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informe anual 2012

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

Página web: www.gasnaturalfenosa.com.coInforme de Responsabilidad Corporativa 2012Comuníquese con la línea de atención al inversionista: [email protected]

Gas Natural S.A., ESPDirección: Calle 71 A No. 5-38Bogotá, Colombia

EdiciónDirección Económica FinancieraGerencia de Contabilidad y Consolidación – Unidad de Contabilidad SocietariaDirección de Comunicaciones y Asuntos Públicos

DiagramaciónUna Tinta Medios

ImpresiónDígitos & Diseños Industria Gráfi ca Ltda.

informe anual 2012

Contenido

Recursos humanos

4 Carta del Presidente de la Junta Directiva

6 Carta de la Presidente Ejecutiva

8 Introducción

9 Contexto general

14 La Compañía

15 Perfi l

18 Gobierno Corporativo

20 Compromisos con los grupos de interés

21 Responsabilidad Corporativa

22 Colaboradores

24 Proveedores

25 Clientes

28 Sociedad

29 Medio ambiente

30 Los resultados

32 Principales magnitudes

33 Desarrollo de operaciones

35 Información económica

40 Otros

41 Propiedad intelectual y derechos de autor

41 Situación jurídica de la sociedad

41 Eventos posteriores

42 Proyecto de distribución de utilidades

45 Estados fi nancieros individuales

97 Estados fi nancieros consolidados

informe anual 2012 Gas Natural S.A., ESP4

Carta del Presidente de la Junta Directiva

Sergio Aranda MorenoPresidente de la Junta Directiva

informe anual 2012 5

Me complace presentarles el Informe Anual de Gas Natural S.A., ESP, correspondiente a las actividades entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2012.

En el contexto de Colombia, su economía siguió con un desempeño positivo y por una senda de crecimiento que da continuidad a los buenos resultados mostrados en años anteriores. Para 2012, hasta septiembre, el PIB se situó en 3,9%, aunque se esperaban mejores resultados, hubo una desaceleración en el tercer trimestre explicada por la contracción de la inversión en minería, obras civiles y edifi caciones. A pesar de ello, las autoridades colombianas esperan que las cifras para el año completo estén por encima del 4%.

La situación económica colombiana contrasta con la Europea, la cual sigue siendo crítica como lo demuestran las previsiones del Banco Mundial, en donde sólo se espera un crecimiento del 0,4% para el 2012. A ello se suma que los índices de confi anza de los consumidores y de la industria continúan deteriorándose y se mantiene una elevada tasa de desempleo, por lo que se han intensifi cado las

medidas del Banco Central Europeo para la defensa del Euro. Lo anterior hace que las perspectivas para 2013 se mantengan constantes donde se prevé una contracción del 0,1% y se esperan mejores crecimientos solo a partir de 2014.

En este escenario económico, el Ebitda del grupo cerró en 2012 en aproximadamente 5.080 millones de euros, lo que se constituyó en el hecho de mayor importancia para la Compañía, pues implica un avance frente a los resultados del año anterior del 9,4%.

Los resultados de Gas Natural Fenosa en América Latina resultan alentadores y contribuyen al grupo con alrededor del 25% de las utilidades totales, lo que implicó un crecimiento del Ebitda de Latinoamerica del 8,5% frente a 2011.

Es así como el Ebitda de la distribución de gas en Latinoamérica alcanzó los 640 millones de euros, con un incremento del 3,1% respecto de 2011, y con un volumen de ventas de 10,1% superior al del ejercicio anterior. Por países, se destacó el Ebitda registrado en Colombia, de 194 millones

de euros, que junto con el de Brasil, de 310 millones de euros, representan cerca del 80% del total.

Estos balances, nos animan a seguir trabajando para obtener los resultados esperados y contribuir de esta manera al desarrollo del País y la Compañía.

Cordial saludo,

Sergio Aranda MorenoPresidente de la Junta DirectivaBogotá, febrero de 2013


Carta de la Presidente Ejecutiva

María Eugenia Coronado Orjuela Presidente Ejecutiva


Señores y señoras accionistas:

Me complace presentarles la gestión adelantada por Gas Natural S.A., ESP durante 2012, año que se destaca por un buen ritmo de crecimiento en la cobertura de suministro y comercialización de gas natural al alcanzar un total de 1.843.154 clientes en los mercados de Bogotá, Soacha, Sibaté, La Calera y El Rosal, es decir, un incremento del 4,3% con respecto a 2011.

Así mismo, las ventas de gas ascendieron a 1.470,1 millones de metros cúbicos, con un incremento del 2,6% en comparación al cierre del año anterior; cifra que se explica por los mayores consumos registrados especialmente en los mercados residencial, comercial e industrial.

En cuanto a las inversiones, estas fueron de $37.847 millones, de los cuales $21.562 millones se destinaron para el crecimiento de las redes que alcanzaron 12.656 kilómetros al cierre del año. La ganancia operacional fue de $327.595 millones, mientras que el resultado después de impuestos se situó en $249.550 millones.

Como parte de la política pública de apoyo a la masifi cación del gas natural, se continuó con la ejecución de recursos del Fondo Especial Cuota Fomento por valor de $1.218 millones aportados por el Ministerio de Minas

y Energía, mediante los cuales Gas Natural Fenosa gestionó 11.605 subsidios para los estratos 1 y 2 ubicados en Bogotá, Soacha, Sibaté y 27 poblaciones de Cundinamarca. Así mismo, en el marco de proyectos de expansión a nuevos municipios se cerraron acuerdos con gobernaciones y alcaldías por $1.260 millones para subsidiar entre el 20% y el 30% de los derechos de conexión para un cubrimiento de 6.248 familias también de los estratos 1 y 2, ubicadas en los municipios de La Mesa, Anapoima, Viotá y El Colegio en Cundinamarca.

Gas Natural Fenosa mantiene una gestión del servicio al cliente que busca siempre la excelencia. En este contexto destacamos los esfuerzos adelantados en 2012 para fortalecer y mejorar la plataforma tecnológica del contact center del grupo, a través del cual se atendieron 3.192.107 llamadas por Gas Natural S.A., ESP y sus fi liales, especialmente para la consulta del proceso de Revisión Técnica Reglamentaria, para reprogramación de visitas, aclaración de la primera comunicación de la visita y por concepto del valor de la factura.

Otro hecho relevante es la obtención de la certifi cación del Sistema Integrado de Gestión en las normas internacionales ISO 9001, ISO 14001 y OSHAS 18001, entregada por la Asociación Española de Normalización y Certifi cación (Aenor).

Adicionalmente, en el ámbito laboral, la Fundación Internacional Más Familia otorgó a Gas Natural Fenosa en Colombia la certifi cación efr, que concede este organismo a las organizaciones que demuestran el interés por las personas vinculadas a la Compañía, por aplicar el modelo relacionado con el equilibrio que existe entre la estabilidad en el trabajo y la tranquilidad personal (conciliación).

Por último, agradecemos a nuestros clientes por la confi anza, a los accionistas por su decidido apoyo y a los colaboradores por su entusiasmo y compromiso para el logro de los resultados.

Cordial saludo,

María Eugenia Coronado Orjuela Presidente EjecutivaBogotá, febrero de 2013


Introducción

Cumpliendo con las normas legales y los estatutos de la Sociedad y según lo expresado en el Artículo 446 del Código de Comercio y en las disposiciones de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, Gas Natural S.A., ESP, presenta su Informe Anual, que detalla las actividades desarrolladas por la Empresa entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2012.

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

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

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


Contexto general

Entorno internacional

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

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

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

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

Economía colombiana

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

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

Gráfica 1 – PIB Colombia 2007 - 2012 trim 3

9,0

8,0

7,0

6,0

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2007 2008 2009 2010P 2011Pr 2012Pr

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Fuente: DANE (Series trimestrales desestacionalizadas a precios constantes)

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

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

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

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

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

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

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

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

Gráfica 2 - IPP 2012

Fuente: Boletín de prensa del Dane IPP diciembre

Valoración anual por secciones CIIU. Diciembre 2012

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

Agricultura-10,04

-1,83

Minería-7,06

-0,42

Industria-0,97-0,73

Pesca8,72

0,03

Total -2,95

Contribución

Variación Anual

Gráfica 3 - TRM 2012

1.860,00

1.840,00

1.820,00

1.800,00

1.780,00

1.760,00

1.740,00

1.720,00

feb

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Fuente: Superintendencia Financiera de Colombia (Sin festivos)


Evolución regulatoria del sector de gas natural

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

informe anual 2012 Gas Natural S.A., ESP14 informe anual 2012 Gas Natural S.A., ESP14

15 Perfi l

16 Operación en el país

16 Segmentos del mercado

17 Empresas participadas

17 Empresas fi liales

18 Gobierno corporativo

18 Estructura de gobierno corporativo

19 Composición accionaria

19 Junta Directiva

19 Comité de dirección

informe anual 2012

La Compañía

La Compañía informe anual 2012 15

Perfi l

Gas Natural S.A., ESP, es una empresa dedicada a la prestación del servicio público domiciliario de distribución y comercialización de gas natural en Bogotá, Soacha, Sibaté, La Calera y El Rosal. Su principal accionista es Gas Natural Internacional S.A., SDG, con una participación accionaria del 59,06%.

Las compañías fi liales de Gas Natural S.A., ESP, son Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP; Gas Natural del Oriente S.A., ESP, (Gasoriente) y Gas Natural Servicios

SAS, en las cuales es accionista de manera directa con participaciones del 77,45%, 54,50% y 99,90%, respectivamente.

Adicionalmente, cuenta con una empresa subsidiaria, Gas Natural del Cesar S.A., ESP, (Gasnacer), en la cual participa directamente con un 6,29% de las acciones en circulación y de manera indirecta a través de la sociedad Gasoriente S.A., ESP, accionista mayoritario de Gasnacer S.A., ESP, con una participación accionaria del 55,94%.


Filial Gas Natural Servicios SAS

Zona Ampliada

Bucaramanga y su Área metropolitana, Bogotá, Soacha y Sibaté, Cundinamarca y Boyacá.

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

Subsidiaria Gas Natural del Cesar S.A., ESP

Filial Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP58 municipios de Cundinamarca, Santander y Boyacá.

Gas Natural S.A., ESP Bogotá, La Calera, Soacha, Sibaté y El Rosal.

Magdalena

Cesar

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

Operación en el país

Segmentos del mercado

Residencial Industrial

Comercial

GNV

Distribuidoras ySubdistribuidoras


Empresas participadas

Gas Natural S.A., ESP, cerró en 2012 con la siguiente participación accionaria:

Empresa del sector Participación (%) Actividad

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 54,50 Distribución de gas

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 77,45 Distribución de gas

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 6,29 Distribución de gas

Empresas de otros sectores Participación (%) Actividad

Gas Natural Servicios SAS 99,90 Servicios

Colombiana de Extrusión S.A. 15,00 Producción de tubería

Metrex S.A. 32,03 Producción de medidores

Concentra Inteligencia en Energía SAS 4,76 Servicios

Empresas filiales

Gas Natural del Oriente S.A., ESP

Gas Natural del Oriente S.A., ESP, se creó en 1977, con el objeto de distribuir y comercializar gas natural en la zona de Bucaramanga y municipios vecinos.

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, se constituyó el 28 de mayo de 1998 como resultado del otorgamiento, por parte del Ministerio de Minas y Energía, del contrato de concesión para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas natural por red de tubería, en condiciones de exclusividad en 58 municipios del área del altiplano cundiboyacense, cuya vigencia se extiende hasta el 30 de junio del año 2014.

Gas Natural Servicios SAS

Gas Natural Servicios SAS, antes Ltda., se constituyó el 9 de junio de 2008 y tiene como objetivo principal diseñar y desarrollar los negocios no regulados que den valor agregado a los servicios ofrecidos por las empresas distribuidoras del Grupo Gas Natural en Colombia. Las principales líneas de negocio de la empresa son la gestión administrativa de la Revisión Técnica Reglamentaria para las empresas distribuidoras del Grupo, los contratos de servicios Servigas para los clientes residenciales, soluciones energéticas a los clientes comerciales e industriales mediante las propuestas de venta de energía, rentagas o transformaciones, venta de gasodomésticos a clientes residenciales, gestión administrativa del programa “Seguro natural para tu hogar”, soporte a las empresas del Grupo Gas Natural en Colombia para su ejecución y venta de gas natural vehicular a través de la red de estaciones de servicio propia.

Gas Natural del Cesar S.A., ESP

Gas Natural del Cesar S.A., ESP, se constituyó el 30 de junio de 1995 en Bucaramanga. Opera a través de 14 oficinas ubicadas en el departamento del Cesar y una ubicada en El Banco (Magdalena). Su objeto social principal es prestar el servicio público domiciliario de distribución y comercialización de gas natural.


Gobierno Corporativo

Gas Natural S.A., ESP, ha adaptado las recomendaciones de Buen Gobierno Corporativo a las sociedades cotizadas y los reglamentos internos a las normativas internacionales, con el fi n de mantener relaciones de confi anza con sus partes interesadas, ciñéndose –por tener sus acciones inscritas en el Registro Nacional de Valores– a la normativa de la Ley de Valores que hace más estricto su Gobierno Corporativo y que motiva la existencia de un comité de auditoría.

En concordancia con lo anterior, la Junta Directiva 229 de la Compañía, de fecha 27 de septiembre de 2012, aprobó la

propuesta de actualización del Código de Buen Gobierno en aras de integrar en un solo documento aquellas mejores prácticas adoptadas por la Compañía para el fortalecimiento de la revelación de la información frente a los grupos de interés y entes de control, así como la aprobación del Reglamento Interno de la Junta Directiva, incluyendo la conformación del Comité de Buen Gobierno, la evaluación y la autorización para someter a consideración de la próxima Asamblea General de Accionistas, la propuesta de actualización de este Reglamento, para constituirse en un anexo del actual Código de Buen Gobierno de Gas Natural S.A., ESP.

Con la aprobación del actual Código, la Empresa reitera su compromiso de asegurar el respeto a los derechos de sus accionistas y de los demás grupos de interés, así como garantizar la adecuada administración y gestión de sus negocios bajo principios de ética y transparencia empresarial.

Las mejores prácticas de gobierno corporativo descritas en este Código complementan lo establecido en los Estatutos Sociales de Gas Natural S.A., ESP, que pueden consultarse en www.gasnaturalfenosa.com.co/inversionistas.

Estructura de Gobierno Corporativo

AsambleaGeneral de Accionistas

JuntaDirectiva

Representante Legal y Directivos

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

�nanciero

• Auditoría externa

Revisoría fiscal

de gestión

•


Composición accionaria

Junta Directiva

Principal Suplente

Sergio Aranda Moreno Iván Mario Giraldo Gómez

Francesc Solbes Pons Diego Fernando Grimaldos Franco

María Eugenia Coronado Orjuela Juan Manuel Otoya Rojas

Mónica de Greiff Lindo Henry Navarro Sánchez

Álvaro de Jesús Velásquez Cock Ernesto Villamizar Mallarino

María Eugenia Coronado OrjuelaPresidente Ejecutiva

Rolando Mauricio Bermúdez GóngoraDirección de Sistemas

Betty Yadira GarcíaDirección Servicio al Cliente

César Augusto Borrás GómezDirección de Recursos Humanos

Antonio José Camejo ReyesDirección de Servicios Compartidos

Margarita Lucía Castro NormanDirección Servicios Jurídicos Colombia

Diego Fernando Grimaldos FrancoDirección Financiera

Ricardo Antonio Donado ArenasDirección Técnica

Iván Mario Giraldo GomezDirección Planeación de Ingresos y Regulación

Jorge René Perea AnchiqueDirector Comercial

Gerardo Rueda AmorochoDirector de Operaciones

Claudia Patricia Ríos MolinaDirección de Comunicación y Asuntos Públicos

Aura Patricia Villareal SerranoDirección Organización de Calidad

Comité de dirección

Composición Accionaria

Gas Natural Internacional SDG S.A.

Empresa de Energía de Bogotá S.A., ESP

Fondo de pensiones obligatorias Porvenir Moderado

Corporación Financiera Colombiana S.A.

Fondo de cesantias Porvenir

ING Pensiones obligatorias Fondo Moderado

Gases Unidos de Colombia Ltda. UNIGAS

Varios

59,1%

9,7%

1,7%

25,0%

1,0%

1,4%0,8%1,3%


21 Responsabilidad Corporativa

22 Colaboradores

24 Proveedores

25 Clientes

28 Sociedad

29 Medio ambiente

informe anual 2012 21 Responsabilidad Corporativainforme anual 2012

Compromiso con grupos de interés

Compromiso con grupos de interés informe anual 2012 21

Responsabilidad Corporativa

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

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

Política de Responsabilidad Corporativa: compromisos

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

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

respetuoso a los colaboradores contribuyendo en su formación y desarrollo profesional. Propiciar la diversidad de opiniones, perspectivas, culturas, edades y géneros en la Organización.

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

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

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

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

Política de Derechos Humanos: compromisos


Los colaboradores son la esencia y fuerza para lograr los resultados de la Compañía, por ello la importancia de dirigir los esfuerzos en respaldarlos, así como en ofrecerles un desarrollo profesional y un mejoramiento en su calidad de vida y el de sus familias. Por este motivo, la Empresa se esfuerza por constituir relaciones estables, de

confi anza y promover su desarrollo personal y profesional.

En 2012, la Fundación Internacional Más Familia otorgó a Gas Natural Fenosa en Colombia la Certifi cación efr, que este organismo concede a las empresas que demuestran el interés por las personas vinculadas a la Compañía, por aplicar el

modelo efr relacionado con el equilibrio que existe entre la estabilidad en el trabajo y la tranquilidad personal (conciliación).

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

Colaboradores

Empleo

A 31 de diciembre de 2012, la Compañía cerró con una plantilla de 359 personas directas, 234 en contrato fi jo y 125 en contrato indefi nido, con la siguiente distribución por género

Género Género

Mujeres

Hombres 62%

38%


Durante 2012 se llevarona cabo 15.630 horas de formación, enfocadas principalmente en temas de calidad y de mejora comercial. Se destacan las siguientes actividades:

Formación

Bienestar

Actividad Descripción

Integración e Internacionalización

Curso:

Liderazgo Comercial Latam

Refuerzo del proceso de gestores comerciales y formación en las herramientas de liderazgo enfocadas a la gestión del cambio y el autoconocimiento.

Sistema Integrado de Gestión

Cursos:

Auditores Internos Integrales

ISO 9001, ISO 14001, Auditor

Interno GP 1000 y Auditor

OSHAS 18000z

Preparación y fortalecimiento de los auditores internos encargados de realizar las verificaciones al interior de cada proceso. 55 colaboradores formados.

Desarrollo de Habilidades de Gestión

Curso:

Gestión Eficaz

Refuerzo de las habilidades de liderazgo, comunicación y trabajo en equipo. 90 colaboradores formados de dirección y supervisión.

La Compañía se preocupa por la integración de los colaboradores y sus familias. Por esta razón promueve actividades lúdicas y recreativas, dentro de las cuales se resaltan las jornadas deportivas, culturales, ecológicas y de integración familiar.

ActividadParticipantes

Logros 20122012 2011

Jornadas deportivas 534 497Se realizaron diferentes actividades deportivas y se logró mayor participación respecto al año pasado.

Jornadas culturales 766 1.312La participación disminuyó con respecto al año anterior, porque no se programó Festival de Talentos, que se realiza cada dos años.

Atenciones al colaborador 624 602 Esta cifra aumentó porque se incluyeron los colaboradores de las filiales.

Extensión con las familias 1.620 357Se realizaron actividades para los hijos de los colaboradores, por rango de edad. En esta cifra se incluyen los participantes de la fiesta de los niños.

Nota: Los préstamos y auxilios de vivienda y educación pueden ser consultados en el Informe de Responsabilidad Corporativa de Gas Natural Fenosa, negocio gas, en el capítulo de Interés por las personas.


Programa valor para proveedores

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

Programa de formación a técnicos de GNCV

Formación de técnicos en diagnostico automotriz para reforzar el uso de herramientas especializadas: milímetro, escáner, analizadores de gases, sistema del funcionamiento del motor a técnicos, entre otros.

Formación en revisión de instalaciones y nuevas tecnologías de gasodomésticos

Se capacitaron 720 técnicos de 35 fi rmas instaladoras en técnicas para la manipulación de artefactos a gas, nuevas tecnologías, nuevos equipos de calefacción y sobre riesgos que como inspectores deben conocer de la producción y prevención del monóxido de carbono (CO). Esta iniciativa hace parte de la campaña “Despierta el Monóxido de Carbono Mata” y fueron impartidas 2.880 horas.

Gestión de red gas

Se apoyó la certifi cación de 240 personas en competencias laborales relacionadas con la normativa exigida en la gestión de red de gas ante el organismo certifi cador.

Gas Natural S.A., ESP, con el apoyo de la Fundación Gas Natural Fenosa impulsa programas de desarrollo de proveedores para mejorar sus competencias técnicas y empresariales.

Proveedores


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

Canales de servicio y atención al cliente

Clientes

Canales de Servicio y Atención al Cliente

Atención virtual /página web

Oficina de Garantía de Servicio al

Cliente

Atención

Central de escrito

telefónica

Atención presencial

• www.gasnaturalfenosa.com.co

• Línea atención de urgencias 164

• Línea residencial y comercial• Línea industrial

• Línea GNV

• Línea de inspecciones de seguridad (RTR)

• Línea de proveedores y contratistas

• Relación con las autoridades y representantes de los clientes

• Gestión de casos críticos

• Proyecto pasión por el servico

• Centros del gas • Quioscos de autoservicio


Atención presencial

Gas Natural S.A., ESP, contó en 2012 con 25 centros del gas, donde se recibieron 861.957 contactos, 19 de estos de la Red Cade, la mayoría por solicitudes de actuación, 9 cabinas telefónicas y 14 quioscos de autoservicio que en su mayoría atendió emisiones de cupones de pago.

Oficina de Garantía de Servicio al Cliente

Se destaca durante el año 2012 la gestión realizada por la Oficina Garantía de Servicio al Cliente en la gestión de casos críticos:

Instancia adicional

Con respecto a los casos críticos, cuyos procesos se encuentran fuera de la vía gubernativa, pero que dada su criticidad resulta necesaria su revisión y acompañamiento, durante este periodo se gestionaron diez casos, para los cuales se contó con el acompañamiento de las áreas de soporte.

Actuación administrativa

Se gestionaron 102 solicitudes, en las que, para garantizar una respuesta pertinente y oportuna a los clientes, se realizó el acompañamiento respectivo contando con el apoyo de las áreas involucradas. En el 29% de los casos gestionados, la decisión fue favorable a los intereses de los clientes. El tiempo promedio fue de cinco días para emitir la respuesta formal.

Supervisión y control de estándares de servicio

Dando cumplimiento oportuno a los requerimientos exigidos por la nueva normativa (Ley Antitrámites, Ley 019

de 2012, y el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, Ley 1437 de 2011), la Compañía adelantó las siguientes iniciativas:

• Sistema de turnos (40 horas semanales)

• Oficina virtual (sede electrónica)

• Carta de trato digno

• Eliminación de autentificaciones y declaraciones extra juicio

• Parametrización en el sistema informático en derechos de petición, periodo probatorio y atención prioritaria

• Prescindir de huella dactilar en documentos exigidos al cliente

• Publicaciones página web

• Herramienta Certim@il, notificación de recursos por correo certificado

• Acceso páginas web: Catastro, Superintendencia del Notariado y Registro, Registraduría Nacional del Estado Civil, para evitar la solicitud de documentos innecesarios al cliente

Adicionalmente se destacan las acciones implementadas por la Compañía para la reconexión del servicio en 24 horas, con un 97,11% de efectividad.

Atención telefónica

En 2012 se recibieron 3.192.107 llamadas de Gas Natural S.A., ESP, y sus filiales. Las consultas más frecuentes correspondieron a los procesos de Revisión Técnica Reglamentaria, especialmente para la reprogramación de visitas, aclaración de la primera comunicación de la visita y por concepto del valor de la factura.


Central de escritos

Para minimizar riesgos y mejorar la efi ciencia operativa relacionada con la oportuna respuesta a las comunicaciones escritas enviadas por los clientes, la Central de escritos garantiza el cumplimiento de la legislación vigente y la vía gubernativa. Este proceso durante 2012 fue homologado bajo la metodología Lean Six Sigma que venía operando en el negocio eléctrico del Grupo Gas Natural Fenosa en Colombia.

El proceso consiste en:

Ingresar comunicación

al sistema

Envío de información

a unidad de soporte

Redacción respuesta por parte de

los técnicos de investigación

Revisión por profesional de calidad

Obtener �rma responsable de

la Central de Escritos

Se gestionan aproximadamente 190 comunicaciones diarias, con un tiempo promedio de atención de cinco días.

