informe de gestión 2015 pdf
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T r a n s m i t i m o s b u e n a e n e r g í a
INFORME DE
DEL HUILA S.A. E.S.P.
GESTIÓN2015ELECTRIFICADORA
T r a n s m i t i m o s b u e n a e n e r g í a
INFORME DE
DEL HUILA S.A. E.S.P.
GESTIÓN2015ELECTRIFICADORA
ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. Oficina Principal Edificio El BoteKm 1 - vía Palermoconmutador: 875 3222fax: 875 7111 - 875 7062www.electrohuila.com.co
EDICIÓNDirectivos ElectrohuilaLina Fernanda Obregón Sánchez
FOTOGRAFÍASFredy Hernando Lozano Flor
IMPRESIÓNZetta Comunicadores
COORDINACIÓN EDITORIALPuntoaparte BookvertisingAndrés Barragán
Informe de gestión Electrificadora del Huila S.A. E.S.P.
DIRECCIÓN DE ARTEJoulie Rojas
DISEÑO Y DIAGRAMACIÓNNicolás Carvajal PradaSantiago MejíaLuisa Lozano
CORRECCIÓN DE TEXTOSLuisa Rúa
LUGAR Y AÑOBogotá D.C., - Neiva 2016
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Directivos
Nombre Dependencia
Julio Alberto Gomez Martinez Gerente General
Humberto Ramirez Cruz Subgerente Administrativo y Financiero
Hector Jaime Bojaca Otalora Subgerente de Distribución
Jesus Mario Suarez Alarcon Subgerente Comercial
Boris Carvajal Renza Secretario General - Asesor Legal
Francisco Javier Bautista Charry Jefe Oficina Planeación Corporativa
Carlos Julio Rodriguez Garcia Jefe Oficina Gestión Empresarial
Ricardo Hermosa Ortiz Jefe Oficina Sistemas y Organización
Tobias Cabrera Salazar Jefe Oficina de Control Interno
Margarita Maria Ortiz Losada Jefe Oficina Responsabilidad Social y Ambiental
Victor Manuel Heredia Guerrero Jefe División Financiera
Vilvio Rojas Ciceri Jefe División Recursos Humanos
Carlos Francisco Rincon Salazar Jefe División Servicios Administrativos
Maria Del Pilar Alvira Martinez Jefe División Zona Occidente
Carlos Perdomo Hernandez Jefe División Zona Sur
Edwin Arturo Monroy Guzman Jefe División Zona Centro
Alberto Bladimir Solis Perdomo Jefe División Zona Norte
Cesar Augusto Gonzalez Gil Jefe División Operación y Mantenimiento
Jhon Giver Valencia Narvaez Jefe División Ingeniería de Proyectos
Jonh Nick Karakatsianis Bejarano Jefe División Peticiones, Quejas y Recursos
Carolina Herrera Ruiz Jefe División Control Cartera
Pablo Emilio Parra Diaz Jefe División Gestión Comercial
Juan Gabriel Murcia Cabra Jefe División Control Perdidas
Diego Mauricio Palacios Castro Jefe División Facturación Regulada
II
Junta directiva
Principales Accionista que representa
Omar Orlando Serrano Sanchez La Nación
Julio Cesar Vaca Forero La Nación
Angela Maria Caceres Duarte La Nación
Cristhian Vicente Prado Castillo La Nación
Carlos Mauricio Iriarte Barrios Departamento del Huila
Suplentes Accionista que representa
Adriana Mazuera Child La Nación
Juan Jose Parada Holguin La Nación
Luis Alexander Lopez Ruiz La Nación
Lina Maria Mondragon Artunduaga La Nación
Gloria Fanny Caupaz Florez Municipio La Plata
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Finanzas Generación Compra
Ingresos Operacionales
2013343.410
2015419.484
2014370.913
Electrohuila en cifras 2015
III
Utilidad Operacional
201359.784
201589.117
201462.386
Utilidad Neta (millones de pesos)
MVH/AÑO Compra de energía por año MVH/AÑO
2013 2013 201347.296 25.546 607.730
2015 2015 201562.644 24.438 650.359
2014 2014 201447.302 17.310 581.521
MargenEBITDA
201322,6%
201526.5%
201421,9%
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ContrataciónInversión Ambiental
Inversión Social
Contratación de Electrohuila (millones de pesos)
Inversión Ambiental (millones de pesos)
Inversión Social (millones de pesos)
2013 2013 2013134.055 99 195
2015 2015 2015183.064 108 203
2014 2014 201461.706 912 264
Comercialización
Venta de energía (Millones de pesos)
2013191.328
2015248.248
2014212.530
Recaudo
2013101,76%
201599,61%
2014101,2%
Número de Clientes
2013324.556
2015349.594
2014337.601
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muchas opciones de pago y así obtener un recaudo del 99,61%, mientras que en recupe-ración de pérdidas se logró un índice de pér-didas de energía de 14,09% frente a una meta establecida de 14,18%.
La generación con las microcentrales para el año 2015 evidenció un incremento del 41% respecto al año anterior, obtenien-do 24,4 Gwh/Año con lo cual se pudo ofre-cer tarifas competitivas al Mercado No Re-gulado, evitando el descreme del mercado por otros comercializadores.
En las iniciativas de gestión social dirigi-das a la comunidad y clientes se destacan im-portantes proyectos como Mesas de energía, espacios de relacionamiento que permitieron desarrollar acciones conjuntas entre comuni-dad, gobierno y empresa, socializando en 108 reuniones los distintos proyectos y activida-des que acometió la compañía, así mismo educando a la población en temas inheren-tes al servicio de energía eléctrica, como uso racional de energía, lectura adecuada de sus facturas y riesgo eléctrico.
El Hogar de paso Electrohuila, proyecto eminentemente social con calidad humana y espíritu de servicio, administrado a través del Voluntariado Madre Teresa de Calcuta, para facilitar a la población menos favoreci-da proveniente de los diferentes rincones del Huila y departamentos como Caquetá, Cauca y Putumayo, la posibilidad sin costo alguno de alojamiento y alimentación por el tiempo que requieran tratamiento médico en el Hospital General de Neiva, beneficiando en esta vigen-cia a más de 400 pacientes.
Para el crecimiento personal y laboral de los trabajadores se destaca el desarrollo de acciones que contribuyeron a la consolida-ción del Sistema de Gestión de la Seguridad y Salud en el Trabajo – SGSST, como una he-rramienta confiable y sólida en la Compañía. Se tuvo un impacto favorable en los índices de accidentalidad que disminuyó un 39% y días de incapacidad reducido en un 34% con respecto al año anterior; las inspecciones de seguridad alcanzaron el 98% de la meta fi-jada, mecanismo de auto cuidado del traba-jador con técnicas orientadas a la identifica-
ción, valoración y control de las causas de los accidentes de trabajo. También cabe resaltar las actividades de medicina preventiva, en cuanto a riesgo cardiovascular, logrando que el 19% de trabajadores ubicados el año ante-rior con un nivel de riesgo cardiovascular alto y moderado pasaran a nivel de riesgo bajo.
También fueron importantes diversas ac-tividades de promoción y prevención para la vigilancia del cáncer de piel y el riesgo psico-social. Igualmente se desarrollaron los pro-gramas biomecánico y familia segura, orien-tados al bienestar de los trabajadores y sus familias, como estrategia de integración.
Estas acciones y otras que se podrán ver en más detalle en el informe de gestión 2015 fueron las que posicionaron a Electrohuila como una empresa socialmente responsable que además contribuye permanentemen-te con el desarrollo sostenible y competi-tivo del Departamento, pero a su vez colma las expectativas de sus accionistas con una generación de caja de $74.845 millones, un Margen EBITDA de 26,5%, una utilidad ope-racional de $89.117 millones y una utilidad a disposición de los accionista de $62.644 mi-llones, complementos que la enrutan como una compañía de talla mundial.
Vemos a futuro unos cambios regulatorios que seguramente impactarán los ingresos de la empresa, los cuales creemos podemos mi-tigar con los procesos licitatorios que están en curso y que están orientados a tener mayor control y mando sobre todas las subestacio-nes y circuitos de 13,2 kV redundando en me-nores costos y eficiencias administrativas.
Luis Alexánder López Ruíz Presidente Junta Directiva
Julio Alberto Gómez Martínez Gerente General
Mensaje a nuestros grupos de interés
IV
El 2015 no fue el mejor año para las econo-mías de América Latina, basta ver que Perú con un 3,3 % y Colombia con un 3,1 % fueron las regiones que más crecieron. Ahora bien, nuestro país se vio abocado a un fenómeno climático que como el niño, produjo daños de-bastadores en la agricultura, mientras que en la Industria la caida de los precios del petróleo y el carbón, así como el declive en las reservas de gas, generaron afectación.
A pesar de lo anterior, el sector de la electricidad tuvo una buena dinámica de cre-cimiento, según cifras de XM S.A. E.S.P. la demanda de energía creció en el 2015 com-parado con el 2014 un 4.2%, demostrando la importancia de este sector en la economía nacional. No en vano el sector energético si-gue siendo uno de de los mejores del planeta; en el reciente Foro Económico Mundial (FEM) al Ministro Tomás González se le reconoció su gestión, al lograr Colombia el octavo puesto en su desempeño de arquitectura energética entre 125 paises, estando a la par con econo-mías como Suiza, Noruega y Francia.
La Electrificadora del Huila S.A. E.S.P a través de la Gerencia y su Junta Directiva han implementado unas estrategias que están ali-neadas con las directrices de los Ministerios
tanto de Hacienda y Crédito Público como de Minas y Energía y que a su vez se complemen-tan con la agenda de competitividad y pro-ductividad del Departamento del Huila. Estas políticas de generación de valor que hemos llamado "Crecer con responsabilidad social y ambiental”, han tenido unos resultados nunca antes vistos en la Compañía lo que la lleva a consolidarse como una empresa viable finan-cieramente en el corto y mediano plazo.
Consecuente con lo anterior es de nuestro interés mostrar en este escrito algunos de los hechos más relevantes que fueron claves para el crecimiento de la Compañía.
Las inversiones hechas en el negocio de distribución durante el 2014 y 2015 y que tenían como objetivo fortalecer la capacidad instalada de la empresa, impactaron positi-vamente la percepción de los clientes hacia la compañía en razón a que se evidenció una mejora en la continuidad del servicio de energía pasando del 99,80% al 99,89%. Así mismo, esta infraestructura nos permitió en la zona rural ampliar la cobertura en regio-nes cafeteras y ganaderas con unos niveles de tensión acordes a los regulatorios y en la zona urbana poder satisfacer la demanda del sector de la construcción que según reporte de Fenalco creció un 18%.
Todo lo anterior, sumado a las altas tem-peraturas generadas por el fenómeno del niño, hicieron que el incremento de la deman-da de energía para el Departamento fuera de 9,1% muy superior al 4,2 % del país. Esto se vio reflejado en un aumento del 14% de los ingresos operacionales al pasar de $370.913 millones a $419.484 millones.
Las mayores ventas de energía no hubie-ran impactando favorablemente el margen comercial del negocio si la gestión de cartera, recaudo y pérdidas no hubieran tenido éxito. Herramientas como el contact center, cua-drillas de suspensión y cobros prejurídicos hicieron que la cartera no creciera, como se evidencia con la provisión, la cual disminuyó 7%. Facilidades de pago en bancos, corpora-ciones, página web y convenios en la mayoría de municipios con empresas de juegos y azar permitieron que nuestros clientes tuvieran 12 13
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NUESTRA DIMENSIÓN AMBIENTAL
NUESTRA DIMENSIÓN ECONÓMICA
ANEXOS
Gestión de residuos pág. 80
Programa de mantenimiento forestal pág. 82
Contribución a proyectos ambientales pág. 84
Resultados financieros pág. 88
Asuntos legales pág. 94
Relacionamiento con accionistas pág. 92
Ingresos para usuarios de estratos bajos pág. 93
Informe del revisor fiscal pág. 98
Estados financieros pág. 101
Notas a los estados financieros pág. 110
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Contenido
SOBRE ELECTROHUILA S.A. E.S.P.
Quiénes somos pág. 16
Gobierno corporativo pág. 32
Nuestra estrategia pág. 24
Responsabilidad corporativa pág. 28
NUESTRA CADENA DE VALOR
Generación pág. 40
Mejoramiento de procesos pág. 64
Distribución pág. 42
Comercialización pág. 48
NUESTRA DIMENSIÓN SOCIAL
Bienestar y desarrollo del talento humano pág. 70
Estrategias de mejoramiento para la comunidad pág. 72
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SOBRE ELECTROHUILA S.A. E.S.P.
Quiénes somos
Pág. 16
Pág. 24
Pág. 28
Pág. 32Gobierno corporativo
Nuestra estrategia
Responsabilidad corporativa
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INFORME DE GESTIÓN 2015 / ELECTROHUILA S.A E.S.P.
“Bienvenidos al Sendero de la
Luz. Cuidemos la electricidad”
Dibujo hecho por María José
Gómez Quinza.
1
Naturaleza jurídica
La Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. es una em-presa de servicios públicos mixta, de nacionali-dad colombiana, constituida como sociedad por acciones, del tipo de las anónimas, sometida al régimen general de los servicios públicos domi-ciliarios y que ejerce sus actividades dentro del ámbito del derecho privado como empresario mercantil (Naturaleza jurídica y régimen, Estatu-tos Sociales, Art. 2). Se rige por las leyes 142 y 143 de 1994, siendo la participación estatal en el capital de la sociedad superior al 50,00%. El ac-cionista mayoritario es La Nación con el 83.03% de la participación accionaria.
Su parque de generación está constituido por Pequeñas Centrales Hidroeléctricas –PCH‘s–ubicadas en los municipios de Garzón e Iqui-ra, que operan a filo de agua con una capaci-dad total efectiva de 6 MW.
La empresa cuenta con dos puntos de conexión al Sistema de Transmisión Nacio-nal –STN– sumando 486 MVA, 7 subesta-ciones a 115 kV y 37 subestaciones a 34,5 kV, 339 km de líneas de subtransmisión a 115 kV, 1.030 km de redes de distribución a 34,5 kV y 9.500 km a 13,8 kV y 15.965 trans-formadores de distribución. La cobertura de atención del servicio es del 97,00% en el área de influencia del operador de red, conectando cerca de 350.000 usuarios a su sistema de distribución.
Comité Colombiano
de la Comisión
de Integración
Energética Nacional
COCIER
Comité Asesor de
Comercialización
CAC
Comité Regional
para la Prevención
y Atención de
Desastres del Huila
CREPADH
Comisión Regional
de Competitividad e
Innovación
CRECI
Comités de
Estratificación
Socioeconómico en
diferentes municipios
del Departamento
del Huila
D E F G H
Con 68 años de historia, Electrohuila es una empresa líder en el Departamento del Huila. Su cadena de valor está constituida por las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.
Quiénes somos
a
Asociaciones, gremios e iniciativas voluntarias
Electrohuila hace parte de diferentes gre-mios y asociaciones tanto a nivel nacional como regional, entre los que se encuentran los siguientes:
Asociación
Colombiana de
Distribuidores
de Energía
ASOCODIS
Asociación
Nacional de
Empresas de
Servicios Públicos
y Comunicaciones
ANDESCO
Corporación Centro
de Investigación
y Desarrollo
Tecnológico del
Sector Eléctrico
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1945 1950
1947
1958
1961
1950
19511955
1961 1965
1956 1960
Se adquieren pequeñas plan-
tas generadoras de energía:
Fortalecillas (Neiva) y La
Viciosa (Guadalupe).Se forma Centrales Eléctricas
del Huila S.A. con Miguel María Rivera Dussan como gerente.
El 17 de julio de 1947, con escritura
pública No. 417 se constituyó la So-
ciedad Comercial Anónima Centrales
Eléctricas del Huila S.A.
Se crea el Instituto de Aprovechamiento
de Aguas y Fomento Eléctrico ELECTROA-
GUAS (Ley 80 del 26 dic 1946). Inicia
operación en 1947.
Entra en operación la Plata Iquira I,
(Capacidad 3.900 kV)
Se Adquiere Planta La Pita (Garzón)
En el año 1955 se interconecta Garzón-Neiva y se da servicio al municipio de Hobo.
Antigua Planta
Diesel Neiva
Entran en funcionamiento para generación
de energía térmica dos nuevos motores MAN
para reforzar Planta Diesel.
El 10 de mayo se firma la primera convención colectiva de
trabajo CCT
Nuestra historia
En virtud de la autorización conferida en la Ley 151 de
1941, artículos 1 y 2; el 5 de junio de 1946 firman en
la Ciudad de Bogotá D.C. el Ministro de Hacienda y Cré-
dito Público Dr. Francisco de Paula Pérez, Ministro de
Obras Públicas Dr. Luis Ignacio Andrade, Gobernador
del Huila Dr. Ernesto Esguerra Serrano y representan-
tes de los municipios de Neiva, Garzón, Baraya, Rivera
y Tello, el contrato de creación de Centrales Eléctricas
del Huila S.A.
1965
En 1963 es nombrado como Gerente Idelfonso Polanía Pérez
Se inaugura Plata Iquira II, se reconstruye línea Garzón-La Pita. Se da
servicio a línea Yaguara-Altamira.
19661970
1966
Se diseña línea Rio Prado, entra en opera-
ción Plata-Fortalecillas, las nuevas líneas de
transmisión Pita-Garzón, Altamira-Pitalito
y Plata-La Pita. Se hace la interconexión del
Sistema de Generación de la zona norte con
las zona centro y sur.
1968
Se construye suebestación
Campoalegre de 1.500 kVA. Se cierra
definitivamente Plata La Viciosa
19711975
En 1968 es nombrado como Gerente Álvaro Ramírez Sierra
1971
Se termina la construcción de la S/E
Botecito y la línea de transmisión Flandes-Prado-Neiva.
En febrero con escritura Pública
98 de 1971 se reforman estatutos,
y con ello cambio de razon social a
Electrificadora del Huila S.A.
Es nombrado como Gerente General David Rojas Castro.
1972
En 1972 se entregan S/E Garzón, S/E La Plata y S/E Fortalecillas. Inicia plan de
Electrificación Rural. Electrificación Rural
1973 1975
Se entrega estudio
de la S/E Hobo. Se construye linea
Altamira-Florencia a 115 KV. Se Crea
del Centro Regional de Sistematización.
En 1975 es nombrado como Gerente General Jairo Toro Rodriguez
19761980
1976
Culminan plan de Electrificación Rural zo-
nas cafeteras, se amplia El Bote a 115 kV
45. Inicia construcción linea Altamira-Flo-rencia, Finaliza Plan de subtransmisión y
distribución (ICEL-BID).
Ampliación
Subestación Botecito
1977
En 1977 se firma con segundo contrato línea
Altamira-Florencia. Se construyen S/E Sur, S/E San Agustín y S/E Pitalito.
Se entrega sede Clud Deperotivo Electrohuila.
1978
En 1978 entra en servicio S/E Altamira, la
S/E Planta Diesel y entra en servicio línea
Altamira-Florencia. En mayo entra
en servicio S/E Florencia.
1980
En 1980 se dio servicio al segundo
circuito de línea de Prado-Neiva y al un
nuevo transformador en S/E Botecito.
19811985
1981
En 1981 Se negoció la XIV CCT con el sindi-
cato. Se adelantó homenaje a 184 emplea-dos que cumplen 5 y 25 años de servicio.
Montaje Línea Prado-Neiva
1982
Inicia construcción nueva sede
Administrativa. Se constituye el Fondo de Vivienda y adopta el reglamento
general de préstamos. Se construye
S/E Norte (Neiva).
Se realizan ampliaciones a S/E Sur (Neiva), S/E Grazón, S/E Pitalito a
12.500 KVA. y S/E Aipe a 3.000 KVA.20
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1983 1984
En 1983 se negocia construcción
línea el Colegio-Flandes.
En 1984 se termina la línea Altami-ra-Pitalito. Se reglamenta el Comité
Paritario de Medicina e Higuiene y
Seguridad Industrial.
Sede Administrativa
Edificio El Botecito
1985
Se suscribe la XVI Convensión Colectiva de Trabajo -CCT- con
el sindicato. Se crea la oficina
Zonal de la Plata.En 1985 es nombrado Geren-
te General Jorge Francisco García Rojas
1986
Se suscribe un contrato
con IMECIEL LTDA. para la
construcción de la línea
Neiva- Vegalarga.
19861990
1987
SINTRAELECTROHUILA se
fusiona con SINTRAELECO.
Se construye S/E Campoalegre y
Hobo, y se crea centro de control
de las electrificadoras del sureste
(Centro Despacho Betania - CDB).
En 1987 es nombrado Gerente General Alfonso
Castro Lopez
1989
En 1989 se contruye S/E Algeci-ras, S/E Pital y se amplia las S/E
Aipe y S/E Zuluaga.
1990
Construcción y puesta en ope-
ración S/E Baraya. Se efectuó
ampliación y adecuación S/E
Seboruco (Recursos propios)
19911995
En 1990 es nombrado como Gerente General Freddy Cenel
Anaya Rincón
Subestación
1991
José Gelmo Cuellar Silva construye
S/E reductora Colombia. Se cons-
truye y pone en marcha la línea
Baraya-Colombia
1992
Entra en operación sistema XENIX
para sistematización de la sección de
presupuesto. Se hizo entrega de contrato
CHB-160, acatando políticas del Gobierno
Nacional sobre privatización.
La S/E Seboruco es operada por una firma
privada. Se realizó estudio técnico, económico
y finaciero de la línea Betania-Hobo. Se da en
servicio nuevamente la microcentral La Pita.
En 1992 es nombrado Gerente General Aldemar Quesada Losada
1993 1994 1995
Se adjudican 28 lotes a empleados
para desarrollo de plan de vivienda.
Reconstrucción y reparación de
Microcentrales Iquira I y II.
Entra en operación línea Betania-Ho-bo a y Aipe-Praga. Inician operación
de S/E y Plantas con particulares.
Se implementa un nuevo
sistema de información.
Portería Bote Electrificadora del
Huila S.A. E.S.P.
19962000
1996
La Electrificadora se somete al régi-
men de derecho privado. Se acuerda
marco sectorial entre Gobierno
Nacional y Sintraelecol.
1997
Se contrata la conformación definitiva del
anillo de interconeción todas las subesta-
ciones de Neiva. Construcción S/E Centro. Ampliación y modernización S/E Sur y
construcción linea Bote-Sur.
1998
Se instalan oficinas en centro de
Neiva para atención al cliente. Entra
en operación comercial proyecto de
obras con BOOT.Sede Neiva
1999
Se logra estabilidad financiera. Se alcanza un im-
portante lugar dentro del sector eléctrico. Se firma
convenio con la firma LA ALIANZA para el uso de
infraestrucura eléctrica en la instalación de fibra
óptica (interconecta al Huila con el resto de país).
En 1999 es nombrado como Gerente General Julio Alberto
Gómez Martínez.
2000
Se implementó el Esquema
Desconexión Automática de Carga.
Inicia programa televisivo institucio-
nal Coriente alterna.
20012005
2001
Inicia construcción de línea Arizo-na-Alpujarra. Se firmó con Betania S.A. contrato de conexión al sistema
de transmisión nacional.Se adelantó programas sociales
dirigido a clientes (Descuento Social,
Destellos de Navidad, Aguinaldo Eléc-
trico 2001), en estos eventos se hace
lanzamiento de LUZILA.
2003
Culminan labores de recuperación
de subestación Altamira. Se contrata
sistema cerrado de televisión en las
7 subestaciones más importantes. Se
diseña página web de Electrohuila.
Casa de Luzila
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Línea del tiempo 1947-2015. Fuentes: Informes de Gestión, Resolu-
ciones de Gerencia y Publicación 50 Años Electrificadora del Huila.
Sendero de la Luz
2006 2010
2011 2015
2006
2009
2015
2011 2010
Se inaugura nueva sede en Zona
Centro (Garzón). Se inauguran S/E
Acevedo, S/E Santa María y S/E
Rivera.
Se implementa el Sistema de
Control y Administración de Datos -
Centro Control Anillo Neiva (SCADA Neiva). Se crea el Centro de Admi-
nistración Documental - CAD.
Se adquirió móvil de
atención al cliente MAC.
2007 2008
2012 2013
2014
Se obtiene certificación de calidad
ISO9001. Se construye línea Bote-T de Peñas Blancas. Se adelanta proyecto de
reforestación en microcuencas de La Pita
(Los Farallones) e Iquira (Rio Iquira).
En 2008 se inaugura nuevo edificio
SAIRE en Zona Sur (Pitalito).
