si bien es ciertos existen hechos económicos que no atañen a la empresa, si es verdad que los saldos consignados en las facturas propias del objetivo social de la empresa hacen parte del ingreso o el egreso operativo.

Ahora, al hacer la descripción de la cuenta de Ingresos operacionales, se afirma que ésta es representativa de los recursos percibidos por la empresa durante el período contable, en desarrollo de su función social.

Dentro del desarrollo del objeto social toda empresa incurre en unos costos que son propios de la función empresarial, llamados Costos operacionales. Bajo esta denominación se agrupan las cuentas que representan el costo incurrido en la producción y comercialización de bienes y en la prestación de servicios, vendidos durante el período, en desarrollo de la función administrativa. (Apartes tomados del Plan General de Cuentas).

Aquí, no se esta cuestionando el Margen de contribución, se esta analizando los ingresos a partir del calculo del Margen de contribución.

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Frente a esto, se debe entender este Margen como la diferencia entre los ingresos por ventas y los costos variables7, se tiene entonces8:

Contribución Marginal = Precio de Venta - Costo Variable Unitario

Como no es de interés ahondar en el Margen de contribución, este documento se centrara dentro del comportamiento presentado por la empresa en los ingresos operacionales.

La Empresa, presenta la siguiente información como parte del documento INFORME MENSUAL DE GESTIÓN DICIEMBRE 2005 en la página 27, se presenta el siguiente cuadro:

7 Diccionario de Economía y Negocios, © Espasa Calpe, S. A., © Arthur Andersen S.A.8 Tomado de http://www.infomipyme.com/Docs/GT/Offline/Empresarios/costos.htm

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Fuente: Emgesa S.A. ESP.

Más sin embargo, la Empresa presenta como informe de Estados de Pérdidas y Ganancias, el mostrado a continuación.

EMGESA S.A. E.S.P. SERA2005

ESTADOS DE RESULTADOS

(En miles de pesos colombianos, excepto el dividendo preferencial y la utilidad neta por acción)

2005 2004

INGRESOS OPERACIONALES 995.411.624$ 1.014.071.500$

COSTO DE VENTAS 516.038.341 518.758.898

Utilidad bruta 479.373.283 495.312.602

GASTOS DE ADMINISTRACION 32.744.379 31.260.299

Utilidad operacional 446.628.904 464.052.303

INGRESOS (EGRESOS) NO OPERACIONALES:Ingresos financieros 11.615.448 65.402.308 Gastos financieros (77.662.589) (153.016.164) Diversos, neto 605.473 (1.667.209) Corrección monetaria 42.761.397 36.439.687

(22.680.271) (52.841.378)

Utilidad antes de impuesto sobre la renta 423.948.633 411.210.925

IMPUESTO SOBRE LA RENTA 172.799.417 167.672.448

UTILIDAD NETA DEL EJERCICIO 251.149.216$ 243.538.477$

DIVIDENDO PREFERENCIAL 228.42$ 238.98$

UTILIDAD NETA POR ACCIÓN 1.640.75$ 1.554.83$

POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 Y 2004

Fuente: Emgesa S.A. ESP.

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Si se analiza los ingresos mostrados por la administración, esta presenta en el estado de PyG un valor de $995.412 millones, mientras que en el informe de gestión, la empresa muestra como Ingresos operacionales $1.124.014 millones.

La misma empresa sostiene que: “A través de dichos archivos la Compañía verifica las cifras que contiene la factura, cifras que Emgesa registra bien sea como proveedor o acreedor en su contabilidad según sea el caso, pues bajo ningún punto de vista es procedente hacer registros por valores distintos al de la factura”.

En su respuesta EMGESA comenta: “La diferencia entre el registro contable y el presentado en los informes de Gestión (que se registra en cuentas de orden) consiste en la apertura de los ítems de bolsa (comparas, ventas, regulación de frecuencia y cargo por capacidad) tomando de los archivos de liquidación, que permite efectuar un mejor análisis de la gestión del negocio y que es de carácter completamente interno”.

De acuerdo a lo esbozado respecto a la dinámica y naturaleza de las cuentas estas no son consistentes, y estas son un valor base para el cálculo del IMPUESTO A LA RENTA.

EMGESA responde que: “(…) se le explico al Grupo Auditor, y en nuestra comunicación GCG-42-06 se adjuntaron los archivos que detallaban la conciliación entre ambos registros (el contable y el de gestión) y la correlación entre las manera de presentar los estados de resultados que se presenta en los informes Mensuales de Gestión y el auditado, incluido dentro de la Memoria Anual”.

A continuación se presenta parte de la respuesta que la empresa presento, previa solicitud de enviar un algorítmico que explicara la manera de manejar las cuentas de orden frente a las cuentas de resultado; respuesta que no llego:

EMGESA REAL ACUMULADO REAL ACUMULADO REAL ACUMULADO REAL ACUMULADO ENVIADO POR DIFERENCIA ENVIADO POR DIFERENCIA PESOS COL PESOS COL PESOS COL PESOS COL COMERCIAL COMERCIAL Controlling Contabilidad Contabilidad CUENTAS 8 CUENTAS 4

01-CUENTA DE RESULTADOS CUENTAS 8 CUENTAS 4 Y 7 DIFERENCIASVENTAS AL PO O L 502.350.699.078 502.350.699.078 176.478.351.072 325.872.348.006 499.465.882.151 2.884.816.927 174.928.181.855 1.550.169.217

Ventas al Pool: Energía 249.541.786.209 249.541.786.209 176.478.351.072 73.063.435.137 247.304.058.555 2.237.727.654 174.928.181.855 1.550.169.217 Ventas al Pool: Capacidad 191.490.880.619 191.490.880.619 - 191.490.880.619 191.679.850.055 -188.969.436 - - Ventas al Pool: Serv. Complementarios 61.318.032.250 61.318.032.250 - 61.318.032.250 60.481.973.542 836.058.708 - -

