PERU LNG S.R.L. Fecha de comité: 25 de mayo del 2016 con EEFF1 al 31 de diciembre del 2015 Instrumento Clasificado Bonos Corporativos

Sector Hidrocarburos, Perú

Clasificación

Perspectiva

pAA

Estable

Equipo de Análisis Mauricio Jasaui C.

Emma Alvarez

[email protected]

[email protected]

(511) 208.2530

pAA: Agrupa emisiones con alta calidad crediticia. Los factores de protección son fuertes. El riesgo es modesto, pudiendo variar en forma ocasional por las condiciones económicas. Las categorías de las emisiones de mediano, largo plazo y de acciones preferentes podrán ser complementadas si correspondiese, mediante los signos (+/-) para mejorar o desmejorar, respectivamente la clasificación alcanzada entre las categorías “pAA” y “pB”. “La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales; sin embargo, no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos.”

Racionalidad En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió realizar un downgrade a la clasificación del Primer Programa de Bonos Corporativos de Perú LNG de ¨pAA+¨ a ¨pAA¨. La decisión se sustenta en la alta exposición de PERU LNG a la coyuntura internacional del mercado de hidrocarburos, al verse afectado por la significativa reducción en los precios de los mismos. Esta situación ha impactado fuertemente en los resultados de la empresa, generando menores ingresos y ocasionando que se incurra en pérdidas operativas y netas. Consecuencia de los menores ingresos, los ratios de cobertura han sufrido un deterioro, ubicándose en niveles ajustados. La calificación toma en cuenta el aporte de capital realizado por los accionistas en mayo 2016 y su compromiso por asumir otro aporte similar en agosto 2016, el cual refleja el completo apoyo de los actuales Sponsors hacia PERU LNG, que aunado al Quarterly Payment efectuado por Shell, servirían para cubrir las obligaciones de corto plazo. Asimismo, se tiene conocimiento de las conversaciones con el Offtaker que podría implicar la eliminación del riesgo de volatilidad de precios al que se encuentra expuesto PERU LNG. Se destaca, además, el Contrato ¨Take or Pay¨ el cual garantiza sus operaciones e ingresos, el Contrato de Licencia con el Estado Peruano que le brinda estabilidad impositiva, además de la experiencia de sus Sponsors en el sector de hidrocarburos. PCR reconoce que PERU LNG atraviesa por un periodo desfavorable, sin embargo, ha decidido mantener la perspectiva estable debido al apoyo económico recibido por parte de sus Sponsors y el Offtaker. No obstante, la perspectiva o inclusive la clasificación se podrían ver afectadas en caso las conversaciones con el Offtaker no tengan resultados positivos en el mediano plazo.

Resumen Ejecutivo Los fundamentos específicos sobre los cuales se basa la clasificación asignada, son los siguientes:  Ingresos garantizados además de la experiencia del nuevo Offtaker. Por medio del contrato SPA con Shell, que involucra todo el volumen procesado en la planta (620 MMPCD) durante 18 años, los ingresos generados permitirán cubrir los costos y gastos operativos de PERU LNG. Esto originará caja disponible para cumplir con el servicio de la deuda financiera, a pesar de la disminución en los precios. Por otro lado, Shell es una empresa transnacional que posee sólidas relaciones comerciales con diversos clientes en los diferentes mercados regionales a nivel mundial; esta cuenta con la más alta calificación crediticia dentro del grupo de los sponsors de PERU LNG, en ese sentido, la calificación que obtuvo de dos agencias internacionales de clasificación fue de A+/Negativa y Aa2/Negativa2.  Experiencia y soporte de los Sponsors. El amplio conocimiento y experiencia que poseen los Sponsors en las operaciones de hidrocarburos y gas natural a nivel mundial permiten mitigar la presencia de problemas operativos en el suministro y transporte de gas natural. Adicionalmente, se debe precisar que los Sponsors poseen clasificaciones de grado de inversión3 otorgadas por las principales agencias de riesgo internacionales, lo que demuestra la sólida capacidad de pago de sus compromisos financieros. Asimismo, se debe resaltar el nuevo aporte de capital realizado en mayo 2016 por un monto de US$ 30 MM y el compromiso de los Sponsors de realizar otro aporte de capital en agosto 2016, por el mismo monto. De esta manera se evidencia la importancia estratégica que tiene para los mismos.

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Auditados Standard and Poor´s y Moody 3 Con excepción de Hunt Oil que su calificación fue rebajada a BB+ por S&P en marzo 2016. 2

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 Importancia para el Estado Peruano. PERU LNG representa un incremento de la inversión privada, de la creación de puestos de trabajo y de la mejora en la recaudación fiscal por impuestos directos e indirectos. En enero de 2006, PERU LNG y el Estado Peruano (a través de la Dirección General de Hidrocarburos y el Banco Central de Reserva del Perú) firmaron un Convenio de Inversión por un periodo de 40 años bajo la modalidad de Contrato – Ley a través de la cual se otorgan beneficios y garantías a PERU LNG para instalar, operar y mantener una planta de procesamiento de gas natural e instalaciones relacionadas, así como para exportar lo producido en ella. Dicho Convenio de Inversión, materializa el compromiso del Estado Peruano de llevar adelante el Proyecto proporcionando el mayor grado de protección jurídica.  Dedicación completa de suministro de GN de los Lotes 56 y 57. A través de los Contratos de Venta de Gas Natural del Lote 56 y Lote 88 Modificados y Reformulados, PERU LNG va a recibir el GN del Lote 56, además del GN que el Lote 57 entregue a los titulares del Lote 56. De esta manera, el Lote 88 solamente entregará GN para el consumo interno de la planta de LNG. Asimismo, se mantiene un buen nivel de reservas en el Lote 56, según el libro anual de reservas del MINEM, con lo que permite asegurar su oferta.  Menores ingresos obtenidos dado el contrato de comercialización entre SITME y CFE. A través de este contrato, se estipula que, a partir del año 2014, SITME debe exportar aproximadamente el 70% (MMBTU) de la producción comprada a PERU LNG a la región de Manzanillo – México, destino que está guiado por el marcador Henry Hub, siendo el de menor valor a comparación de otros marcadores. Es así que, en el 2015, SITME exportó el 65.88% de la producción de PERU LNG a México, otorgándole ingresos por US$ 515.86 MM, siendo menor en 34.61% que lo recaudado en diciembre 2014 (US$ 788.87 MM). Adicionalmente, los menores ingresos estuvieron influenciados por la disminución de los demás marcadores a los que se exporta, así como por el Mantenimiento Mayor de la planta y eventos de Fuerza Mayor declarados durante el año 2015.  Fuerte decrecimiento en el precio internacional de los hidrocarburos impacta negativamente en los ingresos. A diciembre 2015, el marcador Henry Hub (principal marcador destino de exportación) se redujo en 22.87%, ubicándose en US$ 2.31 MMBTU. Se debe resaltar que el marcador Henry Hub cerró el año 2015 con un promedio de US$ 2.63 MMBTU. Asimismo, las proyecciones para el 2016, tampoco son muy favorables al promediar estas en US$ 2.18 MMBTU, mientras que recién se espera que los precios se recuperen el 2017, promediando US$ 3.02 MMBTU.  Reducción en los ingresos origina un fuerte impacto que genera pérdidas operativas y netas. Al disminuir los ingresos dada la coyuntura internacional actual de los precios de los hidrocarburos, PERU LNG ha presentado pérdida operativa por US$ 7.24 MM y pérdidas netas por US$ 62.40 MM durante el 2015. Esta pérdida neta es además impactada por los altos gastos financieros que registra la empresa dada la deuda senior que mantiene y la cual se paga semestralmente, reflejándose así la alta importancia de los precios para PERU LNG. Cabe destacar que, los ingresos también se vieron afectados por el mantenimiento mayor de la planta de PERU LNG en septiembre 2015, donde se debe detener toda la producción de la planta por un aproximado de 25 días.  Importante deterioro de los indicadores de cobertura. Originado por la disminución de los precios de hidrocarburos y en consecuencia sus ingresos. De esta manera, el EBITDA se ha reducido a US$ 136.27 MM de US$ 281.45 MM en diciembre 2014 y por lo tanto su ratio de cobertura de servicio de deuda pasó de 1.06veces (diciembre 2014) a 0.53veces (diciembre 2015). Asimismo, al considerar la cobertura del efectivo disponible para el pago de la deuda (CADS) sobre el pago de la deuda del periodo (noviembre 2015 – mayo 2016), podemos encontrar el ratio en 0.56veces. Se debe destacar que, dada la generación de caja acumulada en años anteriores, PERU LNG se encuentra apto de cubrir el monto. Asimismo, el aporte de capital efectuado en mayo 2016, brinda un mayor respaldo a la capacidad de pago.