Se termina proyecto del Sistema de Control y
Administración de Datos - Centro Control Anillo
Neiva con automatización a niveles 115, 34.5 y
13.8 KV (SCADA Neiva).
Edificio SAIRE en Zona
Sur (Pitalito)
Se adelanta programa de reforestación en muni-
cipos de Palermo, Grazón, La PLata y Timaná.Se adquieren móbiles para atención al cliente en
visitas coordinadas con autoridades y
líderes de la comunidad.
Se inaugura nuevas instalaciones del
Archivo Central (Sede Bote) adminis-
trado por el Centro de Administración
Documental.
Unidad Móvil de atención
al cliente.
Se construye línea entre S/E El Pital y S/E La Plata. Se construyó línea desde S/E Aipe hasta
municipio de Villavieja, se desarrolla línea S/E en
Corregimiento de Balsillas (Caquetá).
Recibe el Premio ZAFIRO como reconocimiento.
Se financia parte de la inversión de una planta
productora de oxigeno en el Hospital Universita-rio Hernando Moncaleano Perdomo (Neiva).
Se implementó un sistema analizador de la calidad de potencia y del servicio
en las 40 Subestaciones.
Se inauguró el hogar de Paso Elec-
trohuila, un importante aporte a la
sociedad del sur de Colombia.
Inicia proyecto denominado Confiabilidad Neiva a
115 KV, interconectando a S/E Betania con S/E Sur
y S/E Oriente. Se desarrolla programa de compen-
sación forestal y se desarrollan en Nieva los VIII
Juegos nacionales del Sector Electrico.
Se inaugura edificio Sede Zona Occidente y
entra en funcionamiento el proyecto de Auto-
matización de la Distribución en Neiva.
Inicio proyecto de facturación en el
sector rural, apoyados con terminales
portálites. Se adecúan las instalaciones
del Almacén General.Terminlaes portátiles
para facfuración
Entran en servicio línea y S/E Río Negro (Iquira). Recibe por segunda ocasión de
parte de Premio ZAFIRO de parte de Positi-
va la Compañía de Seguros.
Se concluyó la implementación del estudio
de coordinación de protecciones, sistema
de puesta a tierra y apantallamiento en
subestaciones y plantas generadoras del
sistema eléctrico del Huila.
Subestación Rionegro
Se construye la S/E Canaima (Neiva
La Nueva). Se construyen las S/E
Tarqui y S/E Guadalupe. Finalmente
se inaugura el proyecto denominado
Confiabilidad Neiva-Norte.
Subestación Tarqui
Por décimo año consecutivo la empre-
sa se vincula a la campaña
Healing the Children.Inaugración
subestación Hobo
Finalmente se inaugura la S/E Hobo.Se inicia construcción de la S/E Pitalito II. Se da inicio a las obras civiles de la nueva
sede administrativa en predios del Bote.
2004
Se crea proyecto temático SENDERO DE LA LUZ (Sede El Bote). Entra en
operación la S/E Pitalito.
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Perspectiva Objetivos Estratégicos Propósito
Financiera Generación de valor y productividad sostenible
Clientes Orientación al cliente
Procesos Optimización de procesos
Aprendizaje Alta competitividad del talento humano
Responsabilidad social y ambiental
Orientación a los grupos de interés
Mejorar el EBITDA
Ampliar la oferta de servicios de valor agregado
Mantener el mercado actual
Mejorar la calidad del
servicio
Fortalecer las TICs de la
compañía
Reducir pérdidas de enregía
Gestionar proyectos de
inversión
Incrementar el recaudo
Fortalecer relaciones con los grupos de
interés
Adoptar mejores prácticas de gestión
empresarial sostenible
Nuestra estrategia
b
El diseño de la estrategia corporativa fue un desafío comple-jo que exigió el mayor compromiso por parte de los directi-vos de la organización. Así mismo, todos los colaboradores de la compañía conocen la responsabilidad que implica, están informados y sintonizados para asumir el reto de los proyectos corporativos.
Estrategia corporativa
“Crecer con responsabilidad social y ambiental.”
Misión
"Transmitimos buena energía, generamos confianza y distribuimos bienestar.”
Visón
“La Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. será reconocida por su excelencia en la prestación de servicios públicos contribuyendo con el de-sarrollo del país.”
Mapa estratégico Electrohuila. Revisado por la alta dirección en la
sección Nº 4 del Comité de Gerencia, realizada el 10 de marzo de 2015.26
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División Zona Occidente
División Zona Sur
División Zona Centro
División Zona Norte
División Operación y
Mantenimiento
División de Ingeniería de
Proyectos
Asamblea General de Accionistas Estructura
organizacional Electrificadora del Huila S.A. E.S.P.
Subgerencia de Distribución
Revisor Fiscal
Junta Directiva Oficina de Control Interno
Gerencia General
SubgerenciaComercial
Subgerencia Administrativa y
Financiera
División Financiera
División Servicios Administrativos
División Recursos Humanos
División Responsabilidad
Social
Oficina Responsabilidad
Social y Ambiental
Oficina de Planeación Corporativa
Oficina de Sistemas y
Organización
Secretaría General y
Asosaría Legal
Oficina Gestión Empresarial
División Gestión
Comercial
División Facturación
Regulada
División Peticiones,
Quejas y Reclamos
DivisiónPérdidas
División Cartera
Estructura organizacional Electrohuila.28
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manente que estimulen las buenas relaciones entre las partes, aportando así al crecimiento económico y social de nuestra región.
A. Cliente satisfecho y servicios responsa-
bles. Implementa estrategias basadas en
pilares que permitan identificar, valorar y
suplir las necesidades de los clientes.
B. Comunicación efectiva. Desarrollar meca-
nismos claros y efectivos de comunicación
de doble vía, que generen confianza y repu-
tación hacia nuestra organización.
C. Alianzas estratégicas. Bajo el cumplimien-
to de los objetivos institucionales, establecer
alianzas productivas con las comunidades,
colaboradores, gobierno y sector privado.
D. Equidad social. Divulga e incentiva activi-
dades que permitan el respeto por los de-
rechos de los colaboradores, contratistas,
proveedores y de la comunidad en general.
E. Protección al medio ambiente. Implementa
mejores prácticas empresariales que dismi-
nuyen el impacto ambiental.
F. Resultados Efectivos. Asegura el cumpli-
miento de los objetivos institucionales.
G. Desarrollo sostenible. Enfoca los contextos
económico, social y ambiental para generar ma-
yor impacto entre nuestros grupos de interés.
Esquema grupos de interés Electrohuila
Accionistas Proveedores
Clientes Comunidades
Gobierno Colaboradores
Política de responsabilidad social
Para la Electrificadora del Huila S.A. E.S.P., la Responsabilidad Social Empresarial -RSE- es un modelo de gestión organizacional que in-corpora en la cadena de valor de Electrohuila prácticas asociadas al bienestar y sostenibi-lidad de toda la empresa en armonía con el medio ambiente y sus grupos de interés, aten-diendo a sus expectativas legítimas, para lo-grar un alto impacto en la eficiencia y eficacia en la distribución, generación y comercializa-ción de energía.
De acuerdo a nuestro marco de acción cor-porativa, el compromiso ambiental incluye el cumplimiento de los requisitos legales apli-
Responsabilidad corporativa
C
Sobre la base de tres pilares fundamentales se implementa la política de responsabilidad social para Electrohuila, estos son el económico, el social y el ambiental. Se mantiene así la sostenibilidad de los negocios apoyada también en valores y principios éticos.
cables, la búsqueda de herramientas y tecno-logía que favorezca la prevención de la con-taminación y la mejora continua de nuestras operaciones y procesos actuando más allá del cumplimiento de la ley, implementando prácti-cas de sustentabilidad que permitan la aplica-ción de nuestra política ambiental.
Principios fundamentales
Para Electrohuila es fundamental preservar el diálogo y acercamiento con sus grupos de interés mediante la observancia de principios básicos. Para lograr este objetivo se utilizan diversos mecanismos de comunicación per-30 31
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ProveedoresVitales para nuestro funcionamiento, consti-tuyen empresas que prestan bienes y servi-cios a la compañía, de calidad, a tiempo y con quienes construimos bases sólidas de ingre-so en la dinámica de la economía regional, a través de la generación de empleo y activida-des comerciales.
GobiernoPara Electrohuila el gobierno es la autoridad, quien dirige y controla las actividades propias de la empresa, velando por los intereses y de-rechos de los ciudadanos.
"Si en el planeta quieres vivir debes contribuir".
Dibujo hecho por Emanuel Medina Devia.
AccionistasCrear valor para la organización, de manera sostenible en el tiempo, garantizando a los ac-cionistas un beneficio económico adecuado a las expectativas del mercado, que mantenga la vida empresarial.
Grupos de interés
Hacen parte de nuestros grupos de interés to-das aquellas personas naturales o jurídicas con quienes poseemos una relación o tienen una in-fluencia directa o indirecta en las actividades y objetivos institucionales.
ClientesElectrohuila ubica a sus clientes como el eje principal de su estrategia de negocio, estable-ciendo mecanismos que permitan la mejora continua de nuestros procesos, aunando es-fuerzos por suplir las necesidades manifiestas de este grupo de interés.
Actividades de
esparcimiento
para nuestros
clientes
ColaboradoresImplementar una gestión que impulse la apli-cación del conocimiento, motivando el desa-rrollo personal y profesional bajo el respeto por los derechos humanos.
ComunidadElectrohuila identifica a las comunidades den-tro del conjunto de ciudadanos establecidos en su área de influencia en el departamento del Huila, en sus diversas formas de organiza-ción: por ideología, cultura, religión, raza, sexo, usuarios finales del servicio, medios de comu-nicación, comunidad educativa y vecinos.
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Principios corporativosEn Electrohuila los principios corporativos son el soporte de la cultura organizacional, son el método por el cual se hacen realidad los valo-res, las metas y los objetivos.
ValoresLos valores corporativos de Electrohuila co-rresponden a su cultura organizacional, es decir, a las características competitivas, condi-ciones del entorno y expectativas de sus gru-pos de interés.
Ética y anticorrupción
La compañía cuenta con la denominada línea transparente de lucha contra la corrupción 01-8000-918819 como un mecanismo de in-teracción con la ciudadanía y de recepción de denuncias de presuntos actos internos de corrupción o de ilícitos que externamente se estén ejecutando y que atentan contra el patri-monio de Electrohuila como es el caso de las conexiones de energía fraudulentas.
Control
Los controles en Electrohuila son de dos clases:
Controles externos
Revisoría FiscalDurante el 2015 la firma MGI PAEZ ASOCIADOS Y CIA S.A.S. ejecutó labores de Revisoría Fiscal en Electrohuila.
TransparenciaAsociada a los comportamientos éticos, ín-tegros y coherentes como también al flujo de información interna a fin de que esta sea clara y confiable.
Ética
Trabajo en equipo
Comunicación
Respeto al individuo
Vocación de servicio
Calidad
Responsabilidad
Competitividad
Productividad
Cumplimiento de la ley
Competitividad
Relaciones con autoridades
Pluralidad
Socios de negocios
Salud y medio ambiente
Prácticas de compras
Actividad política
Transparencia
Principios corporativos
Valores
Excelencia
Espíritu positivo
Creatividad
Confianza
Honestidad
Proactividad
Calidad
Laboriosidad
Voluntad
Gobierno corporativo
d
Estructura de gobierno
Asamblea general de accionistas La Asamblea General la constituyen los ac-cionistas reunidos con el quórum y en las condiciones previstas en los Estatutos Socia-les ya sea que actúen directamente o a través de mandatarios.
Junta directivaEs el órgano de administración superior, actúa en función de los derechos de los accionistas y asegura la sostenibilidad y crecimiento de la sociedad. Está compuesta por cinco (5) miem-bros principales y sus suplentes El Comité de Gestión Administrativa y el Comité Financiero y de Negocios. La Junta Directiva cuenta inter-namente con dos comités institucionales de carácter permanente:
• Comité de Gestión Administrativa.
• Comité Financiero y de Negocios.
Gerente GeneralEs el representante legal de la compañía, en-cargado de dirigirla, administrarla, ejecuta y hace ejecutar las operaciones y actividades comprendidas dentro del objeto social de la empresa. Es designado por la Junta Directiva de conformidad con lo establecido en los Esta-tutos Sociales.
Código de buen gobierno, ética y transparencia
El Gobierno Corporativo de Electrohuila está representado por el conjunto de principios y normas que constituyen su marco de ac-tuación. Es un sistema que permite dirigir, manejar y controlar la empresa asegurando el buen funcionamiento de sus órganos de gobierno y sus colaboradores, y provee las directrices para proteger los intereses de la compañía y los accionistas.34 35
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los procesos de acuerdo al programa anual de auditorías aprobado por el Comité Coordinador de Control Interno, se concluyó que a nivel ge-neral el Sistema de Control Interno es adecua-do en cada uno de sus componentes.
EvaluaciónCon base en lo establecido en el artículo 12 de la Ley 87 de 1993, que determina que las Oficinas de Control Interno o quien hace sus veces, debe verificar que el Sistema de Control Interno esté formalmente establecido. La Ofi-cina de Control Interno procedió a evaluar el
Sistema de Control Interno Contable de Elec-trohuila de la vigencia 2014. El objetivo fue verificar la efectividad de los controles esta-blecidos al interior de Electrohuila, de acuerdo con lo señalado en la Resolución N° 357 de 23 de julio de 2008 que define el marco normativo para el Control Interno Contable.
La evaluación de Control Interno Conta-ble de acuerdo a los parámetros estableci-dos por la Contraloría General de la Nación obtuvo un resultado de 4.73 puntos sobre 5, lo que indica que es Adecuado, presentando un nivel de riesgo Bajo.
Sistema
Administrativo
de Eventos de
Electrohuila
La Revisoría Fiscal realiza un examen crítico y consecuente del sistema de información finan-ciero de la organización, el cual culmina con la emisión de una opinión independiente sobre la razonabilidad de los estados financieros, la gestión administrativa y el apego de las opera-ciones a la normatividad interna y externa.
Órganos de inspección, vigilancia y controlEn Colombia las principales autoridades regu-ladoras de las actividades relacionadas con el objeto social de Electrohuila son el Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regula-ción de Energía y Gas (CREG).
Además de los principales entes regula-dores se encuentra la Superintendencia de Servicios Públicos domiciliarios que supervisa actividades puntuales de Electrohuila. Por otro lado, Electrohuila se encuentra sujeta al con-trol disciplinario de la Procuraduría General de la Nación y al control fiscal de la Contraloría General de la República.
Auditoría Contraliría General de la República
Vigencia 2014
La Contraloría General de la República efec-tuó en el año 2015 auditoría a Electrohuila correspondiente a la vigencia 2014. Los re-sultados más importantes son los siguientes:
Fenecimiento de cuentaCon base en la calificación de los componen-tes obtenida en la evaluación de la Gestión y Resultados se emitió concepto favorable, fene-ciendo la cuenta rendida por la Entidad y co-rrespondiente a la vigencia fiscal 2014.
Evaluación de la gestión y resultadosLa evaluación de la gestión y resultados se fundamenta en los sistemas de control de: Gestión, Resultados, Legalidad, Financiero y Control Interno, los cuales contemplan las va-riables que fueron verificadas y calificadas en desarrollo del proceso auditor. Se obtuvo una calificación final ponderada de 80,72 ubicán-dose en el rango de favorable.
Controles internos
Sistema de Control InternoEn Electrohuila, la Oficina de Control Interno es la encargada de evaluar el Sistema de Control Interno de acuerdo con la Ley 142 de 1994, art. 46 y 49. De acuerdo a los resultado de las audi-torías hechas por la Oficina de Control Interno a
“Cuida la energía. Ahorremos energía”.
Dibujo hecho por María José Gómez Quinza.36 37
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INFORME DE GESTIÓN 2015 / ELECTROHUILA S.A E.S.P.
“Gracias electrificadora”
Dibujo hecho por Juan Carlos
Mosquera Agudelo.
NUESTRA CADENA DE VALOR
Generación Pág. 40
Pág. 42
Pág. 48
Pág. 64Mejoramiento de procesos
Distribución
Comercialización
a
d
b
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2
Nuestra cadena de valor
Electrohuila enfoca sus esfuerzos principalmente en tres eslabones de la cadena del sistema eléctrico, esto es generación, distribución y comercialización de energía eléctrica en el mercado nacional. La em-presa cuenta con un importante punto de trasformación propio conec-tado al Sistema de Transmisión Nacional –STN en Subestación Altamira 230/115 kV con 150 MVA, teniendo contratado otro punto de conexión al STN en la Subestación Betania con 318 MVA.
La cobertura de atención del servicio
es del 97% en el área de influencia
del operador de red, conectando
cerca de 350.000 usuarios a su
sistema de distribución.
Transformador de Distribución 15.965 transformadores de distribución
Comercialización349.594Clientes Regulados y
No Regulados
Huila / Bogotá / Caquetá
Cauca / Meta / Nariño
Risaralda / Tolima
Demanda
DistribuciónRedes de distribución a 34,5 y 13,8 kV1.030 km de redes de distribución a 34,5 kV9.500 km a 13,8 kV
Micro Centrales HidroeléctricasMCH La PitaMCH Iquira IMCH Iquira II (6MW)
Subestaciones Microcentral La Pita – 0,44/13,8 kVMicrocentral Iquira I – 34,5/13,8 kV Microcentral Iquira II – 34,5/13,8 kV
Puntos de Conexión al STNAltamira 230/115 kV (50 MVA)Betania 230/115 kV (318 MVA)
Subestación de Transmisión 7 subestaciones a 115 kV y 37 subestaciones a 34,5 kV.
339 km de líneas de subtransmisión a 115 kV
Cadena de valor del sistema eléctrico de Electrohuila.40
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300250
Año 2011 2012 2013 2014 2015
Energía Generada (MWH/Año) 9.529 24.082 25.546 17.301 24.438
RÉGIMEN DE GENERACIÓN DE LOS ÚLTIMOS AÑOS
Gráfica 1. Generación e Ingresos 2015
MWh
Millones ($)
La producción anual abastece el 2,5% de la demanda total del operador de red, mostramos los resultados a continuación:
Generación
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1.5001.000
200150
500
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Mar
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May
Jun
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Línea 34,5 y 13,8 kV Subestación El Bote - Cruce El Juncal
tanto actual como potencial, mejorando la cali-dad y la continuidad del servicio a los actuales 12.000 usuarios antes conectados a otra subes-tación. Esta subestación fue inicialmente conec-tada desde la subestación Sur.Acordes con el crecimiento urbanístico, co-mercial e industrial de la región y con el fin de brindar mayor confiabilidad del servicio prestado se realizó la construcción de la red a 34.500 voltios desde la Subestación Orien-te, con la cual se da la posibilidad de una nue-va opción de alimentación de la subestación Canaima ante eventos presentados en el cir-cuito alimentador desde la Subestación Sur, así como la disponibilidad de la subestación cuando se realicen mantenimientos en cual-quiera de los dos circuitos alimentadores. Igualmente se realizó la construcción de un tramo de circuito a 13.800 voltios, proyec-tando la red de distribución en el sector de crecimiento urbanístico. Esta línea tuvo una inversión de $1,076 millones.
Línea Bote – Industrial 34,5 y 13,8 kV
En el corredor comprendido entre la Subes-tación El Bote y el cruce del Juncal en la vía Neiva-Palermo, existen desarrollos que exigen suministro de potencia en el mediano plazo a 34.500 kV, sin contar otros desarrollos sub-yacentes que están pendientes de solicitar la respectiva disponibilidad, en razón a la desti-nación como sector industrial que el Municipio de Palermo ha hecho a este sector.
Proyectando el crecimiento de este sec-tor económico (industriales y comerciales) que requieren una alta calidad y continuidad de servicio, se realizó la construcción de un circuito a 34.500 voltios y otro a 13.800 vol-tios en red compacta, sobre los cuales se podrá realizar el suministro de servicio con altos estándares, minimizando la salida de los circuitos por factores externos como son vegetación, animales sobre la red y atmos-féricos. Estas redes tuvieron una inversión de $4.400 millones.
En alianza estratégica con los principales clientes del corredor, se proyectó la construc-ción de las subestaciones de los dos centros industriales de mayor proyección: Zona Fran-ca Surcolombiana y Parque Industrial Paler-mo, con un costo estimado de $7.200 millones.
Mejoramiento de redes
Las inversiones en mejoramiento de redes de media y baja tensión en las diferentes zonas del departamento sumaron $9.500 millones durante la vigencia.
Durante el 2015 fueron puestos en operación por parte de Electrohuila S.A. E.S.P. los siguientes proyectos:
Distribución
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Ampliación subestación Hobo a 115 kV
Como solución a la confiabilidad, estabilidad y atención de la demanda futura en el sector centro del departamento con impacto muy importante en parte del norte y occidente, se construyó la ampliación de la Subestación Hobo a 115.000/34.500 voltios y una capaci-dad de 25 megavatios.
El mejoramiento de las condiciones del servicio tuvo una cobertura de 22.000 usua-rios actuales, y los potenciales en los próxi-mos 15 años. El costo del proyecto ascendió a $12.810 millones.
Línea Canaima-Oriente a 34,5 kV
En el año 2014 entró en operación la Subesta-ción Canaima, la cual responde al desarrollo urbanístico y comercial del sur oriente de Neiva,
Gerente Julio Gómez Martínez y presidente Juan Manuel Santos
en la inaguración de la subestación Hobo.44 45
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Caquetá
Meta
Tolima
Cauca
GarzónSubestacionesGarzón – 34,5/13,8 kVMicrocentral La Pita – 0,44/13,8 kVBalsillas – 34,5/13,8 kV
Oporapa Subestación
Oporapa – 34,5/13,8 kV
Pitalito Subestación
Pitalito - 115/34,5/13,8 kV
Isnos Subestación
San José De Isnos – 34,5/13,8 kV
San AgustínSubestación
San Agustín – 34,5/13,8 kV
La PlataSubestaciones
La Plata – 34,5/13,8 kVGallego – 34,5/13,8 kV
PitalSubestación
El Pital – 34,5/13,8 kV
Acevedo Subestación
Acevedo – 34,5/13,8 kV
GuadalupeSubestación
Guadalupe – 34,5/13,8 kV
AipeSubestaciones
Aipe – 34,5/13,8 kV Peñas Blancas – 34,5/13,8 kV
Praga – 34,5/13,8 kV
AlgecirasSubestación Algeciras – 34,5/13,8 kV
Rivera Subestación
Rivera – 34,5/13,8 kV
IquiráSubestaciónRio Negro – 34,5/13,8 kV
PaicolSubestación
Paicol – 34,5/13,8 kV
NeivaSubestaciones Bote - 115/34,5/13,8 kV Centro – 34,5/13,8 kV Canaima – 34,5/13,8 kV Norte – 34,5/13,8 kV Oriente - 115/34,5/13,8 kV Planta Diesel – 34,5/13,8 kV Sur - 115/34,5/13,8 kVFortalecillas – 34,5/13,8 kVVegalarga – 34,5/13,8 kV
HoboSubestación Hobo - 115/34,4/13,8 kV
GiganteSubestaciones Gigante – 34,5/13,8 kVPotrerillos – 34,5/13,8 kVZuluaga – 34,5/13,8 kV
TeruelSubestacionesMicrocentral Iquira I – 34,5/13,8 kVMicrocentral Iquira II – 34,5/13,8 kV
Santa María Subestación Santa María – 34,5/13,8 kV
PalermoSubestación
Palermo – 34,5/13,8 kV
Campoalegre Subestaciones Campoalegre – 34,5/13,8 kV Seboruco - 115/34,5 kV
BarayaSubestación Baraya – 34,5/13,8 kV
ColombiaSubestación Colombia – 34,5/13,8 kV
Línea Pitalito– Acevedo a 34,5 kV
Este proyecto mejora notablemente la confiabili-
dad de la Zona Sur, en especial la ciudad de Pita-
lito, fortaleciendo la solución de la segunda sub-
estación, garantizando el suministro de energía
en condiciones de contingencia o mantenimiento.
Durante 2015 se dio inicio al proceso precontrac-
tual. Su costo se estima en $6.300 millones in-
cluyendo la adecuación de las subestaciones Pi-
talito y Acevedo para la conexión del proyecto, así
como su interventoría.
Subestación Garzón II
Se adquirió el lote para la construcción de este pro-
yecto y se adelanta su diseño. Esta obra garantiza
la atención de la demanda esperada por el acele-
rado desarrollo urbano de este municipio y permi-
te atender con la confiabilidad requerida su carga
en condiciones de contingencia o mantenimiento.
Comprende la construcción de una subestación de
12,5 MW a 34.500/13.800 voltios con sus líneas aso-
ciadas, con un costo estimado de $5.500 millones.
YaguaráSubestación
Yaguara – 34,5/13,8 kV
Mapa del departamento del Huila con la
ubicación de los nuevos proyectos y las sub-
estaciones existentes en Electrohuila.