Página web

Durante 2012, se registraron 33.115 nuevos usuarios en el canal virtual. Adicionalmente se incrementó el volumen de transacciones por este medio, alcanzando 111.004, en su mayoría para duplicado de factura e información general sobre puntos de pago.

Por último, se continuó con la herramienta Certim@il que permitió el envío de 688 respuestas, de las cuales el 50% correspondió a notifi caciones de actos administrativos para clientes, el 16% a notifi caciones a entes de control y el 34% a información de temas relacionados con los clientes industriales.

Se destaca que este portal fue homologado con los portales del grupo y se desarrolló una estrategia online para la gestión de redes sociales en Colombia que se verá refl ejada en 2013.


Teniendo en cuenta la gestión en cada uno de los pilares estratégicos de la Compañía y las acciones en otras fi nalidades de carácter local frente al tema de educación y cultura, en 2012 se alcanzaron los siguientes resultados:

Pilares u otras líneas prioritarias Acciones / programas

Pilares estratégicos de acción social

Valor para proveedores• Programa de formación para proveedores (ver descripción en

Proveedores en este mismo informe)

Uso responsable del gas

• Concurso de periodismo “Efi ciencia energética, viviendas seguras”: Participaron 45 periodistas

• Gas Natural al Parque: 8.793 participantes

• Gas Natural en la Escuela: 14.000 estudiantes y 1.000 fundaciones

• Feria de Servicio al Ciudadano: Participación en 15 ferias

• Concurso estudiantil “Despierta, el monóxido de carbono mata”: 14.188 estudiantes formados de colegios distritales

Formación para liderar• Tres hijos de colaboradores benefi ciados por una capacitación sobre

liderazgo en la Universidad Corporativa en España

Otras fi nalidades

Educación

• Pequeños Científi cos: 14.704 niños benefi ciados de 28 instituciones, cinco de ellos colegios nuevos

• Kits escolares: 2011 entrega a niños en Bogotá

Cultura

• Cultura viva: acceso de poblaciones vulnerables a escenarios cul-turales: 3.114 personas benefi ciadas

• Convenios con el Teatro Nacional La Castellana y Museo Nacional

• Historias al natural con Diana Uribe

• Hay Festival

• Festival Iberoamericano de Teatro

• Casa Caldas

Adicionalmente, en 2012 se inició el lanzamiento de la nueva Familia Natural con el fi n de mantener una identidad propia del grupo en temas de seguridad, reforzando las recomendaciones de uso responsable del gas en todos los países donde opera Gas Natural Fenosa y acercándose a la comunidad de una manera alegre.

Sociedad


En 2012, la Compañía obtuvo del ente certifi cador internacional Aenor, la certifi cación integral ISO 14001 del SGA de la Organización, formalizando el Sistema de Gestión Ambiental (SGA).

Adicionalmente, se trabajó en el control operacional y en el seguimiento ambiental de la cadena de contratistas críticos que hacen parte de los procesos de distribución y comercialización de gas natural. Para este fi n, se inspeccionó el cumplimiento del anexo ambiental de 67 procesos críticos en: construcción, mantenimiento, servicios

técnicos, retenes de emergencias, puesta en servicio, calidad de gas, interventoría, operaciones domiciliarias, etc. Frente a los resultados se implementó el procedimiento normativo para el control operacional a contratistas.

Se formaron 460 colaboradores y contratistas sobre temas relevantes de la gestión ambiental: indicadores ambientales, manejo de residuos peligrosos y fundamentos del Sistema Integrado de Gestión, para un total de 1.910 horas de formación.

Adicionalmente, se dio continuidad a la campaña HacerLO Natural es HacerLO mejor. Como resultado se beneficiaron más de 350 colaboradores con un promedio de 175 horas de formación a través de talleres lúdicos en las sociedades del grupo en Colombia.

Para información adicional de gestión de residuos, emisiones, consumos de energía y control del ruido, ver Informe de Responsabilidad Corporativa 2012, capítulo de Medio ambiente.

Medio ambiente

Presentación de vehículos comerciales, 100% a gas desde fábrica.


informe anual 2012

Los resultados 32 Principales magnitudes

33 Desarrollo de operaciones

35 Información económica

Los resultados informe anual 2012 31

Bajo este compromiso, la Compañía toma decisiones para mejorar los resultados y asegurar el cumplimiento de los objetivos adquiridos, gestionando adecuadamente los riesgos. Para tal fi n se cuenta con los siguientes principios:

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

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

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


Principales magnitudes

Al cierre de 2012, Gas Natural S.A., ESP, alcanzó una ganancia operacional de $327.595 millones, producto de la venta de 1.470,1 millones de metros cúbicos de gas, Mm3 (2011 -1.432,2 metros cúbicos),

que incluyen 84,3 Mm3 por venta de ATR. Se logró la conexión de 76.192 nuevos clientes para alcanzar un acumulado de 1.843.154 clientes. Se realizaron inversiones en redes de distribución y

otros activos por $37.847 millones (2011, – $23.624 millones), representados en 138 kilómetros de nueva red para llegar a 12.656 kilómetros acumulados de red de alta y media presión.

Variación

Millones de m3 vendidos por mercadoTotal 2012

Total 2011

Absoluta2012-2011

%2012-2011

Residencial 423,9 408,8 15,1 3,7

Comercial 171,4 166,1 5,3 3,2

Industrial 556,1 543,7 12,4 2,3

Gas natural vehicular 155,1 160,4 (5,3) (3,3)

Distribuidoras/subdistribuidoras 79,3 93,5 (14,2) (15,2)

Total ventas de gas 1.385,8 1.372,5 13,3 1,0

Acceso de terceros a la red (ATR) 84,3 59,7 24,6 41,2

Total ventas de gas y ATR 1.470,1 1.432,2 37,9 2,6

Número de clientes por mercado

Residencial 1.802.855 1.728.408 74.447 4,3

Comercial 39.637 37.907 1.730 4,6

Industrial 493 484 9 1,9

Gas natural vehicular 119 130 (11) (8,5)

Distribuidoras 3 3 - 0,0

Total clientes ventas de gas 1.843.107 1.766.932 76.175 4,3

Clientes acceso de terceros a la red (ATR) 47 30 17 56,7

Total clientes ventas de gas y ATR 1.843.154 1.766.962 76.192 4,3

Puestos en servicio en el periodo 84.449 81.740 2.709 3,3

Bajas 8.257 6.073 2.184 36,0

Incremento neto 76.192 75.667 525 0,7

Red de distribución (Km)

Nuevas redes en media y baja presión 130 150 (20) (13,3)

Nuevos gasoductos y antenas en alta presión 8 3 5 166,7

Longitud total acumulada (Km) 12.656 12.518 138 1,1

Inversiones realizadas (millones de pesos)

Red de distribución 21.562 15.404 6.158 40,0

Otras inversiones materiales 14.831 7.056 7.775 110,2

Inversiones inmateriales 1.454 1.164 290 24,9

Total Inversiones 37.847 23.624 14.223 60,2

Plantilla (número de empleados) 359 364 (5) (1,4)


Compra y transporte de gas

El año 2012 inició con la renovación del 70% de los contratos de suministro debido al vencimiento en 2011 de los contratos de asociación del campo Cusiana que aportó la base del aprovisionamiento de Gas Natural S.A., ESP, durante los últimos siete años.

El 48% de las compras de gas en 2012 se realizó a través de los contratos de suministro suscritos con los agentes productores–comercializadores del Campo Cusiana durante el denominado periodo de transición, establecido en la Resolución CREG 118 de 2011, que defi nió un esquema de negociación de suministro únicamente para los años 2012 y 2013, mientras la Comisión presentaba un nuevo reglamento de comercialización para el mercado mayorista de gas natural el cual regirá para las contrataciones de gas del año 2014 en adelante, propuesta normativa que ha sido presentada por la CREG a fi nales del año, mediante la Resolución CREG 113 de 2012, para iniciar el análisis y comentarios de los agentes del sector y formular una propuesta defi nitiva durante el segundo semestre de 2013.

El 52% restante del suministro provino de contratos en fi rme de diferentes fuentes, entre ellas del Campo Gibraltar que inició operaciones al fi nal de 2011 y que aportó el 14% del suministro de Gas Natural S.A., ESP; los contratos derivados de las subastas realizados en 2009 y 2010 por los productores–comercializadores del Campo Cusiana sobre las capacidades incrementales de la planta LTO2 y los contratos del Campo Guajira, suscritos en 2009 gracias al proceso de negociación previsto por el Ministerio de Minas y Energía, mediante la aplicación del Decreto 4670 de 2008, que asignó el gas disponible para la venta en fi rme de ese campo a los mercados bajo un orden de

prioridad que benefi ció especialmente a la demanda regulada.

En resumen, Gas Natural S.A., ESP, presentó total cobertura de su demanda regulada y no regulada, mediante contratos de suministro de fuentes diversifi cadas, principalmente Cusiana–Cupiagua con una participación del 68%; 14% de Gibraltar y 18% de Guajira. La cobertura para 2013 es similar a la registrada en 2012 con 100% de contratación en fi rme.

Gas Natural S.A., ESP, ha participado activamente en la discusión entre productores, regulador y Gobierno Nacional con el objetivo de defi nir las reglas de comercialización de gas para años futuros en las mejores condiciones posibles de asignación de cantidades y formación de precios.

Gracias a este proceso abierto de formulación de propuestas, la Comisión de Regulación de Energía y Gas emitió la propuesta normativa ya señalada que fi ja los lineamentos de un nuevo marco de comercialización, a través de la creación de un mercado mayorista de gas natural, administrado por una nueva fi gura de gestor de mercado, con una serie de reglas y procedimientos en los que se destaca la comercialización a través de subastas simultaneas con productos de uno y cinco años, desarrollo de un mercado secundario organizado de gas, reformulación de algunas condiciones de los contratos de suministro, transporte, y otros aspectos que se comentarán en el capítulo de Regulación.

Cabe destacar que a partir de diciembre de 2012 entró en vigencia el producto de Opciones de compra de gas y transporte (OCG), diseñado por Gas Natural S.A., ESP, con el doble propósito de formular una solución contractual para respaldar las obligaciones de energía fi rme del

Desarrollo de operaciones


segmento de generación térmica a gas del interior del país y aportar una alternativa de reducción de tarifas de suministro a los grandes clientes industriales, quienes al asumir el riesgo de suspensión en los casos que se haga efectiva la opción, por cuenta de condiciones específicas del mercado eléctrico para situaciones de escasez energética, obtienen a cambio un ingreso a través de las primas establecidas en los contratos de OCG.

En cuanto a contratación en transporte, Gas Natural S.A., ESP, suscribió en 2009 los contratos de transporte requeridos para atender su demanda regulada y no regulada hasta el año 2024. Se destaca como hecho relevante que en agosto de 2012 se levantó la condición que dio origen a la declaración de fuerza mayor que impedía que las capacidades incrementales contratadas, producto de la ampliación de la fase II del gasoducto Cusiana – Bogotá, se colocaran a disposición de los contratantes. En ese sentido, a partir del 1 de agosto de 2012 se ampliaron las capacidades para el mercado regulado, hecho que permite garantizar la contratación de la demanda actual y el crecimiento esperado en los próximos años.

Tarifas

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

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

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

al comportamiento del IPC que actualiza mensualmente este cargo.

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

Venta de gas

Las ventas de gas en 2012 alcanzaron los 1.385,8 millones de metros cúbicos, sin incluir el acceso a terceros a la red (ATR). Del total de ventas, el mercado doméstico-comercial tuvo una participación del 43%, seguido por el mercado industrial con el 40%, el mercado GNV con el 11% y subdistribuidoras con el 6%.

El margen de ventas de gas al cierre de 2012, sin incluir ATR, fue de $ 469.999 millones, lo cual representa un incremento del 0,39% frente a 2011.

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

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

Residencial - Comercial

Industrial

Distribuidoras

GNV

Fuente: Gas Natural S.A., ESP

800

600

400

200

1.200

1.000

1.400

2008 2009 2010 2011 2012


Estado de resultados

Información económica

Total 2012 Total 2011 Variación %(Millones de pesos)

Ganancia bruta 439.224 438.554 0,2

Gastos de administración, operación y ventas 111.629 101.981 9,5

Ganancia operacional 327.595 336.573 (2,7)

Otros ingresos no operacionales, neto de egresos 34.145 30.700 11,2

Ganancia antes de impuestos 361.740 367.273 (1,5)

Provisión para impuesto sobre la renta 112.190 113.243 (0,9)

Ganancia del ejercicio 249.550 254.030 (1,8)

Ganancia y margen operacional

La ganancia bruta en 2012 asciende a $439.224 millones, en línea con el margen reportado en 2011 que ascendió a $438.554 millones. El margen de gas presentó un incremento del 2,9%.

Los gastos de administración, operación y ventas por $111.629 millones presentan un incremento del 9,5% explicado por:

• Los gastos de administración y operación en 2012 se sitúan en $83.472 millones, lo que refl eja un incremento del 2,9% respecto a 2011, explicado

principalmente por los mayores impuestos de industria y comercio, avisos y tableros y gravamen a los movimientos fi nancieros, el incremento en la provisión para cuentas de difícil cobro compensado con el menor importe en la asistencia técnica.

• Los gastos de ventas en 2012 ascienden a $28.156 millones, con un incremento del 35% respecto al cierre de 2011, refl ejado principalmente por los mayores gastos de entrega de facturación como resultado de la

aplicación de la Ley postal No. 1369 de 2009, en relación con los servicios postales masivos.

La ganancia operacional se sitúa en $327.595 millones, y su disminución del 2,7% obedece principalmente al aumento en los gastos de ventas.

200.00031,0%

29,0%

250.00032,0%

28,0%

37,0%

150.000

100.000

50.000 26,0%

25,0%0

350.000 34,0%

300.00033.0%

400.000 35,0%

2008 2009 2010 2011 2012

Fuente: Gas Natural S.A. ESP

280.703

308.586

342.230 336.573

327.595

Margen operacionalGanancia operacional

Ganancia y margen operacional (Millones de pesos)


Resultado después de impuestos

El resultado después de impuestos en 2012 se ubicó en $249.550 millones, y presenta una disminución del 1,8% frente a 2011, generada por el menor margen operacional, compensado con los mayores ingresos no operacionales, neto de egresos registrados, cuya variación comprende principalmente:

• Mayores ingresos de intereses recibidos y financiación de títulos valores por $3.414 millones.

• Menores gastos netos de ingresos de ejercicios anteriores por $2.998 millones.

• Lo anterior, compensado con el incremento en comisiones y gastos

bancarios derivados principalmente por la estructuración del proceso de emisión de bonos por $2.234 millones y el mayor gasto por diferencia en cambio de $673 millones.

La tasa efectiva de renta se ubica en el 31%, en línea con el 30,8% reportado en 2011. Por su parte, el margen neto se ubica en el 20% frente al 23% presentado en 2011.

255.000

35,0%

260.00030,0%

25,0%250.000

245.000

240.000

235.000

20,0%

15,0%

270.000

265.000

275.000 40,0%

2008 2009 2010 2011 2012


Margen Neto Tasa efectiva de renta Utilidad Neta

Resultado después de impuestos(Millones de pesos)

250.023

271.435

259.034

254.030

249.550


Balance general

Al 31 de diciembre de

(Millones de pesos) 2012 2011 Variación %

Activo corriente 486.731 432.664 12,5

Activo no corriente 1.290.611 1.228.447 5,1

Total activo 1.777.342 1.661.111 7,0

Pasivo corriente 201.215 338.354 (40,5)

Pasivo no corriente 312.346 94.619 230,1

Total pasivo 513.561 432.973 18,6

Patrimonio 1.263.781 1.228.138 2,9

Total pasivo y patrimonio 1.777.342 1.661.111 7,0

Activos

Los activos totales al 31 de diciembre de 2012 ascienden a $1.777.342 millones, con un incremento del 7% frente a 2011, generado principalmente por:

• Actualización de las valorizaciones de propiedad, planta y equipo por $32.104 millones, según avalúo técnico efectuado por especialistas internos de la Compañía por el método de flujo de caja descontado.

• Mayores saldos del efectivo y equivalentes de efectivo por valor de $41.085 millones.

• Incremento de $23.592 millones en inversiones permanentes principalmente por los registros del método de participación con subordinadas.

• Mayores cuentas por cobrar por valor de $10.407 millones, reflejado en un mayor saldo de la cartera de clientes y en el incremento en el saldo neto del fondo de solidaridad y redistribución de ingresos por subsidios otorgados y contribuciones facturadas, como resultado de la nueva regulación que señala que ciertos usuarios industriales no serán objeto del cobro de la contribución.

Inversiones

Las inversiones durante 2012 fueron de $37.847 millones, de los cuales $21.562 millones corresponden a inversión para ampliación de redes en 138 Km, $1.454 millones de inversiones en software y $14.831 millones de otras inversiones en activos que corresponden a:

• Construcción de estaciones receptoras (ERMs) por $1.384 millones.

• Instalaciones auxiliares de red por $4.815 millones.

• Maquinaria y utillaje por $4.788 millones.

• Equipos de proceso de información por $728 millones.

• Mobiliario por $434 millones.

• Otras inversiones por valor de $2.682 millones.

Al cierre de diciembre de 2012, la Compañía contaba con 12.656 kilómetros de red.

Pasivos

El pasivo asciende a $513.561 millones, con un incremento del 18,6% respecto

a 2011, explicado principalmente por el incremento de $67.640 millones del saldo de las obligaciones financieras, así como por el incremento de $10.884 millones del saldo por pagar de proveedores y cuentas por pagar.


Deuda financiera

Emisión de bonos ordinarios de Gas Natural S.A., ESP

Mediante la Resolución 1622 del 10 de octubre de 2012, la Superintendencia Financiera de Colombia autorizó a la Compañía la inscripción de bonos ordinarios en el Registro Nacional de valores y emisores y su oferta pública. El autorizado fue de $500.000 millones de pesos y la utilización de los recursos está destinada hasta el 100% para sustitución de pasivos financieros y/o hasta el 100% para capital de trabajo.

El Comité Técnico de Calificación de Fitch Ratings Colombia S.A. Sociedad Calificadora de Valores, otorgó la calificación AAA a la emisión de Bonos Ordinarios Gas Natural, fundamentada principalmente en los siguientes aspectos:

• Generación operativa robusta, con comportamiento creciente, así como una generación de flujo de caja operativo favorable y suficiente para

atender las necesidades de inversión de capital.

• Perfil crediticio conservador con indicadores de apalancamiento y cobertura robustos.

• La Compañía presenta una estrategia financiera orientada a reducir presiones de liquidez.

• La operación de la Compañía es en un alto porcentaje en un mercado regulado, lo que le permite tener una alta predicción de sus ingresos y baja exposición a riesgos volumétricos.

• Los riesgos regulatorios y de suministro a los que se enfrenta la Compañía son moderados.

El 24 de octubre de 2012 se realizó la oferta del primer lote bajo la modalidad

de subasta, por un monto de $300.000 millones, colocados exitosamente en plazos de cinco y siete años, lo que supero las expectativas iniciales al recibirse demandas de compra que superaron tres veces el monto ofrecido, circunstancia que denota la excelente aceptación del título, y el prestigio y solidez alcanzado por la Compañía.

Patrimonio

El patrimonio al 31 de diciembre de 2012 presenta un incremento del 3% respecto al cierre de 2011, producto del registro de la actualización de las valorizaciones de propiedad, planta y equipo e inversiones por $33.569 millones, así como por el registro de superávit por método de participación por valor de $7.434 millones. Adicionalmente en 2012 se distribuyeron utilidades de 2011 por valor de $254.030 millones y $880 millones de liberación de reservas.

250.000

300.000

200.000

150.000

100.000

50.000

350.000

Deuda Financiera(Millones de pesos)

2008 2009 2010 2011 2012


Obligaciones financieras de corto plazo.

Obligaciones financieras de largo plazo.

Total obligaciones financieras.


Estructura Financiera

La siguiente es la estructura financiera de la Compañía a 31 de diciembre de 2012:Estructura Financiera

29%

71%

Deuda

Patrimonio Fuente: Gas Natural S.A., ESP


41 Propiedad intelectual y derechos de autor

41 Situación jurídica de la sociedad

41 Eventos posteriores

informe anual 2012

Otros

Otros informe anual 2012 41

Propiedad intelectual y derechos de autor

La Compañía ha adoptado las medidas necesarias para dar cumplimiento a todas las normas legales relativas a la propiedad intelectual y derechos de autor.

Situación jurídica de la sociedad

En atención a lo establecido en el Artículo 47 de la Ley 222 de 1995 y en el Artículo 1º de la Ley 603 de 2000, la sociedad Gas Natural S.A., ESP, informa que las principales normas expedidas en el transcurso del periodo comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2012, que tienen un efecto directo en la Compañía, son las siguientes:

Decretos

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

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

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

Resoluciones

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

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

• Resolución CREG 059 del 25 de junio 2012, “por medio de la cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas traslada a los usuarios la obligación de realizar

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

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

• Resolución CREG 090 de 2012• Resolución CREG 113 de 2012

Eventos posteriores

A la fecha de presentación del informe de actividades de la Compañía, correspondiente al periodo comprendido entre el 1 de enero al 31 de diciembre de 2012, no se han presentado acontecimientos que puedan tener incidencia en la estructura de la Empresa.


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

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

(2)Tendrán derecho al pago del dividendo pendiente, quienes se encuentren debidamente inscritos en el libro de registro de accionistas del emisor, en la fecha de inicio del periodo exdividendo, esto es: para el pago del 70% de los dividendos a efectuarse el 17 de abril de 2013, el periodo exdividendo2 estaría comprendido desde el 11 hasta el 16 de abril de 2013, y para el pago del 30% de los dividendos a efectuarse el 14 de agosto de 2013, el periodo exdividendo estaría comprendido desde el 8 hasta el 13 de agosto de 2013.

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

Proyecto de distribución de utilidades

Sergio Aranda MorenoPresidente de la Junta Directiva

Bogotá D.C., febrero de 2013

(1) Se consideran “Dividendos Pendientes”, aquellos que habiendo sido causados, se encuentran sujetos a un plazo suspensivo y por lo tanto no se han hecho exigibles, motivo por el cual deben registrarse como un pasivo externo del ente emisor.

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

(Cifras expresadas en pesos)

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

Gravadas para los Accionistas $ 4.146.108.025

No gravadas para los Accionistas $ 245.403.440.636

Total utilidades del ejercicio comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2012 $ 249.549.548.661

La Junta Directiva de Gas Natural S.A., ESP, propone a la Asamblea General de Accionistas el siguiente proyecto de distribución de utilida-des del ejercicio comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2012:

Dividendos gravados para los accionistas (*) $ 4.146.108.025

Dividendos no gravados para los accionistas (*) $ 245.403.440.636

Total dividendos a distribuir $ 249.549.548.661

Número de acciones en circulación 36.917.588

Pago por acción $6.759,63848616

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


45 Estados fi nancieros individuales informe anual 2012

Estados financieros individuales

Estados fi nancieros individuales informe anual 2012 45


Certifi cación del Representante Legal y del Contador de la Compañía

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

26 de febrero de 2013

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

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

b) Todos los hechos económicos efectuados por la Compañía durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012 y 2011 se han reconocido en los estados fi nancieros.

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

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

e) Todos los hechos económicos que afectan a la Compañía se han clasifi cado, descrito y revelado correctamente en los estados fi nancieros.

María Eugenia Coronado Orjuela Mónica Malagón Gaitán Representante Legal Contador




De acuerdo con lo ordenado por el artículo 46 de la Ley 964 de 2005, en mi calidad de Representante Legal de Gas Natural S.A., ESP, como parte integral del Informe de Gestión presentado por el año terminado en 31 de diciembre de 2012, me permito darles a conocer que los estados fi nancieros y otros informes relevantes para el público no contienen vicios, imprecisiones o errores que impidan conocer la verdadera situación patrimonial o las operaciones de la Compañía.

María Eugenia Coronado OrjuelaRepresentante Legal




De acuerdo con lo ordenado por el artículo 47 de la Ley 964 de 2005, en mi calidad de Representante Legal de Gas Natural S.A., ESP, como parte integral de mi Informe de Gestión durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012, me permito darles a conocer la evaluación sobre el desempeño de los sistemas de revelación y control de la información fi nanciera y de los procedimientos correspondientes que aseguran que dicha información se ha presentado de manera adecuada.

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

La supervisión de las funciones y actividades de control interno es desarrollada en forma permanente por la auditoría interna, unidad administrativa que con la debida independencia auditó y verifi có, dentro del alcance de sus labores, la satisfacción de las necesidades de control en Gas Natural S.A., ESP, partiendo de la ejecución del plan de auditoría y su seguimiento a través del análisis de los informes presentados a la alta dirección, durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012. El plan de auditoría se ha orientado a la revisión y evaluación de los controles integrales para los procesos críticos del negocio, suministrando apoyo a la gestión, supervisión y mejoramiento del control interno.