TRADING-IMPO RT-EXCED. CO GEN ( Ventas) - - - - - - - -

VENTAS CL. FINAL Y O TRAS CIAS ELECTRICAS 618.585.221.872 618.585.221.872 815.772.039.154 -197.186.817.282 618.353.745.715 231.476.157 815.677.856.340 94.182.814

VENTAS NO FACTURADAS (MES 13) - - - - - - - - VENTAS A CO MPAÑIAS ELECTRICAS 390.688.083.775 390.688.083.775 390.688.083.775 - 390.074.260.688 613.823.087 390.074.260.688 613.823.087

Ventas cías eléctricas: Inte rnas - - - - - - - - Ventas cías eléctricas: Intergrupo 218.017.629.082 218.017.629.082 - 218.017.629.082 217.557.709.761 459.919.321 - -

Contrato de cobertura - - - - - - - - Otras ventas cías elect. intergrupo 218.017.629.082 218.017.629.082 - 218.017.629.082 217.557.709.761 459.919.321 - -

Vtas cías eléc. Interg. igual actividad 1.237.878.826 1.237.878.826 - 1.237.878.826 1.237.878.826 0 - - Vtas cías eléc. Interg. distinta actividad 216.779.750.256 216.779.750.256 - 216.779.750.256 216.319.830.935 459.919.321 - - Ventas cías eléctricas: Otras 172.670.454.693 172.670.454.693 390.688.083.775 -218.017.629.082 172.516.550.927 153.903.766 390.074.260.688 613.823.087

VENTAS A CLIENTES LIBERALIZADO S 227.897.138.097 227.897.138.097 425.083.955.379 -197.186.817.282 228.279.485.027 -382.346.930 425.603.595.652 -519.640.273 Ventas Cl. Liber: Mercado propio - - 425.083.955.379 -425.083.955.379 - - 425.603.595.652 -519.640.273 Ventas Cl. Liber: Mercado ajeno 227.897.138.097 227.897.138.097 - 227.897.138.097 228.279.485.027 -382.346.930 - -

67

Después de haber realizado un estudio de la hoja de Excel, se identifico que corresponde a un modelo relativo con funciones de base de datos en celdas que hace referencia a varios archivos externos.

Dentro de un modelo relativo de hoja de calculo la funcionalidad de las formulas dentro de la celdas producen los resultados consistentes y después de haber identificado el funcionamiento, solo se observa en celdas especificas y apropiadas las formulas necesarias para producir la información deseada.

Por lo cual esta auditoria mantiene el Hallazgo Administrativo y dará traslado a la DIAN por considerar que los Ingresos operacionales son base para calcular el impuesto de renta.

Costos y Gastos


Al observar el comportamiento de estos dos niveles, se resalta como los GASTOS tuvieron un disminución del 11% aproximadamente frente al 2004 con una variación absoluta de $65.119,05 millones.

Ahondando, en el comportamiento de la cuenta gastos, la subcuenta que mayor disminución tuvo fue OTROS GASTOS con un diferencia porcentual del 50% aproximadamente y dentro de esta la cuenta AJUSTE POR DIFERENCIA EN CAMBIO tuvo una disminución del 95% aproximadamente.


Este comportamiento compaginado con la disminución de ingresos de un 6,05% coadyuva a la utilidad presentada en el año 2005 la cual fue de $251.149,2 millones y que tiene relación porcentual a 3,13% en aumento.

Miles de pesos

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Rentabilidad y Endeudamiento

Margen bruto



Del total de lo vendido en el año 2005 quedo el 92,89% después de haber cubierto el costo de venta; cabe denotar que en el año 2004 quedo el 95,48% siendo mayor su representatividad. Este indicador se ve impactado por el comportamiento de los ingresos donde se presento una disminución del 61,34% correspondiente a los ingresos por CONSUMO SIN MEDICIÓN seguido por la disminución de las VENTAS A LARGO PLAZO con el 12,93%.

Margen operacional


Al analizar el Margen Operacional, se puede sostener que el negocio sigue siendo rentable en si mismo dejando de lado las financiaciones y actividades especulativa; más sin embargo, frente al comportamiento del año 2004 este disminuye pasando de 89,45% a 86,55%, como se observa y se ha sostenido hasta el momento la subcuenta que más contribuyo en esto fue VENTAS A LARGO PLAZO con una variación absoluta de $58.005 millones en contra.

Margen neto

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Muestra que en el año 2005 la Utilidad Neta fue de 46,67%, una vez deducido los gastos, impuestos. Lo anterior indica que por cada unidad monetaria que EMGESA vendió en el 2005 obtuvo una utilidad de 46,67 y en el año 2004 su utilidad fue de 46,95%, esto lleva a concluir que la empresa está produciendo una adecuada retribución para los accionistas.

Rentabilidad General


Analizando el comportamiento en el año 2005 se observa que el total de los activos participo en la generación de utilidad en un 4,28% y en el 2004 fue de 4,21.% Lo anterior se debe a la disminución de los Activos Totales en un 0,13% de la siguiente manera: el activo se disminuyó en $7.716.4, al pasar de $5.791.238.9 millones a $5.783.522.5 millones del 2004 al 2005, originado en la disminución de las inversiones en $348.067.7 millones, las propiedades, planta y equipo en $99.218.8 millones. Este comportamiento represento un aumento en el 2005 frente al 2004 del 0,07%.

Rentabilidad patrimonial


El margen de rentabilidad del patrimonio en el 2005 fue de 5,18% frente al año 2004 que fue 5,12%, aumentando en 0,06%. Lo anterior tiene su origen en la disminución del patrimonio en un 1,2% basado en la disminución de capital en el año 2005 con un valor de $400.000 millones.

.


70

3.2.5.1.1 Indicadores Financieros

Razón Corriente 2005 2004 Variación0.58 1.25 -53.56%

Muestra la disponibilidad del activo corriente para cubrir las deudas de corto plazo, quiere decir que por cada peso que se adeuda la empresa en el corto plazo, cuenta con 0.58 pesos para cancelarlo si es necesario. La disminución del índice se origina en la disminución de las inversiones temporales en $347.998.2 millones, la disminución del efectivo en $33.575.8 millones, las cuentas por cobrar con compañías vinculadas decrecieron $7.081.7, para obtener la liquidez necesaria cubrir la reducción de capital y las obligaciones de corto plazo.