Nuevos proyectos
Al finalizar el año se encontraban en ejecución estos proyectos:
Subestación Pitalito II Se proyectó la construcción de una subestación de
12,5 MW a 34.500/13.800 voltios en sector Sur del
municipio de Pitalito, el cual se presenta como foco
de alto desarrollo industrial y comercial. Igualmen-
te esta subestación aumenta los niveles de con-
fiabilidad y calidad del servicio para dicho sector,
descargado la subestación actual y aumentando la
capacidad de servicio en el municipio de Pitalito. El
costo del proyecto asciende a $4.400 millones.
Circuito Sur – Centro a 34,5 kV
Este proyecto fortalece la confiabilidad del anillo a
34.500 voltios de Neiva ofreciendo una mayor esta-
bilidad y continuidad en el servicio como conexión
exclusiva entre estas subestaciones, permitiendo
que otra línea del mismo nivel de tensión alimen-
te las cargas intermedias. Se complementa con un
circuito a 13.800 voltios para favorecer el desarrollo
integral de este sector de la ciudad. Se constru-
ye en tecnología de red compacta. La inversión de
este proyecto asciende a $4.400 millones.Línea 115 kV Altamira - La Plata y Subestación La Plata 25 MW a 115 kV
Proyecto aprobado por la Unidad de Planeación Mi-
nero Energética -UPME- para mejorar la confiabi-
lidad, continuidad, capacidad y calidad del servicio
de energía en el occidente del departamento, que
ya comienza a presentar condiciones cercanas a
los mínimos regulatorios, el cual se encuentra en
etapa de diseño, adquisición de lote y gestión de
servidumbres. Se prevé un costo superior a los
$37.000 millones.
TimanáSubestación
Timaná – 34,5/13,8 kV
Tarquí Subestación
Tarqui – 34,5/13,8 kV
AltamiraSubestación
Altamira – 230/115/34,5/13,8 kV
99.95%
99.90%
99.85%
99.80%
99.75%
99.70%
99.60%
99.65%
99.55%
2011-12 2012-12 2013-12 2014-12 2015-12
99.82%99.81%
99.89%
99.78%
99.80%
99.96%
99.94%
99.92%
99.90%
99.88%
99.86%
99.82%
99.78%
99.74%
99.84%
99.80%
99.76%
99.72%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Gráfica 2. Continuidad 2015
Promedio Móvil Anual
Mes
Meta
Gráfica 3. Continuidad Histórica
Porcentaje Anual
Operación y mantenimiento
Durante 2015 las condiciones de operación y mantenimiento del sistema eléctrico tuvieron profundas mejoras tanto a nivel procedimen-tal como tecnológico lo cual, aunado a las in-versiones, reflejó una evidente mejora en los índices de prestación del servicio. Se destacan entre ellas:
• Ampliación y actualización del Sistema de
Atención de Salidas del Servicio (OMS) y del
Sistema de Gestión de Distribución (SGD).
• Consolidación de la operación del OMS (me-
joramiento de los tiempos de atención en un
45% en el sector urbano y el 16% en el rural,
y Neiva en un 59%).
• Mejoramiento de la planeación y ejecu-
ción de los programas de mantenimiento
preventivo y correctivo en líneas, redes y
subestaciones.
• Mejoramiento en la gestión de atención de
PQRs técnicos.
• Control de vegetación.
• Instalación de conductor ecológico en pe-
queños tramos de red.
Para el año 2016 se prevé una inversión supe-rior a los $8,000 millones en reposición de equi-pos de potencia y protección en subestaciones.
Continuidad del servicio
El índice de continuidad del Sistema Eléctrico del Huila, en razón a las fallas del servicio, durante 2015 mejoró del 99,80% al 99,89% reduciendo el número de horas anuales de indisponibilidad promedio por usuario del 47,8% (de 17,8 a 9,3 horas).
El índice referido a la totalidad de causas de indisponibilidad (fallas, mantenimiento, fuerza mayor, acciones de terceros, etc.) mejoró del 99,44% al 99,69% reduciendo en un 45,6% el tiempo de indisponibilidad promedio por usuario.
Labores de Mantenimiento
Programado.48 49
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MES TOTAL COMPRAS (GWh) DEMANDA REAL (GWh) EXPOSICIÓN A BOLSA (%)
Enero 2015 51,69 57,96 10,81%
Febrero 2015 46,78 57,96 19,29%
Marzo 2015 51,21 62,68 18,30%
Abril 2015 49,17 60,87 19,23%
Mayo 2015 58,38 64,48 9,46%
Junio 2015 56,87 62,08 8,39%
Julio 2015 58,58 66,09 11,36%
Agosto 2015 56,25 66,64 15,59%
Septiembre 2015 58,80 67,34 12,67%
Octubre 2015 56,18 69,44 19,10%
Noviembre 2015 53,39 65,42 18,39%
Diciembre 2015 53,06 68,47 22,50%
Exposición en bolsaEn la siguiente tabla se observa la relacion de las compras de energía y la demanda.
A continuación se observa el comportamiento de las variables indicadas. Pese a las críticas condi-ciones del mercado, la exposición en bolsa pro-
175,00000
170,00000
165,00000
160,00000
155,00000
150,00000
145,00000
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Gráfica 4. Precios del mercado y de compra 2015
Pc ($/KWh)
Mc ($/KWh)
medio del año 2015 fue del 15,42%, con un mejor comportamiento frente al año 2014 donde el pro-medio de la exposición en bolsa fue del 18,69%.
Comercialización
c
MES Pc ($/KWh) Mc ($/KWh)
Enero 2015 149,73172 146,84285
Febrero 2015 149,04366 147,02215
Marzo 2015 152,04768 150,58120
Abril 2015 151,61985 149,78085
Mayo 2015 148,43496 148,95802
Junio 2015 149,25896 149,31245
Julio 2015 152,02606 151,35887
Agosto 2015 153,96465 154,23393
Septiembre 2015 157,10610 160,64960
Octubre 2015 153,72545 169,74216
Noviembre 2015 151,71614 169,26366
Diciembre 2015 154,57591 171,76377
Compra de energía
La siguiente gráfica muestra desde agosto un incremento importante del precio promedio del mercado, lo que refleja el atípico y com-
En la siguiente tabla se muestra la información relacionada con las compras de energía en con-tratos y el precio del mercado.
plejo comportamiento del mercado mayorista, fuertemente impactado por los problemas de los generadores térmicos y el fenómeno del niño.
50 51
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AÑO CLIENTES VENTAS (GWh) FACTURACIÓN VENTAS (MILL$)
2011 303.180 604,90 168.000,60
2012 314.336 620,49 185.294,72
2013 324.556 647,70 191.328,40
2014 337.601 685,03 212.530,68
2015 349.594 759,72 248.248,76
Crecimiento Anual 3,55% 10,90% 16,81%
En la siguiente tabla se presentan los datos de las variables indicadas:
El incremento en las ventas está asociado al in-cremento de la demanda de energía, la cual se ge-neró principalmente por el efecto del aumento de
Participación del consumo por clase de servicio 2015
21%55%Residencial Comercial
12%Industrial
8%Oficial
5%Alumbrado Público
la temperatura producto del fenómeno del niño. En la siguiente gráfica se puede observar la distribución del consumo por clase de servicio.
Ventas de energía
La siguiente gráfica muestra el comportamiento histórico de las variables: clientes, facturación y ventas. Las cuales reflejan un incremento porcentual del 3,55, 10,90 y 16,81 respectivamente.
90.000
140.000100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
0,00
190.000
290.000
240.000
340.000
390.000
2011 2012 2013 2014 2015
60,00
70,00
80,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
Ene Mar May Jul Sep Nov
Gráfica 5. Comportamiento
de la demanda y la compra de
energía 2015
Total
Compras (GWh)
Demanda
Real (GWh)
Gráfica 6. Comportamiento
histórico
Ventas GWh
Clientes
Facturación ventas de
energía millones ($)
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Recaudo
El indicador de recaudo para diciembre de 2015 correspondió a 99.61%.
101,00%
100,00%
99,00%
98,00%
97,00%
96,00%
94,00%
95,00%
93,00%
97.88%
95.82%
99.87%
99.33%
98.68%98.75%
99.73%
99.40%
99.38%
99.29%99.23%
99.61%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Gráfica 7. Comportamiento Recaudo 2015
Recaudo
En general la participación por estrato se con-serva respecto al año 2014, salvo el estrato 3, en donde se pasó de una participación del
Participación del consumo KWh residencial por estrato
50,61% 12,34% 6,79% 1,83% 0,18%28,25%
Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3 Estrato 4 Estrato 5 Estrato 6
A continuación se presentan los clientes según su ubicación (urbano – rural):
De igual forma se presenta el consumo por ubicación:
Rural 34%
Rural 19%
Urbano 66%
Urbano 81%
5,37% en el año 2014 al 12,34% en el 2015. En las siguientes gráficas se presentan los resul-tados anteriormente expuestos:
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Jul Ago Sep Oct Nov Dic
7,000,000
6,000,000
3,000,000
5,000,000
2,000,000
4,000,000
1,000,000
0
Gráfica 8. Reducción KWh total EH 2015
Proyectado mensual Ejecutado mensual
Proyectado acumulado
Ejecutado acumulado
Control de pérdidas
Durante el año 2015 se continuó con la ejecución del plan de mantenimiento y reducción de pérdidas 2014-2025, con 16 cuadrillas en todo el departamento del Huila, con los siguientes resultados de energía recuperada:
TOTAL EH ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
Proyectado mensual 52,500 105,000 157,500 212,000 266,500 317,000 367,000 418,000 468,500 519,000 569,500 620,000
Ejecutado mensual 209,324 265,393 302,995 373,717 434,314 463,956 509,645 600,979 698,692 870,398 888,751 771,708
Proyectado acumulado 52,500 157,500 315,000 527,000 793,500 1,110,500 1,478,000 1,896,000 2,364,500 2,883,500 3,463,000 4,073,000
Ejecutado acumulado 209,324 474,717 777,712 1,151,429 1,585,743 2,049,699 2,559,344 3,160,323 3,859,014 4,729,412 5,618,163 6,389,871
Ene Feb Mar Abr May Jun
1,000,000
900,000
800,000
700,000
600,000
500,000
400,000
300,000
200,000
100,000
0
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El comportamiento del índice de pérdidas pre-sentó un resultado de 14,09% frente a una meta propuesta en el plan de gestión de 14,18%. Al finalizar el año el comportamiento del indi-cador de pérdidas cambió su tendencia a la reducción, debido al fuerte incremento de la demanda producto del aumento de la tempe-ratura (consecuencia del fenómeno del niño) y
Ene
14
Ene
15
May
14
May
15
Mar
14
Mar
15
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4
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5
Sep
14
Sep
15
Nov
14
Ene
16
Nov
15
Gráfica 11. Explicación variabilidad índice de pérdidas
Índice de pérdidas Crecimiento demanda mensual OR
Crecimiento demanda anual OR
-4.00%13.00%
13.50%
14.00%
14.50%
15.00%
15.50%
16.00%
-2.00%
0.00%
2.00%
4.00%
6.00%
8.00%
10.00%
12.00%
14.00%
16.00 %
18.00%
por ende de las pérdidas técnicas. En la gráfica 11 se aprecia que el crecimiento de la demanda anual de Electrohuila presenta un incremento inusual, coincidiendo con el cambio del indica-dor de pérdidas. La línea azul oscuro represen-ta el comportamiento del crecimiento mensual de la demanda el cual a partir de julio de 2015 se mantiene constante en un 10%.
Se continuó con la recuperación de pérdidas técnicas por medio de la construcción de los proyectos Línea Betania-Sur 115 kV y Subes-
El resultado del indicador de pérdidas, es el siguiente:
2,00,000
13.50
0
13.00
4,00,000
14.00
6,00,000
14.50
8,00,000
15.00
10,00,000
15.50
12,00,000
16.00
Ene
15
Abr
15
Feb
15
May
15
Mar
15
Jun
15
Jul 1
5
Ago
15
Sep
15
Oct
15
Nov
15
Dic
15
Ene
15
Abr
15
Feb
15
May
15
Mar
15
Jun
15
Jul 1
5
Ago
15
Sep
15
Oct
15
Nov
15
Dic
15
Gráfica 9. Factores que
impactan el indicador de
pérdidas
Brigadas
Línea Betania
Sur 115 kV
Subestación Hobo 115 kV
Gráfica 10. Indicador
de pérdidas Electrohuila
2014-2015
Meta
índice de Pérdidas 14.40%
14.58%
14.00%
14.44%
14.09%
14.18%
tación Hobo 115 kV. La reducción total anual de cada una de las estrategias se puede ob-servar en la siguiente gráfica:
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Cartera
El valor de la Cartera Total al 31 de diciembre de 2015 asciende a $28.165.804.638, distribui-da en Sector Urbano $ 22.164.696.812 y Sec-tor Rural $ 6.001.107.826.
La cartera mayor o igual a 60 días a 31 de di-ciembre de 2015 es de $7.994.586.272. La car-tera vencida mayor de 60 días con respecto al año anterior tuvo una recuperación del 7,76%.
Satisfacción de nuestros clientes
Con el propósito de mejorar nuestra relación con los usuarios, durante el año 2015 Electro-huila implementó nuevas plataformas tecno-lógicas a través de su moderno Contact Cen-ter. Es así que a partir del mes de Noviembre se puso a disposición de los clientes que sean usuarios de telefonía móvil con las empresas Claro y Movistar, el servicio de cobro revertido, consistente en que pueden acceder completa-mente gratis al Contact Center marcando 115 desde su celular en cualquier parte del territo-rio del Departamento del Huila.
Así mismo, disponemos de cinco líneas te-lefónicas para la realización de campañas per-sonalizadas, callback (devolución de llamadas a los usuarios que no pudieron ser atendidos mientras esperaban en línea), para informar directamente a los usuarios sobre asuntos im-portantes relacionados con nuestros servicios.
Nuestro chat con usuarios, también vincu-lado al Contact Center, tuvo un promedio men-sual de 500 interacciones calificadas positiva-mente por los usuarios y nuestra presencia en redes sociales como Facebook y Twitter se incrementó de manera importante.
Con el objetivo de afianzar la relación con nuestros clientes se implementó un moderno Contact Center.
Modelo del sistema Diciembre 2015 (KWH / Año)
Entrada Nivel 4 1.232.312.520
Entrada Nivel 3 964.378.155
Entrada Nivel 2 838.355.560
Entrada Nivel 1 702.258.122
Pérdidas 98.940.681,43
Salidas
Generación20.121.327
Generación4.434.827
Salidas
Salidas
Salidas
Otros operadores de red 274.319.862
Otros operadores de red 9.653.804
Otros operadores de red 548.653
Otros operadores de red 0
Ventas 2.544.945
Ventas 106.799.213
833.920.733
944.256.828
Ventas 122.699.869
Ventas 603.317.441
Pérdidas 11.190.885
Pérdidas 14.004.406
Pérdidas 12.848.916
Compras Electrohuila
Operador de Red972.346.355
Índice de pérdidas14,09%
60 61
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11%
5%
90%
92%
78%
81%
81%
84%
90%
92%
91%
93%
85%
87%
84%
87%
83%
86%
83%
86%
85%
87%
85%
87%
77%
77%
5% 4%7% 7% 7% 7% 6%
9%9%
Superamos nuestras metas de nivel de servicio, al lograr que, en promedio, el 84% de las llama-das fueran atendidas en menos de 20 segundos, con un servicio amable, profesional y oportuno.
El indicador de desempeño en la Calidad de Atención Telefónica para el año 2015 es de 93% de acuerdo a las medidas de la CREG.
100%
95%
90%
90%
80%
70%
60%
85%
50%
40%
80%
30%
75%
20%
70%
10%
65%
0%
Feb
Feb
Mar
Mar
Abr
Abr
May
May
Jun
Jun
Jul
Jul
Ago
Ago
Sep
Sep
Oct
Oct
Nov
Nov
Dic
Dic
Gráfica 14. Comportamiento indicadores de calidad año 2015
Nivel de servicio
Porcentaje abandono
Gráfica 15. Nivel de servicio medido según la CREG
Porcentaje nivel de servicio
Ene
Ene
7%
Conformidad de los usuarios con el servicio
1. ¿Su consulta fue atendida oportunamente?
2. ¿La persona que lo atendió demostró
conocimiento en el tema?
3. ¿Le gusta este medio de comunicación?
Sí 92%No 8%
Sí 89%No 11%
Sí 94%No 6%
6000
5000
3000
4000
2000
80
100
120
60
20
40
0
110 108
52
42
70
83
104
JulJun Ago Sep Oct Nov Dic
20802717
4263
3607
58955328
3737
JulJun Ago Sep Oct Nov Dic
Total fans 1682
Nuevos fans 142
Me gusta 958
Comentarios 23
Interacciones 2822
Se compartió un contenido
268
Total seguidores
658
Nuevos seguidores
21
Favoritos 22
Menciones 20
Click en enlaces
21
Retweets 20
Gráfica 12. Facebook
Electrohuila S.A. E.S.P.
Engagement
Gráfica 13. Twitter
@electrohuila
Engagement
CIFRAS FACEBOOK
CIFRAS TWITTER
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Nuestros tiempos de respuesta a peticiones escritas de los usuarios también registraron mejora durante el año 2015, llegando a un pro-
2
1
0
3
4
9
8
7
6
5
10
Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicEne
300
250
200
150
100
50
0
Entrega y oportunidad de la
factura
Error de lectura Cobro de otros cargos de la
empresa
Relacionada con cobros por
promedio
246
82
72
48
85
4149
78
31 31
22
62
9 9
57
49
8
37 39
53
Gráfica 18. Evolución causales de reclamación
2011 2012 2013 2014 2015
Gráfica 19. Escrito empresa
Tiempo de respuesta en días
medio de 7 días, inferior al indicador empresa-rial de 10 y legal de 15 días, gracias a la mejo-ra en procedimientos internos de control, así:
En promedio, el 86,5% de las llamadas recibi-das permanecen en cola de espera para ha-blar con un empleado de la empresa, después de marcar la opción de atención personaliza-da, en un plazo no superior a 30 segundos.
En los últimos meses del año el índice de re-clamos por cada 10.000 facturas expedidas se redujo a 6, ajustando un promedio de 7 para el
10
2
1
0
3
4
9
8
7
6
5
10
0
20
30
40
50
2011 2012 2013 2014 2015
Gráfica 16. Consolidado
reclamos por cada 10.000
facturas
Número de reclamos
Gráfica 17. Índice de
reclamos por cada 10.000
facturas 2015
Número de reclamos
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15
8 8
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En lo corrido de los últimos siete años, el nivel de reclamación por comercialización presenta mejoras importantes que están re-lacionadas directamente con la calidad en la facturación así:
año, gracias a las mejoras en el proceso de fac-turación, la interacción entre los procesos y desa-rrollos en las terminales de facturación en sitio.
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El plan de mejoramiento deberá llevar a la organización a desarrollar actividades que busquen mejorar la percepción de los clien-
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Gráfica 20. Factura sin errores
Electrohuila Otras empresas del sector
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95,4%94,2% 94,2%
91,6% 91,4%89,2%
87,4%
85,6%82,2%
96,8%94,4%
90,7%
98,0%
tes con respecto a la imagen y la calidad del servicio prestado por Electrohuila.
Mejoramiento en los procesos
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Durante el año 2015 la Empresa participó en la encuesta re-gional del CIER, en la que se destacan aspectos favorables en algunos indicadores, áreas y atributos.
Como indicador referente entre las empresas del sector está el ISCAL (Índice Satisfacción de la Calidad Percibida) con un resultado de 61,6 en el 2015, frente a 62,9 del 2014.
Es importante resaltar el mejoramien-to sustancial que presentó el Área de Su-ministro de Energía y los atributos que la componen. Así mismo, se destaca el resul-tado obtenido en el atributo “Factura sin errores” el cual hace parte del Área de Fac-tura de Energía, donde Electrohuila obtuvo el mejor resultado de todas las empresas del sector que participan en este estudio. Resultado 98.0El reto para el año 2016 es mejorar en las Áreas de Satisfacción al cliente e Informa-ción y Comunicaciones, pues de manera ge-neral los resultados obtenidos en el 2015, nos conducen a implementar acciones de mejo-ramiento requeridas.
IDAR SUMINISTRO DE ENERGÍA 47,4 59,8 66,4 6,6
SE1 Sin interrupción 54,1 63,7 74,9 11,2
SE2 Sin variación de voltaje 46,4 56,9 62,9 6,0
SE3 Rapidez en la reanudación de la energía cuando falta
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Innovación y tecnología
En desarrollo de su gestión el proceso Gestión Tecnológica adelantó en la vigencia 2015 pro-yectos para apoyar con herramientas la ejecu-ción de las actividades de los procesos estra-tégicos, misionales y de apoyo de la Entidad.
La consolidación del sistema de Gestión de Distribución (DMS) permite la gestión del fun-cionamiento y mantenimiento de las redes de distribución, integrando las áreas operativas de los macroprocesos de distribución y comer-cialización, además de ayudar a la compañía en el control de incidencias de la red comuni-cadas por los clientes.
Se adicionó un módulo de chat a la página web de la compañía, facilitándole al cliente la comunicación directa con los operadores del contact center. Además se fortaleció la utilización de las redes sociales como Face-book y Twitter, como otro medio de interac-ción con los clientes.
Sitio web de Electrohuila: www.electrohuila.com.co
La apropiación de soluciones de internet (Web-service) a través de alianzas estratégicas con las entidades bancarias para el recudo del pago de la factura y de forma inmediata tener la in-formación en nuestros sistemas de informa-ción y con ello mejorar los procesos del negocio de comercialización.
Como medida de control y estandarización, se actualizó el módulo de ingreso a los siste-mas de información el cual se desarrolló sobre una plataforma más amigable y con caracte-rísticas técnicas superiores a la anterior ver-sión. En este proceso se reorganiza el menú para facilitar la ubicación de la información y agilizar la ejecución de los procesos.
Con el fin de mejorar la disponibilidad de la Plataformas de cómputo y su actualiza-ción, se adelantaron tareas entre los cuales se pueden citar:
• Actualización de hardware y software del
servidor de base de datos.
• Modernización de los dispositivos de impre-
sión, digitalización y terminales portátiles.
Análisis de costos para mejorar la eficiencia
Electrohuila posee un sistema de informa-ción de costos y gastos por actividades que conforme a lo previsto en la Resolución SSPD 33635 de 2005 se viene usando por Activida-des, identificando los costos correspondientes a las Unidades de Negocio: Generación, Distri-bución, Comercialización de Energía Eléctrica y Otros Negocios.
El análisis de la información de costos cobra especial importancia para la Com-pañía permitiendo el autocontrol sobre la utilización de los recursos financieros, per-sonal, logísticos y de infraestructura en tér-minos de las actividades rutinarias y ex-traordinarias por procesos y macroprocesos. El Sistema de Costos ABC, permite adminis-trar los recursos con racionalidad permitiendo márgenes de mayor rentabilidad y garantizan-do así la eficiencia y efectiva gestión frente al manejo de los recursos. La estructura de Costos General por Unidades de Negocios para la Compañía se encuentra distribuido de la si-guiente manera:
Estructura de costos por negocio
Distribución
Comercialización
19,91%
Otros
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Generación
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INFORME DE GESTIÓN 2015 / ELECTROHUILA S.A E.S.P.
“Gracias papítos por enseñarme a
cuidar la naturaleza”
Dibujo hecho por María Sofía
Castríllon Chantre.
NUESTRA DIMENSIÓN SOCIAL
Bienestar y desarrollo del talento humano
Pág. 70
Pág. 72Estrategias de mejoramiento para la comunidad
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(24.59%). Se logró que el 19.23% de trabajadores con un nivel de riesgo cardiovascular moderado pasasen a nivel bajo, logrando que el 51.9% de la población estuviera en riesgo bajo.
Vigilancia de Cáncer de piel
En 2015, no se presentó ningún caso de cáncer de piel. Se realizaron actividades de promoción y prevención estimulando la utilización perma-nente de protección solar. Simultáneamente se trabajó en la detección temprana de enferme-dades comunes en la población no relacionada con el trabajo como son el cáncer de cuello ute-rino, mama o útero, mediante la toma de eco-grafías mamarias y transvaginales, y el cáncer de próstata en hombres mayores de 50 años mediante la toma de antígenos prostáticos es-pecíficos y ecografías transrectales.
Vigilancia de Riesgo psicosocial
De forma integral y partiendo de los resultados de las evaluaciones de años anteriores todas las actividades estuvieron enfocadas en minimizar este riesgo brindando acompañamiento per-manente y atención psicológica y sofrológica de apoyo al trabajador y sus familias en diferentes situaciones que afectan su estado laboral, fami-liar, emocional y, en algunos casos, espiritual.