Análisis Sectorial Entorno Macroeconómico Durante el año 2015, se observó una lenta recuperación en la economía mundial. Por un lado, Estados Unidos logró una tenue tasa de crecimiento anual (2.4%), pero que fue suficiente para corroborar la tendencia de recuperación que mantiene después de la crisis del 2009, es por ello que la Reserva Federal (FED) subió la tasa de interés de los fondos federales en el intervalo de 0.25% - 0.50%, que hasta diciembre del 2015 se había mantenido en el límite inferior cero (0% - 0.25%). Por su parte, la Zona Euro sufría de una baja inflación, débil crecimiento económico y alto nivel de desempleo, sin embargo se ha recuperado modestamente, tras la política del Banco Central Europeo (BCE) de recompra mensual de bonos gubernamentales valorizados en 60 mil millones de euros desde marzo 2015. En la zona del euro, el fortalecimiento del consumo privado está compensando el debilitamiento de las exportaciones netas. Al cierre del año 2015 la tasa de crecimiento mejoró con respecto al del año anterior al registrar una tasa de 1.6% (+0.9%, Dic. 2014)4. Cabe señalar que Estados Unidos y la Zona Euro están cada vez más expuestos a una debilidad de la demanda mundial y podrían no ser capaces de mantener su impulso. Por el contrario, China ha venido mostrando menores tasas de crecimiento, producto del descenso en las exportaciones a causa de una menor inversión y de la actividad manufacturera, sustentado en un proceso de reequilibramiento gradual de su actividad económica que intenta alejarse de la inversión y manufactura como base estructural para enfocarse en el consumo y los servicios. Al cierre del 2015 su PBI creció 6.9%, menor con respecto al año anterior (+7.3%, Dic. 2014). En respuesta a esta evolución, la autoridades han dictado medidas de estímulo, que se estima proseguirían en los próximos trimestres. Así, durante el año 2015 el Banco Popular Chino (PBOC en sus siglas en inglés) decidió devaluar el yuan en cerca del 2% para incrementar la competitividad de sus exportaciones (agosto), esta medida fue sorpresiva para el mercado bursátil y que sumado la ola vendedora en las acciones chinas en el verano boreal (24 de agosto: el Índice de Shanghái cayó más de 8%, su peor caída diaria desde la crisis financiera global) provocaron una alta volatilidad en los mercados financieros internacionales. En este 4

Tasas de crecimiento anualizadas del GDP de la Euro Zona, revisado por la oficina de estadísticas de la Unión Europea (Eurostat).

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sentido, al ser China el mayor consumidor mundial de metales, su desaceleración ha impactado fuertemente a la cotización de los metales. Mientras tanto, la actividad de las economías emergentes y en desarrollo se encuentran en medio de una fuerte desaceleración, a raíz del fuerte retroceso de los precios de las materias primas, la menor afluencia de capitales, la creciente volatilidad de los mercados financieros y la presión depreciatoria que soportan sus monedas debido al fortalecimiento del dólar. Es así que el Fondo Monetario Internacional (FMI) ajustó a la baja sus proyecciones sobre el crecimiento de la economía mundial para el 2016 y 2017, pasando de 3.6% y 3.8% (WEO5 octubre 2015) a 3.2% y 3.6% respectivamente en su última actualización del informe WEO en enero 2016. El FMI mantuvo su expectativa de crecimiento de China en una tasa de 6.3% para el 2016 y 6.0% para el 2017, mientras que para la Zona Euro proyecta una tasa de crecimiento de 1.7% para ambos años. Finalmente, EE.UU. crecería un 2.6% (2016) y 2.6% (2017). Por otro lado, la mayor revisión a la baja persiste para América Latina y el Caribe, que atraviesa una fuerte desaceleración económica, el FMI pronostica un crecimiento de -0.3% para el 2016 y 1.6% para el 2017, en tanto que el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) estima para esta región una tasa de -0.4% y 1.8% respectivamente. Respecto a la inflación mundial, esta es dispareja debido a que algunos países están siendo afectados por la caída de los precios de las materias primas y otros por las considerables depreciaciones cambiarias. A pesar de ello se espera que la inflación mantenga una tendencia a la baja durante el 2016, causado por el abaratamiento del petróleo y variaciones de los precios de las materias primas, así la zona euro tendría una inflación de 1.0% por la recuperación económica y EE.UU. alcanzaría el 1.1%, es decir, se mantendrían debajo de su rango meta. Lo contrario ocurriría con las economías de mercados emergentes y en desarrollo afectados principalmente por la fuerte depreciación del tipo de cambio nominal, los casos más dramáticos serían Venezuela (inflación mayor al 100%) y Ucrania (inflación cerca del 50%), excluyendo estos países el FMI proyecta que la inflación de los emergentes y en desarrollo se mantendría en 3.4% durante el 2016. Por su parte el Perú registró un crecimiento de 3.26% durante todo el año 2015, siendo superior a la cifra anual del 2014 que fue de 2.40%. Esta cifra es explicada por la mayor expansión de los sectores minería, pesca y servicios (entre los que destaca el crecimiento de financieras, seguros y telecomunicaciones). Mientras que la manufactura y la construcción presentaron tasas negativas que arrastraron el crecimiento anual hacia abajo. El BCRP pronostica que el crecimiento para el 2016 y 2017 será de 4.0% y 4.80% respectivamente. Tasas inferiores a sus anteriores predicciones que presenta el banco en sus respectivos reportes.

INDICADORES

PBI (var. % real) PBI Electr & Agua PBI Minería e Hidrocarb. (var. % real) PBI Construcción (var. % real) Consumo Privado (var. % real) Remuneración Mínima Vital (S/.) Inflación (var. % IPC) Tipo de cambio promedio (US$) Inversión Privada (S/. MM) Inversión Pública (S/. MM) Exportaciones (US$ MM) Importaciones (US$ MM)

PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS ANUAL

PROYECCIONES ANUAL*

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

8.5% 8.1% -4.9% 17.4% 8.9% 553 0.2% 2.83 80,457 24,747 35,565 28,815

6.5% 7.6% -3.6% 3.0% 6.0% 627 0.4% 2.75 89,988 22,667 46,268 36,967

6.0% 5.8% 2.8% 15.1% 6.1% 719 0.2% 2.64 103,706 27,648 45,639 41,113

5.8% 5.5% 4.9% 8.9% 5.3% 750 2.9% 2.70 129,781 31,620 42,861 42,248

2.4% 4.9% -0.9% 1.9% 4.1% 750 3.2% 2.84 115,695 32,173 39,533 40,809

2.9% 6.2% 9.3% -5.9% 3.4% 750 4.1% 3.13 118,121 30,870 35,848 38150

4.0% 7.6% 14.1% 0.0% 3.5% 850 3.0%-3.5% 3.23 0.0%** 7.4%** 40,018 39,664

4.6% 5.5% 8.6% 3.5% 3.8% 850 2.0%-2.2% 3.24 4.0%** 5.0%** 42,840 41,009

*BCRP Reporte de Inflación Marzo 2016** Var% Inversión Fuente: MEF, MEM, BCRP / Elaboración: PCR

Mercado de combustibles Según lo reportado por EIA6, al cuarto trimestre del 2015 la oferta mundial de crudo ascendió a 96.52 MM bbl/d, con una tasa de crecimiento anual de 1.52% respecto al año anterior (+1.45 MM bbl/d). Dicha variación se explica por la mayor producción de los países que conforman la OPEP (donde destacan Iraq y Arabia Saudita). En este sentido EIA proyecta que la oferta de petróleo de la OPEP se incrementará en 0.6 MM bbl/d (2016) y en 0.5 MM bbl/ (2017), sin considerar los posibles acuerdos de sus miembros. Por otro lado, la demanda ascendió a 93.77 MM bbl/d en promedio, con un crecimiento anual de 1.3 MM bbl/d en el 2015. Asimismo, EIA espera que el consumo de combustible aumente de manera constante para los próximos dos años. Sin embargo, las proyecciones de demanda podrían experimentar revisiones a la baja debido a la desaceleración económica de China en los próximos meses. De este modo, existió un exceso de oferta de 2.75 MM bbl/d justificado en la mayor producción y en el menor consumo de combustibles. EIA espera que dicha sobreoferta se mantenga en el corto plazo debido a la acumulación de inventarios (+1.9 MM bbd/d a Dic. 15). Se había proyectado que los inventarios aumenten en el 2016, no obstante, se ha visto una caída de los mismos, ocasionado por las interrupciones en Canadá y Nigeria. Para el 2017, se espera una caída en el nivel de inventarios, con lo cual podría existir un equilibrio entre la oferta y la demanda de combustibles.