Capital de Trabajo 2005 2004 Variación-$160.432.9 $116.484.6 -237.7%

El indicador muestra que para el año 2005 la compañía tiene un capital de trabajo negativo de $160.432.9 millones, esto debido a los recursos que se destinaron para pagar la reducción de capital por $400.000 millones y cubrir las obligaciones de corto plazo.

Razón de Cobertura 2005 2004 Variación0.23 0.57 -60.05%

Señala la provisión de recursos del corto plazo que para pagar las obligaciones con terceros, esta decreció un 60% como consecuencia de la disminución del activo corriente en $361.467 millones y una baja en $49.755.2 millones del pasivo total.

Solvencia 2005 2004 Variación5.35 5.62 -4.71%

Este índice muestra la capacidad para asumir las obligaciones externas, por cada peso que adeudaba en el 2005, contaba con $5.35 pesos de activos para respaldarlo y en el 2004 $5.62 pesos.

Nivel de 2005 2004 Variación

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Endeudamiento18.69% 17.81% 4.94%

El grado de endeudamiento de la empresa en el 2004 era de 17.81% y se aumentó a 18.69% en el 2005, principalmente por el aumento neto de los pasivos en $49.553.9 millones, dentro de ellos subieron su valor los Otros Bonos y Títulos Emitidos $211.837.3, los Pasivos Estimados $78.047.6 millones y las Cuentas por Pagar en $33.676.5 millones, y finalmente por la disminución de la Obligaciones Financieras en $276.972.5 millones.

Endeudamiento a Corto Plazo

2005 2004 Variación

6.61 8.06 -18%

Dentro de las obligaciones con terceros, las de corto plazo representaron el 8.06% para el 2004 y 6.61% para el 2005, disminuyendo la concentración en el corto plazo.

Apalancamiento Total

2005 2004 Variación

0.39 0.31 26.60%

Indica el compromiso del patrimonio frente a los acreedores externos, así en el 2004, por cada peso de patrimonio, se encontraba comprometido en 0.31 y en el 2005 en 0.39.

3.2.5.1.2 Indicadores de Valoración empresarial

Capital de trabajo neto operativoCUADRO 30

CAPITAL DE TRABAJO NETO OPERATIVO

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Emgesa S.A. posee un Capital de Trabajo Neto Operativo de $223.517,61 millones, presentando una variación positiva sustancial de $85.523,19 millones frente al 2004, que corresponde a un aumento del 61,98%. Este capital de trabajo permitió responder a sus obligaciones con los proveedores y/o acreedores y además de eso cuenta con una suma importante para atender los recursos de crecimiento inmediatos.

Este comportamiento tiene su origen la cuenta de ANTICIPOS O SALDOS A FAVOR el cual tuvo un crecimiento significativo del 111.613,02% con una variación absoluta de $99.340 millones, En servicios públicos la variación absoluta fue de $14.472 millones.

En INVENTARIOS, la cuenta con movimiento más significativo fue MATERIALES PARA PRESTACION DE SERVICIOS con una variación absoluta de $11.499 millones.

La CUENTAS POR COBRAR, la subcuenta ADQUISICIÓN BIENES Y correspondiente al código 2401 con una variación absoluta en disminución de $3.657 millones.

El aumento del Capital de Trabajo Neto Operativo frente al año 2004 fue de $117.329 millones denotó el comportamiento de las Cuentas por Cobrar, la cual tuvo una variación absoluta de $125.950 millones. De la misma forma la variación porcentual fue de 36,63%

73

donde la cuenta más importante es inventarios con un crecimiento del 63,13% y como comportamiento escondido se resalta la disminución de Bienes y Servicios Extranjeros que presenta una disminución del 64,23% y la cuenta de cuarto nivel Impuesto al Valor Agregado IVA con un correspondiente aumento del 97,15%.

Propiedad Planta y Equipo.

CUADRO 31VARIACIÓN DE PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO


Propiedad Planta y equipo, presenta una variación porcentual de 2,63% con un valor absoluto de $99.218 millones, dentro de esta cuenta, en valores absolutos se destaca la cuenta de PLANTAS Y DUCTOS con un crecimiento de $236.523,78 millones y que repercutió en un valor absoluto de $156.790,34 millones de forma incremental.

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Flujo de Caja LibreCUADRO 32

FLUJO DE CAJA LIBRE

Fuente: Información EMGESA S.A. ESPLa Utilidad neta después de impuestos tiene un peso del 81,79% dentro del Flujo de Caja Básico y Emgesa S.A. tiene la suma de $122,3 mil millones para atender los compromisos con los proveedores de capital, después de cubrir:

Reposición de capital de trabajo y activos fijos Cubrimiento del servicio de la deuda Reparto de utilidades que retribuyan adecuadamente la inversión de los

socios en especial del Distrito.

Capital de Trabajo Contable

CUADRO 33CAPITAL DE TRABAJO CONTABLE

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Desde el punto de vista de los acreedores, los activos no alcanzan a respaldar los compromisos que tienen con ellos, con un déficit de $220.1 millones. Dentro de este comportamiento se destaca la reducción marcada del efectivo y de las inversiones en el activo con un total en diferencia negativa absoluta de $381.5 millones, esto se explica por la reducción de capital correspondiente al 18 de febrero de 2005 por un valor de $400,0 mil millones.

Ahora bien, la reducción absoluta fue de $336.6 millones, que correspondió a la variación porcentual de -288,7%.

Margen de contribución

CUADRO 34CALCULO DEL MARGEN DE DISTRIBUCIÓN


El margen de contribución para EMGESA S.A. ESP. SA ESP correspondiente a la vigencia del 2005, tuvo un valor de $829.523 millones, con un incremento del 8,86% frente al 2004, reflejando que cuenta con una cifra significativa para cubrir los costos fijos y gastos de administración, servicios y aún así producir utilidades.