Programa Biomecánico
La atenuación de este riesgo laboral se ha lo-grado con la adopción de medidas como la do-tación de los puestos de trabajo ergonómicos y el acompañamiento a los trabajadores con ins-pecciones, capacitaciones, terapias grupales e individuales de activación corporal y actitudinal.
Familia Segura
La continuidad de este programa en el 2015 ha permitido involucrar a los miembros de la fa-milia del trabajador en las actividades de for-
Colaboradores Electrohuila
mación del Sistema de Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo, logrando un aumento en el nivel de compromiso por parte del trabaja-dor con el cumplimiento de las normas y re-comendaciones en pro de ejecutar un trabajo bajo condiciones seguras, y la modificación de los comportamientos y los hábitos inadecua-dos tanto en la familia como en cada uno de sus integrantes.
Así lo demuestra el impacto favorable en los ín-dices de accidentalidad y días de incapacidad, al lograr que el primero disminuyera un 39% y el acumulado de los días no laborados por in-capacidad fueron disminuidos en un 34% con respecto al año anterior.
A continuación se detallan las principales experiencias desarrolladas en favor de nues-tro grupo de colaboradores y que permitieron el logro de resultados en el año 2015:
Seguridad Industrial
En el año 2015 se realizaron de manera conti-nua inspecciones de seguridad a la totalidad del personal operativo y administrativo, dando cum-plimiento a la meta propuesta del 98%, en cober-tura de la población objetivo, intensificando así las campañas enfocadas en el auto cuidado del personal con técnicas y actividades destinadas a la identificación, valoración y al control de las causas de los accidentes de trabajo.
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Bienestar y desarrollo del talento humano
Las actividades desarrolladas durante el año 2015 lograron la consolidación del Sistema de Gestión de la Seguridad y Salud en el Trabajo -SGSSSST- como una herramienta confiable y sólida en la Compañía.
Medicina Preventiva
Se realizaron campañas trimestrales tenien-do en cuenta los siguientes enfoques: riesgo cardiovascular, vigilancia de cáncer de piel, vigilancia de riesgo psicosocial, programa bio-mecánico y familia segura.
Riesgo Cardiovascular
Importante resultado se ha obtenido en el control del riesgo cardiovascular gracias a las acciones encaminadas a motivar la adopción de estilos de vida saludable, así como acompañamiento y re-fuerzo, mediante la toma de electrocardiogramas, pruebas de esfuerzo y valoración por nutricionista dietista, especialmente a los trabajadores con al-gún nivel de riesgo cardiovascular. Se disminuyó el riesgo de presentar eventos cardiovasculares como infartos, trombosis, accidentes cerebro-vasculares, o muerte súbita a los 90 trabajadores ubicados en niveles de riesgo alto y moderado 72 73
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El Hogar de Paso Electrohuila, se destaca una vez más por su hospitalidad, calidad hu-mana y espíritu de servicio, reconocemos la invaluable labor que desempeñan las muje-res del Voluntariado Madre Teresa de Calcu-ta, quienes en convenio con Electrohuila ad-ministran nuestra Casa Hogar que albergó en el 2015 a más de 400 pacientes de dis-tintos departamentos de Colombia, como Caquetá, Cauca, Putumayo y, por supuesto, del Huila. Estas personas de escasos recur-sos se sienten como en familia, siendo aten-didos sin costo alguno, además celebramos fiestas importantes como el mes de los niños y Navidad para los pacientes de la unidad de cancerología del Hospital General de Neiva.
Electrohuila educa
A través de una campaña desplegada por las diferentes instituciones educativas, medios de comunicación de Neiva y demás municipios del territorio huilense, se alertó sobre la res-ponsabilidad a la hora de elevar cometas, en este proceso participaron más de 6 mil niños. Producto del programa educativo la Electrifi-cadora del Huila logró reducir las afectaciones que se generaron en el servicio de electricidad durante el año 2015, frente a lo reportado en la temporada de las cometas del año anterior.
La disminución fue cercana al 50%, te-niendo como referente que en el 2014 se presentaron 44 eventos de suspensión del servicio en el sistema eléctrico del Huila, mientras que en el 2015 se registraron 26 casos de suspensión del servicio generados por cometas que hicieron contacto con las líneas de media y baja tensión.
El parque temático Sendero de la Luz, es un lugar reconocido por los estudiantes que a diario visitan nuestras instalaciones en el edificio El Bote, en este lugar se aprende de manera didáctica el proceso de la ener-gía, desde su generación hasta su distribu-ción, además de sensibilizar a los usuarios
Niños durante la visita al parque temático Sendero
de la Luz, edificio El Bote
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Estrategias de mejoramientopara la comunidad
Más cerca de nuestros usuarios
Desarrollar mecanismos claros y efectivos de comunicación de doble vía, que generen confianza y reputación hacia nuestra organi-zación, es uno de nuestros principios funda-mentales en responsabilidad social, abrimos una comunicación directa desde nuestro con-tact center a donde clientes y usuarios pueden llamar totalmente gratis solo marcando desde celular o fijo la línea 115.
Destacamos el inicio de las Mesas de energía, como espacios de relacionamiento que permiten desarrollar acciones conjun-
tas entre comunidad, gobierno y empresa, socializando los distintos proyectos y acti-vidades que adelante la compañía en mate-ria de prestación del servicio, ampliaciones y nuevos proyectos de electrificación, así mismo con el propósito de incidir y educar a la población en aquellos temas inherentes al servicio de energía eléctrica, como uso racional de energía o la lectura de sus fac-turas, riesgo eléctrico, y proyectos de res-ponsabilidad social como el Hogar de paso, sendero de la luz, entre otros.
Se desarrollaron 108 reuniones desde enero a diciembre, en las que participaron cerca de 3.300 usuarios del servicio de energía eléctrica.
La Política Ambiental y de Responsabilidad Social Empresarial, es parte de la columna vertebral de la empresa y por ello debemos se-guir fortaleciendo sus programas y proyectos.
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Gráfica 21. Accidentes por riesgo eléctrico
Muerte
Lesiones
Gráfica 22. Labores ejecutadas riesgo eléctrico
Media tensión Baja tensión
en cuanto a la importancia de los recursos naturales y la necesidad de trabajar por la conservación de los mismos, los niños se con-vierten en los mejores entrenadores de sus padres para ahorrar energía en el hogar, ya son 84.877 visitantes desde su creación y solo en el 2015 recibimos 5.929 estudiantes.
Un líder con energía, es un amigo en la co-munidad. Através de este grupo, la empresa tie-ne un diálogo directo con los usuarios, hemos podido abrir espacios en términos más cordia-les y cercanos, generando confianza entre las comunidades. El trabajo que se desarrolló en el marco del programa “Líderes Con Energía” obtu-vo buenos resultados en materia de información sobre desconexiones del servicio por manteni-mientos programados y actualización de datos de contacto, fueron 6.711 usuarios informados, 7.781 actualizaciones de datos del contacto.
Yo elijo ahorrar energía y ¿tú?
Dado el antecedente climático del momento, en el Huila vivimos con mayor intensidad el ciclo conocido como el Niño, por lo anterior el crecimiento del sistema eléctrico del de-partamento presentó un aumento inusual superior al 10% (y en Neiva cercano al 14%), comparado con el crecimiento de la deman-da nacional del 5%.
Para mitigar este alto impacto Electro-huila S.A. E.S.P. emprendió una campaña educativa a través de los medios de co-municación. El propósito de este mensaje fue aunar esfuerzos regionales en aras de controlar la demanda y promover el uso efi-ciente de la energía. Nuestra campaña Yo elijo ahorrar energía y ¿tú? Llegó hasta las regiones más apartadas, donde las amas de casa aprendieron cómo usar de manera racional y eficiente sus electrodomésticos, y las empresas se comprometieron con es-tablecer mecanismos de ahorro, un progra-ma que aún está vigente y sigue educando. La cobertura de la campaña se dio a nivel de los 37 municipios, en total 114 medios
de comunicación del Huila promocionaron nuestra campaña, haciendo énfasis a tra-vés de las redes sociales.
“Dale vida a tu cuerpo, practica deporte”
Como un hecho sin precedentes fue califica-do el Tercer Cliclopaseo Electrohuila “Dale Vida A Tu Cuerpo, Practica Deporte” supe-rando todos los pronósticos participaron más de 2.200 pedalistas entre aficionados y profesionales, siendo un modelo de unión entre las familias y amigos, abriendo espa-cios para promover la práctica del deporte de nuestros usuarios en todos los sectores no solo de Neiva sino también del departa-mento del Huila, quienes recorrieron cerca de 60 kilómetros entre Neiva y Rivera.
Electrohuila cuida tu vida
“Transmitimos buena energía, generamos confianza y distribuimos bienestar”. Como em-presa prestadora de un servicio público, nos esforzamos por cumplir con la misión que se ha propuesto Electrohuila. Debido al cons-tante crecimiento de la demanda energética poco a poco hemos ampliado nuestras redes de distribución suministrando el servicio eléc-trico en la mayor parte del departamento del Huila, llevando bienestar a cada uno de estos hogares y mejorando su calidad de vida. Sin embargo, a causa del desarrollo urbano y de vivienda del departamento, se han presenta-do inconvenientes que involucran a nuestras redes de distribución y nos alejan de nues-tro objetivo “generarconfianza”, dado que por diversos factores se han venido realizando construcciones a inmuebles que presentan un acercamiento hacia las redes eléctricas provo-cando un riesgo eléctrico inminente para las personas que participen en su construcción o habiten el mismo. 76 77
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Gráfica 23. Reportes cuentas nuevas
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Gráfica 24. Oficios Planeación Municipal Neiva
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Electrohuila se ha preocupado por identificar casos de riesgo eléctrico que se han generado con las redes de distribución de la Zona Nei-va-Norte, y se han corregido los más críticos con el fin de evitar contingencias.
Estas labores de mantenimiento correctivo representan un beneficio para Electrohuila en el sentido que las redes estarían cumpliendo con la normatividad vigente (RETIE y POT), y se po-drían legalizar nuevos usuarios, a quienes se les ha negado la solicitud de cuenta nueva debido a que la instalación eléctrica se realizó sin tener presente las distancias mínimas de seguridad respecto a las redes energizadas, lo cual está re-presentando pérdidas para la empresa.
La gestión que ha venido realizando Zona Norte surge de la preocupación por evitar ac-cidentes que se han presentado con nuestras redes de distribución y como consecuencia han afectado la integridad de las personas, atentan-do contra la vida, y en algunos casos se ha tenido un desenlace fatal.
A continuación se relacionan los índices de accidentes que se han presentado con las redes eléctricas, labores ejecutadas, reportes de la ofi-cina de cuentas nuevas y oficios enviados a la oficina de Planeación Municipal en los años 2013, 2014, 2015, haciendo énfasis que desde el segun-do trimestre del año 2015 hemos realizado una labor ardua con el objeto de cuidar y salvar vidas.
Una vez identificados los casos de riesgo eléc-trico y con el objeto de disminuir los índices de ac-cidentes la División Zona Norte ha presentado las siguientes mejoras:
• Prevención del riesgo en personas
que habitan o realizan labores en
construcciones protegiendo de esta manera
la vida y salud humana.
• Protección de la vida animal y vegetal con
mejoramiento de labores en el tema podas.
• Protección del medio ambiente.
• Prevención de prácticas que puedan inducir
a accidentes.
• Reducir casos de PQR.
• Legalización de cuentas nuevas evitando
acumulados.
• Recuperación de energía (pérdidas).
• Mejora de redes.
• Calidad del servicio.
Programa Electrohuila Cuida tu Vida.
Después
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INFORME DE GESTIÓN 2015 / ELECTROHUILA S.A E.S.P.
“Todos unidos por el ahorro
de la energía eléctrica” Dibujo
hecho por Nicoll Julieth Camacho.
NUESTRA DIMENSIÓN AMBIENTAL
Gestión de residuos
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Programa de mantenimiento forestal
Contribución a proyectos ambientales
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Disposición de medidores y sellos de energía
Los residuos de aparatos eléctricos y electró-nicos (RAEES) exigen, en función de sus ca-racterísticas físicas, químicas o biológicas, un proceso de tratamiento o eliminación especial. Durante el año 2015 Electrohuila realizó la dis-posición final adecuada de 2.200 medidores y 20.000 sellos de energía.
Con el fin de minimizar los impactos am-bientales negativos, ya que si bien no generan problema durante su uso, se convierten en un riesgo cuando se liberan al ambiente, gene-rando un peligro presente o futuro, directo o indirecto, para la salud humana y el entorno.
Análisis de transformadores
Dentro de la responsabilidad y compromi-so corporativo con el medio ambiente Elec-trohuila continuó con el proyecto para el análisis cualitativo y cuantitativo del aceite contenido en transformadores monofásicos y trifásicos almacenados, con el fin de deter-minar la presencia y concentración de bife-nilos policlorados - PCB’s y con base en los resultados decidir el sistema de disposición final conforme a lo dispuesto en la Resolu-ción 222 de 2011.
Para la vigencia 2015 se realizaron prue-bas a 28 transformadores trifásicos y 14 equipos monofásicos arrojando resultados de (-) < 50 ppm, el cual indica que ningún equipo presenta concentración de PCB por debajo de 50 ppm, por lo que se concluye que son Equipos o Elementos NO PCB, y se ubican en el Grupo IV de la clasificación es-tablecida en la Resolución No. 0222 del 15 de diciembre de 2011 del Ministerio de Am-biente y Desarrollo Sostenible.
Trifásico Monofásico
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Gráfica 25. Transformadores analizados
Trifásico Monofásico
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Gestiónde residuos
En Electrohuila tenemos el compromiso de cumplir con una gestión integral de residuos. Nos hacemos responsables tanto de la recolec-ción, la transferencia y el transporte, como del tratamiento, el reci-claje y la disposición final de los residuos que producimos.
Labor de mantenimiento programado.82 83
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presa siempre se ha caracterizado por seguir los lineamientos de las autoridades, por lo an-terior se llevaron a cabo planes de reforesta-ción que consisten en el suministro, siembra y mantenimiento de diferentes especies fo-
Abono orgánico
Electrohuila inició un proceso de aprove-chamiento de las hojas de los árboles del sendero de la luz para dar un aporte nu-tricional a las zonas verdes y mejorar la calidad del suelo, la fijación de carbono y reducir el volumen de residuos que se des-echan, para tal efecto, en el segundo se-
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5000
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Neiva Pitalito La Plata
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Gráfica 26. Entrega de árboles a la CAM 2015
Número de árboles
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Neiva CampoalegreAipe Pitalito Palermo
200
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10033
150
Gráfica 27. Reforestaciones 2015
Total por municipio
mestre del año 2015 se realizó un análisis de las basuras en donde se generan apro-ximadamente 5.700 kilogramos mensuales de los cuales 2.509 kilogramos correspon-den a las hojas de árboles. Fue así como implementamos una prueba piloto para la elaboración de abono orgánico, donde se aprovecharon las hojas secas que caen de los árboles del parque temático sendero de la luz, obténiendose un total de 90 Kilos de abono orgánico.
restales, brindando protección ambiental, ser-vicios ambientales, tales como la fijación de carbono, protección del suelo, conservación de la biodiversidad, creando hábitats para fauna, y dándole un valor agregado al paisaje.
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Programa demantenimiento forestal
Electrohuila se fundamenta en la sostenibilidad ambiental del entor-no a través de la prevención, mitigación, y compensación de los im-pactos ambientales.
Descope de árboles
La compañía invirtió $2.190 millones de pesos para realizar actividades de podas, rocería y disposición final de residuos para procesos productivos no contaminantes y así poder dis-minuir el contacto entre las diferentes líneas y redes y los árboles que se encuentran en el corredor de la línea; las labores de podas se llevaron a cabo en la ciudad de Neiva y en los 14 municipios pertenecientes a la zona norte.
Compensaciones ambientales
Para poder llevar a cabo las actividades de descopes Electrohuila S.A. E.S.P., solicitó ante las autoridades ambientales competentes permisos de aprovechamiento forestal, la em-
"No porque la tengamos debemos desperdiciarla".
Dibujo hecho por Esteban Guevara Álvarez.84 85
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Proyectos ambientales
Electrohuila
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Contribucióna proyectosambientales
Con el fin de contribuir al “Programa ambiental escolar” del Colegio Cooperativo de Garzón, Electrohuila suministró puntos ecológicos con el objetivo de incentivar, motivar, sensibilizar y actuar respon-sablemente para reciclar todos los residuos sólidos desde la fuente. Así desde las instituciones educativas se contribuye a generar una cultura de uso sostenible de los recursos naturales y fortalecimiento de la conciencia ambiental desde los niños y jóvenes.
Dibujo hecho por
Karen Daniela Rincon.86 87
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INFORME DE GESTIÓN 2015 / ELECTROHUILA S.A E.S.P.
“Cuidemos el planeta, cuidemos a los rios,
ahorremos energía ”
Dibujo hecho por Juana Valentina
Cobaleda Medrano.
SOBRE ELECTROHUILA S.A E.S.P.
Resultados financieros
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Pág. 92
Pág. 93
Pág. 94Asuntos legales
Relacionmiento con accionistas
Ingresos para usuarios de estratos bajos
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La propiedad planta y equipo creció en la vi-gencia un 12.9%, equivalente a $28.884,5 mi-llones. El pasivo total creció un 28.3% que se explica básicamente incremento en las cuen-tas por pagar correspondiente a la segunda cuota de los dividendos decretados por el ejercicio 2014 por valor de $31.485,5 millo-nes y el incremento en las cuentas por pa-gar por compras de energía de los periodos
El patrimonio se incrementó en un 8.4% que se explica por el incremento en la utilidad después de impuestos y el impacto de la va-lorización de los activos. Se procedió a ca-
Los ingresos operacionales en la vigencia fiscal 2015 crecieron el 13.1% que se explica por el cre-cimiento del 9.1% en la demanda de energía.
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2014
2015
2015
91,675
80,201
123,100
97,491
526,533
485,876
Gráfica 29. Pasivos millones ($)
Pasivos corrientes Pasivos largo plazo
Gráfica 30. Patrimonio millones ($)
2014 2015
noviembre y diciembre 2015 con vencimiento enero y febrero 2016.
La composición del pasivo, que representa el 29.15% del total de los activos para el 2015 se comporta así: el 54.4% es de corto plazo y el 45,6% es de largo plazo, le permite a la empre-sa atender sus obligaciones de corto plazo en forma oportuna y muestra una posición finan-ciera estable con relación a la vigencia anterior.
pitalizar la suma de $8.342,2 millones que corresponde a la reserva destinada a la cons-trucción del proyecto subestación 34.5/13.8 kV Rio Negro y líneas 34.5 kV y 13.2 kV.
a
Resultadosfinancieros
Los resultados financieros de la empresa en el 2015 reflejan el com-portamiento creciente de la demanda de energía, la entrada en fun-cionamiento de nuevas inversiones y la gestión en las compras de energía que permitieron alcanzar los mejores resultados de la histo-ria reciente de la empresa.
Los activos totales de la Sociedad crecie-ron un 13.6% respecto del 2014 alcanzando $747.124,3 millones. El mayor impacto se refleja en el efectivo que crece con relación al 2014 en 136.7%, en deudores con una va-riación del 15.8 y en las valorizaciones de los activos que crecieron en 6.1%, este último como resultado del estudio de valoración de
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2014 2015
747,124
657,752
220,591
171,876
526,533
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Gráfica 28. Resultados financieros
millones ($)
Total Activo
Total Pasivo
Patrimonio
los activos de la empresa adelantado por la firma Sistemas 2000 Consultores Ltda.
La cartera comercial crece en el 2015 un 8.2% con relación al año anterior, porcentaje menor al crecimiento de los ingresos y corres-ponde a cartera corriente. Con relación a la pro-visión de la cartera comercial se mantuvo la po-lítica de los últimos años y disminuyó un 6.2%.
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impacto en la reducción del índice de pérdidas que pasó de 14.5% en 2014 a 14.1% en 2015. El resultado no operacional arroja una utilidad de $4.135,1 millones, que corresponden a re-cuperación por disminución en provisiones en activos fijos, cartera y cálculo actuarial.
Las anteriores cifras se reflejan en los indicadores de liquidez, endeudamiento y rentabilidad que se presentan a continuación.
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02014 2015
Gráfica 33. Utilidades millones ($)
Utilidad operacional Utilidad antes de impuestos Utilidad neta
89,117
93,252
62,64462,386
72,484
47,302
INDICADORES 2014 2015
Índice de liquidez 1.2 1.3
Índice de endeudamiento 26.1% 29.5%
Días de cartera 49 47
Margen Ebitda 21.9% 26.5%
ROA 7.2% 8.4%
ROE 9.7% 11.9%
Margen operacional 16.8% 21.2%
Margen neto 12.8% 14.9%
Número de acciones 35,686,638 44,028,878
Valor intrínseco de la acción (Pesos) 13,615 11,959
Utilidad por acción (Pesos) 1.325,47 1.422,80
El resultado del ejercicio arroja una utilidad an-tes de la provisión de impuestos por valor de $93.251,8 millones 28.7% superior a la generada en el periodo anterior. La utilidad a disposición de los accionistas asciende a $62.644,4 millones con una variación del 32.4% con relación al 2014.
La empresa asignó en el año subsidios para los estratos 1, 2 y 3 por valor de $60.638 mi-llones, que representan el 14.5% de la fac-turación total de la empresa. En 2015 creció un 11.4% con relación al 2014 que se explica por el incremento en el número de clientes de estratos 1, 2 y 3.
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100,000
50,000
0
2014
2014
2015
2015
27,310
199,600
358,846
60,638
25,604
224,195
80,568
316,480
54,433
81,617
Gráfica 31. Ingresos
opreacionales millones ($)
Ventas de energía
Subsidios
Gráfica 32. Gastos
millones ($)
Gastos de administración
Compras de
energía
Gastos de operación
El resultado operacional, arroja una utilidad de $89.116,7 millones, 42.8% superior a la del 2014 que se explica por la reducción del 2.5% en los costos de administración y operación y al crecimiento en menor proporción de los costos por operación comercial 12.3%, con re-lación a los ingresos por ventas de energía, y al
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"Nosotros debemos ahorrar energía".
Dibujo hecho por Juan Camilo Flor.
C
Ingresos para los usuarios de estratos bajos
En el año 2015 fueron girados por la Nación a la empresa los siguientes recursos:
Fondo de Energía Social –FOES– por valor de $884,0 millones destinados a cubrir has-ta $46 por KWH del consumo de subsistencia de los usuarios residenciales de los estra-tos 1 y 2. Subsidios de Energía por valor de $42.376,4 millones.
b
Relacionamientocon accionistas
La Asamblea General de Accionistas distribu-yó como dividendos la suma de $41.485,5 mi-llones correspondiente a la utilidad generada en la vigencia 2014.
En el año 2015 se pagaron $10.000 millo-nes de estos dividendos correspondiendo a la Nación-Ministerio de Hacienda y Crédito Públi-co $8.305,1 millones, al Departamento del Hui-la $945,0 millones, al Infihuila $503,1 millones, a los Municipios accionistas $224,3 millones y otros entes $22,5 millones, el saldo se canceló el 31 de enero de 2016.
Propiedad intelectual y derechos de autor
Conforme a lo establecido en el numeral 4 del artículo 1 de la Ley 603 de 2000 se informa que la Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. ha dado cumplimiento a las normas sobre pro-piedad intelectual y derechos de autor, dentro de las que se incluyen el licenciamiento del software utilizado para desarrollar sus activi-dades como el pago a Sayco y Acimpro.
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De manera simultánea ha venido ejerciendo, a través de sus abogados de planta, la represen-tación de la empresa en los trámites judiciales y administrativos que se surten ante las enti-dades del orden nacional y territorial.
Es importante destacar que las actividades inherentes a la representación judicial de la empresa se encuentran inmersas en el Siste-ma de Gestión de la Calidad – SGC – a través del Proceso Gestión Jurídica – PRAGJ – ha-biéndose logrado mejoras representativas que se ven reflejadas en el fortalecimiento de la trazabilidad, el control y el seguimiento, la homologación de los procedimientos y la adopción de lineamientos internos claves para un buen desarrollo de la actividad litigiosa los
cuales son discutidos y analizados en los co-mités jurídicos y comités de gestión del pro-ceso previamente a su institucionalización.
Durante el año 2015 el área jurídica lide-ró acciones judiciales civiles de imposición de servidumbres para viabilizar proyectos estratégicos que fortalecen el sistema de distribución de la compañía y mejoran la ca-lidad del servicio a los usuarios.