Informe especial grupo empresarial



En cumplimiento de lo ordenado en el artículo 29 de la Ley 222 de 1995 se expide el informe especial por situación de grupo empresarial, teniendo en cuenta que Gas Natural S.A., ESP, es la matriz de un conjunto de compañías con domicilio en Colombia.

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

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

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

En cumplimiento de la política de negocio, las operaciones celebradas en el 2012 entre la matriz y subsidiarias se continuaron efectuando en términos y condiciones normales del mercado y en interés de ambas partes.

En cuanto a las decisiones de mayor importancia que la sociedad controlada haya tomado o dejado de tomar por influencia o en interés de la sociedad controlante, se encuentran:

El perfeccionamiento de la reforma estatutaria de transformación de la sociedad Gas Natural Servicios Limitada al régimen jurídico de Sociedad por Acciones Simplificada – S.A.S. aprobada por unanimidad en la Junta Extraordinaria de Socios celebrada el 27 de enero de 2012 e inscrita en el registro mercantil el 16 de febrero del mismo año bajo el número 01607774.

Aparte de los hechos ya mencionados, durante el año terminado el 31 de diciembre de 2012, Gas Natural S.A., ESP, no tomó o dejó de tomar decisiones de importancia en interés de la sociedad controladas.

Estados financieros individuales informe anual 2012 51

2012 2011

Subordinadas


Ingresos

Dividendos 6.183.627 12.098.925

Venta de materiales (1) 621.734 1.507.056

Honorarios informáticos y asistencia técnica 596.077 551.538

Operación y mantenimiento 610.201 588.288

Venta de gas natural 5.700.542 -

Arrendamiento de inmuebles 31.835 42.036

Venta de servicios 71.301 41.256

Costos y gastos

Suministro y transporte de gas 10.608.486 10.024.678

Otros

Compra de materiales (1) 118.246 371.214


Ingresos

Dividendos 7.066.317 38.649.999

Venta de gas natural 12.278.738 11.784.272

Honorarios informáticos y asistencia técnica 3.622.755 3.480.747

Venta de materiales (1) 289.481 448.457


Costos y gastos

Servicios - 500

Suministro y transporte de gas 281.902 -

Otros



Ingresos

Dividendos 198.329 218.130

Venta de materiales (1) 11.706 -

Venta de servicios 3.173 -

Costos y gastos


Compra de materiales (1) 302 -

Continúa en la siguiente página

Las transacciones celebradas con las Compañías Subordinadas durante los años terminados el 31 de diciembre fueron las siguientes:


2012 2011


Ingresos


Intereses sobre préstamos (2) 1.044.680 923.250

Honorarios asistencia técnica 736.819 590.625

Ventas de vapor 687.650 666.593

Comisión 112.874 52.188

Arrendamientos 88.790 69.253


Visitas tecnicas Servigas 173.212 -


Costos y gastos

Revisiones técnicas reglamentarias 11.289.275 15.490.074

Comisión 1.996.139 1.605.201

Servicios - 283.868

Gestión administrativa de incremento de demanda 561.477 -

Inspecciones campaña “Calentadores salvavidas” 80.143 -

Otros

Contrato de mandato 1.538.113 1.767.495

(1) Las operaciones de compra y venta de materiales con las compañías del grupo Gas Natural se realizan con un incremento del 5% sobre el costo; para las ventas a terceros se aplican porcentajes entre el 10% y 20%, dependiendo del tipo de producto (si es importado o nacional, nivel de existencia y estado).

El efecto en resultados en Gas Natural S.A., ESP, por la venta de materiales aplicando el 15% de incremento promedio que se utiliza para terceros es de $101 millones (2011 - $218 millones) de mayor ingreso, y en las compras realizadas el impacto sería de $16 millones (2011 - $39 millones) de mayor costo.

(2) Los intereses fi nancieros se generan sobre los préstamos otorgados por la Compañía a la tasa de interés del 4,98 % E.A. (2011 – 4,11% E.A.).



(En miles de pesos)


Activo Notas 2012 2011

Activos corrientes

Efectivo y equivalentes de efectivo 4 161.437.196 120.352.432

Cuentas por cobrar, neto 5 315.633.227 300.617.696

Inventarios, neto 6.788.181 7.837.406

Gastos pagados por anticipado 100.908 1.327.039

Bienes en fi deicomiso 2.771.001 2.529.074

Total de los activos corrientes 486.730.513 432.663.647

Activos no corrientes

Cuentas por cobrar a largo plazo 5 54.484.939 59.092.770

Inversiones permanentes 6 171.854.528 148.262.562

Propiedad, planta y equipo, neto 7 332.745.328 326.016.742

Cargos diferidos 14.655.005 11.670.662

Intangibles 2.359.274 2.085.171

Bienes adquiridos en leasing 8 747.458 1.122.845

Valorizaciones de activos 9 713.764.922 680.196.325

Total del activo 1.777.341.967 1.661.110.724

Pasivo y patrimonio de los accionistas

Pasivos Corrientes

Obligaciones fi nancieras 10 409.478 154.545.903

Proveedores 11 42.473.600 38.580.874

Anticipos y avances recibidos 1.867.403 1.102.240

Cuentas por pagar 12 10.675.456 3.684.417

Obligaciones laborales 2.185.353 2.535.172

Impuestos, gravámenes y tasas 14 41.685.673 42.207.300

Pasivos estimados 15 86.943.875 88.245.004

Otros pasivos corrientes 14.974.469 7.452.673

Total de los pasivos corrientes 201.215.307 338.353.583

Pasivos no corrientes

Obligaciones fi nancieras 10 300.523.991 78.747.176


Impuesto sobre la renta diferido 8.034.142 8.297.194

Total del pasivo 513.560.730 432.972.529

Patrimonio de los accionistas (ver estado adjunto) 16 1.263.781.237 1.228.138.195

Total del pasivo y patrimonio de los accionistas 1.777.341.967 1.661.110.724

Cuentas de orden 22 1.054.412.697 941.040.800

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

Gas Natural S.A., ESP

Balances generales

María Eugenia Coronado Orjuela Mónica Malagón Gaitán Javier M. Enciso Representante Legal Contador Revisor fi scal (ver certifi cación adjunta) Tarjeta profesional 66940-T Tarjeta profesional 80661-T (ver certifi cación adjunta) (ver informe adjunto)


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

Por el año terminado el 31 de diciembre de

Notas 2012 2011

Ingresos de operación 17 1.248.613.855 1.101.644.440

Costos de operación 18 809.390.806 663.090.226

Ganancia bruta 439.223.049 438.554.214

Gastos generales:

Administración y operación 19 83.472.177 81.119.900

Ventas 20 28.156.328 20.861.538

111.628.505 101.981.438

Ganancia operacional 327.594.544 336.572.776

Otros ingresos no operacionales, neto de egresos 21 34.144.651 30.700.426

Ganancia antes de la provisión para impuesto sobre la renta 361.739.195 367.273.202

Provisión para impuesto sobre la renta 14 112.189.646 113.243.476

Ganancia neta del año 249.549.549 254.029.726

Ganancia neta por acción (en pesos colombianos) 6.759,64 6.880,99



Estados de resultados




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


2012 2011

Capital social

Saldo al comienzo y al fi nal del año 27.688.191 27.688.191

Superávit de capital


Ganancias retenidas apropiadas

Saldo al comienzo del año 25.306.307 26.406.308

Liberación durante el año (880.001) (1.100.001)

Saldo al fi nal del año 24.426.306 25.306.307

Ganancias retenidas no apropiadas


Traslado de reservas 880.001 1.100.001

Dividendos decretados y pagados (254.909.727) (70.377.549)



Revalorización del patrimonio


Impuesto al patrimonio - (15.149.152)


Superávit por método de participación


Movimiento neto del año 7.434.623 1.060.233


Superávit por valorizaciones de activos




Total del patrimonio de los accionistas 1.263.781.237 1.228.138.195

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

Legal 13.844.096 13.844.096

Por disposiciones fi scales para depreciación 10.582.210 11.462.211

24.426.306 25.306.307





2012 2011

Los recursos financieros fueron provistos por:


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

Amortización de:

Intangibles 1.160.949 1.825.077

Cargos diferidos 837.642 568.326

Depreciación de:

Propiedad, planta y equipo 27.002.791 26.576.425

Bienes adquiridos en leasing 375.387 391.333

Ingreso por aplicación método de participación, neto (30.521.902) (30.111.099)

Impuesto sobre la renta diferido, neto (1.404.501) 745.281

(Utilidad) pérdida en la venta o retiro de:

Propiedad, planta y equipo - (7.533)

Inversiones permanentes 916.286 -

Dividendos recibidos de compañías controladas 13.448.273 50.967.054

Impuesto al patrimonio llevado contra la revalorización del patrimonio - (15.149.152)

Capital de trabajo provisto por las operaciones del año 261.364.474 289.835.438

Aumento en superávit método de participación 7.434.623 1.060.233

Impuesto al patrimonio por pagar de largo plazo (3.787.286) 7.574.576

Total 265.011.811 298.470.247

Traslado de:

Cuentas por cobrar de largo a corto plazo 36.699.532 33.375.223

Obligaciones financieras de largo a corto plazo (114.151.856) (117.365.706)

Producto de la venta de:

Propiedad, planta y equipo - 84.195

Aumento en las obligaciones financieras a largo plazo 399.262.004 34.071.405

Total 586.821.491 248.635.364

Los recursos financieros fueron utilizados para:

Adquisición de:


Bienes adquiridos en leasing - 171.353

Aumento en:

Cuentas por cobrar a largo plazo 32.091.701 31.426.105

Intangibles 1.435.052 1.080.039

Inversiones permanentes por partidas patrimoniales 7.434.623 1.060.233


Pago de obligaciones financieras 63.333.333 -

Dividendos decretados y pagados 254.909.727 70.377.549

Total 395.616.349 126.658.811

Aumento en el capital de trabajo 191.205.142 121.976.553


Estados de cambios en la situación financiera


(En miles de pesos)



Estados de cambios en la situación fi nanciera(En miles de pesos)

Cambios en los componentes del capital de trabajo

Aumento (disminución) en los activos corrientes:

Efectivo y equivalentes de efectivo 41.084.764 106.825.066

Cuentas por cobrar 15.015.531 113.157.933

Inventarios (1.049.225) (941.016)

Gastos pagados por anticipado (1.226.131) 176.809

Bienes en fi deicomiso 241.927 (3.245.586)

Total 54.066.866 215.973.206

(Aumento) disminución en los pasivos corrientes:

Obligaciones fi nancieras 154.136.425 (29.061.168)

Proveedores (3.892.726) (24.620.906)

Anticipos y avances recibidos (765.163) 1.517.930

Cuentas por pagar (6.991.039) (2.815.564)

Obligaciones laborales 349.819 (33.820)

Impuestos, gravámenes y tasas 521.627 (9.636.510)

Pasivos estimados 1.301.129 (26.683.162)

Otros pasivos corrientes (7.521.796) (2.663.453)

Total 137.138.276 (93.996.653)




2012 2011




Estados de flujos de efectivo


2012 2011

Flujos de efectivo de las actividades de operación:


Ajustes para conciliar la ganancia neta del año con el efectivo neto provisto por las actividades de operación:

Amortización de:

Intangibles 1.160.949 1.825.077


Depreciación de:



Ingreso por aplicación método de participación (30.521.902) (30.111.099)

Impuesto sobre la renta diferido, neto (1.404.501) 745.281


Propiedad, planta y equipo - (7.533)

Inversiones permanentes 916.286 -

Constitución (recuperación) de provisiones para:

Cuentas de difícil cobro, neto 2.692.096 1.746.881

Inventarios 846.828 116.071

Dividendos recibidos de compañías controladas 13.448.273 50.967.054


264.903.398 291.698.390

Cambios en activos y pasivos operacionales

Cuentas por cobrar (13.099.796) (112.955.695)

Inventarios 202.397 824.945

Gastos pagados por anticipado 1.226.131 (176.809)

Bienes en fideicomiso (241.927) 3.245.586

Proveedores 3.892.726 24.620.906

Anticipos y avances recibidos 765.163 (1.517.930)

Cuentas por pagar 6.991.039 2.815.564

Obligaciones laborales (349.819) 33.820

Impuestos, gravámenes y tasas (4.308.913) 17.211.086

Pasivos estimados (1.301.129) 26.683.162


Efectivo neto provisto por las actividades de operación 266.201.066 255.146.478


(En miles de pesos)



Estados de fl ujos de efectivo(En miles de pesos)


2012 2011

Flujos de efectivo de las actividades de inversión:

Adquisición de:

Propiedad, planta y equipo (33.731.377) (20.455.436)

Bienes adquiridos en leasing - (171.353)

Producto de la venta de propiedad, planta y equipo - 84.195

Aumento de:

Intangibles (1.435.052) (1.080.039)

Cargos diferidos (2.680.536) (2.088.096)

Efectivo neto usado en las actividades de inversión (37.846.965) (23.710.729)

Flujos de efectivo de las actividades de fi nanciación:

Adquisición de obligaciones fi nancieras 488.215.621 103.381.405

Pago de obligaciones fi nancieras (420.575.231) (157.614.539)


Efectivo neto usado en las actividades de fi nanciación (187.269.337) (124.610.683)

Aumento en el efectivo y equivalentes de efectivo 41.084.764 106.825.066

Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del año 120.352.432 13.527.366

Efectivo y equivalentes de efectivo al fi nal del año 161.437.196 120.352.432





Notas a los estados financieros al 31 de diciembre de 2012 y 2011

(En miles de pesos, a menos que se indique lo contrario)

Nota 1. Entidad reportante

Gas Natural S.A., ESP, con domicilio en Bogotá, D.C., se constituyó de acuerdo con las leyes colombianas el 13 de abril de 1987 como una empresa de servicios públicos domiciliarios anónima, y tiene por objeto la prestación del servicio público esencial domiciliario en cualquier parte del país y su distribución en cualquier estado, incluyendo gas combustible vehicular, el financiamiento de equipos de conversión a gas natural vehicular, gasodomésticos y cualquier otro que utilice gas natural como combustible, así como la conexión de sus clientes, la promoción y celebración de acuerdos, contratos o asociaciones que impulsen proyectos de interés para la expansión y venta del gas combustible, la construcción y operación en forma directa o a través de contratistas de gasoductos, redes de distribución, estaciones de regulación, estaciones de servicio para la venta al público de gas combustible vehicular, medición o compresión, acometidas domiciliarias y, en general, cualquier obra necesaria para el manejo y comercialización de gases combustibles en cualquier estado. El término de duración de la Compañía es indefinido.

El 10 de mayo de 2004, la Asamblea General de Accionistas decidió ampliar el objeto social de la Compañía y estableció que la Compañía estará facultada para garantizar a cualquier título obligaciones de sus filiales y subsidiarias, previa consideración y autorización por parte de la Junta Directiva de la sociedad, y la venta de cualquier tipo de energía en general.

Por ser una empresa de servicios públicos domiciliarios, las tarifas que cobra la Compañía a sus usuarios por concepto de la venta de gas natural están reguladas por el Estado. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), mediante Resolución 033 de 2004, aprobó el cargo promedio de distribución y el cargo máximo base de comercialización actualmente en vigencia.

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

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

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

Unidad de medida

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

Periodo contable y estados financieros comparativos

Por disposición de los estatutos de la Compañía, el corte de cuentas para la elaboración de los estados financieros de propósito general se efectúa el 31 de diciembre de cada año.


Para efectos comparativos, los estados financieros adjuntos se compararon con las cifras de los estados financieros aprobados por la Asamblea General de Accionistas con corte al 31 de diciembre de 2011.

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

Materialidad en la revelación

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

Ajustes por inflación

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

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

Efectivo y equivalentes de efectivo

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

Conversión de transacciones y saldos en moneda extranjera

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


Inversiones

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

a) Las inversiones temporales se registran al costo, el cual es similar al valor del mercado.

b) Las inversiones negociables de renta variable y las participativas permanentes en no controladas se valúan al valor intrínseco de la acción, de acuerdo con la última información suministrada por el emisor. Si el valor intrínseco es superior al costo ajustado, que fue ajustado por inflación hasta diciembre 31 de 2005, la diferencia genera una valorización en el ejercicio, que se registra en la cuenta de valorización con abono a superávit por valorización. Si el valor intrínseco es inferior, en el caso de las inversiones negociables de renta variable la diferencia afectará en primer lugar la valorización hasta agotarla, y en el evento de ser mayor, tal valor se registrará como una provisión con cargo a resultados del ejercicio, mientras que para las inversiones participativas permanentes en no controladas esta diferencia se registra como un mayor o menor valor en la cuenta de valorizaciones, con abono o cargo a la cuenta de superávit por valorizaciones.

c) Las inversiones en compañías subordinadas, en las cuales la Compañía posee en forma directa o indirecta más del 50% del capital social, se contabilizan por el método de participación de acuerdo con la Circular Conjunta 011 de 2005 de la Superintendencia Financiera. Con este método las inversiones se registran inicialmente al costo (hasta el año 2005 se ajustaban por inflación) y luego se ajustan con abono o cargo a resultados, según el caso, para reconocer la participación en las utilidades o pérdidas en las compañías subordinadas, previa eliminación de las utilidades no realizadas entre las subordinadas y la matriz. Los cambios en el patrimonio de las compañías controladas, distintos de sus resultados y de la revalorización del patrimonio, se contabilizan como mayor o menor valor de la inversión con abono a la cuenta patrimonial de superávit método de participación. Si al cierre del ejercicio su valor de mercado es inferior a su valor en libros, se disminuye el valor de la inversión con cargo al superávit método de participación. Cualquier exceso del valor de mercado sobre el valor en libros de la inversión al cierre del ejercicio se contabiliza separadamente como valorizaciones de activos, con abono a la cuenta patrimonial de superávit por valorizaciones.

Deudores

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

Inventarios

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

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

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


Propiedades, planta y equipo

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

La Compañía realizó un estudio de los tiempos de dedicación destinados para la construcción de las redes de alta y media presión por parte de las áreas involucradas, a efectos de determinar y registrar la porción de los costos de personal que son susceptibles de capitalización como mayor valor del activo en curso. De igual forma se capitalizan los intereses incurridos en aquellas obligaciones que financian los proyectos en curso.

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

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

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

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

Cargos diferidos

Se registran como cargos diferidos los siguientes conceptos:

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

b) Los costos de mejoras a propiedades ajenas, los cuales se ajustaron por inflación hasta diciembre de 2005 y se amortizan con cargo a resultados a las tasas del 20% y 33% anual.

Tasa de depreciación Años de vida útil estimada

Edificaciones 2% 50

Redes de distribución 4% 25

Gasoductos 5% 20

Estaciones receptoras 5% 20

Equipo de computación 20% 5

Equipo de comunicación 10% 10

Maquinaria y equipo 10% 10

Flota y equipo de transporte 20% 5

Muebles y equipos de oficina 10% 10


Intangibles

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

Bienes adquiridos en leasing

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

Bienes en fideicomiso

El saldo en balance corresponde a:

a) Al patrimonio autónomo constituido en virtud del acuerdo de colaboración suscrito entre Ecopetrol S.A., Transportadora de Gas Internacional S.A., ESP, – TGI S.A., ESP, antes Transportadora de Gas del Interior S.A., ESP, Transcogas S.A., ESP, y Gas Natural S.A., ESP, para incentivar las conversiones de vehículos a gas natural, a través de aportes a un fondo administrado por la Fiduciaria Bancolombia.

b) Al patrimonio autónomo constituido en desarrollo del convenio suscrito entre Gas Natural S.A., ESP, y la Fundación Grupo Energía de Bogotá, para el desarrollo del programa denominado “Calentadores Salvavidas”, el cual tiene por objeto apoyar la sustitución, la instalación, recolección y destrucción de un número aproximado de 12.000 calentadores de agua a gas Tipo A sin ducto de evacuación (3.000 por año) de 5 litros, por calentadores de paso de 6 litros en los estratos 1 y 2 en la ciudad de Bogotá.

c) La fiducia mercantil de administración de recursos de Corficolombiana.

Valorizaciones de activos

Las valorizaciones de activos que forman parte del patrimonio incluyen:

a) Excesos de avalúos técnicos de propiedades, planta y equipo sobre su costo neto, incluyendo los ajustes por inflación acumulados a diciembre de 2005. Dichos avalúos se preparan como mínimo cada tres años y los últimos fueron efectuados así:

• Los activos de la Compañía, excepto terrenos y edificaciones se encuentran valuados por expertos internos de la Compañía a 31 de diciembre de 2011, por el método de flujo de caja descontado neto.

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

• Los terrenos y edificaciones se encuentran valuados por Avalúos Salazar Giraldo Ltda. a valor de mercado al 30 de junio de 2010.

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


Obligaciones laborales

Las obligaciones laborales se ajustan al final de cada ejercicio con base en las disposiciones legales y los convenios laborales vigentes.

La Compañía no tiene directamente a su cargo pasivo por pensiones de jubilación.

Impuesto sobre la renta

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

Pasivos estimados

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

Otros pasivos

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

Cuentas de orden

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

Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

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

Costos de operación

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


Ganancia neta por acción

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

Reclasificaciones de estados financieros

Ciertas cifras incluidas en los estados financieros al 31 de diciembre de 2011 se reclasificaron para propósitos comparativos.

Cambios normativos

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

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

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

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

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

Nota 3. Transacciones en moneda extranjera

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

Las operaciones y saldos en moneda extranjera se convierten a la tasa de cambio representativa del mercado certificada por la Superintendencia Financiera de Colombia, la cual fue utilizada para la preparación de los estados financieros. La tasa de cambio representativa del mercado al 31 de diciembre de 2012 fue de $1.768,23 (2011 - $1.942,70) por US$1.

Para efectos del cierre al 31 de diciembre de 2012, se utilizó la tasa representativa del mercado de $1.779,79 por US$1 (2011 - $1.935,72 por US$1 y $2.526,89 por €1) y de $2.344,52 por €1. El promedio de la tasa de cambio durante el 2012 fue de $1.797,79 por US$1 (2011 - $1.846,97 por US$1).


2012

US$Equivalente en miles de pesos Euros

Equivalente en miles de pesos

Activos

Cuentas por cobrar a accionistas y vincuados 50 90 - -

Anticipos y avances (1) 7.593.723 13.515.233 - -

Total activos en moneda extranjera 7.593.773 13.515.323 - -

Pasivos

Proveedores nacionales 5.671.548 10.094.164 - -

Proveedores del exterior 39.727 70.706 26.603 62.370

Cuentas por pagar a vinculados y empresas del grupo 130.049 231.461 297.426 697.320

Otros acreedores 14.119 25.129 - -

Total pasivos en moneda extranjera 5.855.443 10.421.460 324.029 759.690

Posición activa (pasiva) neta en moneda extranjera 1.738.330 3.093.863 (324.029) (759.690)

2011

US$Equivalente en miles de pesos Euros


Activos



Pasivos


Proveedores del exterior 14.550 28.165 - -

Vinculados económicos y partes relacionadas 81.293 157.361 - -

Cuentas por pagar a socios y accionistas - - 14.688 37.115



Posición (pasiva) neta en moneda extranjera (629.573) (1.218.677) (14.688) (37.115)

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

(1) El saldo de anticipos y avances incluye principalmente pagos realizados por la Compañía a título de garantía exigida en los contratos de suministro de gas natural.


Nota 4. Efectivo y equivalentes de efectivo

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

Los saldos del efectivo y equivalentes de efectivo al 31 de diciembre de 2012 incluyen montos por reciprocidad acordados con las entidades financieras en las negociaciones de los convenios de recaudo por valor de $14.537 millones (2011 - $13.634 millones).

Nota 5. Cuentas por cobrar, neto

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

2012 2011

Caja 36.488 31.650

Cuentas corrientes moneda nacional 14.156.678 29.612.937

Cuentas de ahorro moneda nacional 72.974.443 42.760.395

Inversiones temporales renta fija 73.617.298 47.947.450

Fondos especiales - cuentas de ahorro 652.289 -

161.437.196 120.352.432

2012 2011

Clientes

Consumo de gas (1) 144.723.747 113.055.355

Títulos valores descontados (2) 58.931.719 61.308.577

Derechos de conexión (3) 28.189.737 34.214.269

Revisión técnica reglamentaria 3.029.037 4.359.149

Financiación GNV con garantía personal 278.143 278.143

Financiación de red interna y adicionales 22.757 13.154

235.175.140 213.228.647

Anticipos y avances (Incluye USD$7.593.723, 2011- USD$2.825.087) (4) 91.570.462 106.046.616

Vinculados económicos y accionistas, incluye USD$50 (nota 13) 28.421.146 33.760.564

Subsidios (5) 20.441.758 12.449.010

Cuentas por cobrar a trabajadores (6) 786.801 505.237

Contratos de mandato (7) 606.194 1.696.701

Deudores oficiales 360.449 525.540

Cuentas en participación 31.011 44.213

Otras cuentas por cobrar (8) 9.490.637 6.256.772

386.883.598 374.513.300



2012 2011

Menos - Parte a largo plazo 54.484.939 59.092.770

332.398.659 315.420.530

Menos - Provisión para deudores (9)

Saldo inicial 14.802.834 13.471.701

Provisión del año 3.975.123 2.135.544

Recuperación de provisión de cartera en el año (1.283.027) (388.663)

Valor castigado de cuentas de dìficil cobro en el año (729.498) (415.748)

16.765.432 14.802.834

Parte corriente 315.633.227 300.617.696

(1) El incremento en la cartera de clientes se genera principalmente por los contratos suscritos con Ecopetrol por concepto de venta de capacidad de transporte de la línea de Cusiana – Usme destinado a las térmicas de Termocoa, Campo Santiago y Termosuria y del tramo Gibraltar – Barrancabermeja.