76

Dentro de este análisis se destacan la reducción de otros servicios, ingresos operacionales frente al 2004 en 17,17%. En los costos y gastos variables de producción hay cifras relevantes como costos generales con un aumento del 40,25%, dentro de esta cuenta la que más se destaca es “OTROS COSTOS GENERALES”, que a su vez está compuesta por las siguientes:

Apalancamiento operacional

CUADRO 35UTILIDAD OPERACIONAL


CUADRO 36INGRESOS OPERACIONALES


Los ingresos operacionales disminuyeron en 1,84% y la utilidad operacional frente al año 2004 disminuyo en 3,75%, entonces bajo las premisas y condiciones del país en el año 2005, por cada unidad de cambio de incremento en las ventas, la utilidad operacional aumenta 2,03.

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Apalancamiento financiero

CUADRO 37Utilidad


Se puede sostener que por cada unidad de cambio de la Utilidad Operacional este se ve reflejado en la Utilidad Neta 2,3 veces. Nuevamente se observa el impacto de la provisión en la utilidad en las cuentas descritas.

Ahora analizando el comportamiento de la cuenta de Provisiones para deudores y después de haber realizado un escenario de simulación se observa que por cada $1.000 millones que se aumentó la Provisión de Deudores la Utilidad Neta se vio afectada en el apalancamiento total en 0,07 y el apalancamiento financiero se vio afectado en 0,03 veces.

3.2.6 Evaluación de los Estados Financieros y Manejo Financiero

3.2.6.1 Control Interno Contable Financiero

Ambiente de Control

La empresa tiene claros objetivos y obligaciones que son cumplidos por los empleados, con base en un buen sentido de pertenencia y compromiso, adecuados canales de comunicación, soportados en un sistema de información confiable como el SAP, el sistema de gestión de calidad así como la implantación del proyecto de control interno bajo las directrices del sistema COSO, en cumplimiento de la Ley SARBANES OXLEY Act.

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Administración del Riesgo

Para mitigar el riesgo originado en la constitución de las inversiones financieras la empresa cuenta con una política para su administración.

Sin embargo, al evaluar el control interno del rubro de gastos, correspondiente a la vigencia de 2005, se estableció mediante visita que la Administración de la Empresa no levantó una matriz de riesgos y controles asociado al proceso de los gastos de acuerdo a lo estipulado en la metodología de la Ley Sarbanes Oxley y metodología coso, al indagar se estableció que se encuentran en este proceso.

Operacionalización de los Elementos

El área contable cuenta con procedimientos internos, mediante los cuales se realizan los registros de acuerdo con el Decreto 2649 de 1993, el Plan de Contabilidad para Entes Prestadores de Servicios Públicos y la normatividad técnica del sector.

El registro de la información contable se realiza en el SAP R/3, interactuando mediante interfaces con el sistema comercial y de talento humano. Este sistema es confiable y se soporta en buenos controles y autorizaciones aportando confiabilidad a la información procesada y generada por la empresa.

En cuanto al desarrollo del talento humano y con el fin de mejorar el desempeño laboral, se ejecutó un programa de capacitación.

El seguimiento y evaluación de los procesos del área se realizan por medio de los procedimientos, el autocontrol, el seguimiento que realiza la auditoria interna, la Revisoría Fiscal y la Auditoria Externa de Gestión y Resultados. Además se terminó la implementación de la metodología del COSO.

La compañía estableció en su política de cartera la provisión por el 100% de las cuentas por cobrar con vencimiento mayor de 360 días.

Se realizó una actualización financiera del avalúo técnico de bienes a 31 de diciembre de 2005, este estudio lo efectuó la Lonja de Propiedad Raíz de Bogotá.

79

Documentación.

La empresa cuenta con archivos adecuados para los libros contables y documentos.

3.2.6.2 Inversiones

3.2.6.2.1 Moneda nacional

Rendimiento de las inversiones a corto plazo

Se hicieron 92 operaciones en pesos en lo transcurrido en el año 2005, éstas inversiones presentaron un rendimiento de $ 3.463,16 millones frente a unas colocaciones que ascendieron a $ 1’516.183,1 millones, donde se puede afirmar que en promedio cada operación fue de $16.480,25 millones.

CUADRO 38RENDIMIENTOS POR TIPO DE INVERSIÓN

Fuente: Información remitida por EMGESA S.A. ESP.

El mayor número de operaciones se presentaron en los REPOS y los FONDEOS COP con 22 y 49 operaciones respectivamente, para un peso en los REPOS de 39,5% y 47,6% para el caso de FONDEOS COP.

CUADRO 39PORTAFOLIO EN PESOS POR MES


El mes que presentó mayor inversión en moneda nacional fue febrero con una participación del 46,24% seguido de enero con un 30,75%. Como se observa la inversión en febrero ascendió a $701.140,14 millones y en enero de $466.286,25

80

millones. Ahora, el mayor rendimiento respecto a las inversiones, estuvo en el mes de agosto con valor de $1.346,45 millones y el siguiente fue en enero para un total de $668,47 millones.

CUADRO 40PORTAFOLIO EN PESOS POR EMPRESA

Fuente: Información remitida por EMGESA S.A. ESP.Aquí hay que destacar la distribución del portafolio sin que exista una concentración por Empresa. BANCOLOMBIA participa en la inversión realizada por EMGESA con el 39,5% seguido por SUVALOR e INTERBOLSA cada una con una participación del 20,1% y 14,1%, respectivamente.

Sin embargo; por numero de operaciones SUVALOR presenta 23, BANCOLOMBIA 22 operaciones y ABN AMOR BANK tuvo diez operaciones.

En el cuadro siguiente se observa el comparativo de los rendimientos mes a mes frente a la DTF y TCC promedio por el mismo período.

CUADRO 41RENDIMIENTO DE LAS INVERSIONES VS DTF Y TCC

Fuente: Banco de la Republica de Colombia e Información EMGESA.