Existe permanente interacción con el área financiera de tal manera que la totalidad de las contingencias derivadas de los procesos judiciales se encuentran reportadas y debi-damente presupuestadas, no existiendo trá-mite alguno que eventualmente coloque en riesgo la viabilidad de la empresa.
d
Asuntoslegales
Panorámica
de Neiva.
La Secretaría General – Asesoría Legal continúa desarrollando po-sitivamente su labor de apoyo jurídico a la compañía para la toma de decisiones en los diferentes niveles como también de puente de contacto entre la Alta Dirección, los accionistas y Junta Directiva.
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INFORME DE GESTIÓN 2015 / ELECTROHUILA S.A E.S.P.
“Hay que cuidar el planeta en
casa no gastemos energía”
Dibujo hecho por
Jhon Edisson Peñuela.
ANEXOSInforme del revisor fiscal
Pág. 98
Pág. 101
Pág. 110
Estados Financieros
Notas a los estados financieros
a
b
c
3. Responsabilidad del Revisor Fiscal
Mi responsabilidad es expresar una opinión sobre los Estados Financieros con base en mis auditorías. Obtuve las informaciones ne-cesarias para cumplir con mis funciones de Revisor Fiscal y llevé a cabo mi trabajo de acuerdo con las normas de auditoría general-mente aceptadas. Estas normas requieren que planeé y efectúe la auditoría para cerciorarme de que los estados financieros reflejen razo-nablemente la situación financiera y los resul-tados de las operaciones, también incluye, en-tre otros procedimientos, realizar un examen con base en pruebas selectivas de la evidencia que respalda las cifras y las revelaciones efec-tuadas, evaluar los principios de contabilidad utilizados, las estimaciones contables efectua-das por la administración, y la presentación de los estados financieros en conjunto. Por lo tanto considero que la auditoría efectuada me proporciona una base razonable para expre-sar mi opinión sobre los estados financieros
4. Opinión del Revisor Fiscal
En mi opinión, los estados financieros antes mencionados, fielmente tomados de los libros, presentan razonablemente la situación finan-ciera de la ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A E.S.P al 31 de diciembre de 2015, Balance
General, Estado de Resultados, de Cambios en el Patrimonio, de Cambios en la Situación Financiera y de Flujos de Efectivo, por el año terminado en esa fecha, de conformidad con principios de contabilidad generalmente acep-tados en Colombia, establecidos en la norma-tividad expedida por la Contaduría General de la Nación, aplicados sobre bases uniformes con las del año anterior.
Con base en el desarrollo de mis demás labores de revisoría fiscal, conceptúo también que durante el año 2015 la contabilidad se lle-vó de conformidad con las normas legales y la técnica contable; las operaciones registradas en los libros y los actos de los administradores se ajustaron a los estatutos y a las decisiones de la Asamblea General de Accionistas y de la Junta Directiva; la correspondencia, los com-probantes de las cuentas y los libros de actas se llevaron y conservaron debidamente.
Según mi evaluación del control interno, considero que se han observado medidas ade-cuadas de conservación y custodia de los bie-nes de la ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P., y de los terceros que están en su poder.
El informe de gestión por el año terminado al 31 de diciembre de 2015, ha sido preparado por los Administradores de la Empresa, para dar cumplimiento a disposiciones legales y no forma parte integral de los estados financieros auditados por mí. De conformidad con lo dis-puesto en el artículo 38 de la Ley 222 de 1995,
1. Informe de los Estados Financieros
He auditado el Balance General de la ELEC-TRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P., al 31 de diciembre de 2015 y los correspondientes Es-tados de Resultado, de Cambios en el Patrimo-nio, de Cambios en la Situación Financiera y de Flujos de Efectivo, por el año terminado en esa fecha y el resumen de las principales políticas contables y otras notas explicativas.
2. Responsabilidad de la Administración por los Estados Financieros
La administración es responsable de la prepa-ración y correcta presentación de los estados financieros de acuerdo con los principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en Co-lombia. Esta responsabilidad incluye: diseñar, implementar y mantener el control interno adecuado en la preparación y presentación de los estados financieros, que estén libres de errores de importancia relativa, ya sean debi-do a fraude o error, seleccionando y aplicando políticas contables apropiadas, y haciendo es-timaciones contables que sean razonables en las circunstancias. Entre mis funciones como Revisor Fiscal se encuentra la de auditarlos y expresar una opinión sobre ellos con base en el examen de los mismos.
Los estados financieros al 31 de diciembre de 2014 fueron auditados por otra firma de Contadores, quienes expresaron una opinión sin salvedades el 6 de marzo de 2015.
Informedel revisor fiscal
a
A los señores miembros de la Asamblea General de Accionistas de la Electrificadora del Huila S.A. E.S.P.
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EstadosfinancierosElectrificadora del Huila S.A. E.S.P. Balance general comparativo A 31 de diciembre
ACTIVOS 2015 2014
Activos corrientes: (En miles de pesos)
Efectivo y equivalentes de efectivo (Nota 6) 67.122.329 25.893.111
Inversiones (Nota 7) 7.722.208 5.720.298
Deudores (Nota 8) 75.822.311 65.346.210
Inventarios (Nota 9) 8.439.641 8.252.956
Otros activos (Nota 11) 1.148.899 1.003.284
Total activos corrientes 160.255.388 106.215.860
Inversiones (Nota 7) 29.422 29.444
Deudores (Nota 8) 2.786.118 2.519.833
Propiedad, planta y equipo (Nota 10) 239.650.895 224.715.907
Otros activos (Nota 11) 7.191.000 6.557.606
Valorizaciones (Nota 12) 337.211.487 317.712.945
Total activos no corrientes 586.868.922 551.535.734
Total activos 747.124.310 657.751.594
PASIVOS
Pasivos corrientes:
Obligaciones financieras (Nota 13) 3.132.005 26.624.552
Cuentas por pagar (Nota 14) 78.358.854 30.131.672
Impuestos, gravámenes y tasas (Nota 15) 30.801.636 25.283.969
Obligaciones laborales (Nota 16) 3.088.811 3.216.834
Pasivos estimados (Nota 17) 2.950.612 2.686.400
Otros pasivos (Nota 18) 4.768.101 3.731.154
Total pasivos corrientes 123.100.018 91.674.581
Pasivos no corrientes:
Obligaciones financieras (Nota 13) 39.600.000 22.400.000
Cuentas por pagar (Nota 14) 7.152.216 7.152.216
Impuestos, gravámenes y tasas (Nota 15) 0 0
bhe verificado que la información financiera que contiene el citado informe de gestión con-cuerda con la de los estados financieros y que contiene las informaciones exigidas por la Ley.
La ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A E.S.P., dio oportuno cumplimiento a las obliga-ciones legales relacionadas con los aportes al sistema de seguridad social, las declaraciones de autoliquidación fueron diligenciadas, presen-tadas y canceladas dentro de su oportunidad.
En el informe de Gestión presentado por la administración de la Empresa, se informa que los sistemas de información manejados para el funcionamiento de la Electrificadora, cum-ple con las disposiciones contenidas en la Ley 603 de 2000, sobre derechos de autor.
5. Convergencia a Normas Internacionales de Información Financiera –IFRS
Tal como se menciona en la Nota 4 de los Es-tados Financieros de la ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P., conforme a lo indica-do en la Ley 1314 de 2009 y en la Resolución 414 de septiembre 8 de 2014 emitida por la Contaduría General de la Nación, respecto a la convergencia hacia los estándares inter-nacionales de aceptación a nivel mundial en materia de contabilidad, divulgación de in-
formación financiera y aseguramiento de la información, se estableció el nuevo marco técnico normativo (Normas Internacionales de Información Financiera - NIIF) para los preparadores de la información financiera del cual hace parte la Empresa.
Teniendo en cuenta que el periodo de tran-sición se encuentra comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2015, para su posterior aplicación desde el 1 de enero de 2016, tiempo en el cual la contabilidad comen-zará a llevarse para todos los efectos bajo el nuevo marco normativo, la ELECTRIFICADO-RA DEL HUILA S.A E.S.P, dispuso de un crono-grama de actividades dando cumplimiento a la normatividad y al plan de implementación. A la fecha del presente dictamen, la Empresa con-tinúa registrando sus operaciones bajo nor-matividad local, efectuando la homologación a NIIF fuera del ERP – Cyberacount. Dentro del cronograma de implementación de las NIIF se tiene previsto la preparación de la información financiera de acuerdo con el nuevo marco nor-mativo en el ERP - Cyberacount, durante el pri-mer semestre del año 2016.
ANYELA MARÍA BOLAÑOS CALDERÓN
Revisor Fiscal – T.P. No. 180.238-T
En Representación de MGI Páez Asociados
Registro No. 25
Neiva
11 de Marzo de 2016
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Las notas 1 a 27 forman parte integral de los estados financieros
Los suscritos representante legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones con-tenidas en estos estados financieros y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad.
JULIO ALBERTO GÓMEZ MARTÍNEZ
Gerente General
YURY MAGDALY BERMEO CASTRO
Contadora General ( E )
T.P. No.144191-T
ÁNGELA MARÍA BOLAÑOS CALDERÓN
Revisora Fiscal
T.P. No. 180238-T
Designado MGI Paez Asociados.
(Véase informe adjunto)
2015 2014
(En miles de pesos)
INGRESOS
Ingresos operacionales (Nota 21) 419.484.336 370.912.723
Costos de producción (Nota 22) (304.763.138) (281.216.943)
Utilidad bruta 114.721.198 89.695.780
Gastos de administración (Nota 23) (19.985.448) (20.620.744)
Provisiones, depreciaciones y amortizaciones (Nota 24) (5.619.001) (6.688.885)
Utilidad operacional 89.116.749 62.386.151
Otros ingresos (egresos):
Otros Ingresos (Nota 25) 8.038.212 12.745.349
Gastos intereses (2.834.002) (2.147.663)
Otros gastos (Nota 26) (1.069.114) (499.780)
Utilidad no operacional 4.135.096 10.097.906
Utilidad (pérdida) antes de impuesto sobre la renta 93.251.845 72.484.057
Provisión impuestos (Nota 15)
Impuesto de renta corriente 22.562.873 18.710.561
Diferido renta (59.533) (195.954)
Impuesto CREE corriente 8.125.553 6.738.401
Diferido CREE (21.432) (70.543)
30.607.461 25.182.465
Utilidad (pérdida) neta del año 62.644.384 47.301.592
Utilidad (pérdida) neta por acción (en pesos ) 1.422,80 1.325,47
Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. Estado de actividad financiera, económica, social y ambiental Del 1 de enero al 31 de diciembre
2015 2014
(En miles de pesos)
Obligaciones laborales (Nota 16) 2.075.071 2.265.712
Pasivos estimados (Nota 17) 43.485.560 44.245.632
Otros pasivos (Nota 18) 0 0
Impuesto de renta diferido (Nota 18) 5.178.315 4.137.758
Total pasivos no corrientes: 97.491.163 80.201.318
Total pasivos 220.591.181 171.875.899
Patrimonio (Nota 19)
Capital suscrito y pagado 44.028.878 35.686.638
Prima en colocación de acciones 33.631.628 33.631.628
Reservas 43.613.733 46.139.874
Dividendos y participaciones 0 0
Resultado del ejercicio 62.644.384 47.301.592
Superávit por donaciones 4.505.799 4.505.799
Superávit por valorizaciones 337.211.487 317.712.944
Patrimonio incorporado 365.622 365.622
Efecto de saneamiento contable 531.598 531.598
526.533.129 485.875.695
Total pasivos y patrimonio 747.124.310 657.751.594
Cuentas de orden Deudoras (Nota 20) 19.790.660 21.025.687
Cuentas de orden Acreedoras (Nota 20) 76.367.952 74.677.752
0 0
Las notas 1 a 27 forman parte integral de los estados financieros
Los suscritos representante legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones con-tenidas en estos estados financieros y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad.
JULIO ALBERTO GÓMEZ MARTÍNEZ
Gerente General
YURY MAGDALY BERMEO CASTRO
Contadora General ( E )
T.P. No.144191-T
ÁNGELA MARÍA BOLAÑOS CALDERÓN
Revisora Fiscal
T.P. No. 180238-T
Designado MGI Paez Asociados.
(Véase informe adjunto)104 105
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JULIO ALBERTO GÓMEZ MARTÍNEZ
Gerente General
YURY MAGDALY BERMEO CASTRO
Contadora General ( E )
T.P. No.144191-T
ÁNGELA MARÍA BOLAÑOS CALDERÓN
Revisora Fiscal
T.P. No. 180238-T
Designado MGI Paez Asociados.
(Véase informe adjunto)
DESCRIPCIÓN CUENTAS CAPITALPRIMA EN COLOCACIÓN DE ACCIONES
RESERVASDIVIDENDOS DECRETADOS
UTILIDAD DEL EJERCICIO
SUPERÁVIT POR DONACIONES
SUPERAVIT POR VALORIZACIÓN
PATRIMONIOINSTITUCIONAL INCORPORADO
EFECTO DEL SANEAMIENTO CONTABLE
TOTAL
SALDOS EN DIC-31-2013 35.686.638 33.631.628 59.659.654 127 47.296.139 4.505.799 317.713.089 365.622 531.598 499.390.294
Apropiación de Reservas (13.519.780) 13.519.780 -
Dividendos y participaciones (127) 127 -
Pago de dividendos ($1.325,32 /acción) - - 0 - (60.816.046) - - - - (60.816.046)
Superávit por Valorizaciones - - - - - - (145) - - (145)
Utilidad del Ejercicio - - - - 47.301.592 - - - - 47.301.592
SALDOS EN DIC-31-2014 35.686.638 33.631.628 46.139.874 0 47.301.592 4.505.799 317.712.944 365.622 531.598 485.875.695
Apropiación de Reservas (2.526.141) 2.526.141 -
Capital Suscrito y Pagado 8.342.240 - 8.342.240
Dividendos y participaciones - - -
Pago de dividendos ($1.325,32 /acción) - - - - (49.827.733) - - - - (49.827.733)
Superávit por Valorizaciones - - - - - - 19.498.543 - - 19.498.543
Utilidad del Ejercicio - - - - 62.644.384 - - - - 62.644.384
SALDOS EN DIC-31-2015 44.028.878 33.631.628 43.613.733 0 62.644.384 4.505.799 337.211.487 365.622 531.598 526.533.129
Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. Estado de cambios en la posición patrimonial por los años terminados en 31 de diciembre. Expresado en miles de pesos.
Las notas 1 a 27 forman parte integral de los estados financieros.
Los suscritos representante legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones con-tenidas en estos estados financieros y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad.
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Cambios en los componentes del capital de trabajo
Efectivo y equivalentes de efectivo 41.229.218 (65.873.645)
Inversiones temporales 2.001.910 229.272
Deudores 10.476.101 (10.657.550)
Inventarios 186.684 (69.652)
Otros activos 145.614 (2.786.829)
Obligaciones financieras 23.492.548 (23.532.708)
Cuentas por pagar (48.227.181) 59.923.234
Impuestos, gravámenes y tasas (5.517.667) (460.674)
Obligaciones laborales 128.023 (266.395)
Pasivos estimados (264.212) (215.292)
Otros pasivos (1.036.948) (82.413)
(Disminución) aumento en el capital de trabajo 22.614.091 (43.792.653)
Las notas 1 a 27 forman parte integral de los estados financieros.
Los suscritos representante legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones con-tenidas en estos estados financieros y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad.
JULIO ALBERTO GÓMEZ MARTÍNEZ
Gerente General
YURY MAGDALY BERMEO CASTRO
Contadora General ( E )
T.P. No.144191-T
ÁNGELA MARÍA BOLAÑOS CALDERÓN
Revisora Fiscal
T.P. No. 180238-T
Designado MGI Paez Asociados.
(Véase informe adjunto)
2015 2014
(En miles de pesos)
Recursos financieros provistos por:
Utilidad Neta 62.644.384 47.301.594
Partidas que no afectan el capital de trabajo:
Depreciaciones 14.390.172 11.540.327
Amortizaciones 562.296 433.262
Recuperación provisión de inversiones 22 649
Provisión de propiedad, planta y equipo (2.908.383) 0
Provisión para contingencias 470.333 2.094.652
Recuperación de provisiones PPyE 0 0
Impuesto diferido (80.964) 266.497
Provisión deudores 1.491.286
Efectivo neto provisto por actividades operacionales 75.077.860 63.128.267
Disminución de deudores largo plazo (266.284) 0
Aumento (disminución) en obligaciones laborales (190.641) 239.397
Aumento en impuesto de renta diferido 0 586.315
74.620.935 63.953.978
Recursos financieros aplicados a:
Aumento de otros activos 0 2.019.769
Aumento deudores largo plazo 1.575.996
Adiciones de propiedad, planta y equipo (25.824.928) 36.868.307
Baja de propiedad, planta y equipo (591.849) 0
Adición de software (74.168)
(Dismunición) aumento en obligaciones financieras a largo plazo 17.200.000 2.800.000
(Dismunición) en cuentas por pagar 0 3.670
(Dismunición) en pasivos estimados y provisiones 0 3.662.843
Aumento (disminución) en pensiones de jubilación (1.230.405) 0
Aumento capital suscrito y pagado 8.342.240
Distribución de utilidades (49.827.733) 60.816.046
Total de Recursos financieros utilizados (52.006.844) 107.746.631
Aumento (Disminución) en el capital de trabajo 22.614.091 (43.792.653)
Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. Estado de Cambios de la Situación Financiera a 31 de diciembre
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ACTIVIDADES DE INVERSION
Adición de inversiones 0 0
Adición de Propiedad, planta y equipo (26.932.430) (36.868.307)
Baja de Propiedad, planta y equipo 591.849 0
Aumento en Intangibles - Software (74.168) 0
Efectivo neto generado por actividades de Inversión (B) (26.414.748) (36.868.307)
ACTIVIDADES DE FINANCIACION
Pago de dividendos (41.485.493) (60.816.046)
Disminución en las Obligaciones Financieras (6.292.548) 20.732.708
Efectivo neto generado por actividades de Financiación (C) (47.778.041) (40.083.338)
Aumento neto de efectivo y equivalente de efectivo (A+B+C) 43.231.128 (65.644.373)
Saldo efectivo y equivalente de efectivo a principio de año 31.613.409 97.257.783
Saldo de efectivo y equivalente de efectivo al final del año 74.844.537 31.613.409
Las notas 1 a 27 forman parte integral de los estados financieros
Los suscritos representante legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones con-tenidas en estos estados financieros y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad.
JULIO ALBERTO GÓMEZ MARTÍNEZ
Gerente General
YURY MAGDALY BERMEO CASTRO
Contadora General ( E )
T.P. No.144191-T
ÁNGELA MARÍA BOLAÑOS CALDERÓN
Revisora Fiscal
T.P. No. 180238-T
Designado MGI Paez Asociados.
(Véase informe adjunto)
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(En miles de pesos)
ACTIVIDADES OPERACIONALES
Utilidad (Pérdida) neta 62.644.384 47.301.592
Conciliación entre la utilidad neta del año y el efectivo neto provisto por actividades de operación
Depreciación 14.313.974 11.540.327
Amortización 562.296 433.262
Recuperación provisión inversiones 22 649
Provisión otros deudores (657.679) 1.491.286
Recuperación deudores 0 0
Impuesto diferido (80.964) 266.497
Provisión de propiedades, planta y equipo (2.908.383) 0
Provisión para contingencias 1.789.088 2.094.652
Recuperación provisiones (1.318.755) 0
Cambio neto en activos y pasivos operacionales 0 0
Deudores (10.084.707) 9.081.555
Inventarios (186.684) 69.652
Otros activos (145.614) 767.060
Impuesto diferido 586.315
Cuentas por pagar 48.227.181 (59.926.904)
Impuestos, gravámenes y tasas 5.517.667 460.674
Obligaciones laborales (318.663) 505.792
Pensiones de jubilación (1.230.405)
Pasivos estimados 264.212 (3.447.551)
Otros pasivos 1.036.948 82.413
Efectivo neto provisto por actividades de Operación (A) 117.423.917 11.307.270
Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. Estados de flujo de efectivo A 31 de diciembre
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2. Base de presentación de los estados financieros
Periodo Contable
La Empresa tiene definido por estatutos efectuar corte de cuentas el 31 de diciembre de cada año para preparar y presentar a la Asamblea General de Accionistas los estados financieros de propósito general básicos para su aprobación.
Unidad Monetaria
La unidad monetaria de medida utilizada para los registros contables y la presentación de los estados financieros es el peso colombiano.
Clasificación de Activos y Pasivos
Los activos y pasivos se clasifican según su destinación o su grado de realización o exigibi-lidad en términos de tiempo, en corrientes y no corrientes. Para tal efecto se entiende como activos o pasivos corrientes, aquellas partidas que serán realizables o exigibles en un plazo no mayor a un año, y más allá de este tiempo, no corrientes.
Importancia Relativa o Materialidad
Un hecho económico es material cuando debi-do a su naturaleza o cuantía, su conocimien-to o desconocimiento, teniendo en cuenta las circunstancias que lo rodean, puede alterar significativamente las decisiones económicas de los usuarios de la información; por consi-guiente, al preparar los estados financieros, el desglose de los rubros se hace según lo esta-blecido en las normas legales, y en su defecto, aquellas que representan el 5% o más del ac-tivo total, del activo corriente, del pasivo total, del pasivo corriente, del capital de trabajo, del patrimonio y de los ingresos, según el caso. Se describen valores inferiores cuando se consi-dera que puede contribuir a una mejor inter-pretación de la información financiera.
3. Principales políticas y prácticas contables
A. Políticas contables básicas - Las prácticas
contables aplicadas por la Electrificadora en
el registro, preparación, revelación y presen-
tación de sus estados financieros se ajustan
a las normas básicas de contabilidad gene-
ralmente aceptadas en Colombia expedidas
por la Contaduría General de la Nación: Re-
solución 354 de 2007 que adopta el régimen
de Contabilidad Pública; Resolución 355 de
2007 que adopta el Plan General de Conta-
bilidad Pública PGCP y la Resolución 356 de
2007 que adopta el Manual de Procedimien-
tos del Régimen de Contabilidad Pública.
Igualmente se aplica la normatividad
expedida por la Superintendencia de Servi-
cios Públicos Domiciliarios contenida en la
Resolución No. 20051300033635 del 28 de
diciembre de 2005 en lo relacionado con el
registro y clasificación de cuentas de gastos
y costos. Asimismo, se tiene implementado
el sistema Unificado de Costos y Gastos por
actividades – ABC COSTING–.
La Electrificadora de acuerdo con las
normas de contabilidad generalmente acep-
tadas y demás decretos regulatorios, aplica
el sistema de causación, según el cual los
hechos financieros, económicos, sociales y
ambientales deben reconocerse en el mo-
mento en que sucedan, con independencia
del instante en que se produzca la corriente
de efectivo o del equivalente que se deriva de
estos. El reconocimiento se efectúa cuando
surgen los derechos y obligaciones, o cuan-
do la transacción u operación originada por
el hecho incida en los resultados del periodo.
Para la tenencia, conservación y custodia de
los libros de contabilidad y documentos soporte,
se aplican las normas relativas a los soportes,
comprobantes y libros de contabilidad estable-
cidas por la Contaduría General de la Nación.
Los estados financieros adjuntos han sido
preparados de los registros contables, mante-
nidos bajo la norma del costo histórico. En la
presentación de los estados financieros ad-
1. Notas de carácter general
Naturaleza Jurídica, Denominación y Objeto Social- La Electrificadora del Huila S.A. E.S.P., (la Empresa, Electrohuila o la Electrificadora), constituida mediante escritura pública No. 417 del 17 de julio de 1947 de la Notaría de Bogotá, es una sociedad anónima comercial, de nacio-nalidad Colombiana, del orden Nacional, legal-mente se somete al régimen previsto para las empresas de Servicios Públicos Mixta de acuer-do con el artículo 19 de la Ley 142 de 1994.
El domicilio principal de la sociedad es la ciudad de Neiva, Huila y podrá operar en cual-quier parte del país. La duración de la socie-dad es indefinida.
La Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. en su organización con terceros continúa funcio-nando como una sociedad de naturaleza mer-
cantil, dedicada al ejercicio de la generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica, conforme a las reglas del derecho privado, las normas contenidas en sus Estatu-tos y la Ley 143/94.
El objeto de la sociedad lo constituye la prestación del servicio público de energía eléctrica y sus actividades complementarias de generación, distribución y comercialización, así como la prestación de servicios conexos o relacionados con la actividad de servicios pú-blicos, de acuerdo con el marco legal y regu-latorio, y goza de autonomía administrativa, patrimonial y presupuestaria.
Los órganos de dirección de la Compañía son la Asamblea General de Accionista, la Jun-ta Directiva y la Gerencia General.