(2) Corresponde a la compra de cartera a firmas instaladoras, con descuentos que van desde el 1 hasta el 11%.

(3) Gas Natural S.A., ESP, financia el 100% del valor de los derechos de conexión, incluyendo la acometida y el medidor para los estratos 1, 2 y 3, acogiéndose a las disposiciones de la Ley 142 de 1994. Por política de la Compañía se extendió este beneficio a los estratos 4, 5 y 6, y a los sectores comercial e industrial; adicionalmente se financia la construcción de la red interna y los gasodomésticos, en un periodo que oscila entre 6 y 48 meses, a tasas de interés que no superan la máxima legal autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

(4) Los anticipos y avances comprenden principalmente los realizados por la Compañía por suministro de gas natural, a partir de 2011 se ven incrementados debido a los anticipos para el suministro de gas de Gibraltar.

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

El incremento se presenta como resultado de la aplicación del decreto 4956 de 2011, el cual señala que los usuarios industriales de gas natural domiciliario cuya actividad económica principal se encuentre registrada en el Registro Único Tributario – RUT – al 31 de diciembre de 2011, en los códigos 011 a 456, no serán objeto del cobro de la contribución de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994, razón por la cual al verse disminuidas las contribuciones de esta franja de usuarios, el saldo por cobrar a favor de la Compañía por el efecto neto de los subsidios y contribuciones se ve incrementado.

(6) Corresponde a préstamos y anticipos a trabajadores, los cuales se hacen para satisfacer necesidades de vivienda, educación y calamidad doméstica. La tasa de interés es del 12% anual, aplicable únicamente en la línea de crédito de vivienda, los plazos otorgados se encuentran entre 6 y 60 meses y el monto máximo de los préstamos es de $10 millones.

(7) Corresponde principalmente a contratos de mandato para efectuar el recaudo de los servicios facturados por la Compañía del grupo Gas Natural Servicios SAS que se incluyen para cobro en la factura de venta del gas natural, tales como la línea Servigas.

(8) Incluye entre otros, $2.439 millones (2011 – $1.040 millones) por concepto de cobro a la Transportadora de Gas Internacional TGI por servicios relacionados con el contrato de operación y mantenimiento; compra de cartera de financiación de conversiones a gas natural vehicular por $827 millones (2011 – $355 millones); y cuentas por cobrar al municipio de El Rosal por el Convenio de Cofinanciación para la entrega de subsidios de conexiones por valor de $943 millones.


(9) Conforme a la política de la Compañía son clasificadas como cuentas de difícil cobro y provisionadas al 100%, las cuentas por cobrar sobre las cuales la Compañía considera tener baja probabilidad de recuperación y en todos los casos, por conceptos de cartera cuyo vencimiento de pago supere los 180 días de morosidad. La provisión para deudores al 31 de diciembre de 2012 incluye la provisión de cartera por concepto de venta de gas a los mercados doméstico, comercial, industrial, gas natural vehicular y cartera derivada por venta de bienes o prestación de servicios de otros conceptos.

La siguiente es la clasificación de las cuentas por cobrar a los clientes por venta de gas y servicios inherentes, por días de vencimiento al 31 de diciembre:

Las fechas estimadas para el recaudo de las cuentas por cobrar a largo plazo al 31 de diciembre de 2012 es el siguiente:

(1) El valor de las cuentas por cobrar a clientes, corresponde a la financiación de los derechos de conexión, internas, gasodomésticos y reparaciones. La tasa de interés aplicable a estas financiaciones al 31 de diciembre de 2012 fue de 2,27% mensual vencida (2011 – 2,12% mensual vencida).

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

2012 2011

Corrientes 168.647.326 147.103.532

Vencidas

Hasta 30 días 5.592.857 6.547.559

Entre 31 y 60 días 2.890.153 1.775.237

Entre 61 y 90 días 1.411.992 676.101

Entre 91 y 180 dìas 1.734.693 735.012

Superior a 180 dìas 15.094.283 17.170.368

26.723.978 26.904.277


Total cartera de clientes 235.175.140 213.228.647

AñoClientes (1)

Vinculados económicos (Ver Nota 13)

Otras cuentas por cobrar de largo plazo (2) Total

2014 30.348.057 5.969.912 1.773.674 38.091.643

2015 y siguientes 9.455.779 6.937.517 - 16.393.296

39.803.836 12.907.429 1.773.674 54.484.939


Nota 6. Inversiones, neto

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

(1) El valor de mercado de las inversiones se ha determinado con base en el valor intrínseco de las correspondientes acciones, de acuerdo con el certificado de inversión expedido por cada una de las sociedades, y ha originado valorizaciones netas al 31 de diciembre de 2012 de $6.093 millones (2011 - $4.628 millones).

(2) Corresponde a inversiones en compañías subordinadas en las cuales Gas Natural S.A., ESP, tiene directa o indirectamente más del 50% del capital, o tiene conjunta o separadamente con sus subordinadas el derecho de emitir los votos constitutivos de la mayoría mínima decisoria en la Asamblea, o tiene el número de votos necesarios para elegir la mayoría de miembros de la Junta Directiva. Su reconocimiento en registros contables se realiza aplicando el método de participación.

(3) Durante 2012 se dieron de baja las inversiones que la Compañía tenía en clubes.

2012 2011

Fecha de certificación Valor de Valor de

de valor intrìnseco Costo Mercado (1) Costo Mercado (1)

Inversiones permanentes

Gas Natural del Oriente S.A., ESP (2) 31-Dic-2012 104.580.294 104.580.294 91.865.180 91.865.180

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP (2) 31-Dic-2012 47.823.192 48.656.479 43.244.396 44.077.683

Gas Natural Servicios SAS (2) 31-Dic-2012 15.018.945 15.018.945 7.795.274 7.795.274

Metrex S.A. 30-Nov-2012 1.912.191 3.916.940 1.912.191 3.485.130

Gas Natural del Cesar S.A., ESP (2) 31-Dic-2012 1.490.012 1.490.012 1.499.341 1.499.341

Colombiana de Extrusión S.A. 30-Nov-2012 945.894 4.210.164 945.894 3.671.988

Concentra Inteligencia en Energía SAS 30-Nov-2012 84.000 74.569 84.000 87.528

171.854.528 177.947.403 147.346.276 152.482.124

Otras inversiones (3) - - 916.286 408.900

Club Campestre El Rancho - - 892.693 405.000

Club El Nogal S.A. - - 23.593 3.900

171.854.528 177.947.403 148.262.562 152.891.024






2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

Activo 140.334.781 125.468.007 254.490.427 245.043.606 44.426.492 46.308.016 35.645.867 35.773.376

Pasivo 77.512.978 68.558.022 62.599.578 76.483.289 29.392.514 38.504.940 11.951.186 11.930.330

Patrimonio 62.821.803 56.909.985 191.890.849 168.560.317 15.033.978 7.803.076 23.694.681 23.843.046

Capital social 2.150.000 2.150.000 12.263.566 12.263.566 1.000.000 1.000.000 7.292.926 7.292.926

Ganancias retenidas apropiadas 36.696.117 33.765.931 8.617.354 8.617.354 6.548.186 1.363.002 3.925.386 3.526.624

Superávit por valorizaciones 11.226.425 10.078.389 136.900.093 124.136.533 254.890 254.890 8.354.505 9.471.652

Superávit por método de participación

1.618 1.618 43.269 667.997 - - - -

Revalorización del patrimonio - - 9.909.120 9.909.120 - - - -

Ganancias acumuladas del periodo 12.747.643 10.914.047 24.157.447 12.965.747 7.230.902 5.185.184 4.121.864 3.551.844

(*) A la fecha de emisión de los estados financieros no se cuenta con información disponible sobre las utilidades con corte al 31 de diciembre de 2012 de estas compañías.

A continuación se indica el valor total de los activos, pasivos, composición patrimonial, resultado del ejercicio de las compañías controladas al 31 de diciembre de 2012 y 2011:

Número de

Acciones/Cuotas

Valor intrínseco

de la acción

Dividendos recibidos

en 2012

Utilidades / Pérdidas del 1 de

enero al 31 de diciembre de

2012Actividad%

poseídoValor

Nominal Clase


Gas Natural del Cesar S.A., ESPDistribución

de gas 6,29 458.607 1.000 3.249,0 Ordinarias 198.329 4.121.864

Colombiana de Extrusión S.A.Producción de

tubería 15,00 236.565 1.400 17.797,1 Ordinarias 574.058 (*)

Metrex S.A.Producciòn de

medidores 32,03 1.000.000 1.000 3.916,9 Ordinarias 751.706 (*)

Gas Natural Servicios SAS Servicios 99,90 999.000 1.000 15.034,0 Ordinarias - 7.230.902

Gas Natural del Oriente S.A., ESPDistribución

de gas 54,50 66.836.295 100 1.570,0 Ordinarias 7.066.317 24.157.447

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESPDistribución

de gas 77,45 1.665.209 1.000 29.219,0 Ordinarias 6.183.627 12.747.643

Concentra Inteligencia en Energía SAS Servicios 4,76 84.000 1.000 887,7 Ordinarias - (*)

El efecto por la aplicación del método de participación le generó a la Compañía durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012 un incremento en sus ingresos por $30.521 millones (2011 - $30.111 millones).

Así mismo, un incremento del superávit por método de participación por $7.434 millones (2011 - $1.060 millones).

Al 31 de diciembre de 2012, la actividad, los porcentajes de participación, número de acciones, valor nominal, clase de acción que poseía la Compañía como inversiones permanentes, así como los dividendos recibidos y utilidades causadas por el año terminado en 31 de diciembre de 2012, eran los siguientes:


Nota 7. Propiedad, planta y equipo, neto

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

2012Costo

ajustadoDepreciación

acumulada Provisión Costo neto ValorizaciónValor de

realización

Terrenos 489.578 - - 489.578 143.305 632.883

Edificaciones 747.533 576.589 97.111 73.833 740.417 814.250

Redes de distribución 358.450.629 192.034.651 - 166.415.978 396.543.425 562.959.403

Gasoductos 262.144.273 140.971.302 - 121.172.971 290.727.606 411.900.577

Estaciones receptoras 9.543.544 2.178.952 7.364.592 16.261.837 23.626.429

Equipo de computación y comunicación 15.185.638 13.002.793 - 2.182.845 160.287 2.343.132

Maquinaria y equipo 27.673.549 15.339.328 - 12.334.221 1.504.436 13.838.657

Flota y equipo de transporte 517.317 400.948 - 116.369 226.310 342.679

Muebles y equipos de oficina 4.345.500 2.996.992 - 1.348.508 1.364.424 2.712.932

Gasoducto en construcción 7.907.135 - - 7.907.135 - 7.907.135

Estaciones receptoras en curso 1.498.884 - - 1.498.884 - 1.498.884

Redes de distribución en curso 11.840.414 - - 11.840.414 - 11.840.414

700.343.994 367.501.555 97.111 332.745.328 707.672.047 1.040.417.375

2011

Terrenos 489.578 - - 489.578 143.305 632.883

Edificaciones 747.533 571.824 97.111 78.598 740.417 819.015


Gasoductos 251.391.566 128.890.167 - 122.501.399 277.734.705 400.236.104

Estaciones receptoras 9.396.144 1.735.151 - 7.660.993 15.516.520 23.177.513

Equipo de computación y comunicación 14.438.434 12.416.695 - 2.021.739 86.371 2.108.110


Flota y equipo de transporte 517.317 374.231 - 143.086 215.500 358.586



Estaciones receptoras en curso 270.867 - - 270.867 - 270.867


666.612.617 340.498.764 97.111 326.016.742 675.567.863 1.001.584.605


El saldo de la depreciación acumulada al 31 de diciembre estaba conformado como sigue:

La depreciación total cargada a resultados durante el año terminado el 31 de diciembre de 2012 fue de $27.002 millones (2011 - $26.576 millones).

La Compañía registró, únicamente para fines tributarios y sin afectar los resultados del año, depreciación de propiedad y equipo en exceso de la registrada para efectos de estados financieros. El exceso acumulado al 31 de diciembre de 2012 de la depreciación fiscal sobre la contable de $29.097 millones (2011 - $30.611 millones) está registrado como depreciación diferida y el efecto de estas diferencias temporales entre la depreciación fiscal y contable se registra como impuesto diferido crédito en el pasivo a largo plazo.

Nota 8. Bienes adquiridos en leasing

Los bienes adquiridos en leasing al 31 de diciembre de 2012 por $747 millones (2011 - $1.123 millones) corresponden al valor neto de los contratos de arrendamiento de vehículos a un plazo de 60 meses y cuya depreciación cargada a resultados al 31 de diciembre de 2012 fue de $375 millones (2011 - $391 millones).

Las condiciones de los contratos al 31 de diciembre de 2012 son:

Nota 9. Valorizaciones de activos

Las valorizaciones al 31 de diciembre comprendían:

El saldo al 31 de diciembre de 2012 de las valorizaciones de propiedad, planta y equipo por $707.672 millones (2011 - $675.568 millones) corresponde al exceso de los avalúos sobre su costo en libros.

2012 2011

Depreciación acumulada 396.599.060 371.109.451

Depreciación diferida (29.097.505) (30.610.687)

367.501.555 340.498.764

(miles de pesos)

Naturaleza de los contratos Leasing financiero

Plazo acordado 60 meses

Número promedio de canones pendientes de pago 21

Valor de canones pendientes 933.469

Monto promedio de opción de compra 22.315

2012 2011

Exceso de avalúos de propiedad, planta y equipo sobre su costo en libros (nota 7) 707.672.047 675.567.863

Exceso del valor intrínseco de las inversiones permanentes sobre su costo neto en libros (nota 6) 6.092.875 4.628.462

713.764.922 680.196.325


Nota 10. Obligaciones financieras

Las obligaciones financieras al 31 de diciembre comprendían:

Entidad Vencimiento Monto del principal 2012 2011

Préstamos bancarios en moneda nacional (1)

Banco Caja Social 28/Jul/2012 23.180.150 - 6.321.861

Banco Caja Social 06/Ago/2012 32.083.333 - 8.750.000

Banco Popular 26/Abr/2013 13.400.000 - 6.700.000

Banco Popular 29/Abr/2013 20.000.000 - 10.000.000

Banco BBVA 06/May/2013 30.000.000 - 15.000.000

Banco BBVA 26/Jul/2013 10.000.000 - 5.833.333

Banco BBVA 29/Jul/2013 30.000.000 - 17.500.000

Banco BBVA 02/Ago/2013 70.000.000 - 40.833.333

Banco Caja Social 30/Nov/2010 20.000.000 - 10.000.000

Bancolombia 06/Dic/2013 20.000.000 - 13.333.333

Banco Davivienda 13/Dic/2013 10.000.000 - 6.666.667

Banco Popular 13/Dic/2013 15.000.000 - 10.000.000

Banco de Occidente 13/Dic/2013 15.000.000 - 10.000.000

Banco BBVA 29/Abr/2012 40.000.000 - 40.000.000

Banco Davivienda 01/Ago/2014 28.000.000 - 25.666.667

Banco de Occidente 08/Ago/2014 5.900.000 - 5.408.333

- 232.013.527

Bonos en circulación (2)

Bonos I tramo 24/Oct/2017 100.000.000 100.000.000 -

Bonos II tramo 24/Oct/2019 200.000.000 200.000.000 -

300.000.000

Contratos de leasing

Leasing Corficolombiana - contrato 20414 16/Jun/2012 188.014 - 31.767

Leasing Corficolombiana - contrato 23226 16/Sep/2013 142.482 38.423 67.301

Leasing Corficolombiana - contrato 23227 16/Sep/2013 178.514 48.081 84.309

Leasing Corficolombiana - contrato 23460 16/Oct/2013 134.677 38.467 65.651

Leasing Bancolombia - contrato 107061 16/May/2015 888.045 520.195 669.510

Leasing BBVA - contrato 1725 14/Sep/2015 267.860 171.330 216.104

Leasing BBVA - contrato 2193 27/Dic/2015 171.352 116.973 144.910

933.469 1.279.552

Total obligaciones financieras 300.933.469 233.293.079

Corto plazo 409.478 154.545.903

Largo plazo 300.523.991 78.747.176


(1) Los préstamos bancarios otorgados por bancos nacionales fueron cancelados en octubre de 2012 mediante los recursos captados con la emisión de bonos que se detalla en el numeral (2). A la fecha de su redención estas obligaciones se encontraban garantizadas con pagarés firmados con cada una de las entidades bancarias. Los intereses causados por las obligaciones financieras en moneda local y leasing financiero durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012 ascendieron a $12.910 millones (2011 - $15.403 millones), con costo promedio de deuda de 6.42%.

De los intereses sobre obligaciones financieras se capitalizaron $449 millones de pesos, los cuales incrementan el valor de la propiedad, planta y equipo en curso.

(2) La Superintendencia Financiera de Colombia, mediante Resolución 1622 del 10 de octubre de 2012, autorizó a la Compañía a inscribir bonos ordinarios en el Registro Nacional de Valores y Emisores y su oferta pública, de acuerdo con las siguientes características:

a) Destinación de la emisión: Los recursos provenientes de la colocación de Bonos Ordinarios serás destinados hasta el 100% para la sustitución de pasivos financieros del Emisor y/o hasta el 100% para capital de trabajo.

b) Clase de valor: Bonos ordinarios

c) Destinatarios de la oferta: Público inversionista en general, incluidos los Fondos de Pensiones y Cesantías.

d) Calificación de los bonos: AAA otorgada por Fitch Ratings Colombia S.A. Sociedad calificadora de valores.

e) Monto autorizado $500.000 millones de pesos

f) Cantidad de bonos: 500.000 bonos ordinarios

g) Valor nominal: $1.000.000 (un millón de pesos, moneda legal)

h) Plazo de los bonos y amortización: Los bonos tendrán plazos entre dieciocho (18) meses y veinte (20) años contados desde la fecha de emisión.

La fecha de la emisión inicial fue el 24 de octubre de 2012 y el monto emitido en el primer lote fue de $300.000 millones de pesos, con las siguientes características:

Serie C5 C7

Plazo 5 años 7 años

Fecha de emisión 24/10/2012 24/10/2012

Fecha de vencimiento 24/10/2017 24/10/2019

Tasa de corte IPC + 3.22 E.A. IPC + 3.34 E.A.

Periodicidad de pago de intereses Trimestre vencido Trimestre vencido

Base 365 365

Monto adjudicado (en pesos) 100.000.000.000 200.000.000.000

Los intereses causados al 31 de diciembre de 2012 sobre los bonos emitidos ascienden a $3.537 millones. No se contrataron garantías en relación con la emisión.


El siguiente es el detalle del vencimiento de las obligaciones a largo plazo en los próximos años:

Nota 11. Proveedores

Los proveedores al 31 de diciembre comprendían lo siguiente:

(1) El incremento se genera por mayor facturación de costos de suministro y transporte de gas pendientes de pago, principalmente a los proveedores Ecopetrol, Equion Energia Limited, Tepma, BP Santiago Oil Company y Transportadora de Gas Internacional S.A., ESP.

Nota 12. Cuentas por pagar

Las cuentas por pagar al 31 de diciembre comprendían lo siguiente:

2012 2011

Adquisición de bienes y servicios nacionales, incluyen US$ 5.671.548 (2011 - US$ 3.339.254) (1)

42.376.356 38.550.992

Adquisición de bienes y servicios extranjeros, incluyen US$39.727 y € 26.603 (2011 - US$14.550)

97.244 29.882

42.473.600 38.580.874

2012 2011

Vinculados económicos y accionistas, incluye US$130.049 y €297.426 (2011 - US$81.293) (nota 13)

8.424.364 2.033.152

Retención sobre contratos 604.758 354.376

Impuesto sobre las ventas retenido - 13.015

Acreedores varios 1.646.334 1.283.874

10.675.456 3.684.417

Año 2011

2014 304.052

2015 219.939

2017 100.000.000

2019 200.000.000

300.523.991


2012 2011

Cuentas por cobrar

Subordinadas

Gas Natural Servicios SAS. (1) 20.410.003 24.734.037

Gas Natural del Oriente S.A., ESP (2) 1.781.454 3.844.242

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP (2) 846.846 443.555

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 5.025 2.874

Vinculados económicos

Biogas Doña Juana (3) 3.814.536 3.500.000

Gas Natural Servicios Integrales SAS 1.165.947 791.248

Electrificadora del Caribe S.A., ESP 281.771 244.050

Gas Natural SDG S.A. 44.223 149.043

Serviconfort Colombia SAS. 27.616 7.791

Unión Fenosa Internacional 43.725 43.724

28.421.146 33.760.564

Cuentas por pagar

Subordinadas

Gas Natural Servicios SAS (4) 5.395.500 722.165

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 939.958 116.123

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 26.969 63.463

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 350 -

Participadas

Metrex S.A. 1.152.286 322.308

Colombiana de Extrusión S.A. 123.594 184.782


Serviconfort Colombia SAS 297.171 152.584

Gas Natural Informatica S.A. 256.499 -


Gas Natural Fenosa Telecomunicaciones Colombia S.A. 85.609 62.046


Gas Natural Servicios Integrales SAS 18.634 394.946

8.424.364 2.033.152

(1) El saldo al 31 de diciembre de 2012 incluye préstamos por cobrar a Gas Natural Servicios SAS por $18.877 millones de pesos (2011 - $24.734 millones), los cuales fueron otorgados a una tasa del DTF + 3.47% EA por un término de siete años y un año como periodo de gracia. Así mismo, el saldo comprende intereses por cobrar sobre préstamos por $38 millones (2011 - $46 millones). El vencimiento de estos préstamos en el largo plazo equivale a $12.907 millones (2011 – 18.887 millones) (Ver Nota 5).

Nota 13. Vinculados económicos y accionistas

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


(2) Corresponde principalmente al cobro de servicios informáticos y de transmisión de datos, y asesoría en explotación del sistema SGC – Sistema de Gestión de Clientes a las compañías del grupo: Gas Natural del Oriente S.A., ESP, y Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP. Adicionalmente, incluye ventas de gas natural a esta última compañía subdistribuidora.

(3) Corresponde al préstamo efectuado a Biogás Doña Juana con las siguientes condiciones:

a) La suma de 1.000 millones de pesos a un plazo de dos años y con una tasa de interés pactada de DTF TA + 6.95%.

b) La suma de 2.500 millones de pesos a un plazo de dos años y con una tasa de interés pactada de DTF TA + 6.50%.

(4) El incremento se genera como resultado de mayores recaudos a favor de la Compañía filial Gas Natural Servicios SAS que se encontraban pendientes de pago.

Operaciones con compañías vinculadas

Las transacciones celebradas con compañías vinculadas durante los años terminados en 31 de diciembre, fueron las siguientes:

2012 2011

Subordinadas


Ingresos

Dividendos 6.183.627 12.098.925

Venta de materiales (1) 621.734 1.507.056

Honorarios informáticos y asistencia técnica 596.077 551.538

Operación y mantenimiento 610.201 588.288

Venta de gas natural 5.700.542 -

Arrendamiento de inmuebles 31.835 42.036


Costos y gastos

Suministro y transporte de gas 10.608.486 10.024.678

Otros



Ingresos

Dividendos 7.066.317 38.649.999


Honorarios informáticos y asistencia técnica 3.622.755 3.480.747





2012 2011

Costos y gastos

Servicios - 500


Otros



Ingresos

Dividendos 198.329 218.130

Venta de materiales (1) 11.706 -

Venta de servicios 3.173 -

Costos y gastos


Compra de materiales (1) 302 -


Ingresos


Intereses sobre préstamos (2) 1.044.680 923.250

Honorarios asistencia técnica 736.819 590.625

Ventas de vapor 687.650 666.593

Comisión 112.874 52.188

Arrendamientos 88.790 69.253


Visitas tecnicas Servigas 173.212 -


Costos y gastos

Revisiones técnicas reglamentarias 11.289.275 15.490.074

Comisión 1.996.139 1.605.201

Servicios - 283.868

Gestión administrativa de incremento de demanda 561.477 -

Inspecciones campaña “Calentadores salvavidas” 80.143 -

Otros

Contrato de mandato 1.538.113 1.767.495



2012 2011


Colombiana de Extrusión S.A.