Del estudio se desprende que EMGESA tuvo un rendimiento promedio inferior al del comportamiento promedio de la DTF en todo el año con excepción de septiembre. Para el caso de la TCC las inversiones de EMGESA estuvieron siempre por debajo de este indicador; sin embargo, la TIR del portafolio total fue

81

de 8,01%, esto se debe a que existían inversiones que se realizaron en el año 2004 y que redimieron en el 2005.

CUADRO 42COMPORTAMIENTO DE IPC POR MES

Fuente: Corfinsura

Ahora al hacer la comparación frente al índice de precios al consumidor, el desempeño del portafolio en pesos supera estos valores. De los anteriores análisis se desprende que EMGESA esta reflejando un buen desempeño del manejo de los dineros en el portafolio en pesos.

La inflación para Colombia correspondiente al año 2005 fue de 4,85, frente al rendimiento del portafolio en pesos el cual correspondió 8,01%, se obtiene un rendimiento neto de 3,01%:

82

3.2.6.2.2 Moneda ExtranjeraSe hicieron 28 operaciones en Dólares Estadinenses, estas ascendieron a U$129’860.596,09 ($309.190 millones) y sus rendimientos fueron de U$199.568,94 ($470,03 millones)9.

Dentro del portafolio existen operaciones que fueron realizadas en el 2004 y tuvieron incidencias en el 2005, estas inversiones fueron: en el 2004 a U$47.769.313,37 ($114.940 millones) con un rendimiento de U$141.365,3 ($333,37 millones) y para el año 2005 fueron U$82.091.282,72 ($194.190,15 millones) y generaron un rendimiento de U$58.183,63 ($ 136.662,08 millones).

CUADRO 43PORTAFOLIO EN DÓLARES DISCRIMINADO POR AÑO

CON INCIDENCIA EN EL 2005


CUADRO 44RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN DÓLARES DISCRIMINADO POR AÑO

CON INCIDENCIA EN EL 2005

Fuente: Cálculos realizados por la Contraloría de Bogotá.

De lo anterior se puede sostener que el rendimiento total de las inversiones en dólares fue de 0,152% representado en pesos.

9 Se llevo a pesos teniendo en cuenta la TRM oficial.

83

Fuente: Cálculos realizados por la Contraloría de Bogotá.

Al descontarle la inflación correspondiente al año 2005, la cual fe de 4,85, se obtuvo un rendimiento del portafolio en moneda extranjera de -4,48%. Esto demuestra en forma clara que el portafolio en moneda extranjera no rentable bajo las condiciones económicas presentadas en el año 2005; otra forma de observar lo anterior es: Si EMGESA hubiera monetizado a valores colombianos su portafolio en dólares, su rendimiento hubiera sido de -4,48%.

CUADRO 45PORTAFOLIO EN DÓLARES POR INVERSIÓN


Lo anterior muestra que las mayores inversiones estuvieron en CDT_USD donde hubo 23 operaciones y 5 para TITULOS_SP_MON_EXT, con un valor en dólares U$79’699.885,59 ($190.349,56 millones) y un rendimiento de U$160.279,44 ($377,14 millones).

CUADRO 46PORTAFOLIO EN DÓLARES POR MES


Las mayores inversiones realizadas en el 2004 con incidencia en el 2005, estuvieron en el mes de diciembre con un valor de U$ 42’822.809 ($ 101.898,82 millones), y para el 2005 tan sólo hubo inversiones en los meses de enero y febrero siendo éste último el que presentó un mayor valor U$ 44’015.070,99 ($ 104.002,31 millones).

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CUADRO 47PORTAFOLIO EN DÓLARES POR EMPRESA


La Empresa que presento una mayor inversión por parte de EMGESA fue FORD MOTOR con el 38,6% de participación, pese que en el Banco Corfinsura Internacional se realizaron 8 transacciones por valor de U$ 21,27 millones.

Esta contraloría ha observado que el manejo del portafolio en el año 2005 fue prudente y genero un rendimiento propicio para los accionistas.

3.2.6.3 Deudores

El mayor valor de las cuentas por cobrar fue por concepto de Servicios de Energía, con saldo de $138,209 millones, es decir el 49,19%, de este rubro el más importante es el de Energía por Facturar por $86,560 millones, por contratos de largo plazo $21,423,7 millones, por Ventas Bolsa de Energía $8,397,4 millones, por Clientes no Regulados $15,078,6 millones, Otras Cuentas por Cobrar $622,6 millones y SD Clientes no Regulados $6,126,7 millones; luego tenemos los anticipos saldos a favor de impuestos por $99,429,4 millones, lo que representa el 35,39% de los deudores, los Otros Deudores suman $45,115,1 millones, o sea el 16,06% del total, entre otras incluyen es ese rubro los vinculados económicos $37,723,2 millones, Crédito a Empleados $2,837,2 millones; así mismo, los Avances y Anticipos por $3,669,9 millones, que representa el 1,31%, los Depósitos Entregados con $56,1 millones y la Provisión para Deudores con $5,532,7 millones, que es el -1,97%.

La empresa cuenta con un manual de procedimiento donde se definen como se origina la cartera, las formas de pago, el control, el registro del recaudo, las políticas de provisión de cartera, los informes que se elaboran y sus responsables.La regulación establece que la encargada de administrar la cartera por transacciones en bolsa es el administrador del mercado, es decir la firma Expertos en Mercados, filial del grupo ISA.

La cartera de difícil cobro, es decir con vencimiento mayor a 360 días asciende a $5.216.4 millones, los cuales están provisionados por el 100%.

85

Una vez revisados los procedimientos para la cartera, su ejecución, los soportes y registros, se concluye que la compañía tiene una cartera sana, y además mínima si se compara con el valor de los ingresos. No se encontraron observaciones ni inconsistencias en la gestión.