Notasa los estados financieros
Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 (todos los valores están
expresados en miles de pesos, excepto el valor nominal y el
valor intrínseco de la acción).
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D. Deudores de Servicios Públicos - La cartera
por servicios públicos está representada en
1) los derechos de Electrohuila originados en
la prestación del servicio público de energía
eléctrica y, 2) los subsidios para el servicio
de energía asignados para los estratos 1, 2,
3 y distritos de riego previo descuento de las
contribuciones de los estratos cinco y seis, el
sector comercial, y los clientes no regulados de
otros comercializadores.
El reconocimiento se produce por el valor
del servicio en el mes de consumo sobre el
cual se genera un derecho exigible legalmente
a favor de la Empresa. La Empresa tiene esta-
blecido un contrato de condiciones uniformes
con sus usuarios, en donde se determinan entre
otros los plazos de cancelación de las deudas
de acuerdo con lo descrito en la ley 142 de 1994.
E. Provisión para Cuentas por Cobrar - La
cartera se provisiona por el valor de los
derechos que, de acuerdo con el grado de
antigüedad y cumplimiento se estimen inco-
brables, ajustándose en el momento de su
ocurrencia. El reconocimiento de la provi-
sión de deudores afecta el gasto. Sólo pro-
cede el castigo del valor de las cuentas o
documentos por cobrar contra la provisión,
cuando se tenga razonable certeza jurídica
o material de la pérdida total o parcial del
derecho incorporado o representado.
La provisión de cartera se hace sobre
la base de la información de cartera por
edades del Sistema Información Eléctrico
Comercial (SIEC) reportada por la división
de Gestión de Cartera y se realiza una vez
conocidas plenamente las dificultades para
responder por éstas y para ello se determi-
na si el cliente está en operación normal,
está intervenido o en liquidación judicial,
en reestructuración económica (Ley 550 de
1999, antes del 27 de diciembre de 2006), o
en régimen de insolvencia empresarial.
La política de la Empresa es la de provisio-
nar la cartera morosa mayor de 60 días en el
25%, la mayor de 90 días en el 50% y la mayor
de 180 días en el 100%. Cuando una empresa
inicia un proceso de régimen de insolvencia
empresarial, conforme a la Ley 1116 de 2006,
o es intervenida con fines de administración,
se ajusta la provisión hasta el 100% de la car-
tera. Para las deudas de empresas declaradas
en liquidación judicial o intervenidas con fines
liquidatorios, se establece una provisión del
ciento por ciento (100%) de la cartera morosa.
F. Subsidios y contribuciones - Los subsidios
son los valores reconocidos como menor valor
de la factura a los estratos 1, 2 y 3 los cuales
son financiados por las contribuciones de los
usuarios de los estratos 5 y 6, comerciales e
industriales, y las transferencias del Fondo de
Solidaridad y Distribución del Ingreso. El estra-
to 4 no recibe ni paga subsidio o contribución.
El mercado de la Empresa ocasiona un
resultado deficitario de los subsidios (valor
neto de subsidios menos contribuciones), lo
que implica el reconocimiento de una cuenta
por cobrar al fondo de Solidaridad y Redis-
tribución del Ingreso.
Los subsidios se registran por separado
en la agrupación Deudores.
G. Inventarios - El inventario se contabiliza
al costo de compra y en sus movimientos
se aplica el método de promedio pondera-
do. Corresponde a los materiales para la
prestación del servicio disponibles para su
utilización o para la venta. Se incluyen ma-
teriales como repuestos y accesorios para
la prestación del servicio, medidores, etc.
Los valores clasificados como inservibles se
provisionan al cierre del ejercicio al 100% y
se registran contra resultados.
H. Propiedades, Plantas y Equipos - Son con-
tabilizados al costo de adquisición e incluyen
los ajustes por inflación realizados hasta el
31 de diciembre de 2001 de acuerdo con nor-
matividad expedida por la Contaduría Gene-
ral de la Nación. Las adiciones y mejoras que
aumenten significativamente la vida útil son
capitalizadas, mientras que los desembolsos
por reparaciones y mantenimiento constitu-
yen gastos a medida que se efectúan. La uti-
lidad o pérdida en la venta o retiro de activos
es reconocida en los resultados del ejercicio.
En cumplimiento con lo establecido en el RCP
juntos se siguieron los principios que rigen la
contabilidad pública en Colombia establecidos
en el Régimen de Contabilidad Pública de la
Contaduría General de la Nación (CGN), las dis-
posiciones contables emitidas por la Superin-
tendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
(SSPD) y otras normas aplicables.
El 29 de diciembre de 2001, la CGN, me-
diante la expedición de la Resolución 364,
elimina para efectos del reconocimiento
contable, la aplicación del sistema de ajus-
tes integrales por inflación. A partir del año
2002 establece la reversión de los registros
contables originados en la aplicación de los
mismos durante el año 2001. La Electrifica-
dora dio estricto cumplimiento a esta nor-
ma. La Ley 788 del 27 de diciembre de 2002
restableció los ajustes a los inventarios, que
fueron aplicados para efectos fiscales y re-
conocidos en cuentas de orden.
El Decreto 1536 del 7 de mayo de 2007
eliminó los ajustes integrales por inflación
para efectos fiscales. Los ajustes por infla-
ción calculados hasta entonces forman par-
te del costo histórico de los activos.
B. Efectivo y Equivalentes de Efectivo - Bajo
esta denominación se agrupan las cuentas
representativas de los recursos de liquidez
inmediata con que cuenta el ente prestador
de servicios públicos domiciliarios y que
puede utilizar para el desarrollo de su objeto
social. Dentro de los cuales podemos men-
cionar la caja, cuentas en bancos, corpora-
ciones, cooperativos e institutos financieros
y en fondos con destinación especial.
C. Inversiones - Las inversiones se reconocen
por su costo histórico y se actualizan aten-
diendo la intención de realización, la disponi-
bilidad de información en el mercado, el grado
de control que se tenga sobre el ente emisor,
mediante la aplicación de metodologías que
aproximen a su realidad económica. Entre los
métodos para actualizar su valor están la co-
tización en bolsa, el valor presente neto para
la determinación del precio de mercado o la
rentabilidad interna del título, el método de
participación patrimonial y el método del costo.
A partir del nuevo Régimen de Contabilidad
Pública, las inversiones de la Empresa, para
efectos de su valoración, se clasifican en
tres categorías: I) de administración de liqui-
dez, que incluyen títulos de deuda y títulos
participativos con las cuales se busca obte-
ner utilidades por las fluctuaciones de pre-
cio en el corto plazo; II) con fines de política,
que incluyen títulos de deuda y tienen por
objetivo mantenerlas hasta el vencimiento
o por lo menos durante un año a partir de
su compra; y III) patrimoniales, que incluyen
títulos participativos en entidades controla-
das y no controladas.
De acuerdo con las inversiones realiza-
das por la Empresa se aplican los siguien-
tes métodos:
• Administración de Liquidez - Las inversiones
de administración de liquidez se contabilizan
al costo y se actualizan con base en
metodologías vigentes, según lo establecido
por el Plan general de contabilidad pública
(PGCP), si su valor obtenido como resultado de
la aplicación de la metodología es mayor que
el registrado de la inversión, la diferencia se
registra debitando la subcuenta que indique
el título adquirido, acreditando la cuenta
utilidad por valorización de administración
de liquidez. Cuando el valor obtenido como
resultado de la aplicación de la metodología
es menor que el valor registrado, la diferencia
se registra debitando la subcuenta perdida
por valorización de inversiones de liquidez
y acreditando la subcuenta que indique el
título.
• Inversión en Entidades no Controladas En el caso de las inversiones patrimoniales
en entidades no controladas, la actualización
de estas surge de la comparación periódica
del costo de la inversión frente a su
valor intrínseco, o la cotización en bolsa.
Cuando el valor intrínseco o la cotización
en bolsa superan el costo se constituye
una valorización. En caso contrario, debe
disminuirse la valorización constituida
hasta agotarla y más allá de ese valor deben
reconocerse gastos por provisiones.114 115
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Cada municipio establece las tasas relacio-
nadas con los impuestos municipales como
Industria y Comercio y avisos y tableros, ta-
sas como la bomberil y estampillas destina-
das a fondos.
El efecto de las diferencias temporales
que impliquen el pago de un menor o mayor
impuesto sobre la renta en el año corriente,
se contabiliza como impuesto diferido cré-
dito o débito, respectivamente, siempre que
exista una expectativa razonable de que ta-
les diferencias se revertirán en el futuro y
además para el activo, que en ese momento
se generará suficiente renta gravable.
No se calcula impuesto de renta diferi-
do débito sobre los beneficios fiscales tales
como pérdidas fiscales y/o el exceso de renta
presuntiva, de acuerdo con la Sentencia del
Consejo de Estado 6822 de mayo de 2002.
Las tasas utilizadas para el cálculo de
los impuestos diferidos son aquellas a las
cuales se espera sean revertidas las dife-
rencias temporales
La Empresa presenta en forma separada la
provisión de impuesto sobre la renta y saldos
de retenciones a favor por el mismo concepto.
M. Obligaciones Laborales - Las obligaciones la-
borales se registran y consolidan de acuerdo
con lo establecido en la Convención Colectiva
de Trabajo vigente y el Código Sustantivo de
Trabajo. La Empresa hace los aportes periódi-
cos para cesantías y seguridad social integral:
salud, pensiones y riesgos profesionales.
N. Cálculo Actuarial y Pensiones de Jubilación
El cálculo actuarial del pasivo pensional re-
presenta el valor presente de los pagos que
la Electrificadora deberá realizar a sus pen-
sionados actuales o a quienes hayan adqui-
rido derechos, de conformidad con las con-
diciones establecidas. El valor del cálculo
actuarial se actualiza anualmente al cierre
de cada ejercicio con base en estudios ela-
borados por “actuarios” de acuerdo con las
normas vigentes y las disposiciones emana-
das de la Contaduría General de la Nación.
El pasivo pensional se encuentra amor-
tizado en el ciento por ciento desde el 2005
y durante la vigencia se registra el gasto o
ingreso de acuerdo a las variaciones con
relación al año anterior. El Ministerio de Ha-
cienda y Crédito Público expidió el Decreto
4565 de 2010, el cual modifica el Decreto
2852/94 adicionado por el Decreto 051/03,
adoptando la Resolución 1555 de 2010 de la
Superintendencia Financiera de Colombia,
que actualiza las tablas de Mortalidad de
Rentistas Hombres y Mujeres.
Las pensiones por pagar se registran con-
tra el pasivo -cálculo actuarial de pensiones
actuales- de acuerdo con la normatividad ex-
pedida por la Contaduría General de la Nación.
Para los empleados cubiertos con el
nuevo régimen de seguridad social (Ley 100
de 1993), la Empresa cubre su obligación de
pensiones a través del pago de aportes Col-
pensiones, o a los Fondos Privados de Pen-
siones en los términos y con las condiciones
contempladas en dicha ley.
El Gobierno Nacional a partir del año 2010
mediante Acto Legislativo 1 del 22 de julio de
2005, eliminó los Regímenes Pensionales Es-
peciales, y de acuerdo con la interpretación
jurídica emitida por Juez de la República la
Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. otorgó la
pensión de jubilación a los trabajadores hasta
el 31 de julio de 2010. El pasivo pensional que
reconoce la empresa a partir del año 2011
corresponde a: personal jubilado con pen-
sión compartida con Colpensiones, personal
jubilado por la Empresa y en expectativa de
Colpensiones, personal con rentas vitalicias
a cargo de la Empresa, personal con rentas
vitalicias compartidas con Colpensiones.
O. Contingencias - A la fecha de emisión de los
estados financieros existen condiciones que
pueden desembocar en pérdidas para la Em-
presa, pero que sólo se conocerán si en el futu-
ro determinadas circunstancias se presentan.
Dichas situaciones son evaluadas por la Admi-
nistración y los profesionales de la Secretaria
General y Asesoría Legal en cuanto a su natu-
raleza, la probabilidad que se materialicen y los
importes involucrados, para decidir sobre los
cambios a los montos provisionados y/o reve-
lados. Este análisis incluye los procesos civiles,
las desvalorizaciones se registran como me-
nor valor de las valorizaciones en el activo y
en el patrimonio hasta agotar los saldos, el
exceso debe registrarse como gasto.
Para efectos fiscales tanto los ajustes
por inflación, calculados hasta diciembre de
2006, como su correspondiente deprecia-
ción se registran en cuentas de orden.
La depreciación se calcula sobre el costo
ajustado por inflación de los activos, utilizan-
do el método de línea recta, según el porcen-
taje anual de depreciación de cada activo, así:
I. Otros Activos - Comprenden los recursos,
tangibles e intangibles, que son comple-
mentarios para el cumplimiento de las fun-
ciones de la Empresa. El grupo de otros ac-
tivos está conformado, así:
• Gastos Pagados por Anticipado - El valor
de estos gastos originados en el pago de se-
guros se amortizan en el tiempo de cober-
tura de las diferentes pólizas que protegen
la propiedad, planta y equipo de la empresa
y la responsabilidad civil y extracontractual
de sus trabajadores.
• Diferidos - Los cargos diferidos correspon-
den principalmente al impuesto diferido y el
impuesto al patrimonio.
• Activos Intangibles - Los intangibles
corresponden a los bienes inmateriales,
representados en derechos que contribuyen
al aumento de los ingresos o utilidades. Los
principales intangibles están representados
en licencias de software, los cuales se
amortizan en tres (3) años.
J. Valorizaciones - Corresponden a la diferencia
entre el valor neto en libros de la propiedad,
planta y equipo y la valorización determinada
técnicamente por los expertos de cada agrupa-
ción. Cuando el valor de realización es menor
que el costo en libros, la diferencia disminuye
la valorización hasta su monto y si supera di-
cho valor se reconoce la desvalorización afec-
tando el resultado del ejercicio.
Estas valoraciones deben ser efectua-
das al menos cada tres años, o cuando si-
tuaciones en el mercado indiquen que los
valores registrados pudieron haber cambia-
do significativamente.
Con relación a las inversiones permanen-
tes su valor se actualiza con base en el valor in-
trínseco reportado por cada una de las empre-
sas donde la electrificadora tiene participación.
K. Operaciones de Financiamiento - Com-
prende las obligaciones financieras que la
Empresa tiene contraídas para financiar
sus operaciones. Los vencimientos origi-
nados en créditos de largo plazo cuyo pago
se prevé realizar más allá de un año, están
registrados en la cuenta de obligaciones fi-
nancieras de largo plazo.
L. Impuestos, Gravámenes y Tasas - Com-
prende el valor de los gravámenes de carác-
ter general obligatorio a favor del Estado y
Municipios a cargo de la Empresa, con base
en las liquidaciones privadas generadas en
los diferentes períodos fiscales, de acuerdo
a la naturaleza de cada declaración.
La provisión para impuesto sobre la renta
se calcula a la tasa oficial por el método de
causación, sobre la utilidad antes del impues-
to sobre la renta ajustada por las diferencias
permanentes con la renta líquida fiscal.
El impuesto sobre la renta se determi-
na con base en la depuración de la renta lí-
quida; el monto del impuesto se determina
aplicando la tarifa del 25%.
El impuesto sobre la Renta para la Equi-
dad CREE la tarifa del Impuesto sobre la
Renta para la Equidad es del 9%. Para el año
2015 se aplica una sobretasa del 5% sobre
la Renta para la Equidad CREE.
ACTIVOSAÑOS VIDA ÚTIL
PROBABLE
Edificios 50
Plantas de generación 25
Subestaciones 25
Redes de distribución 25
Maquinaria y equipo 15
Equipo médico y científico 10
Maquinaria y equipo y equipo de oficina 10
Equipo de comunicación 10
Equipo de computación 5
Equipo de transporte 10
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que hayan sido clasificadas como empresas por el Comité Institucional de la Comisión de Estadísticas de Finanzas Públicas…”, lo dis-puesto en el anexo de dicha resolución. Bajo esta directriz Electrohuila no aplicará el marco normativo del Decreto 3022 de 2013.
La Resolución 414 estableció el cronogra-ma de aplicación del mismo así:
• Periodo de preparación obligatoria: com-
prendido entre la fecha de emisión de la re-
solución y el 31 de diciembre de 2014.
• Período de transición: comprendido entre el
01 de enero y el 31 de diciembre de 2015.
• Periodo de Aplicación: Es el comprendido
entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de
2016. En este periodo, la contabilidad se lle-
vará, para todos los efectos, bajo el nuevo
marco normativo y a 31 de diciembre de
2016 las empresas presentarán los prime-
ros estados financieros comparativos con
sus respectivas notas.
Durante el año 2015 la Contaduría General de la Nación emitió la siguiente normatividad a la que nos debemos acoger:
• Resolución 139 de marzo 24 de 2015 con la
cual expiden el Catalogo General de Cuentas
para las Empresas que no Cotizan en el Mer-
cado de Valores, y que no Captan ni Adminis-
tran Ahorro del Público.
• Resolución 437 de agosto 12 de 2015 por la
cual establecen la información a reportar,
los requisitos y los plazos de envío a la Con-
taduría General de la Nación para las entida-
des públicas sujetas al ámbito de aplicación
de la Resolución 414 de 2014.
• Resolución 537 de octubre 13 de 2015 por
la cual se prorroga el plazo de presentación
del Estado de Situación Financiera de Aper-
tura – ESFA, indicado en la resolución 437
de agosto 12 de 2015.
La Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. en cum-plimiento de la anterior normatividad y al pro-yecto de implementación de la Resolución 414 de 2014, realizó las siguientes actividades:
El proyecto de Implementación del Nuevo Marco Regulatorio definido con la resolución 414 de 2014 emitida por la Contaduría General de la Nación desde la entrada en vigencia de la reso-lución en mención, con el desarrollo de las si-
guientes fases: Sensibilización a la Alta Gerencia, capacitación del nuevo marco regulatorio a los diferentes procesos de la Compañía responsable del proceso, conformación del Comité de Conver-gencia, revisión, análisis y ajustes de las políticas contables del nuevo marco normativo, avances en ajustes a los recursos tecnológicos, así como a la elaboración y presentación del Estado de Si-tuación Financiera de Apertura (ESFA) con corte a 1 de enero de 2015.
De acuerdo a la normatividad vigente la empresa transmitió el ESFA requerido, así:
A. Transmisión de información a la Superinten-
dencia de Servicios Públicos Domiciliarios
- SSPD el 15 de octubre del presente año,
solicitada a través de la resolución SSPD
– 20151300020385 de 29/07/2015 y modi-
ficada por la resolución 20151300028525,
con los siguientes formatos:
• F11 Estado de Situación Financiera de
Apertura – ESFA.
• F12 Conciliación Patrimonial – ESFA.
• F13 Revelaciones y políticas de medición –
ESFA.
B. Transmisión de información a la Contaduría
General de la Nación – CGN el 3 de noviembre
de 2015, solicitada a través de la resolución
437 de agosto 12 de 2015 y modificada por la
resolución 537 de octubre de 2015, así:
• Estado de Situación Financiera de Apertura
– ESFA.
5. Limitaciones y/o deficiencias de tipo operativo o administrativo
Durante los ejercicios 2015 y 2014 no se presen-taron limitaciones y/o deficiencias de tipo ope-rativo o administrativo que afectaran de manera significativa el normal desarrollo del proceso con-table, la consistencia o razonabilidad de las cifras.
administrativos y laborales vigentes contra la
Empresa. Las contingencias se reconocen de
acuerdo con lo establecido en el Capítulo V del
procedimiento contable del libro II del manual
de procedimientos del régimen de contabilidad
pública de la Contaduría General de la Nación.
De otra parte, Electrohuila mantiene las
pólizas de seguros necesarias para cubrir
determinados riesgos de operación.
P. Depósitos por Convenios y Acuerdos - Los re-
cursos recibidos por parte del Gobierno Nacio-
nal a través del Ministerio de Minas y Energía,
Fondo Nacional de Regalías y los entes territo-
riales (gobernación del Huila y municipios) se
disminuyen de acuerdo con la ejecución de las
obras contratadas, las cuales son registradas
en cuentas de orden acreedoras para su control.
Q. Cuentas de Orden - Las cuentas de orden in-
cluyen las operaciones con terceros que por
su naturaleza no afectan la situación finan-
ciera de la Empresa. Se registran derechos y
responsabilidades contingentes, diferencias
entre las cuentas contables y fiscales y los
convenios de construcción de obras de in-
fraestructuras eléctrica con el ministerio de
Minas y Energía, el departamento del Huila y
algunos municipios del Huila.
R. Uso de Estimaciones - La preparación de
los estados financieros de conformidad con
principios de contabilidad de aceptación ge-
neral en Colombia, requiere que la Adminis-
tración haga estimaciones y presunciones
que pueden afectar los valores reportados
en los estados financieros y notas adjuntas.
Los montos actuales o de mercado, podrían
diferir de dichas estimaciones.
S. Reconocimiento de Ingresos, Costos y Gas-
tos Los ingresos se reconocen en el período
en que nace el derecho a exigir su pago, aun-
que no se haya hecho efectivo el cobro. Los
costos y gastos se registran cuando nace la
obligación de pagarlo, aunque no se haya he-
cho efectivo el pago. Se ha considerado como
ingreso la energía suministrada a los clientes
y no facturada al 31 de diciembre de cada año.
Estos ingresos estimados al cierre del año
son soportados con la información de medi-
ción generada en el sistema de prestación y
facturación del servicio de energía SIEC.
La tarifa de venta de electricidad la re-
gula la Comisión de Regulación de Energía
y Gas (CREG), organismo técnico adscrito al
Ministerio de Minas y Energía.
T. Utilidad Neta por Acción - La utilidad neta por
acción se calcula con base en el promedio pon-
derado anual de las acciones en circulación di-
vidida en el total de la utilidad del periodo.
4. Nuevos pronunciamientos contables
Convergencia a Normas Internacionales de Información Financiera –NIIF–: De conformi-dad con lo previsto en la Ley 1314 de 2009 y los decretos reglamentarios 2784 y 2706 de di-ciembre de 2012, que aplican para las empresas clasificadas en el Grupo I y el Grupo III, respecti-vamente. Mediante el Decreto 3022 de 2013 se expide la normatividad para las empresas del Grupo II cuyo periodo obligatorio de transición comienza el 1 de enero de 2015 y la emisión de los primeros estados financieros comparativos bajo NIIF será al 31 de diciembre de 2016.
Del mismo modo la Contaduría General de la Nación expidió la carta circular No.010 de 2012 señalando la viabilidad de implementa-ción y aplicación de NIIF en el caso de empre-sas sujetas al ámbito de aplicación del régimen de contabilidad pública, en la cual se halla in-mersa la Empresa, y la resolución No. 051 del 11 de febrero de 2013 incorporando como par-te integrante del Régimen de Contabilidad Pú-blica, el marco normativo dispuesto en el ane-xo del Decreto Nacional número 2784 de 2012.
La Contaduría General de la Nación CGN, expidió para las empresas estatales del grupo II, la Resolución 414 del 08 de septiembre de 2014 de la CGN, la cual dispuso “serán aplica-dos por las empresas que se encuentran bajo el ámbito del régimen de contabilidad pública y que tengan las siguientes características: que no coticen en el mercado de valores, que no capten ni administren ahorro del público y 118 119
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(1b) Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 las cuentas
por cobrar a clientes se originan principalmente por
las operaciones de venta que realiza la Empresa;
para usuarios regulados y no regulados éstas se re-
caudan en promedio dentro de los 18 días siguientes
a la fecha de facturación y para los clientes mayoris-
tas el recaudo se realiza en promedio a los 30 días.
(1c) Las deudas de difícil cobro corresponden a la
cartera comercial que ha sido clasificada y califica-
da por la división de Gestión Cartera para el corres-
pondiente castigo. Para el año 2015 se efectuó una
baja por castigo de cartera por $ 433.102.
(2) Para el 2015 el saldo corresponde a anticipos
entregados por la Compañía en la construcción de
obras de infraestructura. Algunos anticipos son: 1)
Construcción Sede Electrificadora del Huila Neiva
a la empresa PROING S.A. ($1.177.543), 2) Cons-
trucción y adecuación para la normalización ba-
rrios de San Agustín y atención de pqr técnicos de
todo el departamento con Electro herrajes del sur
($705.806). 3) Construcción, instalación y pruebas
en la subestación Pitalito II y sus líneas asociadas
a Medidas Eléctricas Ingeniería ($875.362), 4) Cons-
trucción vereda el avispero de Suaza y atención de
pqr técnicos zona norte a Electro Energizar Ingenie-
ría ($748.230), entre otros.