Ingresos

Dividendos 574.058 862.646

Costos y gastos

Otros - 4.052

Otros

Compra de materiales 480.056 1.062.279

Metrex S.A.

Ingresos

Dividendos 751.706 321.133

Costos y gastos

Servicios - 5.294

Otros

Compra de materiales 4.242.090 3.706.584

Concentra Inteligencia en Energía

Costos y gastos

Cuota de sostenimiento 53.958 51.000

Electrificadora del Caribe S.A., ESP

Ingresos

Servicios 116.588 -

Venta de materiales (1) 157 -

Energía Empresarial de la Costa S.A., ESP

Costos y gastos

Servicios 360.098 372.442

Gas Natural Fenosa Telecomunicaciones Colombia S.A.

Costos y gastos

Servicios 728.599 435.888


Ingresos

Servicios y otros - 972.932

Honorarios - 409.224

Costos y gastos

Asistencia técnica 19.002.411 22.005.855

Honorarios 138.905 416.072

Servicios 307.146 119.575



2012 2011

Gas Natural Informática S.A.

Costos y gastos

Honorarios 3.457.578 4.607.398

Servicios y otros 16.382 22.775

Serviconfort Colombia SAS

Ingresos

Arrendamientos - 7.285

Honorarios informaticos y asistencia tecnica 18.321 16.801


Costos y gastos


Gastos de viaje - 600

Costo de inspecciones 726.885 580.137

Gestión de reparaciones 1.837.703 1.533.320

Asistencia Servigas - 57.742

Gas Natural Servicios Integrales SAS

Ingresos

Venta de papelería (1) 876 277

Otros servicios 358.071 29.809

Arrendamientos 221.863 -

Costos y gastos

Servicios profesionales 5.097.475 4.153.941

Servicios COIL 755.004 -

Accionistas


Otros

Pago de dividendos 150.553.230 41.565.959


Otros


Otros accionistas

Otros



(1) Las operaciones de compra y venta de materiales con las compañías del grupo Gas Natural se realizan con un incremento del 5% sobre el costo; para las ventas a terceros se aplican porcentajes entre el 10% y 20%, dependiendo del tipo de producto (si es importado o nacional, nivel de existencia y estado).

El efecto en resultados en Gas Natural S.A., ESP, por la venta de materiales aplicando el 15% de incremento promedio que se utiliza para terceros es de $101 millones (2011 - $218 millones) de mayor ingreso, y en las compras realizadas el impacto sería de $16 millones (2011 - $39 millones) de mayor costo.

(2) Los intereses financieros se generan sobre los préstamos otorgados por la Compañía a la tasa de interés del 4,98 % E.A. (2011 – 4,11% E.A.).

Operaciones con miembros de la Junta Directiva

Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2012 se efectuaron pagos a miembros de la Junta Directiva por valor de $22 millones (2011 - $9,7 millones). Ninguno de ellos posee participación accionaria en la Compañía.

Operaciones con representantes legales y administradores

Durante los años terminados en 31 de diciembre de 2012 y 2011 no se registraron operaciones con los representantes legales o administradores, diferentes de las relacionadas con el vínculo laboral.

Nota 14. Impuestos, gravámenes y tasas

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

2012 2011

Impuesto de renta y complementario 30.618.545 31.879.659

Impuesto al patrimonio 7.574.576 11.361.864

Impuesto de industria, comercio, avisos y tableros 3.861.798 3.631.406

Retención en la fuente 2.277.068 2.163.446

Impuesto sobre las ventas por pagar 596.043 330.138

Impuesto sobre las ventas retenido por pagar 544.933 415.363

Total impuestos, gravámenes y tasas 45.472.963 49.781.876

Menos: Impuesto al patrimonio no corriente 3.787.290 7.574.576

Total impuestos, gravámenes y tasas de corto plazo 41.685.673 42.207.300

El saldo del impuesto al patrimonio no corriente por años de vencimiento corresponde a:

Año Valor

2014 3.787.290

3.787.290


Impuesto sobre la renta y complementarios

Las disposiciones fiscales vigentes aplicables a la Compañía estipulan que:

a) Las rentas fiscales por norma general se gravan a la tarifa del 33% a título de impuesto de renta y complementarios, exceptuando los contribuyentes que por expresa disposición manejen tarifas especiales.

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

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

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

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

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

g) Desde el año 2004, los contribuyentes del impuesto de renta que hubieren celebrado operaciones con vinculados económicos o partes relacionadas del exterior y/o con residentes en países considerados paraísos fiscales, están obligados a determinar para efectos del impuesto de renta y complementarios sus ingresos ordinarios y extraordinarios, sus costos y deducciones, y sus activos y pasivos, considerando para estas operaciones los precios y márgenes de utilidad denominados de mercado. A la fecha, la administración de la Compañía y sus asesores aún no han concluido el estudio de actualización correspondiente al año 2012, pero consideran que con base en los resultados satisfactorios del estudio correspondiente al año 2011 y el resultado económico del año 2012 no se requerirán provisiones adicionales significativas de impuestos como resultado del mismo.

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


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

A continuación se detalla la conciliación entre la ganancia antes de provisión para el impuesto sobre la renta y la renta gravable al 31 de diciembre de:

2012 2011

Ganancia antes de provisión para impuesto sobre la renta 361.739.195 367.273.202

Mas: Partidas que aumentan la utilidad contable

Provision de industria y comercio 13.882.704 12.467.326

Dividendos efectivamente recibidos 13.448.273 29.469.613

Gastos no deducibles 8.788.634 6.745.183

Provisiones no deducibles 4.947.568 844.523

Efecto depreciación diferida 1.394.913 1.237.148

42.462.092 50.763.793

Menos: Partidas que disminuyen la utilidad contable

Ingreso aplicación método de participación 30.521.902 30.111.098

Dividendos no gravados 14.774.037 30.653.392

Pagos de Impuesto de industria y comercio 13.665.466 11.807.877

Ingresos no gravados 1.016.891 5.990.348

59.978.296 78.562.715

Total renta líquida 344.222.991 339.474.280

Tasa impositiva 33% 33%

Provisión para impuesto sobre la renta corriente 113.593.587 112.026.512

Cargo a pérdidas y ganancias por:

Impuesto diferido débito (1.141.449) 1.153.540

Impuesto diferido crédito (263.052) (408.259)

De años anteriores 560 471.683

Provisión para impuesto sobre la renta 112.189.646 113.243.476

2012 2011

Provisión para impuesto sobre la renta 113.593.587 112.026.512

Menos:

Retenciones en la fuente 15.982.761 14.394.036

Anticipos de renta 66.992.281 65.752.817

82.975.042 80.146.853

Pasivo de renta 30.618.545 31.879.659

El saldo por pagar del impuesto sobre la renta y complementarios al 31 de diciembre se determinó de la siguiente manera:


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

2012 2011

Patrimonio contable 1.264.192.046 1.228.138.195

Mas: Partidas que incrementan el patrimonio fiscal

Provisiones y otros 22.453.441 19.398.718

Impuesto diferido credito 8.034.142 8.297.194

30.487.583 27.695.912

Menos: Partidas que disminuyen el patrimonio fiscal

Valorizaciones de propiedad planta y equipo 707.672.047 675.567.863

Método de participación de inversiones 164.327.937 94.785.382

Depreciación diferida 29.097.505 30.610.687

Impuesto sobre la renta diferido débito 9.899.904 8.758.455

Valorizaciones de inversiones 6.092.875 4.628.462

917.090.268 814.350.849

Patrimonio fiscal 377.589.361 441.483.258

Las declaraciones de impuesto de renta y complementarios de los años gravables 2010 y 2011 se encuentran sujetas a aceptación y revisión por parte de las autoridades tributarias. La Administración de la Compañía y sus asesores legales consideran que las sumas contabilizadas como pasivo por impuestos por pagar son suficientes para atender cualquier reclamación que se pudiera establecer con respecto a tales años.

Impuesto al patrimonio

Mediante la Ley 1370 del año 2009 se estableció el impuesto al patrimonio por el año 2011 a cargo de los contribuyentes del impuesto a la renta. Por lo tanto, aquellos contribuyentes con patrimonio líquido superior a $5.000 millones deben pagar una tarifa del 4.8% y para patrimonios líquidos entre $3.000 millones y $5.000 millones una tarifa del 2.4%.

Mediante el Decreto de Emergencia número 4825 de diciembre de 2010 se incluyó un nuevo rango de contribuyentes obligados a este impuesto, estableciendo una tarifa del 1% para patrimonios líquidos entre $1.000 y $2.000 millones y del 1.4% para patrimonios entre $2.000 y $3.000 millones.

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

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

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

Es importante mencionar que mediante el oficio 115-043207 del 6 de septiembre de 2007 la Superintendencia de Sociedades se pronunció al respecto, sobre la autorización del máximo órgano social, para utilizar la cuenta revalorización del patrimonio. El órgano de control señalo: “Es


de aclarar que en efecto la revalorización del patrimonio podrá ser afectada, además de los casos ya previstos en las normas contables, por la imputación del impuesto al patrimonio, decisión que requiere autorización del máximo órgano social, quien debe aprobar si el impuesto al patrimonio se aplica a la revalorización del patrimonio o directamente a resultados”.

Nota 15. Pasivos estimados

La siguiente es la composición al 31 de diciembre de los pasivos estimados:

(1) Incluye principalmente las estimaciones del costo de suministro y transporte de gas de del mes de diciembre de los respectivos años, ya que a la fecha de corte no se había recibido la correspondiente factura.

(2) La Compañía ha provisionado aquellos litigios considerados probables en opinión de los abogados. Al 31 de diciembre de 2012, este rubro se encuentra conformado por:

• Provisión para asuntos fiscales por $492 millones.

• Provisión para demandas de nulidad y restablecimiento del derecho e investigaciones administrativas por $352 millones.

• Provisión para demandas laborales por $414 millones.

(3) Las provisiones para impuestos, gravámenes y tasas corresponden al impuesto de estratificación.

Nota 16. Patrimonio de los accionistas

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

2012 2011

Bienes y servicios pendientes de recibir factura (1) 85.258.105 87.038.574

Provisiones para contingencias (2) 1.258.740 618.974

Provisiones para impuestos, gravámenes y tasas (3) 427.030 587.456

86.943.875 88.245.004

2012 2011

Capital Social

Autorizado acciones de 36.917.588 valor nominal de $750 cada una 27.688.191 27.688.191

Suscrito y pagado 27.688.191 27.688.191

Superávit de capital 68.555.353 68.555.353

Ganancias retenidas apropiadas 24.426.306 25.306.307

Superávit por valorizacion de activos 713.764.922 680.196.325

Superávit por método de participación 44.080.253 36.645.630

Revalorización del patrimonio 135.716.663 135.716.663

Ganancias retenidas no apropiadas 249.549.549 254.029.726

1.263.781.237 1.228.138.195



Reserva legal

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

Reserva por disposiciones fiscales para depreciación acelerada

Esta reserva se constituyó para obtener deducciones tributarias por depreciación en exceso de depreciaciones contabilizadas. Según disposiciones legales, en la medida en que las depreciaciones posteriormente contabilizadas excedan las solicitadas cada año para efectos tributarios, se puede distribuir esta reserva en cantidades iguales al 70% de dichos excedentes.

Superávit por valorizaciones

El incremento de este saldo al 31 de diciembre de 2012, es originado por la actualización en la valoración de la propiedad, planta y equipo.


La revalorización del patrimonio refleja el efecto sobre el patrimonio originado por la pérdida del poder adquisitivo de la moneda hasta diciembre de 2005. Su saldo solo podrá ser distribuido como utilidad cuando la Compañía se liquide o se capitalice su valor de acuerdo con las normas legales.

De acuerdo a lo establecido en la Ley 1370 de 2009 y al Decreto 514 de 2010 que modificó el artículo 78 del Decreto Reglamentario 2649 de 1993, en 2011 el impuesto al patrimonio fue imputado como menor valor de la cuenta de revalorización del patrimonio y ascendió a $15.149 millones.

Valor intrínseco de la acción

El valor intrínseco de la acción al 31 de diciembre de 2012, calculado con base en 36.917.588 acciones en circulación y teniendo en cuenta el rubro de valorizaciones, es de $34.232 (2011 - $33.267).

Ganancias acumuladas y giros al exterior

Las disposiciones cambiarias vigentes permiten la remesa de dividendos a accionistas extranjeros sin limitación. Su remesa se hace a través del mercado cambiario, cumpliendo con disposiciones legales. Los dividendos pueden ser capitalizados incrementando la inversión extranjera, previa la aprobación legal y el correspondiente registro en el Banco de la República.

Los dividendos que se giren al exterior a personas jurídicas o naturales, no domiciliadas o no residentes, pueden estar sometidos total o parcialmente a retención en la fuente local, lo cual dependerá del cálculo de utilidades gravadas y no gravadas establecido por las normas tributarias vigentes, y que estará a cargo de la Sociedad que decrete los dividendos en calidad de exigibles.


Dividendos decretados

La Asamblea General de Accionistas decretó en marzo de 2012 la distribución de dividendos por $254.029 millones correspondientes a las utilidades del ejercicio comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2011, los cuales se pagaron en dos cuotas el 15 de mayo y el 15 de agosto de 2012, y mediante Junta Directiva celebrada el 6 de marzo de 2012 se decide distribuir en calidad de dividendos la suma de $880 millones por liberación de reservas por disposiciones fiscales para depreciación acelerada.

Nota 17. Ingresos de operación

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

2012 2011

Ventas de gas (1) 1.145.149.787 993.185.585

Cargos por conexión 41.641.418 41.358.139


Reconexión y reinstalación 9.845.866 8.614.011

Intereses de financiación derechos conexión e internas 8.113.092 6.336.927

Comisiones 7.545.931 6.188.367

Asistencia técnica a terceros 4.983.988 4.622.910

Alquiler de instalaciones 3.797.253 4.527.922

Contrato cuentas en participación 3.593.864 3.965.041

Venta materiales y equipos 2.663.598 3.912.063

Ingresos detección anomalías por ventas de gas 2.554.285 980.791

Visita y servicios técnicos 1.581.195 1.819.762

Mantenimiento y reparación 1.406.959 1.001.896

Indemnización por daños a la red 265.809 265.724

Visita técnica de rehabilitación VTR 137.818 -

Servicio cambio de medidor 92.275 94.057

Cargos por internas y adicionales - 32.033

Otros ingresos operacionales 1.458.472 4.032.139

1.248.613.855 1.101.644.440

(1) Las ventas de gas incluyen principalmente los ingresos obtenidos por el cargo fijo y variable, los ingresos generados por el consumo de gas natural de las estaciones de servicio de gas natural vehicular, las ventas de gas a compañías subdistribuidoras y el cargo por distribución por acceso de terceros a la red.


Nota 18. Costos de operación

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

2012 2011

Costo de suministro y transporte de gas 656.934.148 519.349.378

Depreciación 26.168.615 25.682.701

Publicidad, propaganda y actividades promocionales 24.865.387 16.256.530

Costos de personal 19.289.620 18.725.704

Costos de conexiones 17.498.496 15.313.704

Mantenimiento y reparaciones 14.521.112 12.467.883

Costo revisiones técnicas reglamentarias 12.331.360 17.552.346

Servicios contratados 6.993.627 6.648.897

Alquileres y arrendamientos 5.098.842 5.367.094

Costo reconexiones y reinstalaciones 4.218.609 3.884.893

Comunicaciones y transporte 3.262.247 2.660.377

Costo inspección puesta en servicio 2.267.097 1.781.929

Costo venta materiales y equipos 2.048.930 4.915.677

Honorarios y asesorías 1.837.130 972.745

Proyecto de calidad prestación del servicio 1.343.104 1.216.666

Servicios públicos 1.269.805 1.065.761

Viáticos y gastos de viaje 1.262.600 1.223.722

Costo servicio detección anomalías 1.248.550 1.103.254

Primas de seguros 1.034.484 981.514

Servicios técnicos 1.003.118 1.214.198

Impresos y publicaciones 943.081 1.139.828

Servicio de aseo, cafetería y restaurante 683.779 675.184

Vigilancia 501.939 491.602

Suscripciones y afiliaciones 362.299 207.573

Combustibles y lubricantes 311.121 374.584


Costos de oficina 280.761 368.527

Relaciones públicas 169.603 80.997

Impuestos y contribuciones 18.638 11.655

Otros costos operacionales 1.333.457 1.171.172

809.390.806 663.090.226


Nota 19. Gastos generales de administración y operación

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

2012 2011

Impuestos y contribuciones 23.215.565 19.894.801


Honorarios y asesorías 12.656.069 13.215.972

Gastos de personal 9.672.368 10.271.738

Provisión para cuentas de difícil cobro 3.975.123 2.135.544




Vigilancia 1.161.511 1.077.687

Amortizacion de Intangibles 1.160.949 1.825.077

Provisión de inventario de materiales 846.828 116.848

Comunicaciones y transporte 843.679 804.992

Amortizacion de diferidos 837.642 568.326

Depreciación 834.176 893.724

Provisión para contingencias y litigios 639.766 -

Primas de seguros 595.006 535.980

Mantenimiento y reparaciones 507.442 641.431


Amortización activos en leasing financiero 375.387 391.333

Servicio de aseo, cafeteria y restaurante 347.834 342.901

Cuotas de sostenimiento 296.577 276.535

Servicios públicos 238.472 226.149

Impresos, publicaciones y susripciones 161.413 190.691


Gastos de oficina 79.329 71.788

Servicios contratados 47.724 98.221

Contribuciones imputadas- Indemnizaciones 20.134 8.956

Otros gastos de operación 559.402 338.851

83.472.177 81.119.900


Nota 20. Gastos generales de ventas

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

2012 2011

Recaudo 7.861.107 7.467.528

Entrega de facturas 7.771.834 2.454.767

Servicio de call center 4.996.039 4.651.257

Toma de lecturas 3.198.958 2.941.632

Atención a clientes en centros del gas 1.564.343 1.627.017

Alquiler de impresoras 1.339.830 1.206.220

Procesos de servicio al cliente COIL 875.804 -

Honorarios por cobro jurídico a clientes 516.365 481.905

Formas continuas facturas y comunicados 32.048 31.212

28.156.328 20.861.538

Nota 21. Otros ingresos no operacionales, neto de egresos

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

2012 2011

Ingresos

Ingresos aplicación método de participación 30.521.902 30.111.099

Financiación de títulos valores 11.984.106 10.873.143

Intereses recibidos 5.815.018 3.511.557

Descuentos recibidos 3.109.232 2.987.450

Diferencia en cambio 2.214.433 887.005

Dividendos y participaciones recibidas (1) 1.325.764 1.183.779

Recuperación de provisiones cartera 1.283.027 388.663

Recuperaciones de costos y gastos 428.262 965.615

Recuperación cartera castigada 247.040 487.005

Indemnizaciones 167.937 10.878

Ingresos de ejercicios anteriores 1.780 299.661

Utilidad en venta de propiedad, planta y equipo - 60.076

Recuperación de provisiones inventarios - 777

Ajustes ejercicios anteriores ventas de gas - 2.364.370

Diversos 240.719 63.585

57.339.220 54.194.663



2012 2011

Egresos

Intereses 15.998.438 15.402.939

Comisiones y gastos bancarios 2.818.968 585.175

Diferencia en cambio 2.805.508 805.035

Baja de inversiones 916.286 -

Donaciones 223.028 217.381

Ajustes ejercicios anteriores compra de gas - 426.973

Pérdida en venta de activos fijos - 52.543

Gasto ejercicios anteriores - 4.522.708

Amortización crédito mercantil - 106


Diversos 432.341 343.578

23.194.569 23.494.237

34.144.651 30.700.426

(1) Durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012 se reciben dividendos en efectivo de las compañías participadas Extrucol y Metrex por valor de $1.325 millones (2011 - $1.184 millones).

Nota 22. Cuentas de orden

Al 31 de diciembre las cuentas de orden comprendían:2012 2011

Deudoras

Diferencias fiscales 960.462.052 878.586.291

Derechos contingentes (1) 63.584.995 54.244.982

Deudoras de control

Activos totalmente depreciados 73.837.429 57.868.284

Bienes y derechos en investigación administrativa 6.864.164 6.134.665

Otras deudoras de control (2) 1.650.758 1.834.778

1.106.399.398 998.669.000

Acreedoras

Fiscales 35.736.653 43.520.897

Responsabilidades contingentes (3) 16.250.048 14.107.303

51.986.701 57.628.200

1.054.412.697 941.040.800

(1) El saldo de derechos contingentes incluye principalmente el importe de las garantías suscritas por la Compañía con el fin de asegurar el cumplimiento en el pago del transporte de gas natural, entre las cuales se encuentra la Transportadora de Gas Internacional S.A., ESP, – TGI por valor de $52.384 millones (2011 - $43.758 millones).

(2) El saldo incluye los importes registrados por castigos de cartera y condonaciones de deuda, así como el inventario de materiales de baja rotación.

(3) Incluye principalmente el valor estimado de pérdidas eventuales o remotas por concepto de litigios en contra de la Compañía, en criterio de sus abogados internos y externos.



Indicador Expresión 2012 2011 Explicación del Indicador Análisis

Liquidez

Razón corriente (veces) 2,42 1,28Indica la capacidad de la Compañía para hacer frente a sus deudas a corto plazo, comprometiendo sus activos corrientes.

La Compañía por cada peso que debe en el corto plazo cuenta, con $2,42 (2011 - $1,28 pesos para respaldar sus obligaciones de corto plazo.

Nivel de endeudamiento

Nivel de Endeudamiento % 28,89 26,07Indica el grado de apalancamiento que corresponde a la participación de los acreedores en los activos de la Compañía.

Por cada peso que la Compañía tiene invertido en activos, $28,89 (2011 - $26,07) han sido financiados por los acreedores.

Nivel de Endeudamiento (Sin Valorizaciones)

% 48,29 44,14Indica el grado de apalancamiento que corresponde a la participación de los acreedores en los activos de la Compañía. (Sin valorizaciones).

Los acreedores de la Compañía representan el 48,29% (2011 - 44,14%) del total del activo, en caso que no se tengan en cuenta las valorizaciones.

Concentración del endeudamiento en el corto plazo

% 39,18 78,15Señala el porcentaje de los pasivos que tienen vencimiento en menos de un año.

La Compañía tiene el 39,18% (2011 - 78,15%) de obligaciones financieras en el corto plazo, es decir; que su vencimiento se presentará en un periodo inferior a un año.

Financiero % 58,60 53,88Indica la participación que tienen las obligaciones financieras sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la Compañía, el 58,6% (2011 - 53,88%) corresponde a obligaciones financieras.

Proveedores y Acreedores % 41,40 46,12Indica la participación que tienen los proveedores y acreedores sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tiene la Compañía, el 41,4% (2011 - 46,12%) corresponde a obligaciones con proveedores y acreedores.

Solvencia y cobertura

EBITDAEn millones

de $362.433 368.986

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

La Compañía generó durante el 2012 un flujo de caja bruto de $ 362.433 millones (2011 - $368.986 millones).

Cobertura de EBITDA sobre gasto financiero

(veces) 19,26 23,08Indica la capacidad de cubrimiento que la Compañía tiene sobre los gastos financieros.

El cubrimiento del Ebitda de la Compañía con relación a sus gastos financieros es de 19,26 veces (2011 - 23,08 veces).

Pasivo total / EBITDA (veces) 1,42 1,17Relación existente entre la deuda total y el EBITDA generado en periodo de tiempo.

La Compañía generó una ganancia operacional 1,42 veces superior a su deuda contratada (2011 - 1,17 veces).

Rendimiento

Rendimiento del Capital % 901,3 917,5Indica el rendimiento de los aportes realizados por los accionistas.

Los accionistas de la Compañía obtuvieron un rendimiento sobre su aporte de capital para el 2012 del 901,3% (2011 - 917,5 %).

Rendimiento del patrimonio % 19,8 20,7Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada por los Accionistas.

Los accionistas de la Compañía obtuvieron un rendimiento sobre su inversión para el 2012 del 19,8% (2011 - 20,7 %).

Rendimiento del patrimonio (Sin Valorizaciones)

% 45,4 46,4Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada por los Accionistas sin tener en cuenta las valorizaciones.

Los accionistas de la Compañía obtuvieron un rendimiento sobre su inversion para el 2012 del 45,4% (2011 - 46,4 %), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos.

Rendimiento del activo % 14,0 15,3Indica el rendimiento obtenido sobre los activos totales de la Compañía.