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Informe de Perspectivas de la Economía Mundial del Fondo Monetario Internacional (Informe WEO del FMI), actualizado a enero 2016. Energy Information Administration (EIA) - Short Term Energy and Summer Fuels Outlook, Abril 2016.

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A diciembre 2015 en el mercado nacional, la demanda de combustibles líquidos ascendió a 185.22 miles de barriles por día, significando un incremento de 11.93% respecto al mismo periodo del año anterior. De manera desagregada, dicha variación obedece al aumento de demanda en los principales derivados tales como el diesel B-5 (S-50), diésel B5 y gasohol 90. Precios y márgenes internacionales Los precios del petróleo experimentan una tendencia sostenida a la baja a partir de junio 2014, a raíz de los siguientes factores: i) el incremento de producción de tight oil por parte de EE.UU, ii) el exceso de oferta mundial de petróleo, impulsado principalmente por la OPEP; y iii) el deterioro de las expectativas de crecimiento de la economía mundial Respecto al primer factor, en los últimos años EE.UU ha ejecutado proyectos de inversión significativos para la explotación de petróleo, a través de métodos no convencionales (fracking7) lo cual le ha permitido extraer el petróleo de esquisto para incrementar su oferta, reduciendo así sus costos de producción. Otro factor que influye en la caída del precio del crudo es la decisión de los miembros de la OPEP de fijar su producción en 30 MM bbl/d, con el fin de mantener su participación del mercado. Sin embargo, esto contribuye a la acumulación de inventarios y, por tanto, afecta negativamente la evolución del precio. A ello se añade, la reciente incorporación de un nuevo productor (Irán), que se encuentra dentro de los países con mayores reservas de petróleo y gas natural a nivel mundial, debido al cese de las restricciones internacionales de producción de petróleo por su programa nuclear. Cabe mencionar que existen discrepancias entre los miembros de la OPEP acerca de la viabilidad de mantener su estrategia de bajos precios y elevada cuota de mercado en desmedro de los bajos niveles de rentabilidad. Asimismo, el petróleo proveniente de Arabia Saudita, Nigeria y Argelia, que antes era exportado hacia Estados Unidos, ahora compite por los mercados asiáticos lo que genera la reducción de los precios por parte de los productores. El precio también es influenciado por las menores expectativas de crecimiento del PBI a nivel internacional, ya que, los fundamentos de la demanda mundial de petróleo están ligados al desempeño de la economía mundial principalmente de Estados Unidos y China, que son los mayores consumidores de petróleo. Por ello, la menor demanda esperada de petróleo está relacionada con la caída del precio en los últimos dos años. Cabe resaltar que se ha registrado una leve mejora en los precios de hidrocarburos debido a la caída de la producción en EE.UU, Sudámerica y a las interrupciones en Canadá y Nigeria a partir de abril 2016. Bajo este escenario, al cierre de diciembre 2015 el precio del crudo Brent se ubicó en 38.01 US$/bbl, siendo menor en 39.03% respecto al precio registrado a diciembre 2014 (62.34 US$/bbl). Asimismo, el precio del crudo WTI se redujo en 37.27%, y alcanzó los 37.19 US$/bbl en diciembre 2015 (Dic.14: 59.29 US$/bbl). La brecha entre ambos precios fue de 0.82 US$/bbl; y EIA espera que se mantenga así en el corto plazo debido a la mayor producción de petróleo y la acumulación de inventarios. De forma similar, los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) también disminuyeron desde finales del primer semestre 2014. De esta manera, a diciembre 2015 el precio de la gasolina se ubicó en 1.18 US$/galón y el diesel 1.09 US$/galón, representando una disminución en 17.01% y 38.06% respectivamente con respecto al 2014. EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES

HH y MBT (US$/MMBTU) 16

WTI y Brent (US$ por barril) 150

14

135 120

12

105

10

90

8

75

6

60 45

4

30

2 0 dic-05

15

dic-06

dic-07

Henry Hub

dic-08

dic-09

dic-10

dic-11

Mont Belvieu Texas

dic-12 WTI

dic-13

dic-14

0 dic-15

Brent

Fuente: EIA / Elaboración PCR

El precio del Gas Natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación) hasta el 2008; sin embargo, luego de la crisis energética de ese año8, se presentó una menor correlación entre los precios del petróleo y Gas Natural. Es así que a diciembre del 2015, el precio promedio del Henry Hub (HH) disminuyó a 1.93 US$/MMBTU (diciembre 2014: 3.48 US$/MMBTU). Según las proyecciones de EIA, este espera que el precio promedio del Gas Natural se ubique en 2.18 US$/MMBTU el 2016 y 3.02 US$/MMBTU el 2017, afectando el nivel de rentabilidad de los principales productores.

Análisis Cuantitativo Producción de Hidrocarburos Actualmente en el Perú existen diez empresas en fase de extracción de GN, siendo únicamente la producción del yacimiento de Camisea, la que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El remanente de empresas que 7 8

También denominado fracturación hidráulica. Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo.

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vende el GN a menor escala, lo destinan a empresas industriales, con las que mantiene contratos, o a empresas de generación eléctrica de terceros como en el caso de Petrotech (Savia) y Aguaytía Energy. La tendencia positiva en la producción de GN se inició con la apertura de producción del Lote 88 en el 2004 y del Lote 56 en el 2010, ambos operados por Pluspetrol Peru Corporation, registrando así una tasa de crecimiento compuesta anual del 31.13% 9 durante los últimos 10 años. La producción promedio de petróleo pasó de 69,304 BPD (2014) a 58,008 BPD (2015), explicado por la menor producción de los lotes 67 (-69.94%) y 1-AB (-26.67%). Dentro de los lotes que presentan mayor representatividad en la producción nacional se encuentra al Lote X, operado por la Corporación Nacional de Petróleos de China (CNPC) con 18.42% de la producción nacional de petróleo, seguido del Lote Z-2B con 16.56%, operado por SAVIA y el tercer lugar lo ocupa Pacific Stratus Energy con el Lote 1-AB con una participación del 16.40%. Además de ello, se reportó la paralización de operaciones de 15 días en el lote 192, así como el mantenimiento realizado por Pluspetrol en lotes, donde explota gas natural, lo cual frenó en cierta medida la producción. Se debe precisar que la caída de la producción del petróleo se encuentra relacionada a los bajos precios internacionales de petróleo, lo cual afecta la producción de hidrocarburos líquidos, a raíz de la alta correlación que existe entre el precio del petróleo y los líquidos de gas natural. Por otro lado, la producción acumulada de Gas Natural se redujo en 3.32% con respecto al 2014 y a diciembre 2015 alcanzó los 441,243 MMPCD, en tanto el volumen promedio de GN pasó de 1,250.43 MMPCD (2014) a 1,208.89 MMPCD (2015), es decir, se redujo por la menor extracción de Pluspetrol Lote 56, que implicó una caída de 33,882 MMPCD en el total de la producción de GN. No obstante, la producción de Pluspetrol Lote 88 compensó parcialmente el descenso de la producción del GN con un crecimiento en 9,582 MMPCD. Es importante mencionar que los lotes 88 y 56 representan 53.88% y 34.96% respectivamente en la producción nacional de GN, ambos operados por Pluspetrol Perú Corporation S.A. En el caso de la producción de Líquidos de Gas Natural (LGN), ésta registró un promedio de 91.40 MMBPD al 2015 (2014:103.43 MMBPD), y un volumen acumulado de 33.37 MMBLS al 2015, el cual se contrajo en 11.63% a comparación del 2014. Dicha variación se explica principalmente por la menor producción de los lotes 88 y 56, sin embargo Repsol lote 57 y Z2B de SAVIA mostraron un leve crecimiento, pero que no sopesó la caída de la producción de LGN. Es de mencionar que el 27 de marzo de 2014 Repsol Exploración Perú (Sucursal Perú) inició la extracción comercial del GN y LGN en el Lote 57; yacimiento ubicado en la selva sur entre las provincias de Satipo – Junín. El GN proveniente de este lote beneficiaría al Lote 56 en el largo plazo al alargar su vida útil, permitiéndole mantener la producción del Lote 88 para consumo peruano. El GN obtenido es procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas mientras que los LGN son procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. De este modo, la producción de hidrocarburos líquidos y fiscalizados en el país ascendió al 2015 en 149,010 barriles por día (BPD), menor en 13.50% a la producción promedio del 2014. Del total de la producción de hidrocarburos líquidos, 61.17% corresponde a líquidos de gas natural y 38.83% a petróleo, destacando la Selva Sur donde se concentra la mayor producción. Es preciso señalar que no se ha realizado ninguna perforación exploratoria de los pozos desde hace más de seis meses.