(3) La cuenta de anticipos y saldos a favor son origi-
nados en las declaraciones privadas de impuestos
de renta, retenciones en la fuente, autorretención
del impuesto CREE, e impuestos descontables así:
(4) Los otros deudores se encuentran conformados
principalmente por lo siguiente:
(5) El movimiento de la provisión de cuentas por co-
brar y otros deudores es:
La provisión se descompone así:
2015 2014
Residencial 13.508.014 12.203.943
Comercial 6.679.886 5.352.301
Industrial 1.941.138 1.504.880
Oficial 1.989.594 2.213.382
Empresas del sector 14.986.591 14.662.790
Usuario no regulados 8.023.638 5.662.936
Usuarios subnormales 318.575 324.523
Otros usuarios 9.457 95.187
Alumbrado Público 290 340
$ 47.457.183 $ 42.020.282
Subsidios asignados ** 3.856.726 693.522
Otros deudores 379.587 2.222.946
$ 51.693.496 $ 44.936.750
2015 2014
Anticipo de impuesto sobre la renta 3.153.508 8.348.247
Autorretención renta 10.615.308 9.758.965
Retención en la fuente a favor 40.395 35.592
Anticipo impuesto industria y comercio 397.224 447.123
Anticipo sobretasa cree 3.643.997 0
Impuesto industria y comercio retenido 623.502 512.250
Autorretención CREE 6.739.903 6.119.809
$ 25.213.837 $ 25.221.986
2015 2014
Créditos a empleados 2.575.305 1.835.541
Embargos judiciales 838.062 385.000
Esquemas de cobro 985.928 996.178
Otros deudores 83.796 83.796
$ 4.483.091 $ 3.300.515
2015 2014
Saldo año anterior ( 9.341.813) ( 7.885.076)
Provisión de cartera 657.679 ( 1.456.737)
($ 8.684.134) ($ 9.341.813)
2015 2014
Deudores - consumidores
( 7.543.521) ( 8.104.460)
Otros deudores ( 1.140.613) ( 1.237.353)
($ 8.684.134) ($ 9.341.813)
Notas de carácter específico
6. Efectivo y equivalentes de efectivo
El efectivo y equivalentes de efectivo no tie-nen restricciones o gravámenes que limiten su disposición.
(1) Fondos especiales son dineros con destinación es-
pecífica, recibidos de terceros para adelantar proyectos
de interconexión y/o mejoramiento del sistema eléctri-
co en el Huila. Al 31 de diciembre de 2015 y 2014 co-
rresponde a recursos del Fondo Nacional de Regalías y
fondos FAER, FAZNI y PRONE, administrados por la em-
presa, para la ejecución de proyectos de electrificación.
7. Inversiones, neto
(1) Detalle largo plazo y provisiones:
Provisiones
Las inversiones no tienen restricciones o gravámenes que limiten su negociabilidad o realización.
8. Deudores
(1a) Corresponde a la comercialización de los me-
didores y materias necesarios para la conexión,
servicios prestados por las cuadrillas de línea viva
y el arrendamiento de infraestructura eléctrica, los
cuales se recaudan según acuerdo con los usuarios.
BANCOS Y CORPORACIONES
2015 2014
Cuentas corrientes 27.407.012 13.586.642
Cuentas de ahorro 23.174.550 11.475.262
Fondos especiales (1) 16.540.767 831.207
$ 67.122.329 $ 25.893.111
2015 2014
Bonos y títulos emitidos por el sector privado 0 5.720.298
Derechos en fondos de valores y fiducias
7.722.208 0
Corto plazo $ 7.722.208 $ 5.720.298
Largo plazo (1) 36.575 36.575
Provisión (1) ( 7.153) ( 7.131)
Subtotales $ 29.422 $ 29.444
$ 7.751.630 $ 5.749.742
2015 2014
Electricaribe S.A. E.S.P. 671 649
Corporación Forestal del Huila 6.482 6.482
$ 7.153 $ 7.131
CARTERA COMERCIAL 2015 2014
Venta de bienes y servicios (1a) 1.779.203 1.635.854
Clientes (1b) 49.111.928 42.517.894
Deudas de difícil cobro (1c) 473.911 907.013
Total Cartera comercial 51.365.042 45.060.761
Anticipos y avances entregados (2) 6.198.529 3.592.530
Anticipos o saldos a favor por impuestos (3) 25.213.837 25.221.986
Otros deudores (4) 4.483.091 3.300.515
Deudas de difícil cobro 32.064 32.064
Provisión cuentas por cobrar y otros deudores (5) ( 8.684.134) ( 9.341.813)
$ 78.608.429 $ 67.866.043
Porción corriente * $ 75.822.311 $ 65.346.210
Porción de largo plazo $ 2.786.118 $ 2.519.833
2015 ACCIONES NOMINAL 2015 2014
Electricaribe S.A. E.S.P. 559.117 0,042 23.483 23.483
Dispac S.A. E.S.P. 1 100 100 100
Energía del Archipiélago San Andrés 1 10 10 10
Club Campestre de Neiva 1 6.500 6.500 6.500
Corporación Forestal del Huila 1 6.482 6.482 6.482
$ 36.575 $ 36.575 120 121
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La Pita municipio de Saladoblanco ($343.117), va-
riante circuito Hobo - Gigante a 34.5kV ($123.556),
líneas nivel II en Acevedo (vereda Versalles(
$229.523) y vereda La Ilusión ($ 101.282), líneas ni-
vel II en Pitalito (Vereda Contador ($95.962) , circuito
vereda Renacer a Guacacayo ($ 216.643) , Batallón
Magdalena ($339.669) ,circuito rural nivel II subes-
tación Tarqui ($219.742).
(7) Depreciación acumulada de propiedad, planta y
equipo
La propiedad, planta y equipo no tienen res-tricciones ni gravámenes que limiten su rea-lización o negociabilidad y representan bienes de plena propiedad de la Electrificadora.
La propiedad, planta y equipo (excepto líneas y redes de distribución de energía) está asegura-da con una póliza corporativa de todo riesgo que cubre incendio, explosión, fenómenos de la natu-raleza, rotura de maquinaria y su lucro cesante.
11. Otros activos
12. Valorizaciones
Registra el valor del avalúo técnico realizado durante el 2015 a la Propiedad, planta y equi-po por la firma Sistemas 2000 Ltda. Estos activos, fueron sujetos de varios traslados y/o ajustes a razón de los avalúos efectuados.
Con el estudio de activos eléctricos, la Elec-trificadora determinó activar sus elementos por unidades constructivas y denominaciones respectivas de acuerdo con la clasificación es-tablecida en la resolución 097 de 2008 de la Co-misión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
13. Obligaciones financieras
El 15 de junio de 2015 se canceló de forma anti-cipada el crédito para capital de trabajo tomado con el banco Popular por valor de $23.550.000.
Se desembolsó en octubre de 2015 la suma de $20.000.000, de los cuales $10.000.000 fueron con el banco BBVA y $10.000.000 con el Bancolombia. Estos créditos se utilizaron para financiar la construcción de la subesta-ción Hobo a 115 kV ($7.687.000) y ampliación, remodelación y mejoramiento de la infraes-tructura eléctrica ($12.313.000). El plazo de estos créditos es de 11 años, incluido un año de gracia, pagaderos en 40 cuotas trimestra-les contados a partir del 15 y 23 de octubre de 2015 respectivamente.
El 15 de diciembre se desembolsó con el Banco Agrario de Colombia la suma de
2015 2014
Edificaciones 1.831.436 1.626.805
Plantas, ductos y túneles 37.269.526 32.623.062
Líneas y redes de distribución 80.958.079 73.685.534
Maquinaria y equipo 8.050.903 6.779.178
Equipo médico y científico 1.508 1.160
Muebles, enseres y equipo de oficina 1.297.595 1.239.120
Equipo de comunica-ción y cómputo 2.404.129 2.223.209
Equipo de transporte 1.217.234 1.054.019
$ 133.030.410 $ 119.232.087
2015 2014
Gastos pagados por anticipado 1.148.899 1.003.285
Impuesto de renta diferido 6.448.498 5.326.977
Intangibles (software y licencias) 4.409.582 4.335.414
Amortización acumulada -3.667.081 -3.104.785
Total otros activos $ 8.339.898 $ 7.560.890
Porción corriente * $ 1.148.899 $ 1.003.285
Porción de largo plazo $ 7.190.999 $ 6.557.606
2015 2014
Inversiones 222 19
Terrenos 17.258.242 14.403.962
Edificaciones 6.948.272 5.507.607
Plantas, ductos y túneles 52.684.415 49.351.893
Líneas y redes de distribución 259.005.408 247.794.379
Maquinaria y equipo 1.314.928 42.804
Muebles y enseres y equipo de oficina 0 35.865
Equipo de comunica-ción y computación 0 59.859
Equipo de transporte 0 516.556
Total valorizaciones $ 337.211.487 $ 317.712.944
(1) Las construcciones en curso a 31 de diciembre
de 2015 corresponden a la construcción del nuevo
edificio El Bote en la inspección de Amborco muni-
cipio de Palermo ($861.404), auditorio Sede El Bote
($407.777), Centro de Control municipio de Paler-
mo ($513.737), Circuito Oriente Canaima a 34.5kV
y salida Circuito Limonar ($708.391), Línea vereda
El Avispero municipio de Suaza ($621.314) Línea ve-
reda Alto Caloto ($428.855) , línea vereda El Triunfo
municipio de Guadalupe ($380.711), línea circuito
Limonar Timanco municipio de Neiva ($334.215),
Subestación barrio Canaima municipio de Neiva
($200.695), subestación Zona Franca municipio de
Palermo ($200.822), y otras obras de menor cuantía.
(2) Corresponde a transformadores de potencia
ubicados en la subestación El Bote, los cuales
están disponibles para ser usados en caso de
emergencias por daños.
(3) A 31 de diciembre de 2015 la cuenta bienes en bo-
dega registra la compra de activos como herramienta,
muebles y enseres, equipo de cómputo y comunicación
y equipo de transporte. Una vez son puestos en uso y
entregados a cada trabajador se registran en la cuenta
del activo correspondiente.
(4) Corresponde al reintegro al almacén de activos como
herramienta, muebles y enseres, equipo de cómputo y
comunicación y equipo de transporte para baja (mal es-
tado), reparación o entrega a un nuevo responsable.
(5) El incremento en Plantas, ductos y túneles co-
rresponde a la construcción subestación Hobo
($11.748.502), módulo subestación Sur municipio
de Neiva-confiabilidad ($1.118.174), módulo sub-
estación Oriente municipio de Neiva- confiabilidad
($1.063.058), subestación Rio Negro 34.5kV/13.8kV
municipio de Iquira ($1.485.670), equipos de estación
municipio de Guadalupe ($2.360.421), actualización
tecnológica de equipos de subestación en Garzón
($148.705), La Plata ($148.705), Altamira ($295.970),
mejoras en planta de generación La Pita, Iquira I e
Iquira II ($1.792.421), y otras obras de menor cuantía.
(6) El incremento en Líneas y redes de distribución
se presenta por la ejecución del proyecto línea Bote
Juncal ($4.400.095), línea 34.5kV subestación El Pi-
tal y subestación La Plata ($1.625.088), línea a 34.5
kV a 13.2 kV municipio de Hobo ($651.405), línea
115kV municipio de Hobo ($433.560), línea vereda
9. Inventarios
Los inventarios no tienen restricciones o gravá-menes que limiten su negociabilidad o realización.
10. Propiedad, planta y equipo neto
2015 2014
Materiales y Suministros 7.890.255 7.802.195
Papelería y Útiles 28.455 127.328
Repuestos 49.094 60.163
Materiales Plan Expansión 20.771 20.771
Equipo eléctrico subestaciones 47.108 0
Elementos de Aseo y lavandería 32 32
Grasas y Lubricantes 33.431 9.059
Combustibles 2.083 5.668
Dotación a Trabajadores 221.735 60.846
Materiales para comercializar 146.677 166.894
$ 8.439.641 $ 8.252.956
2015 2014
Terrenos 5.407.590 5.047.590
Construcciones en curso (1) 13.212.285 12.424.014
Maquinaria, planta y equipo en montaje (2) 4.745.538 3.776.133
Bienes muebles en bodega (3) 1.753.026 1.371.723
Propiedad, planta y equipo no explotado (4) 1.067.820 773.724
Edificaciones 10.345.216 10.345.216
Plantas, ductos y túneles (5) 126.775.406 109.446.782
Líneas y redes de distribución (6) 196.243.644 191.081.440
Maquinaria y equipo 11.817.281 11.619.336
Equipo médico y científico 3.480 3.480
Muebles, enseres y equipo de oficina 2.431.881 2.537.515
Equipo de comunica-ción y cómputo 3.384.424 3.448.429
Equipo de transporte 2.543.127 2.030.407
Depreciación acumulada (7) ( 133.030.410) ( 119.232.087)
Provisión propiedad, planta y equipo ( 7.049.412) ( 9.957.795)
$ 239.650.896 $ 224.715.907122 123
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(1) Adquisición de bienes y servicios
(2) Avances y anticipos recibidos
Los anticipos corto plazo corresponden a pa-gos anticipados por la venta del servicio de energía, principalmente recursos del Fondo de Energía Social –FOES.
A. A continuación se detallan los anticipos so-
bre proyectos de inversión:
• DRI: Desarrollo Rural Integrado
• PNR: Plan Nacional de Rehabilitación
• ICEL: Instituto Colombiano de Energía
Eléctrica. IPSE: Instituto de Planificación y
Promoción de Soluciones Energéticas para
zonas no interconectadas
• PNER: Plan Nacional de Electrificación Rural
2015 2014
Compras de energía eléctrica 31.103.784 18.885.911
Sistema de distribución regional 1.406.267 1.245.278
Sistemas de transmisión nacional 2.022.223 581.418
Sistemas de transmisión local 56.315 46.545
$ 34.588.589 $ 20.759.152
2015 2014
Sobre venta de servicios 931.468 453.169
Sobre convenios y acuerdos 7.865.745 5.788.295
Sobre proyectos de inversión (a) 2.081.773 2.081.773
Futura suscripción de acciones (b) 5.070.443 5.070.443
$ 15.949.429 $ 13.393.680
ENTIDAD/PROYECTO
Programa DRI Electrorural $329,733
Departamento del Huila 300,000
ICEL Convenio 161 Línea Betania – Hobo 250,000
ICEL Recursos Nacionales 195,000
ICEL Convenio 200 – Línea Betania/Hobo 191,000
ICEL Convenio 188 – Línea Aipe/Praga S/E Praga 180,000
ICEL Convenio 200 – Línea Motilón/Balsillas 172,286
ICEL - PNER Baraya – Colombia 80,000
ICEL Convenio 188 S/E Palermo 70,000
ICEL Contrato 5545 Garzón (El Descanso/S,Luis)/ La Plata (Florida) 30,651
ICEL - PNER Vereda Jordán – Tello 30,000
Comité de Cafeteros – Materiales 29,866
ICEL Contrato 071 20,000
ICEL - PNER San Isidro –Colombia 20,000
ICEL Convenio 102 Línea Betania – Hobo 18,429
ICEL Contrato 3603 Vereda El Dorado – Colombia 15,000
Municipio de Aipe 14,986
ICEL Contrato 3603 Vereda La Marimba – Baraya 14,400
ICEL Santa Clara – Algeciras 13,000
P,N,R, Tello 12,469
ICEL Contrato 3603 Vereda Vueltas Arriba – Gigante 11,000
ICEL - PNER Vereda La Unión – Aipe 10,000
ICEL Santa Bárbara – Colombia 10,000
ICEL Materiales DRI 9,165
ICEL Contrato 3603 Vereda Totumito – Acevedo 8,800
ICEL Contrato 3603 Inspección Bruselas – Pitalito 8,200
P,N,R, Colombia 7,481
ICEL Contrato 4896 Isnos /Gigante/Pitalito 6,054
ICEL – PNER 5,079
ICEL Contrato 4898 La Plata 5,032
ICEL Contrato 4895 Vereda Martinicas – Acevedo 4,970
ICEL Contrato 4897 Suaza – Acevedo 4,492
Vereda Guamal - C/alegre 2,000
P,N,R, Aguablanca – Neiva 1,750
Vereda La Vega - C/alegre 930
$2,081,773
$22.400.000 con el fin de pagar por anticipado las obligaciones con Bancolombia y banco BBVA y así mejorar el perfil de la deuda. Se mantuvo el plazo para el vencimiento hasta el 29 de no-viembre de 2023 y se mejoró el costo financiero de los créditos al pasar de DTF + 3.7 EA y DTF + 3.6 EA respectivamente a DTF + 1.95 EA.
(2) Intereses por pagar en Obligaciones Financieras
(3) El monto de las obligaciones financieras a corto
plazo es:
4) Las obligaciones financieras a largo plazo se en-
cuentran compuestas así:
El vencimiento de las obligaciones finan-cieras a largo plazo es:
14. Cuentas por pagar
2015 2014
Créditos obtenidos (1) 42.400.000 48.750.000
Intereses créditos obtenidos (2) 332.005 274.552
$ 42.732.005 $ 49.024.552
Vencimiento corto plazo (3) $ 3.132.005 $ 26.624.552
Vencimiento largo plazo (4) $ 39.600.000 $ 30.400.000
2015 2014
BBVA Colombia 143,775 93,857
Bancolombia 135,788 109,683
Banco Popular 0 71,012
Banco Agrario 52,442 0
$ 332,005 $ 274,552
TASA 2015 2014
(1)Vencimiento corto plazo
Banco Agrario de Colombia
DTF + 1.95% EA 2.800.000 0
BancolombiaDTF + 3,7% EA 0 1.800.000
BBVA de Colombia
DTF + 3,6% EA 0 1.000.000
Banco PopularDTF + 1,5% EA 0 23.550.000
Intereses créditos obtenidos 332.005 274.552
$ 3.132.005
$ 26.624.552
VENCIMIENTO LARGO PLAZO
TASA 2015 2014
Banco Agrario de Colombia
DTF + 1.95% EA 19.600.000 0
Bancolombia DTF + 3,70% EA 0 14.400.000
BBVA Colombia
DTF + 3,60% EA 0 8.000.000
Bancolombia DTF + 2,80% EA 10.000.000 0
BBVA Colombia
DTF + 2,80% EA 10.000.000 0
$ 39.600.000 $ 22.400.000
Total obligaciones financieras
$ 42.732.005
$ 49.024.552
2015 0 2.800.000
2016 2.800.000 2.800.000
2017 4.800.000 2.800.000
2018 4.800.000 2.800.000
2019 en adelante 27.200.000 11.200.000
$ 39.600.000 $ 22.400.000
2015 2014
Adquisición de bienes y servicios (1) 34.588.589 20.759.152
Acreedores 31.502.712 15.319
Retención en la fuente 2.401.323 2.182.094
Retención ICA por pagar 241.044 171.514
Avances y anticipos recibidos (2) 15.949.429 13.393.680
Retención sobre contratos 816.634 762.129
Cuotas partes pensionales 11.339 0
$ 85.511.070 $ 37.283.888
Corto plazo (*) $ 78.358.854 $ 30.131.672
Largo plazo (**) $ 7.152.216 $ 7.152.216 124 125
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15. Impuestos, gravámenes y tasas
(1) La tarifa aplicable al impuesto sobre la renta por
los años 2015 y 2014 es del 25%. La Ley 1607 de
diciembre de 2012, creó el impuesto sobre la renta
2015 2014
Renta y complementarios (1) 22.562.873 18.514.607
Impuesto al patrimonio 0 0
Impuesto de renta para la equidad CREE 8.125.553 6.665.562
Impuesto al valor agregado (IVA) 113.210 103.800
$ 30.801.636 $ 25.283.969
Porción largo plazo 0 0
para la equidad – CREE con una tarifa del 9%, el cual
entró en vigencia a partir del primero de enero de
2013 hasta el 2105. A partir de 2016 la Ley 1739 de
2014 estableció la tarifa del 9%.
La declaración de Renta y complementarios
de la vigencia 2013 está sujeta a revisión por
parte de las autoridades fiscales; sin embargo,
la Administración de la Compañía no espera di-
ferencias significativas en el evento de llegar a
efectuarse una revisión. La declaración de renta
del período 2012 se encuentra en firme por bene-
ficio de auditoría.
La conciliación entre la utilidad antes de im-puestos y la renta líquida gravable por el año 2015 y 2014 para el impuesto de Renta y CREE, es la siguiente:
2015 2014
Utilidad contable antes de Impuestos de renta 93.251.846,00 72.484.057
Más Partidas que incrementan la renta líquida: 9.332.505,00 10.407.039
Gastos contables no deducibles 5.499.895 7.055.236
Costos contables no deducibles 534.015 1.506.212
Amortización Cálculo Actuarial 1.869.974 1.800.325
Rendimientos financieros 0 45.266
Recuperación cartera fiscal 1.428.620 0
Menos partidas que disminuyen la renta líquida: -12.332.858 -8.832.665
Descuento pronto pago -171.546 0
Indemnización Seguros 0 -173.856
Recuperaciones -5.032.583 -1.229.320
Gasto por cartera fiscal 0 476
Gastos Fiscales – Pensiones pagadas -3.037.427 -3.273.835
Costos Fiscales – Empleados minusválidos -32.426 -28.887
Gastos y Costos deducibles – Corrección monetaria -4.058.876 -4.127.243
Renta líquida gravable ** 90.251.493 74.058.431
Provisión de impuesto de Renta 25% 22.562.873 18.710.561
Impuesto diferido -59.533 -195.954
IMPUESTO DE RENTA 22.503.340 18.514.607
** Impuesto de renta para la equidad CREE 90.251.493 74.058.431
Más: Rentas especiales 32.426 28.887
Base impuesto de renta para la equidad CREE 90.283.919 74.087.318
Provisión de Impuesto de Renta 9% 8.125.553 6.738.401
Impuesto diferido -21.431 -70.543
IMPUESTO DE CREE $ 8.104.121 $ 6.667.858
A. Relación depósito futura suscripción de acciones:
COMISIÓN NACIONAL DE REGALÍAS
Construcción Subestación Suroriente Neiva 31/12/1996 930.000
Línea Altamira – Pitalito y Subestación Pitalito Pitalito 18/03/1996 1.621.200
Línea Altamira – Pitalito y Subestación Pitalito Pitalito 23/06/1905 690.842
Vereda La Isla Aipe 14/05/1996 23.600
Vereda Mesopotamia Palestina 14/05/1996 35.700
Parcelación Gutemberg Rivera 14/05/1996 7.000
Vereda San Vicente Isnos 14/05/1996 5.000
Vereda San Isidro, Caguán, B/Aires y Potrerillos Garzón 14/05/1996 81.000
Vereda Las Morras Algeciras 14/05/1996 14.000
Vereda Romero Tello 31/12/2001 24.537
Vereda Diviso Timaná 14/05/1996 7.700
Vereda San Isidro Tello 14/05/1996 19.700
Vereda Paraíso Guadalupe 14/05/1996 23.400
Vereda Girasol S/blanco 14/05/1996 13.000
Vereda Farfán Palermo 14/05/1996 66.600
Vereda Diviso Acevedo 14/05/1996 29.500
Vereda Villa Colombia Tesalia 31/12/1996 17.280
Vereda El Carmen La Plata 31/12/1996 18.240
Vereda Venadito y Perlas Baraya 31/12/1996 61.440
Vereda Cedralito – Vegalarga Neiva 31/12/1996 10.080
Vereda La Jagua Neiva 29/10/1997 53.165
Vereda Aipecito Neiva 29/10/1997 53.755
Urbanización Villa Marcela Neiva 29/10/1997 59.471
Vereda El Triunfo Neiva 29/10/1997 25.920
Barrio Oro Negro Neiva 29/10/1997 58.384
Parque Barrio Timanco Neiva 29/10/1997 5.064
Vereda Agua Fría Hobo 29/10/1997 53.436
Vereda La Legiosa Colombia 29/10/1997 49.592
Vereda Alto Matanzas San Agustín 08/06/1998 47.742
Vía Principal Altamira 29/10/1997 35.371
Barrio Divino Niño C/alegre 29/10/1997 64.878
Vereda Guaymaral Tello 29/10/1997 43.382
Vereda Doche / Libano / La Chivera Villavieja 29/10/1997 94.170
Vereda El Progreso L Argentina 29/10/1997 20.086
Vereda Gallego/San Rafael La Plata 30/04/2002 149.251
Subtotal $ 4.513.486
Ministerio de Minas Conv.#20 161.800
Ministerio de Minas Conv.#32 276.300
Ministerio de Minas S/E Gallego 69.300
Cormagdalena – Vereda Monserrate Pitalito 19.119
Cormagdalena – Vereda Santa Rita Pitalito 30.438
$ 5.070.443 126 127
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legal se causa el 1 de enero de 2015, el 1 de enero de 2016 y el 1 de enero de 2017. La base gravable del impuesto a la riqueza es el valor del patrimonio bruto de las personas jurídicas, menos las deudas a cargo vigentes, poseído al 1 de enero de 2015, 2016 y 2017.