Los activos de la Compañía, con respecto a la ganancia neta, tuvieron un redimiento del 14% (2011 - 15,3 %).

Rendimiento del activo (Sin Valorizaciones)

% 23,5 25,9Indica el rendimiento obtenido sobre los activos totales de la Compañía sin valorizaciones.

Los activos de la Compañía, con respecto a la ganancia neta, tuvieron un redimiento del 23,5% (2011 - 25,9 %), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos.

Rentabilidad

Margen Operacional % 26,2 30,6Indica el aporte de cada peso de las ventas en la generación de la utilidad operacional

Por cada peso vendido por la Compañía, se generan $26,2 de ganancia operacional (2011 - $30,6).

Margen EBITDA % 29,0 33,5Representa el porcentaje de EBITDA originado por cada peso de ingreso operacional.

Por cada peso vendido por la Compañía, se generan $29 de flujo de caja bruto (2011 - $33,5).

Capital de trabajoEn millones

de $285.515 94.310

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

El capital de trabajo neto de la Compañía, al 31 de diciembre fue de $285.515 millones, (2011 - $94.310 millones).

EBITDA= Ganancia Operacional + Ajuste de ejercicios anteriores negocio de venta de gas + Depreciaciones + Amortizaciones + Provisiones

Gasto Financiero = Intereses + Comisiones y gastos bancarios

Gas Natural S.A., ESPIndicadores Financieros


97 Estados fi nancieros consolidadosinforme anual 2012

Estados financieros consolidados

Estados fi nancieros consolidados informe anual 2012 97


Certifi cación del Representante Legal y del Contador de la Compañía

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


Los suscritos Representante Legal y Contador de Gas Natural S.A., ESP, certifi camos que los estados fi nancieros consolidados de la Compañía y sus subordinadas al 31 de diciembre de 2012 y 2011, se han tomado fi elmente de los libros y planillas de consolidación, y que antes de ponerlos a su disposición y de terceros hemos verifi cado las siguientes afi rmaciones contenidas en ellos:

a) Todos los activos y pasivos incluidos en los estados fi nancieros consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2012 y 2011 existen, y todas las transacciones incluidas en dichos estados consolidados se han realizado durante los años terminados en esas fechas.

b) Todos los hechos económicos realizados por la Compañía y sus subordinadas durante los años terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011 se han reconocido en los estados fi nancieros consolidados.

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

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

e) Todos los hechos económicos que afectan a la Compañía y sus subordinadas se han clasifi cado, descrito y revelado correctamente en los estados fi nancieros.

María Eugenia Coronado Orjuela Mónica Malagón Gaitán Representante Legal Contador Tarjeta profesional 66940-T




De acuerdo con lo ordenado por el artículo 46 de la Ley 964 de 2005, en mi calidad de Representante Legal de Gas Natural S.A., ESP, como parte integral del informe de gestión presentado por los años terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, me permito darles a conocer que los estados fi nancieros consolidados y otros informes relevantes para el público no contienen vicios, imprecisiones o errores que impidan conocer la verdadera situación patrimonial o las operaciones de la Compañía y sus subordinadas.





De acuerdo con lo ordenado por el artículo 47 de la Ley 964 de 2005, en mi calidad de Representante Legal de Gas Natural S.A., ESP, como parte integral de mi informe de gestión durante los años terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, me permito darles a conocer la evaluación sobre el desempeño de los sistemas de revelación y control de la información fi nanciera y de los procedimientos correspondientes que aseguran que dicha información se ha presentado de manera adecuada.

Para el efecto, con el fi n de fomentar la transparencia y minimizar los efectos de los riesgos de control interno y del negocio, Gas Natural S.A., ESP, y sus subordinadas, cuenta con un sistema de control interno, de administración y control de riesgos, que permite la ejecución de los distintos negocios de las compañías en los frentes comercial, fi nanciero, operativo y de seguridad en los sistemas de información, dentro de márgenes razonables y medibles de exposición, previniendo impactos negativos y facilitando el registro, procesamiento, resumen y presentación adecuada de la información fi nanciera. Los riesgos a los que están expuestas las compañías son, entre otros: riesgo de crecimiento, riesgo tarifario, riesgo de morosidad y riesgos operacionales.

La supervisión de las funciones y actividades de control interno la desarrolla en forma permanente la auditoría interna, unidad administrativa que con la debida independencia auditó y verifi có, dentro del alcance de sus labores, la satisfacción de las necesidades de control en Gas Natural S.A., ESP, y sus subordinadas, partiendo de la ejecución del plan de auditoría y su seguimiento a través del análisis de los informes presentados a la alta dirección. El plan de auditoría se orientó a la revisión y evaluación de los controles integrales para los procesos críticos del negocio, suministrando apoyo a la gestión, supervisión y mejoramiento del control interno.



Gas Natural S.A., ESP, y sus subordinadas

Balances generales consolidados


Activo Notas 2012 2011

Activos corrientes

Efectivo y equivalentes de efectivo 4 170.540.183 130.046.569

Cuentas por cobrar, neto 5 391.166.412 372.934.217

Inventarios, neto 8.694.824 10.005.842

Gastos pagados por anticipado 130.563 1.938.471

Bienes en fi deicomiso 2.971.349 2.529.253

Total de los activos corrientes 573.503.331 517.454.352

Activos no corrientes

Cuentas por cobrar a largo plazo 5 54.687.403 54.052.138

Inversiones 6 32.989.390 33.891.667

Propiedades, gasoductos y equipo, neto 7 489.636.005 478.619.769


Intangibles 2.398.855 2.231.889

Bienes adquiridos en leasing 8 877.953 1.369.878

Valorizaciones de activos 9 867.648.817 821.279.843

Total de los activos 2.038.612.959 1.922.588.230

Pasivo y patrimonio de los Accionistas

Pasivos corrientes


Proveedores 51.401.475 46.379.343

Anticipos y avances recibidos 2.345.122 2.138.310

Cuentas por pagar 11 16.662.634 10.436.415

Obligaciones laborales 2.950.600 3.351.941


Pasivos estimados 14 112.228.106 115.307.564


Total de los pasivos corrientes 295.850.088 439.684.266

Pasivos a largo plazo



Otros pasivos no corrientes 22.787.552 21.958.028

Interes minoritario 110.426.462 98.534.066

Total de los pasivos 775.665.010 695.283.323

Patrimonio de los Accionistas (ver estado adjunto) 15 1.262.947.949 1.227.304.907

Total de los pasivos y el patrimonio de los Accionistas 2.038.612.959 1.922.588.230

Cuentas de orden 21 1.270.961.300 1.194.050.859



(En miles de pesos)



Estados de resultados consolidadosPor el año terminadoel 31 de diciembre de

Notas 2012 2011

Ingresos de operación 16 1.481.349.318 1.313.822.310

Costos de operación 17 939.002.222 776.135.882

Ganancia bruta 542.347.096 537.686.428

Gastos generales de:

Administración y operación 18 109.378.536 106.705.247

Ventas 19 36.072.749 26.073.863

145.451.285 132.779.110

Ganancia operacional 396.895.811 404.907.318

Otros ingresos no operacionales, neto de egresos 20 3.200.682 3.713.902

Amortización de la corrección monetaria diferida 79.685 79.358

Ganancia antes de interés minoritario y provisión para impuesto sobre la renta 400.176.178 408.700.578

Interes minoritario (15.423.149) (17.640.386)

Ganancia antes de provisión para impuesto sobre la renta 384.753.029 391.060.192

Provisión para impuesto sobre la renta 13 135.203.480 137.030.466


Ganancia neta por acción (en pesos colombianos) 6.759,638 6.880,995



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



Estados consolidados de cambios en el patrimonio los de accionistas

Por el año terminadoel 31 de diciembre de

2012 2011

Capital social


Superávit de capital


Ganancias retenidas apropiadas


Liberación durante el año (880.001) (1.100.001)


Ganancias retenidas no apropiadas


Traslado de reservas 880.001 1.100.001






Impuesto al patrimonio pagado - (15.149.152)


Superávit por valorizaciones de activos




Total del patrimonio de los accionistas 1.262.947.949 1.227.304.907


Legal 13.844.096 13.844.096

Por disposiciones fi scales para depreciación 10.582.210 11.462.211

24.426.306 25.306.307

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


(En miles de pesos)

Estados financieros consolidados informe anual 2012 105


Estados consolidados de cambios en la situación financiera


(En miles de pesos)


2012 2011

Los recursos financieros fueron provistos por:


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

afectaron el capital de trabajo en el año:

Amortización de :


Intangibles 1.268.086 2.007.532

Corrección monetaria diferida, neta (79.685) (79.357)

Depreciación de:

Propiedades, gasoductos y equipo 39.286.927 38.492.755


Impuesto sobre la renta diferido, neto (379.892) 3.864.270


Propiedades, gasoductos y equipo 7.147 (177.566)

Inversiones permanentes 921.161 641.906

Utilidad ajuste en valorizaciones (5.924) -

(Recuperación) de provisiones para:

Propiedades, gasoductos y equipo (148.877) -

Inversiones permanentes (39.723) (109.356)

Impuesto al patrimonio de compañias controladas - (5.744.000)



Capital de trabajo provisto por las operaciones del año 307.172.521 296.532.250

Traslado de:

Cuentas por cobrar de largo a corto plazo 39.245.470 51.789.580

Obligaciones financieras de largo a corto plazo (137.212.657) (138.791.602)

Inversiones al efectivo y equivalentes de efectivo - 31.348


Propiedades, gasoductos y equipo - 288.914

Inversiones permanentes 20.839 24.646.032

Disminución de cuentas por pagar a largo plazo - (64.613)

Aumento de obligaciones financieras a largo plazo 417.747.992 74.638.071

(Disminución) aumento de impuestos, gravámenes y tasas de largo plazo (5.708.057) 11.415.688

Total 621.266.108 320.485.668




2012 2011

Los recursos fi nancieros fueron utilizados para:

Adquisición de:


Bienes adquiridos en leasing - 171.353

Desinversión en compañìas participadas - (2.600)

Aumento (disminución) en:


Intangibles 1.435.052 1.080.039


Inversiones permanentes por partidas patrimoniales - 16.001.921

Pago de obligaciones fi nancieras 63.333.333 -

Dividendos decretados por la matriz 254.909.727 70.377.549

Dividendos decretados por compañías controladas 8.890.583 37.099.741

Total 421.382.951 195.641.960


Cambios en los componentes del capital de trabajo

Aumento (disminución) en los activos corrientes:

Efectivo y equivalentes de efectivo 40.493.614 95.368.333

Cuentas por cobrar 18.232.195 130.086.919

Inventarios (1.311.018) (1.518.565)

Gastos pagados por anticipado (1.807.908) 268.274

Bienes en Fideicomiso 442.096 (3.245.407)

Total 56.048.979 220.959.554

(Aumento) disminución en los pasivos corrientes:

Obligaciones fi nancieras 153.122.249 (19.105.175)

Proveedores (5.022.132) (28.596.285)

Anticipos y avances recibidos (206.812) 2.407.310

Cuentas por pagar (6.226.219) (3.722.066)

Obligaciones laborales 401.341 (87.082)

Impuestos, gravámenes y tasas 3.104.389 (7.186.359)

Otros pasivos (4.418.096) (3.615.455)

Pasivos estimados 3.079.458 (36.210.734)

Total 143.834.178 (96.115.846)





Estados consolidados de flujos de efectivo


2012 2011

Flujos de efectivo de las actividades de operación:


Ajustes para conciliar la ganancia neta del periodo con el efectivo neto provisto por

las actividades de operación:

Amortización de:


Intangibles 1.268.086 2.007.532

Corrección monetaria diferida, neta (79.685) (79.357)

Depreciación de:



Impuesto sobre la renta diferido, neto (379.892) 3.864.270


Propiedades, gasoductos y equipo 7.147 (177.566)

Inversiones permanentes 921.161 641.906

(Utilidad) ajuste valorizaciones (5.924) -

(Recuperación) constitución de provisiones para:

Cuentas de difícil cobro 3.815.728 1.826.243

Propiedades, gasoductos y equipo (148.877) -

Inventarios 1.037.134 231.797

Inversiones permanentes (39.723) (109.356)


Impuesto al patrimonio de las compañías controladas - (5.744.000)


312.025.383 298.590.290

Cambios en activos y pasivos operacionales

Cuentas por cobrar (22.683.188) (112.362.743)

Inventarios 273.884 1.286.768

Gastos pagados por anticipado 1.807.908 (268.274)

Bienes en fideicomiso (442.096) 3.245.407

Proveedores 5.022.132 28.596.285

Anticipos y avances recibidos 206.812 (2.407.310)

Cuentas por pagar 6.226.219 3.657.453

Obligaciones laborales (401.341) 87.082

Impuestos, gravámenes y tasas (8.812.446) 18.602.047

Pasivos estimados (3.079.458) 36.210.734


Efectivo neto provisto por las actividades de operación 294.561.905 278.853.194

(En miles de pesos)




2012 2011

Flujos de efectivo de las actividades de inversión:

Adquisición de:

Propiedades, gasoductos y equipo (50.161.433) (36.460.962)

Inversiones permanentes - (16.001.921)

Bienes adquiridos en leasing - (171.353)


Propiedades, gasoductos y equipo - 288.914

Inversiones permanentes 20.839 24.646.032

Desinversión en compañìas participadas - 2.600

Traslado de inversiones permanentes al efectivo y equivalentes de efectivo - 31.348

Aumento de: -

Cargos diferidos (2.772.088) (2.213.834)

Intangibles (1.435.052) (1.080.039)

Efectivo neto usado en las actividades de inversión (54.347.734) (30.959.215)

Flujos de efectivo de las actividades de fi nanciación:

Adquisición de obligaciones fi nancieras 530.174.582 168.794.989

Pago de obligaciones fi nancieras (466.094.829) (213.843.345)

Dividendos decretados por la matriz (254.909.727) (70.377.549)

Dividendos decretados por compañias controladas (8.890.583) (37.099.741)

Efectivo neto usado en las actividades de fi nanciación (199.720.557) (152.525.646)

Aumento en el efectivo y equivalentes de efectivo 40.493.614 95.368.333

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del año 130.046.569 34.678.236

Efectivo y equivalentes de efectivo al fi nal del año 170.540.183 130.046.569





Notas a los estados financieros consolidados

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011 (En miles de pesos, a menos que se indique lo contrario)

Nota 1. Entidades reportantes

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

Gas Natural S.A., ESP, con domicilio en Bogotá, D.C., se constituyó de acuerdo con las leyes colombianas el 13 de abril de 1987 como una empresa de servicios públicos domiciliarios anónima, y tiene por objeto la prestación del servicio público esencial domiciliario en cualquier parte del país y su distribución en cualquier estado, incluyendo gas combustible vehicular, el financiamiento de equipos de conversión a gas natural vehicular, gasodomésticos y cualquier otro que utilice gas natural como combustible, así como la conexión de sus clientes, la promoción y celebración de acuerdos, contratos o asociaciones que impulsen proyectos de interés para la expansión y venta del gas combustible, la construcción y operación en forma directa o a través de contratistas de gasoductos, redes de distribución, estaciones de regulación, estaciones de servicio para la venta al público de gas combustible vehicular, medición o compresión, acometidas domiciliarias y, en general, cualquier obra necesaria para el manejo y comercialización de gases combustibles en cualquier estado. El término de duración de la Compañía es indefinido.

El 10 de mayo de 2004, la Asamblea General de Accionistas decidió ampliar el objeto social de la Compañía y estableció lo siguiente: “Parágrafo primero: En desarrollo de su objeto social, la Compañía estará facultada para garantizar a cualquier título obligaciones de sus filiales y subsidiarias, previa consideración y autorización por parte de la Junta Directiva de la sociedad y la venta de cualquier tipo de energía en general”.

Por ser una empresa de servicios públicos domiciliarios, las tarifas que cobra la Compañía a sus usuarios por concepto de la venta de gas natural están reguladas por el Estado. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), mediante Resolución 033 de 2004, aprobó el cargo promedio de distribución y el cargo máximo base de comercialización actualmente en vigencia.

Durante 1998 la Compañía adquirió el 54,5% de las acciones en circulación de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, asumiendo en esta forma la mayoría accionaría y, por tanto, el control sobre la misma.

El 1 de septiembre de 2010 se celebra un acuerdo de negociación de acciones entre Gas Natural S.A., ESP, Gas Natural de Aguachica E.U. y Progasur S.A., ESP, como resultado de este acuerdo la Compañía enajenó el 7.13% de las acciones en circulación de que era titular en la sociedad Gasoducto del Tolima S.A., ESP, a favor de la sociedad Progasur S.A., ESP, y como contraprestación adquirió un 6.29% de las acciones en circulación de que era titular Gas Natural de Aguachica E.U. en la sociedad Gas Natural del Cesar S.A., ESP.


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


La Asamblea General de Accionistas de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, en reunión realizada el 31 de octubre de 2008, aprobó el proyecto de fusión presentado por la administración, en el cual Gas Natural del Oriente S.A., ESP, actuó como compañía absorbente de Gases de Barrancabermeja S.A., ESP, (compañía absorbida). Posteriormente, la Superintendencia de Sociedades autorizó la fusión por absorción de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, y Gases de Barrancabermeja S.A., ESP, mediante la resolución 341-002557 del 9 de junio de 2009 y resolución aclaratoria No. 341-002582 del 12 de junio de 2009.

La protocolización se efectúo mediante Escritura Pública número 1.346 otorgada el 17 de junio de 2009 en la Notaria 26 del Circulo Notarial de Bogotá D.C., y el día 2 de julio de 2009 se realizó su inscripción en el registro mercantil. En julio de 2009, se efectuó la incorporación de los saldos de Gases de Barrancabermeja S.A., ESP, como consecuencia del perfeccionamiento de la reforma estatutaria de fusión por absorción de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, y Gases de Barrancabermeja S.A. ESP.

El 1 de septiembre de 2010 se celebra un acuerdo de negociación de acciones entre Gas Natural del Oriente S.A., ESP, Gas Natural de Aguachica E.U. y Progasur S.A., ESP, como resultado de este acuerdo Gas Natural del Oriente S.A., ESP, enajenó el 17.87% de las acciones en circulación de que era titular en la sociedad Gasoducto del Tolima S.A., ESP, a favor de la sociedad Progasur S.A., ESP, y como contraprestación adquirió un 9.27% de las acciones en circulación de que era titular Gas Natural de Aguachica E.U. en la sociedad Gas Natural del Cesar S.A., ESP. Efectuada esta negociación, la participación de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, en Gas Natural del Cesar S.A., ESP, asciende al 55.94%, de esta forma asume la mayoría accionaría y, por lo tanto, el control sobre esta sociedad.


Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, con domicilio en Bogotá D.C., se constituyó de acuerdo con las leyes colombianas el 28 de mayo de 1998 como una sociedad de servicios públicos domiciliarios anónima y tiene por objeto la prestación del servicio público de distribución domiciliaria de gas natural, por red física o tubería, con exclusividad para el área del altiplano cundiboyacense. El término de duración de la Compañía es indefinido.

Gas Natural Servicios SAS.

Por autorización de la Junta Directiva de Gas Natural S.A., ESP, se constituyó la sociedad Gas Natural Servicios Ltda. el 9 de junio del 2008, como una sociedad de responsabilidad limitada, con el objeto de desarrollar actividades no reguladas e inherentes al servicio público de gas. La participación de Gas Natural S.A., ESP, corresponde al 99,90% de las cuotas o partes de interés social, y la participación de Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, es del 0,10%.

Gas Natural Servicios SAS tiene por objeto dedicarse, por cuenta propia, de terceros y/o asociada a terceros, a las siguientes actividades: la labor de inspección y/o interventoria y/o certificación de gasoductos, estaciones de regulación, medición o compresión, redes de distribución e instalaciones internas de los clientes residenciales, comerciales e industriales, fuera cual fuese su origen, en especial energía eléctrica y gas combustible acorde con la normativa vigente; la asesoría y asistencia técnica, administrativa y los servicios de inspección, revisión periódica, mantenimiento, control preventivo, correctivo y reparación de redes e instalaciones internas y externas de energía, fuera cual fuese su origen, en especial energía eléctrica y gas combustible; la fabricación, comercialización, importación, exportación, instalación y arriendo de productos, maquinas y, en general, de artefactos que funcionen con cualquier tipo de fuente de energía, renovables o no tales como electricidad y gas combustible. El término de duración de la Compañía expira el 9 de junio del 2058.

En 2012 se perfeccionó la reforma estatutaria de transformación de la sociedad Gas Natural Servicios Limitada al régimen jurídico de Sociedad por Acciones Simplificada – S.A.S. aprobada por unanimidad en la Junta Extraordinaria de Socios celebrada el 27 de enero de 2012 e inscrita en el registro mercantil el 16 de febrero del mismo año bajo el número 01607774.


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

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

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

Para sus registros contables y para la preparación de sus estados financieros, Gas Natural S.A., ESP, Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, Gas Natural del Oriente S.A., ESP, y Gas Natural del Cesar S.A., ESP, por disposiciones legales, deben aplicar los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia, y los lineamientos establecidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios o, en su defecto, por la Superintendencia Financiera y por otras normas legales. Gas Natural Servicios SAS debe aplicar los principios de contabilidad establecidos por la Superintendencia de Sociedades. Dichos principios pueden diferir en algunos aspectos de los establecidos por otros organismos de control del Estado.

A continuación se describen las principales políticas y prácticas contables que las compañías han adoptado en concordancia con lo anterior:

Unidad de medida

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

Periodo contable y estados financieros comparativos

Por disposición de los estatutos de la Compañía, el corte de cuentas para la elaboración de los estados financieros de propósito general se efectúa el 31 de diciembre de cada año.

El corte de cuentas para Gas Natural del Oriente S.A., ESP, a partir del año 2012 se realiza el 31 de diciembre de cada año, de acuerdo con lo establecido en sus estatutos. El corte de cuentas para la elaboración de los estados financieros de propósito general de Gas Natural Servicios SAS, de Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, y de Gas Natural del Cesar S.A., ESP, se efectúa el 31 de diciembre de cada año.

Para efectos de la consolidación, los estados financieros de estas compañías, fueron preparados a las mismas fechas y por el mismo periodo de corte establecido para los estados financieros de Gas Natural S.A., ESP.

Los estados financieros consolidados adjuntos se compararon con las cifras de los últimos estados financieros consolidados aprobados en la Asamblea General de Accionistas con corte al 31 de diciembre de 2011 para el balance general, el estado de resultados, el estado de cambios en el patrimonio de los accionistas, el estado de cambios en la situación financiera y de flujos de efectivo.

Materialidad en la preparación de los estados financieros consolidados

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


Ajustes por infl ación

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

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

Bases de consolidación

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

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

Los estados fi nancieros consolidados al 31 de diciembre de 2012 y 2011 incluyen los estados fi nancieros de Gas Natural S.A., ESP, y los de sus subordinadas, Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, Gas Natural Servicios SAS y Gas Natural del Oriente S.A., ESP, y Gas Natural del Cesar S.A., ESP. El método de consolidación utilizado fue el de integración global, y los porcentajes de participación directa en las compañías fi liales al 31 de diciembre de 2011 y 2010 fueron del 77,45%, 99,90%, 54,50%, y participación indirecta del 36,78%, respectivamente.

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

• El patrimonio de las subordinadas se eliminó contra la inversión que posee la compañía en estas, y se reconoció el interés minoritario correspondiente en los balances generales consolidados.

• El ingreso por método de participación de la compañía se eliminó contra la ganancia del año de las subordinadas, reconociendo los intereses minoritarios correspondientes en el estado de resultados consolidados.

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

• El importe del interés minoritario se calculó con base en el porcentaje de participación de la inversión que poseen los otros accionistas en las compañías subordinadas.


El efecto de la consolidación de Gas Natural S.A., ESP, y sus filiales, con respecto a los estados financieros de la primera, es un incremento en el activo de $261.271 millones y en el pasivo de $262.104 millones, una participación minoritaria de $110.426 millones (2011 - $98.534 millones).

Efectivo y equivalentes de efectivo

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

Conversión de transacciones y saldos en moneda extranjera

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

Inversiones

La Compañía y sus subordinadas clasifican y valúan sus inversiones de acuerdo con la Circular 011 de 1998 emitida por la Superintendencia Financiera de Colombia y la circular 5 de 1998 de la Superintendencia de Sociedades, de acuerdo con la intención de su realización por parte de la Gerencia en inversiones negociables, antes de tres años, y permanentes después de tres años y de acuerdo con los rendimientos que generen, en inversiones de renta fija y de renta variable:

a) Las inversiones temporales se registran al costo, el cual es similar al valor de mercado.