Millares

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL –MILES MMPC

PRODUCCIÓN DE LGN-MM BLS

500.00

45.00

450.00

40.00

400.00

35.00

350.00

30.00

300.00

25.00

250.00

20.00

200.00

15.00 150.00

10.00 100.00

5.00

50.00 0.00

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Pluspetrol Lote 88

Aguaytía

Pluspetrol Lote 56

Repsol Lote 57

0.00 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Pluspetrol Lote 56

Pluspetrol Lote 88

Savia

Aguaytía

Repsol Lote 57

Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR

Reservas de Hidrocarburos El Perú posee tres áreas de explotación del GN y LGN: el yacimiento de Aguaytía (Cuenca del Ucayali), la Costa Norte (PiuraTumbes) y Camisea (Cusco). El descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el año 2004, estableció un hito en la historia del GN del Perú debido a la cantidad de reservas probadas que poseía, siendo 16 veces el tamaño del yacimiento de Aguaytía y casi 32 veces el tamaño de los yacimientos de la Costa Norte. Asimismo, las reservas de LGN de Camisea son cuantiosas en relación al resto de yacimientos (28.5 veces el tamaño de las reservas de Aguaytía). Respecto al petróleo, existen tres zonas, donde se estima la existencia de reservas de petróleo, estas son el zócalo norte, el Noroeste peruano (Costa Norte) y la Selva peruana. La última ubicación, y en especial la selva norte posee una posición predominante con el mayor nivel de reservas del país y los lotes dentro de esta zona son el Lote 8, Lote 1-AB, Lote 102, Lote 67 y Lote 95.

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Tasa de crecimiento promedio anual. Para el cálculo se ha tomado como referencia los cierres de año del 2004 y 2014. Fuente: PERUPETRO.

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Las reservas probadas de GN en el país ascienden a 14.62 TCF, de las cuales 93.56% se concentran en la zona de selva sur (Lote 56, 57 y 88). De forma similar las reservas probadas de LGN se localizan principalmente en la selva y ascendieron a 727.17 MMBLS en el 2014. Si bien el Lote 56 y 88 operado por Pluspetrol poseen la mayor participación, en esta región existen otros lotes explorados como: Lote 1AB (Pacific Stratus Energy), Lote 8 (Pluspetrol Norte), Lote 67 (Perenco), Lote 31B/D (Maple), Lote 31C (Aguaytía), Lote 31E (Maple) y Lote 57 (Repsol). RESERVAS DE GN Y HIDROCARBUROS LÍQUIDOS EN EXPLOTACIÓN/EXPLORACIÓN – DICIEMBRE 201410 GAS NATURAL ( BCF)

Lote XIII X Z-2B Z-1 56 57 88

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Compañía Operadora OLYMPIC CNPC Subtotal Costa SAVIA BPZ Subtotal Zócalo PLUSPETROL REPSOL PLUSPETROL Subtotal Selva Total en explotación PETROBRAS Subtotal Selva Total en exploración Total país

Probadas 329.0 227.0 675.0 267.0 0.0 267.0 2,427.0 941.0 10,020.0 13,682.0 14,624.0 0.0 0.0 0.0 14,624.0

Probables 374.0 52.0 490.0 18.0 211.0 236.0 969.0 453.0 1,651.0 3,210.0 3,936.0 2,509.0 2,509.0 2,509.0 6,445.0

Posibles 157.0 19.0 197.0 22.0 149.0 171.0 464.0 531.0 2,237.0 3,320.0 3,688.0 1,143.0 1,143.0 1,143.0 4,831.0

LÍQUIDO DE GAS NATURAL (MSTB) 11

Probadas 0.0 0.0 0.0 22,442.0 0.0 22,442.0 167,673.0 52,891.0 477,740.0 704,724.0 727,166.0 0.0 0.0 0.0 727,166.0

Probables 0.0 0.0 0.0 1,523.0 8,846.0 10,938.0 71,486.0 26,861.0 82,718.0 182,981.0 193,919.0 95,517.0 95,517.0 95,517.0 289,436.0

Posibles 0.0 0.0 0.0 1,861.0 6,248.0 8,109.0 36,575.0 32,423.0 130,275.0 200,518.0 208,627.0 40,087.0 40,087.0 40,087.0 248,714.0

PETRÓLEO (MSTB)

Probadas 19,224.9 131,304.0 232,696.0 84,246.0 28,519.0 116,205.0 0.0 0.0 0.0 333,780.0 682,681.0 0.0 0.0 0.0 682,681.0

Probables 2,019.0 30,508.0 45,814.0 5,717.0 39,255.0 49,502.0 0.0 0.0 0.0 209,270.0 304,586.0 0.0 57,635.0 57,635.0 362,221.0

Posibles 16,500.0 11,349.0 34,152.0 6,984.0 47,867.0 54,851.0 0.0 0.0 0.0 249,632.0 338,635.0 0.0 47,042.0 47,042.0 385,677.0

Fuente: MINEM / Elaboración: PCR

Proyectos de inversión Entre los principales anuncios de inversiones para el periodo 2016-2020 en el sector de hidrocarburos, destaca los US$ 480 MM que invertirá Pluspetrol, operador del Consorcio Productor Camisea en la exploración de seis nuevos pozos en el Lote 88, mayor exploración en el Lote 56 y el término de los procesos de ampliación de las Plantas de separación Malvinas y Pisco. Asimismo, la ampliación de la capacidad de transporte por parte de Transportadora de Gas del Perú (TGP), que consiste en la construcción e instalación de una nueva Planta Compresora en Kepashiato y la ampliación del loop de la costa, así como la implementación de las redes de distribución del ducto de gas hacia Ayacucho. Por otro lado, se debe destacar el avance de obras en un 25% del Gasoducto Sur Peruano y tiene como objetivo la construcción de un sistema de transportes de hidrocarburos hacia el sur del país, siendo las regiones beneficiadas Cusco, Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna, y que será de uso exclusivo para atender la demanda nacional, con una capacidad para transportar 500 MMPCD al sur y de 1,500 MMPCD hasta el punto de conexión con Transportadora de Gas del Perú. Además, el proyecto contempla tres city gates, en las provincias de Quillabamba, Cusco y de Anta. Dicho contrato fue firmado con el Estado en julio del 2014 con las empresas Odebrecht y Enagás por un plazo de 34 años. PRINCIPALES ANUNCIOS DE PROYECTOS DE INVERSIÓN EN EL SECTOR HIDROCARBUROS: 2016-2017 Inversionistas Proyectos Enagas, Odebrecht Mejoras a la seguridad energética del país y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano China National Petroleum Corporation, Respsol, YPF S.A Lote 57-Kinteroni Graña y Montero Petrolera Repotenciar lotes III y IV Pluspetrol Perú Corp. Exploración Lote 88 y 56 Calidda Gas Natural del Perú Masificación de gas Karoon Gas Natural Exploración lote Z-38 Fuente: MINEM, PERUPETRO, OSINERGMIN, BCRP, PRENSA / Elaboración PCR

Los principales proyectos de inversión en el subsector petrolero apuntan a la exploración y explotación de pozos petroleros, así como la modernización de la refinería en el Perú, con el objetivo de superar los limitantes en infraestructura y disminución de producción registrado en los últimos periodos, además de la masificación del gas a otras regiones del país. En ese sentido, el proyecto de mayor envergadura es la modernización de la Refinería Talara, y La Pampilla, las cuales representarían mejoras en el proceso productivo del petróleo. Otros proyectos de envergadura anunciados para el 2016 y 2017 corresponden a la empresa China National Petroleum Corporation, que se encargará de la perforación de 21 pozos, así como del lote 57 que incorpora el proyecto de gas en el campo de Kinteroni (Cusco). Por su parte, la petrolera Karoon Gas y Vietnam American tienen a cargo la exploración del lote Z-38, localizado en el mar de Tumbes, donde se espera encontrar reservas por 686 MMBLS. Asimismo, Graña y Montero se adjudicó la licencia por 30 años para los lotes III y IV en Talara, anunciando así exploraciones en ambos lotes que demandaran una inversión conjunta de US$ 560 MM. Es importante recalcar la desaceleración del flujo de inversiones en el sector, producto de la caída de los precios internacionales del petróleo y gas natural, que tienen como efecto reducir incentivos para la ejecución de nuevos proyectos. A ello se añade las dificultades producidas en la obtención de permisos y licitaciones que mermaron aún más el volumen de inversiones en el sector. Al 31 de diciembre del 2015 existen 25 contratos de explotación (31 Dic 14: 24) y 41 contratos de exploración (31 Dic

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Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos 2014 Millones de barriles fiscalizados en condiciones estándar

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14: 44). Según estadísticas de Proinversión, los principales inversionistas en el periodo 2010-2015 en el rubro de petróleo corresponden a la Empresa de Energía de Bogotá, Ecopetrol Global Energy, PERU LNG Company LLC y la Transportadora de Gas Internacional de Gas Internacional. Asimismo, se observa que más del 60% de los contratos en términos de millones de dólares se concentran en el sector hidrocarburos, seguido de minería al 2015.