3.2.6.4 Deuda

El saldo de las obligaciones en moneda nacional es de $12.841.9 millones, con el Banco Santander, a una tasa del 7.39% y unos intereses causados de $62.8 millones al final del 2005. Así mismo la compañía emitió Bonos de Deuda Pública cuyo saldo a 31 de diciembre de 2005 es de $694.457.8 millones, los intereses causados son de $16, 575,7 millones, la destinación de esta emisión es la de financiar el capital de trabajo de la empresa.

Los registros contables se encontraron de acuerdo con el decreto 2649 de 1993.

Una vez realizada la evaluación de la deuda, su aprobación por los entes de vigilancia y el ingreso de los recursos a la empresa, no se encontraron inconsistencias en la gestión.

3.2.6.5 Gastos

Para la vigencia de 2005 el rubro de gastos presentó un saldo de $285.719.16 millones, valor que disminuyo con respecto al año inmediatamente anterior en $72.729.79 millones equivalente al 20.29%, conformado por las siguientes cuentas:

CUADRO 48CONFORMACIÓN RUBRO GASTOS

CODIGONOMBRE AÑO 2004 AÑO 2005 Variación

AbsolutaVariación Relativa

Composición 2005

51 ADMINISTRACIÓN//OPERACIONAL

5101 SUELDOS Y SALARIOS 5.854,5

5 6.830,0

9 975,54 16,66 2,39

5102 CONTRIBUCIONES IMPUT 445,2

0 481,8

9 36,69 8,24 0,17

5103 CONTRIBUCIONES EFECT 531,2

8 627,0

1 95,73 18,02 0,22

5104 APORTES SOBRE LA NÓMINA 134,5

7 149,6

2 15,05 11,18 0,05

5111 GENERALES 5.611,8

9 5.984,8

9 373,00 6,65 2,09

86

CODIGONOMBRE AÑO 2004 AÑO 2005 Variación


Composición 2005

5120 IMPUESTOS, CONTRIBUC 17.597,6

0 17.590,2

6 -7,34 -0,04 6,16

SUBTOTAL GASTOS ADMINISTRACIÓN//OPERACIONAL

30.175,10

31.663,77 1.488,67 4,93 11,08

- - - 53 PROVISION, AGOTAMIENTO, - - -

5302 PROVISION PARA PROTECCION 336,2

2 127,1

7 -209,05 -62,18 0,04

5304 PROVISION DEUDORES 682,9

1 630,4

2 -52,49 -7,69 0,22

5306 PROVISION PARA PROTECCION 171,8

7 190,9

5 19,08 11,10 0,07

5313 PROVISIÓN PARA OBLIGACIONES 167.672,4

5 172.799,4

2 5.126,97 3,06 60,48

5330 DEPRECIACIÓN DE PROP 692,7

7 719,3

7 26,60 3,84 0,25

5345 AMORTIZACIÓN DE INTANGIBLE 392,4

3 361,2

4 -31,19 -7,95 0,13

SUBTOTAL GASTOS DE PROVISIÓN, AGOTAMIENTO

169.948,65

174.828,57 4.879,92 2,87 61,19

- - - 58 OTROSGASTOS - - -

5801 INTERESES 81.954,6

1 73.191,8

1 -8.762,80 -10,69 25,62

5802 COMISIONES 664,9

6 617,3

7 -47,59 -7,16 0,22

5803 AJUSTE POR DIFERENCIA 70.168,6

3 3.664,5

2 -66.504,11 -94,78 1,28

5805 FINANCIEROS 227,9

6 188,8

8 -39,07 -17,14 0,07

5810 EXTRAORDINARIOS 5.094,8

7 1.412,8

5 -3.682,02 -72,27 0,49

5815 AJUSTES EJERCICIOS A 214,1

7 151,3

9 -62,78 -29,31 0,05

SUBTOTAL OTROS GASTOS 158.325,2

0 79.226,83 -79.098,38 -49,96 27,73

TOTAL GASTOS 358.449 285.719 -72.729,79 -20,29 197,22

Fuente: Saldos tomados del sistema SAP

Al analizar el cuadro anterior, se observa lo siguiente:

Que los Gastos de Administración ascendieron a $31.663.77 millones, con una variación positiva de $1.488.67 millones con relación al 2004.

Los Gastos de provisión y Agotamiento ascendieron a $174.828.57 millones, con una variación positiva de $4.879.92 millones con relación al 2004.

87

Los Otros Gastos presentan un saldo de $79.226.82 millones en el 2005 los cuales decrecieron $ -78.098.38 millones con relación al año anterior.

Para la vigencia de 2005 el rubro de Gastos Generales presento un saldo de $5984.89 millones, valor que incremento con respecto al año inmediatamente anterior en $373.00 millones, conformado por las siguientes cuentas:

CUADRO 49CONFORMACIÓN RUBRO GASTOS GENERALES

Millones de $

CódigoNombre Saldos

Año-2004Saldos

Año-2005Variación Absoluta

Variación Relativa

Composición 2005

5111 GENERALES 511111 COMISIONES, HONORARIOS 5111110001 Gastos honorarios junta directiva 351,76 301,34 -50,41 -14,33 0,115111110002 Gastos honorarios.asesoria 399,76 592,46 192,70 48,20 0,215111110003 Gastos honorarios.consult. 324,76 365,24 40,49 12,47 0,135111110099 Prov.Honorarios 554,94 316,62 -238,33 -42,95 0,11

TOTAL COMISIONES, HONORARIOS 1.631,22 1.575,66 -55,56 -3,41 0,55

511113 VIGILANCIA Y SEGURID 0,00 0,00 0,00 0,005111130001 Gto Vigil. y segurid 1.227,74 1.258,68 30,94 2,52 0,445111130099 Prov. Vigil. Y segu 0,00 120,00 120,00 0,00 0,04 TOTAL VIGILANCIA Y SEGURID 1.227,74 1.378,68 150,94 12,29 0,48 511114 MATERIALES Y SUMINISTROS 0,00 0,00 0,00 5111140001 Gto. Mater. Y sumist 61,76 60,21 -1,55 -2,51 0,025111140099 Prov.MaterialesSumin 1,68 1,97 0,29 17,20 0,00