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

Saldos al 31 de diciembre de 2012 Activo Pasivo PatrimonioGanancia neta

del año

Gas Natural S.A., ESP 1.777.341.967 513.560.730 1.263.781.237 249.549.549

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

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 140.334.781 77.512.978 62.821.803 12.747.643

Gas Natural Servicios SAS 44.426.492 29.392.514 15.033.978 7.230.902

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

El valor de los activos, pasivos, patrimonio y resultados del ejercicio al 31 de diciembre de 2012 de Gas Natural S.A., ESP, y sus filiales, es el siguiente:


Deudores

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

Inventarios

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

Los consumos de dichos inventarios se cargan a la cuenta de construcciones en curso y/o al costo, y los de gas al costo de operación. La provisión para protección de inventarios se revisa y actualiza periódicamente, con base en análisis técnicos de obsolescencia y lento movimiento.

Propiedades, gasoductos y equipo

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

La Compañía y sus filiales Gas Natural del Oriente S.A., ESP, Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, y Gas Natural del Cesar S.A., ESP, realizaron un estudio de los tiempos de dedicación destinados para la construcción de las redes de alta y media presión por parte de las áreas involucradas, a efectos de determinar y registrar la porción de los costos de personal que son susceptibles de capitalización como mayor valor del activo en curso. De igual forma se capitalizan los intereses incurridos en aquellas obligaciones que financian los proyectos en curso.

La depreciación de propiedad, gasoductos y equipo se calcula por el método de línea recta, con base en la vida útil probable de los activos, a las tasas anuales de depreciación para la Compañía y sus subordinadas son:

Tasa de depreciación

Edificaciones 2%

Redes de distribución 4%

Gasoductos 5%

Estaciones receptoras 5%

Equipo de computación 20%

Equipo de comunicación 10%

Maquinaria y equipo 10%

Flota y equipo de transporte 20%

Muebles y equipos de oficina 10%


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

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

Cargos diferidos

Se registran como diferidos los siguientes conceptos:

a) Los costos de mejoras a propiedades ajenas, los cuales se ajustaron por inflación hasta diciembre de 2005 y se amortizan con cargo a resultados a tasas del 20% y 33% anual.

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

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

Intangibles

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

Bienes adquiridos en leasing

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

Bienes en fideicomiso

El saldo en balance corresponde a:

a) El patrimonio autónomo constituido en virtud del acuerdo de colaboración suscrito entre Ecopetrol S.A., Transportadora de Gas Internacional S.A., ESP, – TGI S.A., ESP, antes Transportadora de Gas del Interior S.A., ESP, Transcogas S.A., ESP, y Gas Natural S.A., ESP, para incentivar las conversiones de vehículos a gas natural, a través de aportes a un fondo administrado por la Fiduciaria Bancolombia.

b) El patrimonio autónomo constituido en desarrollo del convenio suscrito entre gas Natural S.A., ESP, y la Fundación Grupo Energía de Bogotá, para el desarrollo del programa denominado “Calentadores Salvavidas”, el cual tiene por objeto apoyar la sustitución, la instalación, recolección y destrucción de un número aproximado de 12.000 calentadores de agua a gas Tipo A sin ducto de evacuación (3.000 por año) de 5 litros, por calentadores de paso de 6 litros en los estratos 1 y 2 en la ciudad de Bogotá.

c) La fiducia mercantil de administración de recursos de Corficolombiana.


Valorizaciones de activos

Las valorizaciones de activos que forman parte del patrimonio incluyen:

a) Excesos del valor de los avalúos técnicos de propiedad, gasoductos y equipo, sobre su costo neto, incluyendo los ajustes por inflación acumulados a diciembre de 2005. Dichos avalúos se preparan cada tres años y los últimos fueron efectuados así:

• Los activos de las compañías Gas Natural S.A., ESP, Gas Natural del Oriente S.A, ESP, Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, y Gas Natural del Cesar S.A, ESP, excepto los terrenos y edificaciones, se encuentran valuados por expertos internos de las compañías al 31 de diciembre de 2011, por el método de flujo de caja descontado neto. Al final de cada periodo se actualizan por el índice de precios al consumidor tal como lo permiten las normas legales vigentes aplicando a dicho valor la depreciación del año en curso.

• Los terrenos y edificaciones de Gas Natural S.A., ESP, se encuentran valuados por Avalúos Salazar Giraldo Ltda. a valor de mercado al 30 de junio de 2010 y los de Gas Natural del Oriente S.A., ESP, ubicados en Bucaramanga, Lebrija, San Pablo, Puerto Wilches y Barrancabermeja se encuentran valuados a precios de mercado a octubre de 2012, por Juan Pablo Rueda Sanmiguel, inscrito en el Registro Nacional de Avaluadores R.N.A.

• En Gas Natural Servicios SAS, los últimos avalúos fueron efectuados por la firma Avalúos Salazar Giraldo Ltda., así: los gasoductos fueron valuados a noviembre de 2011 a su costo de reposición afectado por un valor de demérito, de acuerdo con la vida útil transcurrida de estos.

Los equipos de comunicación y computación, maquinaria y equipo, muebles y enseres, y equipos de oficina fueron valuados a septiembre de 2010 a su costo de reposición afectado por un valor de demérito, de acuerdo con la vida útil transcurrida de estos activos.

Las estaciones de servicio de gas natural vehicular de Gas Natural Servicios SAS fueron valuadas a su costo de reposición afectado por un valor de demérito, de acuerdo con la vida útil transcurrida de estos activos a diciembre de 2011.

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

Obligaciones laborales

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

Impuesto sobre la renta

La provisión para impuesto sobre la renta del periodo gravable se determina con base en estimaciones. Los efectos impositivos de las partidas de ingresos, costos y gastos que se reportan para propósitos tributarios en años diferentes de aquellos en que se contabilizan para propósitos contables, se registran como impuesto sobre la renta diferido.

Pasivos estimados

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


Anticipos recibidos

Incluye los dineros recibidos por la Compañía por concepto de anticipos y avances que se originan en convenios suscritos con entidades externas para el desarrollo de proyectos conjuntos.

Otros pasivos corrientes

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

Cuentas de orden

Se registran bajo cuentas de orden los derechos y responsabilidades contingentes, como las garantías de los contratos de suministro y transporte de gas, bienes recibidos de terceros, litigios y demandas cuya resolución es eventual e incierta, entre otros. Adicionalmente, se incluyen las diferencias entre las cifras contables y fiscales.

Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

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

Costos de operación

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

Ganancia neta por acción

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

Cambios normativos

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

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

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


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

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

Nota 3. Transacciones en moneda extranjera

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

Las operaciones y saldos en moneda extranjera se convierten a la tasa de cambio representativa del mercado certificada por la Superintendencia Financiera de Colombia, la cual fue utilizada para la preparación de los estados financieros. La tasa de cambio representativa del mercado al 31 de diciembre de 2012 fue de $1.768,23 (2011 - $1.942,70) por US$1.

Para efectos del cierre al 31 de diciembre de 2012, se utilizó la tasa representativa del mercado de $1.779,79 por US$1 (2011 - $1.935,72 por US$1 y $2.526,89 por €1) y de $2.344,52 por €1. El promedio de la tasa de cambio durante el 2012 fue de $1.797,79 por US$1 (2011 - $1.846,97 por US$1).

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

2012

US$ Equivalente en miles de pesos Euros


Activos

Cuentas por cobrar a vinculados y accionistas 50 90 - -


Otros deudores 50 90 - -


Pasivos


Proveedores del exterior 39.727 70.706 26.603 62.370

Vinculados económicos y partes relacionadas 130.049 231.461 297.426 697.320



Posición activa (pasiva) neta en moneda extranjera 1.922.863 3.422.293 (324.029) (759.690)



2011

US$ Equivalente en miles de pesos Euros


Activos

Anticipos y avances 2.938.986 5.689.054 - -


Pasivos


Proveedores del exterior 14.550 28.165 461 1.164

Vinculados económicos y partes relacionadas 81.293 157.361 - -

Cuentas por pagar a socios y accionistas - - 14.688 37.115



Posición (pasiva) neta en moneda extranjera (853.368) (1.651.882) (15.149) (38.279)

(1) El saldo de anticipos y avances incluye principalmente pagos realizados por la Compañía a título de garantía exigida en los contratos de suministro de gas natural.

Nota 4. Efectivo y equivalentes de efectivo

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

2012 2011

Caja 78.111 67.781

Cuentas corrientes y de ahorros 90.732.496 79.812.894

Inversiones temporales renta fija 77.894.786 49.491.549

Depósitos en inst. financieras y cooperativas 522.251 674.076

Fondos especiales 1.312.539 269

170.540.183 130.046.569

Los saldos del efectivo y equivalentes de efectivo al 31 de diciembre de 2011 incluyen montos por reciprocidad acordados con las entidades financieras en las negociaciones de los convenios de recaudo por valor de $14.637 millones (2011 - $13.735 millones).


Nota 5. Cuentas por cobrar, neto

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

2012 2011

Clientes

Consumo de gas 171.304.585 131.654.541

Títulos valores descontados (1) 61.701.695 68.744.245

Derechos de conexión (2) 39.698.469 49.112.078

Financiación de red interna y adicionales 10.082.668 5.984.991


Financiación GNV con garantía personal 329.587 299.671

Otros negocios 3.172.323 4.745.613

294.818.867 268.209.486

Anticipos y avances (3) Incluyen USD$8.068.149 (2011 - USD$2.938.986) 105.166.778 113.955.090

Subsidios (4) 30.577.181 14.961.947

Cuentas en participación y acuerdos de colaboración 15.573.116 12.835.406

Vinculados económicos (nota 12) Incluye USD$50 6.676.162 16.806.735

Cuentas por cobrar a trabajadores (5) 1.038.351 737.736

Contratos de mandato (6) 798.963 3.459.937

Deudores oficiales 753.543 5.177.358

Otras cuentas por cobrar 11.765.065 9.162.659

467.168.026 445.306.354


412.480.623 391.254.216

Menos - Provisión para deudores (7)

Saldo inicial 18.319.999 17.654.555

Provisión del año 5.189.049 2.734.784

Recuperación de provisión de cartera (1.373.321) (908.541)

Valor castigo de cuentas de difícil cobro (821.516) (1.160.799)

21.314.211 18.319.999

Parte corriente 391.166.412 372.934.217

(1) Corresponde a la compra de cartera a firmas instaladoras, con descuentos que van desde el 1 hasta el 11%.

(2) Gas Natural S.A., ESP, y sus subordinadas distribuidoras de gas, financian el 100% del valor de los derechos de conexión, incluyendo la acometida y el medidor para los estratos 1, 2 y 3, acogiéndose a las disposiciones de la Ley 142 de 1994. Por política de las compañías se extendió este beneficio a los estratos 4, 5 y 6, y a los sectores comercial e industrial; adicionalmente se financia la construcción de la red interna y los gasodomésticos, en un periodo que oscila entre 6 y 48 meses, a tasas de interés que no superan la máxima legal autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia.


(3) Los anticipos y avances comprenden principalmente los realizados por la Compañía por suministro de gas natural.

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

El incremento se presenta como resultado de la aplicación del decreto 4956 de 2011, el cual señala que los usuarios industriales de gas natural domiciliario cuya actividad económica principal se encuentre registrada en el Registro Único Tributario – RUT – al 31 de diciembre de 2011, en los códigos 011 a 456, no serán objeto del cobro de la contribución de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994, razón por la cual al verse disminuidas las contribuciones de esta franja de usuarios, el saldo por cobrar a favor de la Compañía por el efecto neto de los subsidios y contribuciones se ve incrementado.

(5) Corresponde a préstamos y anticipos a trabajadores, los cuales se hacen para satisfacer necesidades de vivienda, educación y calamidad doméstica. La tasa de interés es del 12% anual (aplicable únicamente en la línea de crédito de vivienda), los plazos otorgados se encuentran entre 6 y 60 meses y el monto máximo de los préstamos es de $10 millones para Gas Natural S.A., ESP, y $44,7 millones para Gas Natural del Oriente S.A., ESP.

(6) Corresponde principalmente a contratos de mandato para efectuar el recaudo de los servicios facturados por la Compañía del grupo Gas Natural Servicios SAS que se incluyen para cobro en la factura de venta del gas natural, tales como la línea Servigas.

(7) Conforme a la política de la Compañía son clasificadas como cuentas de difícil cobro y provisionadas al 100%, las cuentas por cobrar sobre las cuales la Compañía considera tener baja probabilidad de recuperación y en todos los casos, por conceptos de cartera cuyo vencimiento de pago supere los 180 días de morosidad. La provisión para deudores al 31 de diciembre de 2012 incluye la provisión de cartera por concepto de venta de gas a los mercados doméstico, comercial, industrial, gas natural vehicular y cartera derivada por venta de bienes o prestación de servicios de otros conceptos.

La siguiente es la clasificación de las cuentas por cobrar a los clientes por días de vencimiento al 31 de diciembre:

2012 2011

Corrientes 211.586.257 185.437.688

Vencidas

Hasta 30 días 6.506.867 7.140.142

Entre 31 y 60 días 3.154.625 1.876.104

Entre 61 y 90 días 1.560.747 756.938

Entre 91 y 180 dìas 2.031.394 840.204

Superior a 180 dìas 17.167.120 19.100.862

30.420.753 29.714.250

Cartera de largo plazo 52.811.857 53.057.548

Total cartera de clientes 294.818.867 268.209.486


Nota 6. Inversiones

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

Año Valor

2014 7.376.431

2015 3.945.597

2016 33.495.467

2017 y siguientes 9.869.908

54.687.403

Fecha de certificación

2012 2011

Costo Valor de

Mercado (1) Costo Valor de

Mercado (1)

Inversiones negociables

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

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

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

Promover S.A. - - 13.863 -


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

Colombiana de Extrusión S.A. 30-Nov-2012 2.913.765 7.016.938 2.913.765 6.119.979

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

Metrex S.A. 30-Nov-2012 1.912.191 3.916.940 1.912.191 3.485.130

Concentra Inteligencia en Energía SAS 30-Nov-2012 168.000 149.137 168.000 175.056

34.872.468 74.612.914 35.177.119 72.909.452

Otras inversiones - - 933.172 439.527

Menos - Provisión para protección de Inversiones 1.883.078 - 2.218.624 -

32.989.390 74.612.914 33.891.667 73.348.979

(1) El valor de mercado de las inversiones se ha determinado con base en el valor intrínseco de las acciones correspondientes, de acuerdo con el certificado de inversión expedido por cada una de las sociedades y ha originado valorizaciones netas de $41.623 millones (2011 – $39.457 millones).

El valor recuperable de las cuentas por cobrar a largo plazo, incluyendo la cartera de clientes, las cuentas por cobrar a vinculados económicos y otros deudores, al 31 de diciembre de 2012 es el siguiente, y corresponde a la financiación de los derechos de conexión, internas, gasodomésticos y reparaciones, bajo las condiciones mencionadas en el numeral 2 de la presente nota.


(*) A la fecha no se cuenta con información disponible sobre las utilidades o pérdidas por el año terminado el 31 de diciembre de 2012 en estas compañías.

Nota 7. Propiedades, gasoductos y equipo

Las propiedades, gasoductos y equipo relacionados a continuación, son de plena propiedad y control de la Compañía y sus filiales y subsidiaria, y no existen restricciones o gravámenes sobre los mismos. Al 31 de diciembre comprendían:

Valor Nominal

Valor intrínseco

de la acción

% poseído

Número de Acciones/

Cuotas Dividendos

recibidos

Utilidades / Pérdidas

del año Actividad Clase

Inversiones negociables

Promisan S.A. (En liquidación) Servicios 1 0,12 Ordinarias 3,23 113.827.050 - (*)

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A. Servicios 6 34,0 Ordinarias 2,14 30.537.045 - (*)


Transgas de Occidente S.A. Transporte de gas 148 1.507,9 Ordinarias 14,0 19.160.940 1.451.358 (*)

Colombiana de Extrusión S.A. Producción de tubería 1.400 17.797,1 Ordinarias 25,0 394.275 956.763 (*)

Transoriente S.A. Transporte de gas 100 139,3 Ordinarias 20,0 241.076.953 - (*)

Metrex S.A. Producción de medidores 1.000 3.916,9 Ordinarias 32,0 1.000.000 751.706 (*)

Concentra Inteligencia en Energía SAS Servicios 1.000 887,7 Ordinarias 9,52 168.000 - (*)

Costo ajustado

Depreciación acumulada

Valor realización Al 31 de diciembre de 2012 Provisión Costo neto Valorización

Terrenos 606.780 - - 606.780 7.590.469 8.197.249

Edificaciones 5.023.327 3.360.761 97.111 1.565.455 3.379.841 4.945.296


Gasoductos 310.750.825 159.411.612 - 151.339.213 357.307.796 508.647.009


Equipo de computación y comunicación 19.861.813 17.386.537 8.813 2.466.463 442.583 2.909.046


Flota y equipo de transporte 1.269.269 1.016.906 - 252.363 407.206 659.569



Estaciones receptoras en curso 1.947.980 - - 1.947.980 - 1.947.980


996.745.958 507.004.029 105.924 489.636.005 826.025.293 1.315.661.298

Al 31 de diciembre de 2012, la actividad, los porcentajes de participación, número de acciones, valor nominal, clase de acción que poseía la Compañía y sus filiales, así como los dividendos recibidos y las utilidades causadas por el año terminado el 31 de diciembre de 2012, eran los siguientes:


Al 31 de diciembre de 2011

Terrenos 606.780 - - 606.780 4.959.292 5.566.072

Edificaciones 5.023.329 3.314.194 245.988 1.463.147 2.383.571 3.846.718


Gasoductos 296.818.296 145.329.719 - 151.488.577 338.457.771 489.946.348


Equipo de computación y comunicación 19.001.246 16.658.936 8.813 2.333.497 343.982 2.677.479


Flota y equipo de transporte 1.195.956 1.033.857 - 162.099 419.318 581.417



Estaciones receptoras en curso 725.094 - - 725.094 - 725.094


Maquinaria y equipo en montaje 380.056 - - 380.056 - 380.056

946.598.262 467.723.692 254.801 478.619.769 781.822.531 1.260.442.300

El saldo de la depreciación acumulada al 31 de diciembre estaba conformado así:

2012 2011

Depreciación acumulada 570.033.685 528.966.569

Depreciación diferida (63.029.656) (61.242.877)

507.004.029 467.723.692

La depreciación total cargada a resultados durante el año terminado el 31 de diciembre de 2012 fue de $39.286 millones (2011 – $38.493 millones).

La Compañía registró únicamente para fines tributarios, y sin afectar los resultados del año, depreciación de propiedades y equipo en exceso de la registrada para efecto de los estados financieros. El exceso acumulado de la depreciación fiscal sobre la contable de $63.029 millones, (2011 – $61.243 millones) está registrada como depreciación diferida y el efecto de estas diferencias temporales entre la depreciación fiscal y contable se registra como impuesto diferido crédito en el pasivo a largo plazo.


Naturaleza de los contratos Leasing Financiero

Plazo acordado 60 meses

Número promedio de canones pendientes de pago 18

Valor de canones pendientes 1.127.723

Monto de la opciòn de compra 36.272

Nota 9. Valorizaciones de activos

Las valorizaciones al 31 de diciembre comprendían:

2012 2011

Exceso de avalúos de propiedades, gasoductos y equipo sobre su costo en libros (nota 8) 826.025.293 781.822.531

Exceso del valor intrínseco de las inversiones permanentes sobre su costo neto en libros (nota 7) 41.623.524 39.457.312

867.648.817 821.279.843

Nota 10. Obligaciones financieras

Las obligaciones financieras al 31 de diciembre comprendían:

Monto del principal 2012 2011

Préstamos bancarios en moneda nacional (1) 493.342.047 81.685.910 317.141.193

Bonos en circulación (2) 300.000.000 300.000.000 -

Contratos de leasing 1.970.944 1.127.723 1.592.687

795.312.991 382.813.633 318.733.880


Parte a corto plazo 795.312.991 41.920.356 195.042.605

(1) Los préstamos bancarios otorgados por bancos nacionales a Gas Natural S.A., ESP, fueron cancelados en octubre de 2012 mediante los recursos captados con la emisión de bonos que se detalla en el numeral (2). A la fecha de su redención estas obligaciones se encontraban garantizadas con pagarés firmados con cada una de las entidades bancarias. Los intereses causados en Gas Natural S.A., ESP, por las obligaciones financieras en moneda local y leasing financiero durante el año terminado en 31 de diciembre de 2012 ascendieron a $12.910 millones (2011 - $15.403 millones), con costo promedio de deuda de 6.42%. De los intereses sobre obligaciones financieras se capitalizaron $449 millones de pesos, los cuales incrementan el valor de la propiedad, planta y equipo en curso.

En Gas Natural del Oriente S.A., ESP, los intereses fueron de $3.443 millones, en Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, ascendieron a $2.867 millones (2011 - $2.033 millones), en Gas Natural del Cesar S.A., ESP, ascendieron a $453 millones (2011 - $221 millones) y en Gas Natural Servicios SAS ascendieron a $1.045 millones (2011 - $923 millones).

Nota 8. Bienes adquiridos en leasing

Los bienes adquiridos en leasing al 31 de diciembre de 2012 por $877 millones (2011 - $1.370 millones) corresponden al valor neto de los contratos de arrendamiento de vehículos a un plazo de 60 meses y cuya depreciación cargada a resultados al 31 de diciembre de 2012 fue de $492 millones (2011 - $518 millones). Las condiciones de contratación son:


(2) La Superintendencia Financiera de Colombia, mediante Resolución 1622 del 10 de octubre de 2012, autorizó a la Compañía Gas Natural S.A., ESP, a inscribir bonos ordinarios en el Registro Nacional de Valores y Emisores y su oferta pública, de acuerdo con las siguientes características:

(a) Destinación de la emisión: Los recursos provenientes de la colocación de Bonos Ordinarios serás destinados hasta el 100% para la sustitución de pasivos financieros del Emisor y/o hasta el 100% para capital de trabajo.

(b) Clase de valor: Bonos ordinarios

(c) Destinatarios de la oferta: Público inversionista en general, incluidos los Fondos de Pensiones y Cesantías.

(d) Calificación de los bonos: AAA otorgada por Fitch Ratings Colombia S.A. Sociedad calificadora de valores.

(e) Monto autorizado $500.000 millones de pesos

(f) Cantidad de bonos: 500.000 bonos ordinarios

(g) Valor nominal: $1.000.000 (un millón de pesos, moneda legal)

(h) Plazo de los bonos y amortización: Los bonos tendrán plazos entre dieciocho (18) meses y veinte (20) años contados desde la fecha de emisión.

La fecha de la emisión inicial fue el 24 de octubre de 2012 y el monto emitido en el primer lote fue de $300.000 millones de pesos, con las siguientes características:

Los intereses causados en Gas Natural S.A., ESP, al 31 de diciembre de 2012 sobre los bonos emitidos ascienden a $3.537 millones. No se contrataron garantías en relación con la emisión.

El siguiente es el detalle del vencimiento de las obligaciones a largo plazo en los próximos años:

Año Valor

2014 22.238.321

2015 18.654.956

2016 100.000.000

2017 y siguientes 200.000.000

340.893.277

Serie C5 C7

Plazo 5 años 7 años

Fecha de emisión 24/10/2012 24/10/2012

Fecha de vencimiento 24/10/2017 24/10/2019

Tasa de corte IPC + 3.22 E.A. IPC + 3.34 E.A.

Periodicidad de pago de intereses Trimestre vencido Trimestre vencido

Base 365 365

Monto adjudicado (en pesos) 100.000.000.000 200.000.000.000


Nota 11. Cuentas por pagar

Las cuentas por pagar al 31 de diciembre comprendían lo siguiente:

2012 2011

Saldo a favor de clientes por corrección tarifaria 8.431.252 4.597.710

Vinculados económicos y accionistas (nota 14) 4.597.622 1.923.438

Retención sobre contratos 783.843 540.645

Impuesto sobre las ventas retenido - 13.015

Subsidios asignados - 1.109.735

Acreedores varios 2.849.917 2.251.872

Total cuentas por pagar 16.662.634 10.436.415

Nota 12 - Vinculados económicos y accionistas

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

2012 2011

Cuentas por cobrar

Participadas

Transgas de Occidente S.A. 1.298.344 1.549.976

Transoriente S.A., ESP - 10.515.313


Biogas Doña Juana S.A., ESP 3.814.536 3.500.000

Gas Natural Servicios Integrales SAS 1.165.947 791.248



Unión Fenosa Internacional 43.725 43.724


Accionistas

Electrificadora de Santander S.A., ESP - 1.684

6.676.162 16.806.735

Cuentas por pagar

Participadas

Transoriente S.A., ESP 2.022.096 -

Metrex S.A. 1.152.286 322.308

Colombiana de Extrusión S.A. 130.880 203.100



2012 2011



Gas Natural Informatica S.A. 256.499 -

Gas Natural Fenosa Telecomunicaciones Colombia S.A. 136.046 71.169



Gas Natural Servicios Integrales SAS 28.287 394.946

Energía Empresarial de la Costa S.A., ESP 11.904 -

Accionistas

Electrificadora de Santander S.A., ESP 2.853 27.514

Otros accionistas 2 53.953

4.597.622 1.923.438

Operaciones con compañías participadas, vinculados económicos y accionistas

Por los años terminados el 31 de diciembre, las transacciones celebradas con compañías participadas, vinculadas y accionistas fueron las siguientes:

2012 2011

Participadas

Colombiana de Extrusión S.A.