Aspectos Fundamentales Reseña PERU LNG (PLNG) es una compañía que se constituyó el 24 de marzo del año 2003 y que tuvo como Sponsors a Hunt Oil Company, SK Innovation Co. Ltd., Repsol S.A. y Marubeni Corporation, quienes en conjunto se comprometieron al desarrollo, construcción y operación de la planta de Gas Natural Licuado (LNG por sus siglas en inglés). Sin embargo, esta composición cambió pues el 31 de diciembre del 2013 Repsol vendió su participación a LNG Shipping Operator Services Netherlands del Grupo Royal Dutch Shell. La empresa se constituyó con la finalidad de desarrollar el proyecto para la instalación, operación y mantenimiento de una planta de procesamiento de GN para la obtención de LNG mediante el uso de las reservas que se encuentran en el Lote 56 y Lote 88, ubicados en Cusco. El Proyecto de PLNG comprendía la construcción de una planta de LNG con un terminal marítimo, desde donde se embarca actualmente el LNG, y la construcción de un ducto de gas, que se conecta con el ducto ya existente de TGP fuera de la selva peruana (a la altura de Chiquintirca - Ayacucho), el cual transporta el GN hasta la planta de LNG ubicada en Cañete, Pampa Melchorita (altura del km 167 al Sur de Lima). El 10 de junio del 2010, la planta inició operaciones y PLNG empezó a producir LNG en su planta de licuefacción, Pampa Melchorita, realizando su primera operación de venta el 22 de junio 2010. El LNG producido era exportado y vendido únicamente a Repsol CG por 4.2 TPC en 18 años (218,000 BBTU – Unidades Térmicas Británicas anuales), bajo la modalidad de Take or Pay, el cual considera vender el producto principalmente a México a la Comisión Federal de Electricidad - CFE (suministro de hasta 500 MMPCD ó 189,000 BBTU anuales). Los volúmenes mínimos para los años 2011, 2012, 2013 y 2014 eran de 12,228 BBTU, 70,311 BBTU, 130,432 BBTU y 158,964 BBTU, respectivamente. A partir del 1° de enero del año 2014, Shell International Trading Middle East (SITME) es el offtaker. Estructura Societaria PLNG tiene como socio principal a PERU LNG COMPANY LLC con una participación del 99.5%, empresa que a su vez está conformada por los Sponsors antes señalados. ESTRUCTURA SOCIETARIA Sponsors

Hunt Oil

Royal Dutch Shell

SK Innovation

Marubeni

100%

Camisea LNG Holging Company

100%

Perú Hunt LNG Funding Company

10%

LNG Shipping Operation Services Netherlands BV 20%

40%

Marubeni LNG Development 10%

20%

Grupo Económico

Perú LNG Company LLC (US LLC)

100%

Perú LNG Partner (US LLC) Perú

99.5%

0.5%

Perú LNG SRL

Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

Los Sponsors Hunt Oil Company (BB+/Negativo y Ba3/Negativo)12. Camisea LNG (Holding) Company y Peru Hunt LNG Funding Company son subsidiarias de Hunt Oil Company, la cual es una de las compañías privadas de Petróleo y Gas más grandes de Estados Unidos, con 50% de participación indirecta en el Proyecto de PLNG. Las principales áreas de producción de petróleo y gas de Hunt se encuentran localizadas en Estados Unidos, República de Yemen, Rumanía, Kurdistán y Perú; asimismo, posee licencias de exploración en Rumania y Perú. En el Perú, Hunt Oil Company es consorciante del CPC 13, para la explotación de Gas Natural en los Lotes 56 y 88, en el cual posee una participación del 25.20%, donde también participan SK Innovation, Tecpetrol, Sonatrach, Pluspetrol Camisea (en el Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (en el Lote 56), Pluspetrol Peru Corporation y Repsol. Hunt Oil Company también mantiene una participación del 35% en el Lote 76 en el Perú.

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Standard and Poor´s y Moody´s Investor Service Consorcio Productor Camisea

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SK Innovation (Baa2/Estable y BBB/Negativo)14, es una empresa Coreana que forma parte de SK Group, dedicada a la industria energética y química. SK Innovation se dedica a la exploración, refinamiento y comercialización de gas y petróleo, contando con 20% de participación indirecta en PERU LNG. En la actualidad, desarrolla actividades en 20 países como República de Yemen, Costa de Marfil, Egipto, Estados Unidos, Brasil, Australia y Perú. Asimismo, la empresa presenta experiencia en proyectos de LNG tales como: Oman LNG, Yemen LNG y Ras Laffan LNG. La presencia de SK Innovation en el Perú, se inicia en 1996 con la adquisición del 8.33% de participación del Lote 8. Actualmente, participa en la exploración y explotación de los lotes 8, 56 y 88 y es socio del CPC para la explotación de los Lotes 56 y 88, junto a Hunt Oil Company, Tecpetrol, Sonatrach, Pluspetrol Camisea (en el Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (en el Lote 56), Pluspetrol Perú Corporation y Repsol, con una participación del 17.60%; asimismo, es socio de TGP donde tiene una participación directa de 11.19%. Por otro lado, Repsol vendió su participación a LNG Shipping Operator Services Netherlands del Grupo Royal Dutch Shell., mediante un acuerdo de venta de sus activos de Gas Natural Licuado por US$ 6.7 Billones, que incluye las participaciones minoritarias en Atlantic LNG (Trinidad y Tobago), PERU LNG y Bahía de Bizkaia Electricidad (BBE), así como los contratos de venta y préstamos asociados. Esta operación duró un año y se completó en enero del año 2014; se acordó que Shell adquirirá los activos en efectivo por US$ 4.4 Billones y US$2.3 Billones mediante arrendamiento financiero y deuda. Con este acuerdo, Repsol supera los objetivos establecidos en el Plan Estratégico 2012-2016, de desinvertir entre 4 y 4.5 Billones de euros en el periodo. Royal Dutch Shell. Petrolera Anglo-Holandesa dedicada a la exploración, producción, transportre, refinación, distribución y comercialización de pétroleo crudo, gas y derivados. Shell es propietaria de 25 refinerias y tiene activos de exploración y producción en 37 países del mundo, desarrolla actividades de Upstream en América, particularmente en Sur América. Mantiene presencia en Brasil, donde es accionista al 80% y operador de los Lotes Bijupirá y Salema. Además, es accionista del 50% de los Lotes BC-10 y socio del 18% de Brazil Companhia de Gas de Sau Paulo (Comgas), empresa dedicada a la distribución de Gas en Sao Paulo. Por otro lado, también desarrolla actividades de Downstream, particularmente en Argentina. La calificación de riesgo que obtiene Shell de dos agencias internacionales de riesgo fue de A+/Negativo y Aa2/Negativo15. Para el año 201516, sus activos ascienden a US$ 340,157 MM, cuentan con un capital social de US$ 162,876 MM, y obtuvo ingresos por US$ 264,960 MM (-37.08% en relación al año 2014) y utilidades por US$ 2,200 MM (-85.06% en relación al año anterior). Marubeni Corporation (BBB/Negativo y Baa2/Negativa)17. Empresa de capital japonés, con más de 120 bases de operaciones en 70 países a nivel mundial. Ha participado en dos proyectos de LNG: Proyecto de Qatargas LNG en el Medio Oriente, y el Proyecto de Guinea Ecuatorial LNG en el Oeste de África. Asimismo, Marubeni se encuentra en etapas de exploración y producción en las aguas norte de Reino Unido, en el Golfo de México, el Océano Índico y en las costas de Qatar. La administración La administración ejecutiva de PLNG está dirigida por Stephen Gerald Suellentrop, quien es el Presidente de PERU LNG, y a su vez Gerente General de PERU LNG COMPANY LLC y PERU LNG PARTNER COMPANY LLC. PLANA GERENCIAL DEL PROYECTO DE PLNG

Plana Gerencial Steve Suellentrop Dennis Grindinger Igor Salazar Zanelli María Julia Aybar Solis Konrad Hubert Rudnicki

Cargo Presidente Vice Presidente Gerente General Gerente Legal Director Comercial

Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

El Operador La operación de la planta y del ducto de PLNG está a cargo de la Compañía Operadora de LNG del Perú SAC (COLP) que en el 2014 cambia de nombre a Hunt LNG Operating Company (HLOC), la cual es una sociedad peruana y subsidiaria al 100% Hunt Oil Company. Actualmente, es responsable de la supervisión de la operación de la planta, de las instalaciones marítimas y del gasoducto. Su principal rol es operar la Planta de LNG y ducto, así como supervisar a los contratistas que están involucrados en el proyecto, asegurar las metas de sanidad ambiental propuesto en los contratos, asegurar que se respeten los principios éticos de los Sponsors, el cumplimiento de los contratos, la verificación de la calidad de las instalaciones, el costo, cronograma objetivo y la obtención de los permisos y autorizaciones de las entidades reguladoras.