TOTAL MATERIALES Y SUMINISTROS 63,44 62,19 -1,26 -1,98 0,02

511115 MANTENIMIENTO 0,00 0,00 0,00 5111150001 Gto. Mantenimiento 231,67 318,08 86,41 37,30 0,115111150002 Gto. Manten. Interg. 674,87 726,14 51,27 7,60 0,255111150099 Prov..Mantenimiento 9,50 5,44 -4,07 -42,80 0,00 TOTAL MANTENIMIENTO 916,04 1.049,66 133,61 14,59 0,37 511117 SERVICIOS PÚBLICOS 0,00 0,00 0,00 5111170001 Gto. Serv acued.alca 3,82 4,01 0,19 5,07 0,005111170003 Gto. Energ y alumb 56,52 48,33 -8,19 -14,49 0,025111170004 Gto. Serv. Telecom. 177,56 50,16 -127,41 -71,75 0,025111170099 Prov. Serv.Públicos 22,40 28,31 5,91 26,39 0,01 TOTAL SERVICIOS PÚBLICOS 260,30 130,81 -129,49 -49,75 0,05 511118 ARRENDAMIENTO 0,00 0,00 0,00

88

CódigoNombre Saldos

Año-2004Saldos

Año-2005Variación Absoluta

Variación Relativa

Composición 2005

5111180001 Gto. Arrendamientos 59,79 306,09 246,30 411,95 0,115111180099 Prov. Arrendamientos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL ARRENDAMIENTO 59,79 306,09 246,30 411,95 0,11 511119 VIÁTICOS Y GASTOS DE 0,00 0,00 0,00 5111190001 Viaticos y gto viaje 244,35 267,71 23,36 9,56 0,095111190003 Gtos viaje Junta Dir 156,55 119,32 -37,23 -23,78 0,045111190004 Gral viàtic gtos via 103,93 162,83 58,90 56,68 0,065111190099 ProvisionGtosViaje 69,73 47,23 -22,50 -32,27 0,02

TOTAL VIÁTICOS Y GASTOS DE 574,57 597,09 22,53 3,92 0,21

511121 IMPRESOS, PUBLICACIO 0,00 0,00 0,00 5111210001 Gto impre. Y publc 83,65 100,00 16,35 19,55 0,045111210002 Gto suscrip. Club 52,12 59,45 7,32 14,05 0,025111210003 Gto otras suscrip. 33,55 84,43 50,88 151,67 0,03

TOTAL IMPRESOS, PUBLICACIO 169,32 243,88 74,56 44,03 0,09

511122 FOTOCOPIAS 0,00 0,00 0,00 5111220001 Gto fotocopias 8,67 11,39 2,72 31,41 0,00 TOTAL FOTOCOPIAS 8,67 11,39 2,72 31,41 0,00 511123 COMUNICACIONES Y TRA 0,00 0,00 0,00 5111230001 Gto comunicaciones 32,74 43,30 10,55 32,24 0,025111230002 Gto comunic.intergru 60,71 51,54 -9,17 -15,10 0,025111230003 Gto transp. 28,57 59,30 30,73 107,59 0,02

TOTAL COMUNICACIONES Y TRA 122,02 154,14 32,12 26,32 0,05

511149 SERVICIOS DE ASEO, C 0,00 0,00 0,00 5111490001 Gto serv. Aseo 79,68 96,98 17,30 21,71 0,035111490002 Gto serv cafet y res 7,20 8,38 1,18 16,44 0,005111490099 Prov. Serv aseo caf. 1,54 0,00 -1,54 -100,00 0,00 TOTAL SERVICIOS DE ASEO, C 88,42 105,36 16,94 19,16 0,04 511190 OTROS GASTOS GENERAL 0,00 0,00 0,00 5111900001 Otros gto gral admon 261,70 154,21 -107,49 -41,07 0,055111900003 Gto de representacio 27,08 33,82 6,74 24,91 0,015111900009 Otros gto generales 34,60 107,56 72,96 210,84 0,045111900099 Prov otros gto gral. 166,98 74,36 -92,63 -55,47 0,03

TOTAL OTROS GASTOS GENERAL 490,36 369,95 -120,41 -24,56 0,13

TOTAL GASTOS GENERALES 5.611,89 5.984,89 373,00 6,65 2,09


89

Para la vigencia de 2005 el rubro de Otro Gastos Extraordinarios presento un saldo de $1.372.15 millones, valor que disminuyo con respecto al año inmediatamente anterior en $-3.199.79 millones, siendo la más representativa la de otros gastos extraordinarios con el -69,99%. Conformado por las siguientes cuentas:

Al finalizar la vigencia 2005 el rubro de Gastos Extraordinarios ascendió a $1372,15 valor que disminuyo con respecto al año inmediatamente anterior en $-3,199,79.millones, siendo la más representativa la de otros gastos extraordinarios con el -75.90%.

CUADRO 50CONFORMACIÓN RUBRO OTROS GASTOS EXTRAORDINARIOS

Millones de $

CódigoNombre Año-2004 Año-2005 Variación


581090 OTROS GASTOS EXTRAORDINARIOS 5810900001 Gastos no deducibles 11,79 10,18 -1,62 -13,705810900002 Gastos iva asumido R.si 103,36 79,54 -23,81 -23,045810900006 Gastos Bonificacion PRV 0,00 103,07 103,07 0,005810900008 Ajuste peso Extraord 0,00 0,00 0,00 -109,415810900010 Otros Gastos Extraordinarios 4.211,60 1.014,89 -3.196,70 -75,90

5810900012 Descuentos Clientes 0,60 145,81 145,21 24347,145810900013 Obras Carácter Legal 244,59 18,65 -225,94 -92,37 TOTAL GASTOS EXTRAORDINARIOS 4.571,94 1.372,15 -3.199,79 -69,99


Al evaluar el rubro de Otros Gastos Extraordinarios, se evidenció que la Empresa efectuó un pago por valor de $2.38 millones el día 13 de Junio de 2005, correspondiente a intereses moratorios. Al indagar a que correspondían se estableció que dicha suma se sufrago por la Empresa por la mora en el pago de una sanción administrativa por un valor de $20 millones, realizado el día 11 de noviembre de 2004. Estos intereses correspondieron al no pago oportuno de la sanción impuesta por la Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca CAR. Por concepto de la no entrega de documentos y estudios relacionados con la contaminación ambiental en el embalse del Muña. Lo que significa que el valor total de $22.3 millones fue cancelado con el presupuesto de la Empresa.