Ingresos

Dividendos 956.763 1.437.743

Costos y gastos

Otros - 4.052

Otros

Compra de materiales 556.186 1.171.853

Metrex S.A.

Ingresos

Dividendos 751.706 321.133

Costos y gastos

Servicios - 5.294

Otros

Compra de materiales 4.242.090 3.706.584

Concentra Inteligencia en Energía

Costos y gastos

Cuota de sostenimiento 53.958 51.000



2012 2011

Transgas de Occidente S.A.

Ingresos

Dividendos 1.451.359 3.859.365

Cuentas en participación 2.283.648 1.724.507

Transoriente S.A.

Ingresos

Dividendos - 112.609

Otros 897.879 -

Costos y gastos

Transporte de gas natural 18.689.550 7.624.497

Otros - 1.587.962

Promotora de Inversiones Ruitoque S.A.

Ingresos

Dividendos - 12.826


Electrificadora del Caribe S.A., ESP

Ingresos

Servicios 119.683 -

Venta de materiales 157 -

Otros 555 -

Costos y gastos

Servicios - 478

Energía Empresarial de la Costa S.A., ESP

Costos y gastos

Servicios 360.098 372.442

Gas Natural Fenosa Telecomunicaciones Colombia S.A. -

Costos y gastos -

Servicios 945.722 527.734


Ingresos

Servicios y otros - 972.932


Costos y gastos


Honorarios 138.905 -





2012 2011

Gas Natural Informática S.A.

Costos y gastos

Honorarios 3.457.578 4.607.398


Serviconfort Colombia SAS

Ingresos


Honorarios informaticos y asistencia tecnica 18.321 16.801


Costos y gastos


Gastos de viaje - 600

Costo de inspecciones 726.885 580.137

Gestión de reparaciones 2.212.346 348.975

Costo Servigas 5.741.747 5.336.042

Asistencia Servigas - 57.742

Otros

Financiación masiva 20.678 -

Gas Natural Servicios Integrales SAS

Ingresos

Venta de materiales 876 277

Otros servicios 358.071 29.809

Arrendamientos 221.863 -

Costos y gastos

Servicios profesionales 5.097.475 4.153.941

Servicios COIL 755.004 -

Accionistas


Otros


Otros accionistas

Otros




2012 2011


Otros


Electrificadora de Santander S.A., ESP

Ingresos

Servicios 19.077 3.376

Costos

Servicios 119.772 202.994

Otros


Operaciones con miembros de la Junta Directiva

Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2012, se efectuaron pagos a miembros de la Junta Directiva por valor de $45,7 millones (2011 - $36,8 millones); cabe aclarar que ninguno de ellos posee participación accionaria en la Compañía.

Operaciones con representantes legales y administradores

Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2012, no se registraron operaciones con los Representantes Legales y administradores de la Compañía y sus filiales, diferentes de las relacionadas con el vínculo laboral.

Nota 13. Impuestos, gravámenes y tasas

Los impuestos, gravámenes y tasas al 31 de diciembre comprendían:2012 2011

Impuesto de renta y complementarios 34.576.890 38.017.435

Impuesto al patrimonio 11.415.691 17.123.532

Impuesto de industria, comercio, avisos y tableros 6.781.086 6.140.751

Retención en la fuente 2.960.558 3.102.107

Impuesto sobre las ventas por pagar 1.086.835 1.312.909

Impuesto a las venats retenido por pagar 685.271 628.949

Otros impuestos 6.906 -

57.513.237 66.325.683

Menos - Parte no corriente Impuesto al patrimonio 5.707.631 11.415.688

Parte corriente 51.805.606 54.909.995


Las disposiciones fiscales vigentes aplicables a la Compañía estipulan que:

(a) Las rentas fiscales por norma general se gravan a la tarifa del 33% a título de impuesto de renta y complementarios, exceptuando los contribuyentes que por expresa disposición manejen tarifas especiales.

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

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

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

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

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

(g) Desde el año 2004 los contribuyentes del impuesto de renta que hubieren celebrado operaciones con vinculados económicos o partes relacionadas del exterior y/o con residentes en países considerados paraísos fiscales, están obligados a determinar para efectos del impuesto de renta y complementarios sus ingresos ordinarios y extraordinarios, sus costos y deducciones, y sus activos y pasivos, considerando para estas operaciones los precios y márgenes de utilidad denominados de mercado. A la fecha, la administración de la Compañía y sus asesores aún no han concluido el estudio de actualización correspondiente al año 2012, pero consideran que con base en los resultados satisfactorios del estudio correspondiente al año 2011 y el resultado económico del año 2012 no se requerirán provisiones adicionales significativas de impuestos como resultado del mismo.

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

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


Impuesto al patrimonio

Mediante la Ley 1370 del año 2009 se estableció el impuesto al patrimonio por el año 2011 a cargo de los contribuyentes del impuesto a la renta. Por lo tanto, aquellos contribuyentes con patrimonio líquido superior a $5.000 millones deben pagar una tarifa del 4.8% y para patrimonios líquidos entre $3.000 millones y $5.000 millones una tarifa del 2.4%.

Mediante el Decreto de Emergencia número 4825 de diciembre de 2010 se incluyó un nuevo rango de contribuyentes obligados a este impuesto, estableciendo una tarifa del 1% para patrimonios líquidos entre $1.000 y $2.000 millones y del 1.4% para patrimonios entre $2.000 y $3.000 millones.

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

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

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

En Gas Natural S.A., ESP, el valor del impuesto incluyendo la sobretasa fue de $15.149 millones. La Compañía registró el monto total del impuesto al patrimonio con cargo a revalorización del patrimonio.

En Gas Natural del Oriente S.A., ESP, el valor del impuesto incluyendo la sobretasa fue de $4.680 millones. La Compañía registró el monto total del impuesto al patrimonio con cargo a la cuenta de revalorización del patrimonio.

En Gas Natural del Cesar S.A., ESP, el valor del impuesto incluyendo la sobretasa, fue de $727 millones. La Compañía registró el monto total del impuesto al patrimonio con cargo a resultados del ejercicio. En el año 2010 el impuesto al patrimonio se imputó contra la revalorización del patrimonio.

En Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, el valor del impuesto incluyendo la sobretasa fue de $ 2.241 millones. La Compañía registró $1.064 millones del impuesto al patrimonio con cargo a revalorización del patrimonio y $1.177 millones con cargo a los resultados del ejercicio.

En Gas Natural Servicios SAS el valor del impuesto incluyendo la sobretasa fue de $34,6 millones. La Compañía registró el monto total del impuesto al patrimonio con cargo a resultados del ejercicio.


2012 2011

Bienes y servicios pendientes de recibir factura (1) 109.450.083 113.190.764

Provisiones para contingencias (2) 1.684.285 1.044.519

Provisiones para impuestos, gravámenes y tasas (3) 1.093.738 1.072.281

112.228.106 115.307.564

Nota 14. Pasivos estimados

La siguiente es la composición de los pasivos estimados al 31 de diciembre:

(1) Incluye principalmente las estimaciones del costo de suministro y transporte de gas de diciembre de 2012 y 2011, respectivamente, ya que a la fecha de corte no se había recibido la correspondiente factura.

(2) La compañía y sus filiales han provisionado aquellas contingencias consideradas probables en opinión de los abogados.

(3) Corresponde a la provisión para el impuesto de estratificación.

Nota 15. Patrimonio de los accionistas

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

2012 2011

Capital Social

Autorizado 36.917.588 acciones de valor nominal de $750 cada una 27.688.191 27.688.191

Suscrito y pagado 27.688.191 27.688.191

Superávit de capital 68.555.353 68.555.353

Ganancias retenidas apropiadas 24.426.306 25.306.307

Superávit por valorizaciones 757.011.887 716.008.667

Revalorización del patrimonio 135.716.663 135.716.663

Ganancias acumuladas del periodo 249.549.549 254.029.726

1.262.947.949 1.227.304.907

Reserva legal

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

Reserva por disposiciones fiscales para depreciación

Esta reserva se constituyó para obtener deducciones tributarias por depreciación en exceso de depreciaciones contabilizadas. Según disposiciones legales, en la medida en que las depreciaciones posteriormente contabilizadas excedan las solicitadas cada año para efectos tributarios, se puede distribuir esta reserva en cantidades iguales al 70% de dichos excedentes.



La revalorización del patrimonio refleja el efecto sobre el patrimonio originado por la pérdida del poder adquisitivo de la moneda hasta diciembre de 2005. Su saldo solo podrá ser distribuido como utilidad cuando la Compañía se liquide o se capitalice su valor de acuerdo con las normas legales.

Ganancias acumuladas y giros al exterior

Las disposiciones cambiarias vigentes permiten la remesa de dividendos a accionistas extranjeros sin limitación. Su remesa se hace a través del mercado cambiario, cumpliendo con disposiciones legales. Los dividendos pueden ser capitalizados incrementando la inversión extranjera, previa la aprobación legal y el correspondiente registro en el Banco de la República.

Los dividendos que se giren al exterior a personas jurídicas o naturales, no domiciliadas o no residentes, pueden estar sometidos total o parcialmente a retención en la fuente local, lo cual, dependerá del cálculo de utilidades gravadas y no gravadas establecido por las normas tributarias vigentes, y que estará a cargo de la Sociedad que decrete los dividendos en calidad de exigibles.

Dividendos decretados

La Asamblea General de Accionistas decretó en marzo de 2012 la distribución de dividendos por $254.029 millones correspondientes a las utilidades del año 2011, los cuales se pagaron en dos cuotas el 15 de mayo y el 15 de agosto de 2012, y mediante Junta Directiva celebrada el 6 de marzo de 2012 se decide distribuir en calidad de dividendos la suma de $880 millones por liberación de reservas por disposiciones fiscales para depreciación acelerada.

En la Compañía filial Gas Natural del Oriente S.A., ESP, la Asamblea General de Accionistas en su sesión del 30 de marzo de 2012 aprobó la distribución de utilidades del periodo comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2011 por $12.965 millones, las cuales fueron pagadas en agosto de 2012.

En la Compañía filial Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP, en Asamblea General de Accionistas celebrada el 30 de marzo de 2012, se decretaron dividendos por la suma de $7.984 millones y se decretó reserva para depreciación no gravada por valor de $2.930 millones.

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


Nota 16. Ingresos de operación

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

2012 2011

Ventas de gas (1) 1.326.013.416 1.158.620.769

Cargos por conexión 61.437.727 57.962.120


Servigas 13.913.542 -

Reconexión y reinstalación 13.180.101 11.761.421

Intereses de financiación derechos conexión e internas 12.080.740 9.509.690

Comisiones 8.360.927 7.304.255

Contrato cuentas en participación 5.267.311 5.051.051

Cargos por internas y adicionales 5.210.949 5.480.620

Alquiler de instalaciones 3.879.065 4.709.518

Venta materiales y equipos 2.951.826 3.159.234

Ingresos detección anomalías por ventas de gas 2.596.243 1.032.823

Visita y servicios técnicos 2.142.099 3.043.298

Mantenimiento y reparación 1.711.745 1.269.782

Comercialización gestión energética 363.672 281.226


Indemnización por daños a la red 296.421 289.876

Visita técnica de rehabilitación VTR 137.818 -

Diversos 4.424.399 17.687.372

1.481.349.318 1.313.822.310

(1) Las ventas de gas incluyen los ingresos obtenidos por el cargo fijo, variable, cargo por distribución de acceso a la red por parte de terceros y los ingresos generados por la compresión de gas natural vehicular según contratos de cuentas en participación.


Nota 17. Costos de operación

Los costos de operación por los años terminados en 31 de diciembre incluyeron:2012 2011

Costo de suministro y transporte de gas 740.706.578 589.687.253

Depreciación 34.663.871 33.752.555


Costos de conexiones 25.035.156 22.246.790

Costos de personal 24.099.900 23.441.509


Costo revisiones técnicas reglamentarias 12.812.424 17.460.084


Costo reconexiones y reinstalaciones 5.346.305 4.911.825

Servicios contratados 4.496.627 5.375.222

Comunicaciones y transporte 4.435.977 3.705.650

Costo inspección puesta en servicio 3.617.341 2.826.018


Costos de internas y adicionales 2.830.253 2.710.285

Servicios técnicos 2.182.635 2.907.535

Costo venta materiales y equipos 2.102.472 4.036.370

Proyecto de calidad prestación del servicio 1.769.812 1.586.090


Primas de seguros 1.576.044 1.552.961

Costo servicio detección anomalías 1.539.415 1.263.595

Servicio de aseo, cafetería y restaurante 982.451 946.580

Impresos y publicaciones 973.109 1.174.709

Honorarios y asesorías 838.048 986.325

Costo comercialización gestión energética 698.020 688.172

Vigilancia 658.723 650.316


Costos de oficina 437.652 577.560

Suscripciones y afiliaciones 362.299 208.821



Impuestos y contribuciones 37.361 43.181

Otros costos operacionales 8.976.622 8.492.788

939.002.222 776.135.882


Nota 18. Gastos generales de administración y operación

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

2012 2011

Impuestos y contribuciones 29.055.169 27.288.435


Honorarios y asesorías 14.776.958 15.300.037

Gastos de personal 12.713.621 12.748.115

Provisión para cuentas de difícil cobro 5.189.049 2.734.784

Depreciación 4.623.056 4.740.200






Vigilancia 1.334.265 1.268.685

Amortizacion de Intangibles 1.268.086 2.007.532

Provisión de inventario de materiales 1.037.134 232.929

Comunicaciones y transporte 999.208 1.013.537

Servicios contratados 889.252 680.986

Amortizacion de diferidos 878.678 597.474

Primas de seguros 776.936 743.340

Cuotas de sostenimiento 688.130 555.989

Provisión para contingencias y litigios 639.766 -

Amortización activos en leasing financiero 491.925 517.632

Servicio de aseo, cafeteria y restaurante 470.766 463.687


Comisiones 280.332 107.294

Impresos, publicaciones y susripciones 233.795 248.550


Gastos de oficina 124.862 125.321

Contribuciones imputadas- Indemnizaciones 51.277 37.049

Otras provisiones - 111.227

Otros gastos de operación 922.283 1.772.117

109.378.536 106.705.247


Nota 19. Gastos generales de ventas

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

2012 2011

Recaudo 10.424.492 9.529.160

Entrega de facturas 10.166.601 3.212.761

Servicio de call center 5.484.758 5.064.226

Toma de lecturas 4.483.150 3.957.308

Atención a clientes en centros del gas 2.094.144 2.113.065

Alquiler de impresoras 1.644.146 1.437.063

Procesos de servicio al cliente COIL 875.804 -

Honorarios por cobro jurídico a clientes 558.232 544.129

Otros gastos generales de ventas 272.255 150.370

Formas continuas facturas y comunicados 69.167 65.781

36.072.749 26.073.863


Nota 20. Otros ingresos no operacionales, neto de egresos

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

2012 2011

Ingresos

Financiación de títulos valores 14.418.720 13.037.179

Intereses recibidos 5.769.111 4.357.280

Descuentos recibidos 3.862.179 3.791.764

Dividendos y participaciones recibidas 3.159.828 5.743.679

Diferencia en cambio 2.410.573 1.034.417

Recuperación de provisiones cartera 1.373.321 908.541

Recuperaciones de costos y gastos 1.092.366 1.743.753

Franquicia explotación de marca 590.410 -

Recuperación cartera castigada 307.152 538.613

Indemnizaciones 180.074 10.878

Recuperación de provisiones activos fijos 148.877 -

Recuperación de provisiones inversiones permanentes 39.723 109.356

Ajustes de ejercicios anteriores 26.529 472.111

Utilidad en venta de activos - 230.109

Utilidad en venta de inversiones - 4.611

Recuperación de provisiones inventarios - 1.132



Diversos 313.399 127.805

33.692.262 34.649.823

Egresos

Intereses 22.503.453 19.926.100

Comisiones y gastos bancarios 3.058.544 811.978

Diferencia en cambio 3.004.249 1.086.057

Pérdida en venta de inversiones 921.161 646.517

Donaciones 277.886 278.628

Pérdida en venta de activos 7.147 52.543


Pérdida método de participación - 34.612

Ajustes de ejercicios anteriores - 5.566.426

Amortización crédito mercantil - 106


Diversos 719.140 492.427

30.491.580 30.935.921

3.200.682 3.713.902


Nota 21. Cuentas de orden

Las cuentas de orden al 31 de diciembre comprendían:

2012 2011

Deudoras

Diferencias fiscales 1.134.663.783 1.088.537.036

Derechos contingentes (1) 75.933.541 64.859.429

Deudoras de control

Activos totalmente depreciados 125.055.359 113.578.661

Otras cuentas deudoras de control (2) 12.649.863 11.905.758

1.348.302.546 1.278.880.884

Acreedoras

Fiscales 53.217.921 62.263.381

Responsabilidades contingentes (3) 16.793.959 14.967.709

Acreedoras de control (4) 7.329.366 7.598.935

77.341.246 84.830.025

1.270.961.300 1.194.050.859

(1) El saldo de derechos contingentes incluye principalmente el importe de las garantías suscritas por la Compañía y sus filiales con el fin de asegurar el cumplimiento en el pago del costo de suministro y transporte de gas natural.

(2) El saldo incluye los importes registrados por la Compañía y sus filiales por castigos de cartera y condonaciones de deuda.

(3) Incluye principalmente el valor estimado de pérdidas eventuales o remotas por concepto de litigios en contra de la Compañía y sus filiales, en criterio de sus abogados internos y externos.

(4) El saldo de las cuentas acreedoras de control incluye el importe de los bienes inmuebles recibidos por el contrato de cuentas en participación suscrito por Gas Natural del Oriente S.A., ESP, con Transgas de Occidente S.A.


Número de empleados

Al 31 de diciembre de 2012 Dirección y confianza Otros Total

Gas Natural S.A., ESP 345 14 359

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

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 28 - 28

Gas Natural Servicios SAS 28 - 28

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

483 36 519


Gas Natural S.A., ESP 348 16 364

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

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 29 - 29

Gas Natural Servicios SAS 26 - 26

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

490 39 529

Costos y gastos de personal


Gas Natural S.A., ESP 27.832.549 1.129.437 28.961.986

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

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 1.589.612 - 1.589.612

Gas Natural Servicios SAS 1.960.914 - 1.960.914

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

34.767.315 2.046.205 36.813.520


Gas Natural S.A., ESP 28.130.418 867.024 28.997.442

Gas Natural del Oriente S.A., ESP 2.691.407 476.072 3.167.479

Gas Natural Cundiboyacense S.A., ESP 1.486.460 - 1.486.460

Gas Natural Servicios SAS 249.967 - 249.967

Gas Natural del Cesar S.A., ESP 871.576 101.056 972.632

33.429.828 1.444.152 34.873.980

Nota 22. Información sobre personal empleado por la controlante y sus subordinadas



Indicador Expresión 2012 2011 Explicación del Indicador Análisis

Liquidez

Razón corriente (veces) 1,94 1,18Indica la capacidad de la Compañía y sus filiales para ha-cer frente a sus deudas a corto plazo, comprometiendo sus activos corrientes.

La Compañía y sus subordinadas por cada peso que debn en el corto plazo cuentan con $1,94 (2011 - $1,18) pesos para respaldar sus obligaciones de corto plazo

Nivel de endeudamiento

Nivel de Endeuda-miento

% 38,05 36,16Indica el grado de apalancamiento que corresponde a la participación de los acreedores en los activos de la Com-pañía y sus filiales.

Por cada peso que la Compañía y sus subordinadas tie-nen invertido en activos, $38,05 (2011 - $36,16) han sido financiados por los acreedores.

Nivel de Endeudamiento (Sin Valorizaciones)

% 66,24 63,13Indica el grado de apalancamiento que corresponde a la participación de los acreedores en los activos de la Com-pañía y sus filiales. (Sin valorizaciones).

Los acreedores de la Compañía y sus subordinadas re-presentan el 66,24% (2011 - 63,13%) del total del activo, en caso que no se tengan en cuenta las valorizaciones.

Concentración del endeudamiento en el corto plazo

% 38,14 63,24Señala el porcentaje de los pasivos que tienen venci-miento en menos de un año.

La Compañía y sus subordinadas tienen el 38,14% (2011 - 63,24%) de obligaciones financieras en el corto plazo, es decir; que su vencimiento se presentará en un periodo inferior a un año.

Financiero % 49,35 45,84Indica la participación que tienen las obligaciones finan-cieras sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tienen la Compañía y sus su-bordinadas, el 49,35% (2011 - 45,84%) corresponde a obligaciones financieras.

Proveedores y Acreedores

% 50,65 54,16Indica la participación que tienen los proveedores y acreedores sobre el total del pasivo.

Del total del pasivo que tienen la Compañía y sus su-bordinadas, el 50,65% (2011 - 54,16%) corresponde a obligaciones con proveedores y acreedores.

Solvencia y cobertura

EBITDAEn

millones de $

446.278 450.077 Indica el valor de la utilidad operacional de la empresa en términos de efectivo.

La Compañía y sus subordinadas generaron durante el 2012 un flujo de caja bruto de $ 446.278 millones (2011 - $450.077 millones).

Cobertura de EBIT-DA sobre gasto financiero

(veces) 17,46 21,70Indica la capacidad de cubrimiento que la Compañía y sus filiales tiene sobre los gastos financieros.

El cubrimiento del Ebitda de la Compañía y sus subordi-nadas con relación a sus gastos financieros es de 17,46 veces (2011 - 21,70 veces).

Pasivo total / EBITDA

(veces) 1,74 1,54Relación existente entre la deuda total y el EBITDA gene-rado en periodo de tiempo.

La Compañía y sus subordinadas generaron un Ebitda 1,74 veces superior a su deuda contratada (2011 - 1,54 veces).

Rendimiento

Rendimiento del Capital

% 901,3 917,5Indica el rendimiento de los aportes realizados por los accionistas.

Los accionistas de la Compañía y sus subordinadas ob-tuvieron un rendimiento sobre su aporte de capital para el 2012 del 901,3% (2011 - 917,5 %).

Rendimiento del patrimonio

% 19,8 20,7Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada por los Accionistas.

Los accionistas de la Compañía y sus subordinadas ob-tuvieron un rendimiento sobre su inversion del 19,8% (2011 - 20,7 %).

Rendimiento del patrimonio (Sin Valorizaciones)

% 49,3 49,7Indica el rendimiento sobre la inversión efectuada por los Accionistas sin tener en cuenta las valorizaciones.

Los accionistas de la Compañía y sus subordinadas ob-tuvieron un rendimiento sobre su inversión del 49,3% (2011 - 49,7 %), sin tener en cuenta las valorizaciones de activos.

Rendimiento del activo

% 12,2 13,2Indica el rendimiento obtenido sobre los activos totales de la Compañía y sus filiales.

Los activos de la Compañía y sus subordinadas, con respecto a la utilidad neta, tuvieron un redimiento del 12,2% (2011 - 13,2 %).

Rendimiento del activo (Sin Valorizaciones)

% 21,3 23,1Indica el rendimiento obtenido sobre los activos totales de la Compañía y sus filiales sin valorizaciones.

Los activos de la Compañía y sus subordinadas, con respecto a la utilidad neta, tuvieron un redimiento del 21,3% (2011 - 23,1 %), sin tener en cuenta las valoriza-ciones de activos.

Rentabilidad

Margen Opera-cional

% 26,8 30,8Indica el aporte de cada peso de las ventas en la genera-ción de la utilidad operacional

Por cada peso vendido por la Compañía y sus subordi-nadas, se genera $26,8 de ganancia operacional (2011 - $30,8).

Margen EBITDA % 30,1 34,3Representa el porcentaje de EBITDA originado por cada peso de ingreso operacional.

Por cada peso vendido por la Compañía y sus subordina-das, se genera $30,1 de flujo de caja bruto (2011 - $34,3).

Capital de trabajoEn millones

de $277.653 77.770

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

El capital de trabajo neto de la Compañía y sus subor-dinadas, al 31 de diciembre fue de $277.653 millones, (2011 - $77.770 millones).

EBITDA= Ganancia Operacional + Depreciaciones + Amortizaciones + Provisiones + Ajustes ejercicios anteriores margen gas

Gasto Financiero = Intereses + Comisiones y gastos bancarios


Indicadores financieros consolidados

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