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Moddy´s Investor Service y Fitch Standard and Poor´s y Moody´s 16 Tomado del Royal Dutch Shell plc Annual Report 2015 17 Standard and Poor´s (Marzo 2016), Moody´s Investor Service (Marzo 2016) 15

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Desarrollos Recientes  Con fecha 31 de diciembre de 2013, se suscribe el “Third Amended and Restated LNG Sale and Purchase Agreement”, mediante el cual Shell International Trading Middle East Limited (“SITME”) adquirió la posición del “Buyer” en el referido contrato. Asimismo, en dicha fecha las acciones de la empresa LNG Shipping Operation Services Netherlands B.V. (“Dutchco1”), accionista del 20% de PERU LNG COMPANY LLC, fueron adquiridas por Shell Gas B.V.  Con fecha 6 de agosto de 2014, entró en vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88 Modificado y Reformulado, celebrado entre PERU LNG y los titulares del Lote 88. Este contrato modifica y reformula el firmado en febrero del 2006. A través de este contrato, los titulares del Lote 88 se comprometen a entregar volumenes de GN a PERU LNG para efectos de consumo local o cuando sea utilizado en el proceso de producción de PERU LNG.  Con fecha 6 de agosto de 2014, entró en vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 56 Modificado y Reformulado, celebrado entre PERU LNG y los titulares del Lote 56. Este contrato modifica y reformula el firmado en febrero del 2006. A través de este contrato, los titulares del Lote 57 suministran de GN a los titulares del Lote 56, con el proposito de incorporar este GN a las obligaciones de entrega firme de los titulares del Lote 56 frente a PERU LNG. El plazo, en todos los aspectos materiales, los derechos y obligaciones de las partes permanecen inalteradas.  Con fecha 15 de octubre de 2015, se firmó el contrato de suministro de GNL, ¨Tolling Agreement¨ con Shell GNL Perú S.A.C por un periodo de 13 años. De esta manera, PERU LNG recibirá gas natural de Shell, lo procesará en su planta y luego se lo devolverá a Shell para que este lo distribuya al mercado local a través de camiones cisterna. De acuerdo al contrato, PERU LNG debe recibir aproximadamente 19.2 millones de pies cubicos diarios de gas natural para procesar y entregar.  Con fecha 23 de octubre de 2015, PERU LNG firmó un contrato con Cobra Perú S.A.C. para la ingeniería, diseño, adquisición, fabricación, construcción, entre otros, de la estación de carga de GNL, la cual permitirá entregar el GNL a Shell como parte del ¨Tolling Agreement¨.  Con fecha 13 de mayo de 2016, en Junta Universal, los accionistas decidieron realizar un aporte de capital por US 30 MM, de esta manera el capital social asciende a US$ 1,431.44 MM. Los socios acordaron mantener su mismo porcentaje de participación en la sociedad.

Operación La planta de LNG y las instalaciones marítimas están ubicadas en la ciudad de Cañete, en un terreno eriazo de 521 hectáreas de extensión (denominado Pampa Melchorita). La planta cuenta con una capacidad de 4.45 MM de toneladas de LNG por año, de un suministro de 620 MM de pies cúbicos diarios de Gas Natural. Las instalaciones marítimas, actualmente en funcionamiento, permiten la carga del LNG, luego de haber sido enfriado en la planta y que es posteriormente almacenado en los buques transportadores de Shell (Anteriormente Repsol CG). Para ello, se construyó un puente de caballetes de 1.4 km. de extensión, un muelle de carga de LNG, un canal de navegación despejado para el ingreso y la salida de los buques, un muelle para remolcadoras, además de otras instalaciones necesarias para cumplir con el embarque de LNG. Adicionalmente, se incluyó un rompeolas de 800 mt. de largo y una profundidad de 16 mt. para el acoderamiento seguro de los buques, dado que algunos meses del año el mar está expuesto a largos periodos de crecida. Se obtuvo ISO 9001 para el Terminal Marítimo en el año 2012 e ISO 9001 para toda la Operación de PERU LNG en el año 2013. ESQUEMA GENERAL

PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL LNG Entrada del Gas al Ducto

Almacenaje del Gas en la Unidad de Recepción (FRU)

-Separar líquidos -Medir Gas -Reducir Presión

Unidad de Remoción de Gas Ácido

Unidad de Deshidratación del Gas

Remueve el dioxido de Carbono del GN

Eliminación del Agua del GN a través del secado del Gas.

Instalaciones de Licuefacción del GAS

Almacenamiento LNG

-Pre-enfriado con propano refrigerante en 4 niveles distintos de presión. -Ingreso al principal intercambiador de calor Criogeno (Gas se enfria aun mas). -Condensación por la mezcla refrigerante.

Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

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Principales Contratos y Riesgos PRINCIPALES CONTRATOS

Contrato Convenio de Inversión (PLNG – Estado Peruano) Contrato de Compra Venta de Gas Natural (PLNG – CPC) Contrato de Transporte de Gas Natural (PLNG – TGP) Contrato de Compra Venta de LNG (PLNG – SITME) Contrato de Servicios de Mantenimiento de la Planta Contrato de Mantenimiento del Gasoducto de PLNG

Situación

Fecha de Contrato

Fecha de Expiración

Firmado Firmado Firmado Firmado Firmado Firmado

Enero 2006 Febrero 2006 Junio 2007 Junio 2005 Noviembre 2014 Mayo 2010

2046 2028 28 de diciembre del 2033 2028 2027 Junio 2016

Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

Convenio de Inversión entre PERU LNG y El Estado Peruano Este convenio se firmó entre PERU LNG y el Estado Peruano (a través de la Dirección General de Hidrocarburos y el Banco Central de Reserva del Perú), por un periodo de 40 años bajo la modalidad de Contrato – Ley, en el cual se otorgan beneficios y garantías a PERU LNG para instalar, operar y mantener una planta de procesamiento de gas natural e instalaciones relacionadas, así como para exportar la producción. Entre los principales beneficios del convenio, destaca las garantías y protección que ofrece el Estado a los inversionistas, el beneficio de estabilidad tributaria, donde se indica que la empresa quedará sujeta únicamente al régimen impositivo vigente a la fecha de suscripción del convenios, no siéndole aplicable los impuestos que se establezcan con posterioridad a dicha fecha. Contrato de Compra de Gas Natural entre PERU LNG y el CPC Consorcio Productor Camisea (CPC) Los socios que conforman el CPC en los Lotes 56 y 88 firmaron Contratos con el Estado Peruano para la explotación de dichos Lotes en los años 2000 (para el Lote 88) y 2004 (para el Lote 56) bajo la modalidad de Contrato Ley18, lo que asegura las operaciones del CPC durante la vigencia de los contratos. Los socios del CPC de los Lotes 56 y 88 pertenecen a los mismos grupos económicos y mantienen la misma participación accionaria en cada uno de ellos. Asimismo, 3 de los 6 miembros del Consorcio son afiliadas de los Sponsors del proyecto. Por otro lado, se debe mencionar que las empresas que operan el Lote 88, Pluspetrol Camisea S.A. y el Lote 56, Pluspetrol Lote 56 S.A., mantienen una clasificación de riesgo para los bonos emitidos en el mercado local de AAA19, lo cual refleja la sólida capacidad del CPC del Lote 88 y del Lote 56 para llevar a cabo sus operaciones y cumplir con sus obligaciones con terceros. CONSORCIANTES CAMISEA

Miembros Pluspetrol Perú Corporation S.A. Pluspetrol Lote 56 S.A. Pluspetrol Camisea S.A. Hunt Oil Company of Peru L.L.C, Sucursal del Perú SK Innovation, Sucursal Peruana Repsol Exploración del Perú, Sucursal del Perú Sonatrach Perú Corporation S.A.C. Tecpetrol Bloque 56 S.A.C. Tecpetrol del Perú S.A. TOTAL

Participación (%) Lote 56 2.20% 25.00% 25.20% 17.60% 10.00% 10.00% 10.00% 100.00%

Participación (%) Lote 88 2.20% 25.00% 25.20% 17.60% 10.00% 10.00% 10.00% 100.00%

Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

Reservas y Producción del Lote 56 y Lote 88 Las reservas probadas y probables a diciembre 201420, según el estudio de la empresa DeGOLYER y MacNAUGHTON, se han estimado en cuatro campos para el Lote 56 y Lote 88, ubicados en la Cuenca de Ucayali en Perú. Donde se han realizado estudios para estimar la capacidad de entrega y mantener la demanda de gas. GAS BRUTO EN VOLUMEN POR LUGAR

Lugar Pagoreni (Total) Mipaya (Total) Total

Lote 56 Reservas Probadas (MMcf) 3,338,751 1,098,063 4,496,706

Reservas Probadas + Probables (MMcf) 3,753,181 1,351,068 5,203,725

Lugar Cashiriari (Total) San Martin (Total) Total

Lote 88 Reservas Probadas (MMcf) 9,519,241 4,631,674 14,150,915

Reservas Probadas + Probables (MMcf) 10,167,999 5,080,058 15,248,057

Fuente: DeGOLYER y MacNAUGHTON / Elaboración: PCR

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Los Contratos de Licencia (Contratos Ley) para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 56 y 88 firmados entre el Estado Peruano y los Consorcios del Lote 88 y 56 tienen una duración de 30 años para la exploración de petróleo y 40 años para la explotación de gas natural y condensado. Para el caso del Lote 56 la fase de explotación de hidrocarburos se divide en tres periodos: El primer periodo comprende los primeros 24 meses después de la firma del contrato donde el Consorcio se compromete a perforar un pozo o 200 Km2 de 3D Seismic; el segundo periodo abarca los 36 meses posteriores a la culminación del primer periodo donde el Consorcio del Lote 56 se compromete a i) perforar 4 pozos o perforar 3 y reacondicionar 1, e ii) instalar una planta criogénica de separación de líquidos de gas natural con una capacidad mínima de 220 MMPCD; el tercer periodo comprende desde el final del segundo periodo hasta la culminación del contrato donde se compromete a producir gas de acorde a la capacidad de la planta criogénica especificada en el segundo periodo. 19 Las empresas clasificadoras de riesgo que asignaron dicho rating son: Pacific Credit Rating y Apoyo & Asociados. 20 A la fecha de elaboración, no se cuentan con la información actualizada. www.ratingspcr.com

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Gas Sales Agreement (GSA) El 6 de agosto 2014 entró en vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 56 Modificado y Reformulado, entre los titulares del Lote 56 y PERU LNG, donde se modifica y reformula el Contrato Original de Venta de Gas del Lote 56 con el propósito de incorporar el GN adquirido por el Lote 56 del Lote 57 a las obligaciones de entrega firme a PERU LNG. El volumen total contratado del Lote 56 podría estar sujeto a ajustes de acuerdo al reporte que publique el CPC sobre los ratios de producción del Lote, durante la vigencia del contrato. Los ajustes en el volumen negociado podrán ser mayores por mutuo acuerdo, entre las empresas y podrán ser ajustados hacia abajo, cuando se realicen trabajos de mantenimiento en una u otra planta los cuales no deberán exceder de 25 días anuales. En la misma fecha, entra en vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88 Modificado y Reformulado, entre los titulares del Lote 88 y PERU LNG, donde los titulares del Lote 88 se comprometen a entregar GN para consumo local o cuando se utilice de alguna manera en el proceso de producción de PERU LNG. El plazo del contrato expira en la fecha que ocurra primero entre i) 30 de junio 2028, ii) la entrega de 0.33 Trillones de pies cúbicos. CARACTERÍSTICAS DEL CONTRATO DE COMPRA VENTA

Lote 56 Contrato Suministro GN Partes Firmantes Volumen Duración Precio

Disposición

CPC Lote 56 – PLNG 620,000 MMBTU Diarios

Lote 88 Take or Pay y Delivery Pay21 CPC Lote 88 – PLNG 56,000 MMBTU Diarios

18 años + 2 adicionales de acuerdo a la demanda de volumen de GN por parte de la empresa o para cubrir el volumen faltante. En abril del 2011, se suscribió una adenda, en la cual, el precio de venta de LNG se indexará al marcador según el destino al cual sea enviado el LNG, a fin de eliminar algun posible descalce de precios. El CPC del Lote 88 se encuentra prohibido de vender los PLNG no podrá comprar GN a otra empresa que no volúmenes de GN comprometidos con PLNG a otra entidad sea el CPC del Lote 56 y ésta tendrá el derecho de (salvo en el caso que PLNG no pueda tomar el volumen negar la venta de GN a cualquier otra empresa que no comprometido). Asimismo, el GN entregado por Lote 88 es sea PLNG o alguna afiliada de la misma. solo para consumo local o cuando sea utilizado de alguna manera en el proceso de producción de PLNG. Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

Contrato de Transporte de Gas Natural entre PLNG y TGP El Contrato de Servicio de Transporte de GN se firmó entre las empresas TGP22 y PLNG, por el cual TGP presta el servicio de transporte firme de GN, vía el gasoducto, para el tramo de la selva de aproximadamente 211 Km, manteniendo bajo su cuidado y responsabilidad el GN, desde el momento que éste es inyectado en la Planta Separadora de Líquidos, punto de recepción ubicada en Malvinas - Cusco, hasta que es puesto a disposición de PLNG en la zona de Chiquintirca - Ayacucho, en el punto de entrega, lugar en el cual termina el ducto de 32” de diámetro de TGP y se inicia el de PLNG. A partir del décimo octavo aniversario de la fecha de inicio del servicio, PLNG tendrá derecho a dar por culminado el servicio o reducir parcialmente la capacidad reservada diaria para los años posteriores. Capacidad de Suministro TGP se compromete a reservar una capacidad de reserva diaria ascendente a 17,556 Mm3/día (620 MMpcd) bajo la modalidad de contrato Ship or Pay; por el cual, PLNG no queda exonerado de su obligación de pagar el cargo por reserva de capacidad, tome o no, el gas natural suministrado. Adicionalmente, TGP se compromete a reservar una capacidad interrumpible máxima diaria de 3,539 Mm3/día (125 MMpcd) hasta el 2033. Por otro lado, en caso de existir durante cualquier día operativo una diferencia entre el monto total establecido y el monto total entregado (reducción operativa), el pago que PLNG abonará a TGP por el monto contratado, será reducido en una suma equivalente al volumen de la reducción operativa, especificado en el contrato firmado por ambas partes. Cabe mencionar que, no habrá reducción en el cargo de reserva cuando la reducción operativa sea por: (i) eventos de fuerza mayor que afecte a cualquiera de las partes, (ii) exista incapacidad de entrega de los volúmenes de gas natural y/o (iii) interrupciones permitidas del servicio. Contrato de Compra - Venta de LNG – Shell International Trading Middle East Mediante el Third Amended and Restated LNG Sale and Purchase Agreement de fecha 29 de julio de 2005 y reexpresados al 31 de diciembre del 2013, Shell International Trading Middle East (SITME) y PLNG suscribieron un contrato de Compra - Venta de LNG, reemplazando la posición de Repsol CG.

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Los contratos Take or Pay estipulan que el comprador siempre pagará por un volumen determinado del producto negociado reciba o no el producto, los cuales se encuentran sujetas a ciertas cláusulas contractuales. 22 Fue constituido el 2 de noviembre de 2000, iniciando actividades comerciales a partir del 20 de agosto de 2004. TGP es adjudicataria de las concesiones del Transporte de Gas Natural por ductos desde Camisea al City Gate en Lima y del Transporte de Líquidos de Gas Natural por ductos, desde Camisea a la Costa. Por el servicio de transporte de gas, la Compañía cobra un ingreso garantizado igual al producto de la capacidad garantizada por la tarifa base, el cual es determinado por OSINERGMIN. La calificación de riesgo de TGP en el mercado local es de AAA. Las empresas clasificadoras de riesgo que asignaron dicho rating son: Pacific Credit Rating y Apoyo & Asociados.