La situación anterior se ocasiono, por cuanto la Empresa no asumió a tiempo esta responsabilidad, toda vez que no tuvo en cuenta el documento radicado con el No.

90

7798 del 27 de octubre de 1997 ante la CAR y presentado por el Gerente General de la EEB de esa época, en el cual se manifiesta que se llevo a cabo la constitución de las sociedades EMGESA y CODENSA, en virtud de un proceso de trasformación y capitalización y además solicitó la cesión a EMGESA S.A. ESP, de los trámites ambientales que se adelantan ante la CAR, entre los cuales relaciono el expediente 5297 en el que se llevaba la investigación por no cumplir con lo ordenado por la CAR, a partir de esta fecha EMGESA S.A. ESP, sustituye en todos los derechos y obligaciones a la EEB, como beneficiaria de las licencias y permisos, a través de su representante legal lo que conlleva a que EMGESA S.A. ESP asumía todas las responsabilidades y obligaciones que dejara la EEB.

Lo anterior, transgrede el Inciso 2º del artículo 167 Código de Comercio y de otra parte con los hechos descritos se produjo un daño patrimonial al Distrito, tal como lo establece la Ley 610/00, en su artículo 6, toda vez que se evidenció una disminución en los recursos de la Empresa, constituyéndose en un hallazgo administrativo.

La respuesta de la Sociedad no desvirtúa lo observado por el Ente de Control, toda vez que las explicaciones dadas ya fueron materia de debate jurídico en la Resolución No. 1235 del 23 de octubre de 2003, ya que para la CAR fue claro que en virtud del proceso de transformación se trasladaron en cabeza de EMGESA en el momento de su constitución, los derechos y obligaciones de los tramites ambientales que venia adelantando la EEB ante la CAR, lo que no solamente incluye aquellos aspectos relacionados con los trámites ambientales permisivos, si no el procedimiento que se estaba adelantando y frente a la cual EMGESA S.A., presento los descargos correspondientes aceptando explícitamente la subrogación en los derechos y obligaciones ambientales a cargo de la EEB.; en virtud de lo anterior no prosperaron los argumentos esbozados por EMGESA S.A., en el recurso de reposición a la Resolución 1339 del 13 de noviembre de 2002 ; por lo anterior este Grupo Auditor considera que los argumentos de EMGESA S.A. ya son cosa juzgada, constituyéndose un hallazgo administrativo.

En cuanto a lo intereses se mantiene la observación ya que la Contraloría observó, que EMGESA S.A. fue notificada de la Resolución 1235 de 23 de octubre de 2003 por medio de la cual la CAR impuso una multa por la suma de $20.000.000 millones de pesos como sanción dentro del tramite administrativo No.5297 que EMGESA S.A. procedió al pago extemporáneamente el día 11 de Noviembre de 2004, es decir 356 días luego de la ejecutoria del acto que confirmo la sanción lo que genero el cobro de intereses por vía ejecutiva singular de jurisdicción coactiva a favor de la CAR por la suma de $2.373.333 por lo que se

91

observa que hubo negligencia por parte de la Sociedad al no pagar cumplidamente la multa ya mencionada.

3.2.6.6 Saneamiento Contable

Por la normatividad que rige para esta empresa, no se aplica el proceso consignado en la Ley 716 de 2001 ylas demás que la modificaron.

92

ANEXO 1

CUADRO DE HALLAZGOS DETECTADOS Y COMUNICADOS

TIPO DE HALLAZGO CANTIDAD VALOR REFERENCIACION

ADMINISTRATIVOS 4

3.2.1.23.2.1.4.23.2.5.13.2.6.5

FISCALES 0

DISCIPLINARIOS 0PENALES 0

ANEXO 2ESTADOS FINANCIEROS

ANEXO 3PLAN DE MEJORAMIENTO

FUENTES – BIBLIOGRÁFICAS

1. COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. CREG. Regulación Sector Eléctrico 1993 -2005. //www. Creg.gov.co/cregnsf/normas?openframeset.

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CREG. Información General Sector Eléctrico: //www. Creg.gov.co/plantilla.creg.jsp?id5

Antecedentes Mercado Mayorista Separación de Actividades y Mercados Generación Comercialización.

2. EMGESA SA ESP. Informes Anuales y mensuales de gestión 1998 – 2005

3. EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ – UNIVERSIDAD EXTERNADO DE COLOMBIA, Historia de la Empresa de Energía de Bogotá, 1999 Volúmenes i, II, III. Departamento de Publicaciones Universidad Externado de Colombia Diciembre 1.999.

4. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA UPME. Boletín Estadístico de Minas y Energía Sector Energía Eléctrica pag.31 //www.upme.gov.co/docs/boletín_estadistico_1999-2005

5. SUPERINTENDENCIA DE SERVICIO PÚBLICOS. SISTEMA UNIFICADO DE INFORMACIÓN DE SERVICIOS PÚBLICOS. Reporte de Servicios Energía Eléctrica. //www.sui.gov.co/SUIWeb/logon.jsp Conceptos

/7www.superservicios.gov.co/basedoc/conceptos,shtml?cond%5BO%5D%

INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA. Descripción del Sistema Eléctrico Colombiano. Características del Sistema Eléctrico Colombiano. Mercado de electricidad. Informes Empresariales. //www.isa.com.co

6. ESCUELA COLOMBIANA DE INGENIERIA JULIO GARAVITO. Cargo por Capacidad. www.escuelaing.edu.co/noticias/2006/marzo/361.htm-24k

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