Su tarifa marginal corresponde a lo siguiente:
Impuesto sobre la renta para la equidad CREE y su sobre tasa – A partir del periodo gravable 2016 y transitoriamente para 2015 la tarifa del impuesto CREE será del 9%.
Las pérdidas fiscales en que incurran los contribuyentes del impuesto CREE a partir del año 2015, podrán compensarse en este im-puesto. Así mismo, el exceso de la base mí-nima del CREE también podrá compensarse a partir de 2015 dentro de los 5 años siguientes reajustados fiscalmente.
En ningún caso el impuesto CREE, ni su so-bretasa, podrá ser compensado con saldos a favor por concepto de otros impuestos, que ha-yan sido liquidados en las declaraciones tribu-tarias. Del mismo modo, los saldos a favor que se liquiden en las declaraciones del impuesto CREE, y su sobretasa, no podrán compensarse con deudas por concepto de otros impuestos, anticipos, retenciones, intereses y sanciones.
Se crea por los períodos 2015, 2016, 2017 y 2018 la sobretasa al CREE. El hecho generador de la sobretasa aplica a contribuyentes cuya declaración anual del impuesto CREE arroje una utilidad igual o superior a $800 millones de pesos. La tarifa marginal aplicable para es-tablecer la sobretasa será:
RANGOS BASE GRAVABLE
2015 2016 2017
De $ 0 hasta $2.000.000 0,20% 0,15% 0,05%
De $2.000.000 hasta $3.000.000
0,35% 0,25% 0,10%
De $3.000.000 hasta $5.000.000
0,75% 0,50% 0,20%
De $5.000.000 en adelante
1,15% 1,00% 0,40%
La sobretasa estará sometida a un anticipo del 100% del valor de la misma, calculado sobre la base gravable del impuesto CREE sobre la cual el contribuyente liquidó el mencionado impuesto para el año gravable inmediatamente anterior. El anticipo de la sobretasa del impuesto CREE deberá pagar-se en dos cuotas anuales en los plazos que fije el reglamento.
Impuesto sobre la renta y complementarios – Se aclara la residencia para efectos tributarios y se establece las siguientes tarifas para las rentas obtenidas por las sociedades y entida-des extranjeras, que no sean atribuibles a una sucursal o establecimiento permanente:
Se modifica la aplicación del descuento tribu-tario por los impuestos pagados en el exterior, distribuyendo el mismo entre el impuesto so-bre la renta y el CREE en una proporción de 64% y 36% respectivamente.
Se establecen modificaciones a los incenti-vos tributarios de i) Deducción por inversiones en investigación, desarrollo tecnológico o in-novación, ii) Descuento tributario del impuesto sobre la renta por IVA pagado en la adquisición de bienes de capital y maquinaria pesada.
También se permite manejar la diferencia en cambio de las inversiones extranjeras sin efectos fiscales, hasta el momento de la ena-jenación de la respectiva inversión.
Así mismo se aplaza la entrada en vigencia de la limitación de las deducciones por pagos en efectivo para el año 2019 y siguientes.
Otras disposiciones. Nuevamente se estable-cen mecanismo de conciliación, transacción y condiciones especiales de pago para terminar los procesos o discusiones que los contribu-yentes tengan con las autoridades, relaciona-dos con temas tributarios, aportes al sistema de seguridad social, aduaneros y cambiarios.
SOBRETASA 2015 2016 2017 2018
Base gravable - $800 millones 5% 6% 8% 9%
AÑOS
2015 2016 2017 2018
39% 40% 42% 43%
Las empresas de servicios públicos domici-liarios se encuentran excluidas de cálculo de renta presuntiva según el numeral 2 del artí-culo 191 del Estatuto Tributario.
Impuestos Diferidos - La Compañía hizo uso del beneficio fiscal del mayor valor de depreciación fiscal, cuyo efecto en su aplicación resultó en un menor valor del pago efectivo del impuesto de renta, que de acuerdo con normas contables se ha registrado como impuesto de renta dife-rido por pagar. La Compañía amortizará en los próximos años la depreciación registrada para propósitos de impuestos. Para que procediera a la mayor depreciación fiscal, de las utilidades se constituye una reserva no distribuible equi-valente al 70% de la mayor deducción.
Además, se han tomado como gastos con-tables ciertas provisiones no deducibles para efectos fiscales. Para reflejar el efecto en impuesto de renta de estas diferencias entre la utilidad fiscal y comercial, se registró el co-rrespondiente impuesto de renta diferido así:
Las principales diferencias entre el patri-monio contable y fiscal son las siguientes:
El impuesto diferido resultante de las diferen-cias temporales es el siguiente:
2015 2014
Patrimonio contable 526.533.129 485.875.695
Provisiones 30.597.087 61.363.771
Ajustes por inflación ( 13.354.719) ( 9.254.145)
Superávit por valorización ( 337.211.487) ( 317.712.944)
$ 206.564.010 $ 220.272.377
2015 2014
Pasivo pensional ( 1.869.974) ( 1.800.324)
Provisión de cartera( 1.428.620) ( 1.491.762)
Impuesto de ICA neto 202.250 158.182
Depreciación contable y fiscal 2.858.213 2.350.089
($ 238.131) ($ 783.815)
Tasa de impuesto 34% 34%
Impuesto diferido débito neto ($ 80.965) ($ 266.497)
Deducibilidad del ciento por ciento (100%) de los impuestos de Industria y comercio, avisos y tableros y Predial pagados efectivamente en el año y deducibilidad del 50% del Gravamen a los movimientos financieros.
Impuesto al Patrimonio: La Ley 1370 de 2009 estableció el impuesto al Patrimonio hasta el año 2014 con tarifa anual del 1.2% para un total durante el periodo de aplicación del 4.8% y una sobretasa de acuerdo con el Decreto 4825/2010 del 1,2%. El impuesto se liquidó sobre el patri-monio líquido fiscal al 1 de enero de 2011.
La Compañía optó en 2011 por el trata-miento alternativo de contabilizar como car-gos diferidos la porción pendiente de pago por impuesto al patrimonio y la sobretasa por $11.156,8 millones para ser amortizado du-rante el período de pago de 2011 a 2014. En años anteriores, el tratamiento contable fue como un gasto en el año de liquidación.
Impuesto de renta para la equidad CREE– Se crea a partir del 1 de enero de 2013 el impues-to sobre la renta para la equidad. Este impues-to se calcula con base a los ingresos brutos obtenidos menos los ingresos no constitutivos de renta, costos, deducciones, rentas exentas y ganancias ocasionales a una tarifa del 8%. Para los años 2013, 2014 y 2015 la tarifa apli-cable será del 9%.
Dentro de la depuración de la base para la liquidación del impuesto CREE no se permite la compensación de la renta del periodo gra-vable, con pérdidas fiscales o excesos de ren-ta presuntiva de periodos anteriores.
Reforma tributaria – A continuación se resu-men algunas modificaciones al régimen tri-butario colombiano para los años 2015 y si-guientes, introducidas por la Ley 1739 del 23 de diciembre de 2014:
Impuesto a la riqueza – Se crea a partir del 1 de enero de 2015 el impuesto a la riqueza. Este impuesto se genera por la posesión de ri-queza (patrimonio bruto menos deudas vigen-tes) igual o superior a $1.000 millones de pe-sos al 1 de enero del año 2015. La obligación 128 129
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(2) La metodología usada para el cálculo de la reser-
va matemática fue la de rentas fraccionarias venci-
das, según lo indicado por el artículo 112 del Estatu-
to Tributario e incorporando las normas del decreto
2783 de 2001 en lo referente a la parte tributaria.
Las bases técnicas utilizadas:
A. Tabla de mortalidad: Tabla colombiana de
mortalidad rentistas RV08 tanto para hom-
bres como mujeres (Resolución 1555 de 2010
Superintendencia Financiera de Colombia)
B. Ajuste pensional y salarial: La formulación
empleada incorpora explícitamente los futu-
ros incrementos de salarios y pensiones con
una tasa de crecimiento del 2.88%.
C. Interés técnico: 4.8% real anual.
(3) Impuesto de Industria y Comercio: La Em-presa está sujeta en Neiva a la tarifa del seis x mil sobre sus ingresos operacionales y no ope-racionales y a la tarifa adicional del 15% para avisos y tableros. En los demás municipios en los cuales la Empresa es contribuyente de este impuesto se paga de acuerdo con las tarifas es-tablecidas en cada uno.
18. Otros pasivos
(1) El recaudo a favor de terceros corresponde prin-
cipalmente a los valores registrados a favor de los
Municipios del Huila por concepto de recaudo del
impuesto de Alumbrado Público del mes de diciem-
bre de 2015, previo el descuento de la facturación
de la energía para el alumbrado público del mes de
noviembre de 2015, excepto el Municipio de Neiva.
(2) Los créditos diferidos corresponden al recono-
cimiento del impuesto diferido por diferencias tem-
porales del impuesto de renta.
2015 2014
Recaudos a favor de terceros (1) 4.768.100 3.731.154
Créditos diferidos (2) 5.178.316 4.137.758
$ 9.946.416 $ 7.868.912
Corto plazo $ 4.768.100 $ 3.731.154
Largo plazo $ 5.178.316 $ 4.137.758
19. Patrimonio
Capital Suscrito y pagado - El capital autoriza-do es de $50.000 millones. El capital suscrito y pagado a 31 de diciembre de 2015 asciende a $44.028.878. El valor nominal de la acción es de $1.000 cada uno y el valor intrínseco a 31 de diciembre de 2015 y 2014 es de $11.958,81 y $13.615,06 respectivamente.
Reservas - De la utilidad neta del año existe la obligación de apropiar el 10% para la reserva legal hasta alcanzar, como mínimo, el 50% del capital suscrito (porcentaje ya cumplido). Esta reserva se puede usar para compensar pérdidas operacio-nales o distribuir a la liquidación de la Compañía.
Las reservas distintas a la reserva legal, apropiadas directamente de las ganancias acu-muladas, pueden considerarse de libre disponi-bilidad por parte de la Asamblea de Accionistas.El detalles de las reservas es el siguiente:
El exceso del valor comercial o intrínseco de las inversiones, sobre el valor en libros de las inversiones en acciones se contabilizan como valorizaciones y se resume a continuación:
ACCIONISTASNO. ACCIONES PARTICIPACIÓN
La Nación - Ministerio de Minas y energía 36.566.229 83,050%
Departamento del Huila 4.160.732 9,450%
Infihuila 2.215.169 5,031%
32 municipios del Huila, EPN y EEC 1.086.748 2,469%
44.028.878 100,00%
2015 2014
Reserva legal 22.014.448 17.843.393
Reserva fiscal por diferencia en depreciación 8.369.447 6.724.385
Reserva rehabilita-ción y reposición del sistema 13.229.838 21.572.096
$ 43.613.733 $ 46.139.874
Normas contables – Se establece que únicamente para efectos tributarios las remisiones contenidas en las normas tributarias a las normas contables, continuarán vigentes durante los 4 años siguientes a la entrada en vigencia de las Normas Internacio-nales de Información Financiera. En consecuencia, durante el tiempo citado, las bases fiscales de las partidas que se incluyan en las declaraciones tri-butarias continuarán inalteradas. Así mismo, las exigencias de tratamientos contables para el re-conocimiento de situaciones fiscales especiales perderán vigencia a partir de la fecha de aplicación del nuevo marco regulatorio contable.
16. Obligaciones laborales
(1) El valor de las obligaciones laborales clasifi-
cado como largo plazo corresponde al total de las
cesantías y prima de quinquenio menos los valores
presupuestados a pagar en la vigencia 2016
La relaciones entre la Empresa y los trabajado-res se encuentran reglamentadas por la Con-vención Colectiva de Trabajo firmada entre las partes. El personal directivo se rige por lo esta-blecido en el Código Sustantivo del Trabajo.
17. Pasivos estimados y provisiones
2015 2014
Cesantías 2.957.135 3.233.358
Prima de quinquenio 795.898 860.540
Vacaciones 519.525 495.026
Prima de vacaciones 532.759 504.220
Intereses sobre cesantías 357.574 386.870
Primas extralegales 992 2.532
$ 5.163.883 $ 5.482.546
Corto plazo $ 3.088.811 $ 3.216.834
Largo plazo $ 2.075.072 $ 2.265.712
(1) Son evaluadas y analizadas por la Administra-
ción y los profesionales de la Secretaria General y
Asesoría Legal en cuanto a su naturaleza, la proba-
bilidad de materialización y los importes involucra-
dos, para decidir sobre los cambios a los montos
provisionados y/o revelados. Este análisis incluye
los procesos civiles, laborales, administrativos y
otras contingencias vigentes contra la Empresa. En
la valoración cualitativa se estableció una escala de
baja, media y alta probabilidad de pérdida del pro-
ceso. En la valoración de la provisión de los proce-
sos judiciales se estableció provisionar en un 100%
los procesos de alta probabilidad, 50% los procesos
de media probabilidad y se revelan los procesos
con baja probabilidad de pérdida. Para los procesos
que inician en el período se estableció realizar la
provisión en los tres (3) primeros años del proce-
so dependiendo de probabilidad de pérdida. En los
procesos de conocimiento de tribunales de arbitra-
mento dado su corto tiempo de decisión, se provi-
sionará el 100% del proceso en un año calendario a
partir de la fecha en que la Electrificadora se noti-
fique del mismo.
Las contingencias más representativas co-rresponden al 100% del valor liquidado por la DIAN por impuesto, sanción por inexactitud e intereses de la declaración de renta de 1998 el cual se encuentra pendiente de fallo por parte del Tribunal Administrativo del Huila.
2015 2014
Contingencias (1) 17.996.347 17.526.013
Cálculo actuarial (2) 25.489.213 26.719.619
Impuesto industria y comercio (3) 2.950.612 2.686.400
$ 46.436.172 $ 46.932.032
Pasivos estimados corto plazo $ 2.950.612 $ 2.686.400
Pasivos estimados largo plazo $ 43.485.560 $ 44.245.632
CONTINGENCIAS 2015 2014
Civiles 7.392.000 7.267.333
Administrativas 7.790.418 7.557.418
Laborales 2.801.167 2.688.500
Otras contingencias 12.762 12.762
$ 17.996.347 $ 17.526.013
130 131
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(1) Se registran los costos relacionados con la compra
de energía realizada a través de contratación directa con
los generadores o comprando en la bolsa de energía.
También se registran los cargos por Servicio de Trans-
misión Nacional (STN) por Generador y Comercializador,
los costos de administración del Sistema de Intercam-
bios Comerciales (SIC) facturados por XM S.A. – E.S.P. y
los cargos de conexión con Intercolombia S.A. –E.S.P.
23. Gastos de administración
24. Provisiones, depreciaciones y amortizaciones
25. Otros ingresos
2015 2014
Servicios personales 6.612.640 6.512.867
Contribuciones efectivas 1.125.042 1.146.763
Contribuciones imputadas 876.220 493.126
Aportes sobre la nómina 101.884 97.050
Gastos generales 6.101.234 6.709.303
Impuestos, contribuciones y tasas 5.168.428 5.661.635
$ 19.985.448 $ 20.620.744
2015 2014
Provisión para contingencias 2.161.768 2.094.652
Provisión Impuesto de ICA 2.950.612 2.686.400
Provisión para deudores 0 1.491.286
Depreciaciones 361.907 304.820
Amortizaciones 144.692 111.079
Provisión para inversiones 22 648
$ 5.619.001 $ 6.688.885
(1) Los ingresos financieros corresponden a los intere-
ses y rendimientos financieros por los recursos depo-
sitados en cuentas de ahorro, fiducias, intereses de los
préstamos a trabajadores y descuento por pronto pago
de obligaciones fiscales (impuesto de industria y comer-
cio –ICA-) con los municipios y por pago a proveedores.
(2) Los ingresos por recuperaciones corresponden a
provisión por contingencias ($1.318.754), valoriza-
ciones ($2.908.383), castigo de cartera ($433.102),
provisión cartera y otros deudores ($223.638).
26. Otros gastos
27. Vinculados económicos
Las siguientes son transacciones que se realizan con los accionistas de la compañía por concepto de imposiciones tributarias y por convenios cele-brados entre las partes:
Como resultado de estas transacciones que-dan los siguientes saldos al 31 de diciembre:
2015 2014
Financieros (1) 1.531.689 1.587.629
Extraordinarios – Recuperaciones (2) 6.506.523 7.537.214
Aportes para proyectos de inversión 0 3.386.750
Ajustes por inflación 0 185.599
De ejercicios anteriores 0 48.157
$ 8.038.212 $ 12.745.349
2015 2014
Extraordinarios 567.261 226.456
Comisiones bancarias 501.853 273.324
$ 1.069.114 $ 499.780
CARTERA POR SUBSIDIO SERVICIO ENERGIA 2015 2014
Ministerio de Minas 3.856.726 693.522
ANTICIPO DE IMPUESTOS 2015 2014
Municipio de Neiva 630.654 646.309
Municipio de Pitalito 144.090 130.104
Municipio de Palermo 73.734 54.318
Municipio de Acevedo 18.064 17.759
Municipio de Yaguará 23.244 20.568
Municipio de La Plata 19.874 21.139
Municipio de Garzón 72.980 33.311
Municipio de El Pital 5.447 5.067
Municipio de Altamira 4.265 4.019
Municipio de La Argentina 4.056 4.151
Municipio Villavieja 5.640 4.182
Municipio de Baraya 4.367 7.183
Municipio de Tello 3.300 3.634
1.009.715 951.744
20. Cuentas de orden
(1) Corresponde al valor de los convenios suscritos
entre la gobernación del Huila, ministerio de Minas
y Energía y municipios del Huila, de obras de elec-
trificación construidas por la Empresa cuya propie-
dad son de la Nación y los entes territoriales.
21. Ingresos operacionales
Clase de negocio
El detalle de los ingresos por tipo de operación o clase de servicio es:
VALORIZACIONES 2015 2014
Propiedad, planta y equipo sistema eléctrico 313.004.752 297.146.272
Bienes raíces 24.206.513 19.911.569
Maquinaria y equipo 0 655.084
Inversiones en acciones 222 19
$ 337.211.487 $ 317.712.944
2015 2014
Deudoras de control
Derechos contingentes 3.270.895 4.505.895
Deudoras fiscales 2.128.427 2.128.455
Deudoras de control 14.391.337 14.391.337
$ 19.790.659 $ 21.025.687
Acreedoras de control
Litigios o demandas 1.276.000 1.216.000
Acreedoras fiscales 2.129.842 2.129.842
Bienes recibidos en custodia 7.071 7.071
Bienes recibidos de terceros (1) 72.955.039 71.324.839
$ 76.367.952 $ 74.677.752
22. Costos de operación
2015 2014
Generación $ 66.782.224 $ 46.713.955
Distribución 150.143.876 133.610.386
Comercialización 202.558.236 190.588.382
$ 419.484.336 $ 370.912.723
2015 2014
Venta de energía y conexos
Uso de Líneas y Redes - STR/SDL 93.203.097 81.532.854
Subsidios Asignados 60.638.346 54.432.571
Residencial 63.436.889 62.738.982
Areas de Distribución (ADD) 57.184.702 52.639.773
Comercial 41.902.975 38.679.667
Otros comercializadores_G 33.221.994 33.817.586
Generación 33.560.230 12.896.369
Oficial 12.772.074 12.264.742
Industrial 11.296.459 10.464.109
Conexos, bienes y servicios comercializados (1) 5.916.292 5.647.768
Alumbrado Público 3.660.734 4.257.528
Ventas en Bolsa 1.788.855 891.352
Autoconsumo 1.044.665 777.562
Riego y Bombeo 100.947 434.101
Devoluciones -Reconocimiento tarifario -243.923 -562.241
$ 419.484.336 $ 370.912.723
2015 2014
Compras de energía (1) 224.194.769 199.600.340
Órdenes y contratos de mantenimiento 17.871.548 25.288.167
Servicios perso-nales 19.676.097 18.268.989
Depreciaciones 13.949.528 11.235.508
Contratos por otros servicios 5.903.572 5.919.181
Arrendamientos 6.526.639 6.388.108
Honorarios 10.389.900 8.950.651
Servicios públicos 2.262.902 1.601.139
Seguros 919.513 892.201
Costos generales 1.844.945 1.534.538
Costo de materiales vendidos 90.315 657.891
Otros costos de operación y mantenimiento 311.490 265.272
Impuestos 266.619 292.775
Amortizaciones 555.301 322.183
$ 304.763.138 $ 281.216.943 132 133
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La Empresa ha celebrado con la Gobernación del Huila y el Ministerio de Minas y Energía convenios para construcción de infraestructu-ra eléctrica y de recaudo del impuesto de alum-brado público con los municipios del Huila.
ANTICIPOS Y CONVENIOS 2015 2014
Gobernación del Huila 4.599.993 4.654.697
Ministerio de Minas 2.241.312 66.549
Municipio de Baraya 109.740 93.740
Municipio de Garzón 53.218 111.117
Municipio de Guadalupe 92.910 92.910
Municipio de La Argentina 0 36.472
Municipio de La Plata 2.028 2.028
Municipio de Neiva 57.464 57.464
Municipio de Pitalito 150.000 140.700
Municipio de Rivera 12.000 12.000
Municipio de San Agustín 77.625 77.625
7.396.290 5.345.302
SUSCRIPCION ACCIONES 2015 2014
Ministerio de Minas 5.020.886 5.020.886
RECAUDO DE TERCEROS 2015 2014
Gobernación del Huila 5.448 9.585
Ministerio de Minas 195.145 191.842
Municipio de Acevedo 6.605 15.598
Municipio de Agrado 106.006 103.059
Municipio de Aipe 67.023 54.183
Municipio de Altamira 12.798 13.282
Municipio de Baraya 67.526 46.111
Municipio de Campoalegre 11.852 19.888
Municipio de Colombia 6.525 69
Municipio de El Pital 11.174 7.876
Municipio de Garzón 72.157 33.858
Municipio de Gigante 111.483 133.124
Municipio de Guadalupe 125.959 86.177
Municipio de Hobo 52.757 32.953
Municipio de La argentina 39 977
Municipio de La Plata 67.050 64.318
Municipio de Neiva 1.331.565 1.122.701
Municipio de Paicol 743 619
Municipio de Palermo 57.896 41.265
Municipio de Pitalito 723.954 346.949
Municipio de Rivera 52.014 61.637
Municipio de San Agustín 22.551 16.024
Municipio de Suaza 26.268 26.268
Municipio de Tarqui 3.065 4.060
Municipio de Tello 8.603 14.318
Municipio de Teruel 20.448 1.954
Municipio de Tesalia 8.706 26.724
Municipio de Timaná 13.308 16.932
Municipio de Villavieja 13.360 0
TOTALES 3.202.028 2.492.351
JULIO ALBERTO GÓMEZ MARTÍNEZ
Gerente General
YURY MAGDALY BERMEO CASTRO
Contador (E)
T.P. No. 144191-T
Los suscritos Representante Legal y Contador Público ( E ) bajo cuya responsabilidad se pre-pararon los estados financieros, certificamos:Que la emisión de los balances generales al 31 de diciembre de 2015 y 2014, y los estados de resultados, de cambios en el patrimonio, de cambios en la situación financiera y de flujos de efectivo, por los años terminados en estas fechas, de conforme al reglamento se ponen a disposición de los Accionistas y de terceros, se han verificado previamente las afirmaciones contenidas en ellos y las cifras tomadas fiel-mente de los libros oficiales de contabilidad,
Dichas afirmaciones, explícitas e implíci-tas, son las siguientes:
• Existencia: Los activos y pasivos de la Electrificadora del Huila S.A E.S.P. existen en la fecha de corte y las transacciones registradas se han realizado durante el año.
• Integridad: Todos los hechos económicos realizados han sido reconocidos en los es-tados financieros.
• Derechos y obligaciones: Los activos re-presentan probables beneficios econó-micos futuros y los pasivos representan probables sacrificios económicos futuros, obtenidos a cargo de la Empresa.
• Valuación: Todos los elementos han sido reconocidos por importes apropiados de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia.
• Presentación y revelación: Los hechos económicos han sido correctamente cla-sificados, descritos y revelados.
• Con posterioridad a la fecha de corte de estos estados financieros no se han pre-sentado hechos económicos que hayan significado cambios importantes en la es-tructura y situación financiera de la Elec-trificadora del Huila S.A E.S.P.
Certificación delos estados financieros
JULIO ALBERTO GÓMEZ MARTÍNEZ
Gerente General
YURY MAGDALY BERMEO CASTRO
Contador (E)
T.P. No. 144191-T134
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