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El contrato está bajo la modalidad de Take or Pay, por un volumen acumulado de 218,000 BBTU por año, durante un periodo de vigencia de 18 años, contados desde el inicio de la operación comercial (10 de junio de 2010); pudiendo ser extendido por un máximo de 24 meses. Sin embargo, el volumen anual establecido puede ser ajustado (al alza o baja) cada año (AACQ 23), por: (i) incremento en el volumen a entregar, por acuerdo entre las partes, (ii) menores cantidades a entregar, debido al mantenimiento de la planta programado, (iii) exceso en volúmenes tomados por SITME en el año anterior con ajustes a la baja en el año corriente y viceversa y iv) motivos de fuerza mayor que obliguen a incrementar o disminuir las cantidades a entregar. En cualquier año de vigencia del AACQ, SITME está obligado a tomar y pagar el 100% o sólo pagar el 100%, si es que no toma el total de la cantidad pactada a PLNG. Por su parte, PLNG está obligado a entregar el 100% de la cantidad acordada o pagar el 100% de dicha cantidad a SITME, sin embargo, la cantidad acordada en el AACQ podrá ser ajustada a la baja si: (i) Shell no puede tomar LNG de PLNG o PLNG no puede entregar LNG, ya sea por problemas relacionados a la planta o a Shell, (ii) por motivos de fuerza mayor, (iii) cuando la cantidad no entregada en el año corriente sea compensada en los primeros cinco días del año próximo. Si PLNG entrega una cantidad menor a lo pactado en el AACQ a Shell, éste pagará por tales daños el equivalente de la cantidad no entregada por el 30% del precio promedio de todo el año. Comercialización El contrato de compra y venta de LNG entre Repsol CG y CFE, también fue transferido a SITME y se mantienen las mismas condiciones, es decir, se mantiene la modalidad de Take or Pay, hasta el año 2028, renovables por dos años más. El volumen de ventas empezó en 90 MMPCD en el 2011, alcanzando más de 400 MMPCD en el año 2014, donde se espera que las ventas se mantengan estables en los años siguientes. PLNG vende el íntegro de su producción a SITME y destina el LNG comprado al mercado internacional, siendo el principal mercado el de México (a la Comisión Federal de Electricidad - CFE en el Terminal de Manzanillo), dada la demanda actual por este producto para atender las necesidades energéticas de dicho país; a su vez, se ha evaluado otros mercados tentativos en las costas del Pacífico como destino del volumen remanente de LNG, luego de venderlo en el mercado mexicano, siendo el principal el mercado el asiático, el norteamericano y europeo. Asimismo, dicha diversificación de mercados ayudaría a mitigar el riesgo de concentración de mercados en la venta de LNG. Asimismo, se debe mencionar que en marzo 2008, la CFE adjudicó al consorcio asiático Terminal KMS de GNL el contrato para la recepción, almacenamiento y regasificación de gas natural licuado (LNG) en Manzanillo. El consorcio asiático está compuesto por la firma japonesa Mitsui, la multinacional coreana Samsung y Korean Gas Corporation (KoGas). Sobre los mercados alternativos, se puede mencionar las siguientes razones de su elección:  En el mercado Norteamericano, por el incremento de la demanda de GN, debido a las necesidades energéticas de la región y por la caída en la producción de gas. A ello, se le debe añadir que, por los estudios realizados en la cuenca del Pacífico, el Perú se ubica como una alternativa potencial para atender a los mercados de la costa oeste de Estados Unidos (California).  En el mercado Asiático, por el incremento en la demanda por GN, dado el cierre de plantas de energía nuclear en Japón, la caída en el nivel de reservas y producción de los mercados exportadores (por ejemplo Indonesia), retraso en la ejecución de proyectos de licuefacción, la tendencia alcista en el precio del GN.  En el mercado Centro Americano, por la presencia de proyectos de regasificación asociados a la demanda de generación eléctrica; sin embargo, dichos proyectos podrían retrasarse debido a la falta de oferta por los países de la cuenca del Pacífico y por competencia de precios en el Medio Oriente.  En el mercado Europeo, por el tercer paquete energético empleado por la Unión Europa, el cual tiene como objetivo brindar un mercado eficiente y competitivo, sin obstáculos a la entrada de competidores y que garantice seguridad. Contrato de Mantenimiento de Planta y Gaseoducto PLNG tenía firmado un contrato de mantenimiento por 18 años para turbinas, generadores y compresores con la empresa Wood Group por un valor de US$ 150MM durante todo el período del contrato. Wood Group GTS proporcionaba un programa de servicios y mantenimiento para maximizar la disponibilidad de equipos de turbinas a gas, compresores y generadores. Con fecha de enero 2015, se suscribió un acuerdo para dar por concluido el contrato de mantenimiento con Wood Group, siendo la fecha efectiva el 31 de marzo 2015. En noviembre 2014, PLNG firma un contrato de servicios con General Electric International Perú por el mantenimiento de las turbinas de gas, compresores y generadores de la planta de GNL por un periodo de 13 años. Además, se firmó un contrato con Compañía Operadora del Gas del Amazonas SAC en el 2010, para el mantenimiento del Gasoducto de PERU LNG, cuyo plazo fue de tres años renovables, extendiéndose hasta junio 2016. Medio Ambiente, Seguridad y Salud Para cumplir con los requerimientos legales peruanos y con las normas y lineamientos internacionales determinados por el Banco Mundial y el BID, PLNG efectuó un conjunto de Estudios de Impacto Ambiental y Social (EIASs), donde se identificaron y valoraron todos los efectos agregados de las condiciones ambientales y sociales, tanto positivos como negativos, dentro del área de influencia

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Adjusted Annual Contract Quantity.

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del proyecto. Asimismo, los EIASs realizados fueron aprobados por el MEM y cuentan con la conformidad de los organismos internacionales mencionados líneas arriba. Es preciso señalar que, PLNG maneja un Sistema de Gestión Ambiental, Social, de Salud y Seguridad Industrial siguiendo los estándares ISO 14001 y OHSAS 18001. El sistema se basa en tres niveles: (i) Políticas, manuales de gestión, estándares legales y registro de compromisos; (ii) Planes de gestión, de manejo para contratistas y los de contingencia; (iii) Planes de implementación ambiental y social, los informes de desempeño y los registros de gestión. PLNG a fin de asegurar que se ha cumplido con todos los requerimientos establecidos en los EIAS (EIAS de la Planta y EIAS del Gaseoducto), ha desarrollado un plan de verificación de cumplimiento ambiental y social, incluyendo herramientas administrativas, tales como la supervisión de sitio, monitoreo, inspecciones y auditorias. Seguros Las pólizas de seguros fueron evaluadas y valoradas por la corredora de seguros Marsh & McLennan Companies, Inc. (Marsh)24, el cual efectuó una revisión del perfil técnico, los riesgos contractuales del proyecto y sus respectivas coberturas. Asimismo, los prestamistas del proyecto contrataron a la consultora Aon Risk Service, Inc. of Northen California (Aon) para que emita una opinión independiente del programa de seguros asociados a riesgos de fuerza mayor de PLNG, los cuales determinaron que las coberturas y límites especificados en los seguros de PLNG son consistentes con las costumbres y prácticas en la industria de procesamiento de LNG. Por los contratos de los seguros, la empresa aseguradora se obliga, contra el pago mediante una prima, a resarcir el daño, pérdida o pago de una suma de dinero, al verificarse la eventualidad prevista en el contrato. La empresa ha dispuesto las pólizas de seguro para la fase de operaciones y a la fecha posee pólizas por US$ 2,986 MM, de cobertura para transporte flotante internacional, daños a la propiedad e interrupción del negocio, entre otros. Daños de la propiedad e Interrupciones del Negocio: El seguro cubre los riesgos de pérdidas o daños físicos de la planta y del gasoducto; así como, las interrupciones de las maquinarias y de sus operaciones originadas por movimientos telúricos (terremotos, deslizamiento de tierras, hundimientos, entre otros), inundaciones, huracanes, motines, conmoción civil, huelgas y sabotajes. Las sumas aseguradas, según el informe técnico de Marsh, estiman las pérdidas máximas para la planta y el gasoducto. El monto asegurado de US$ 1,700 MM está basado en el tiempo necesario para la reconstrucción de las instalaciones, para las pérdidas máximas estimadas en US$ 400 MM. Seguro de Víctimas: Las políticas primarias incluirán compensación a los trabajadores o responsabilidad del empleador, responsabilidad general de terceros y obligaciones propias de la empresa según las leyes y estatutos peruanos. A la fecha, reportan un monto de US$ 200 MM. Seguro de Aviones: El seguro cubre los riesgos asociados a accidentes de aviones por montos de US$ 10 MM, por cada accidente ocurrido. Seguro de Transporte Flotante Internacional, Responsabilidad Civil Marítima y Terrorismo: A la fecha presentan un monto máximo de cobertura por US$ 25 MM, US$ 50 MM y US$ 1 billón, respectivamente.

Análisis Financiero Eficiencia Operativa Hasta diciembre 2013, el total de los ingresos de PERU LNG (PLNG) respondían como único cliente a Repsol Comercializadora de Gas. Empero, la relación cambia a partir del 31 de diciembre 2013, bajo la venta de la participación de Repsol a Shell, donde además se firmó el “Third Amended and Restated LNG Sale and Purchase Agreement”, mediante el cual la posición compradora la adquiere Shell International Trading Middle East Limited (SITME). A diciembre 2015, los ingresos de PLNG ascendieron a US$ 515.86 MM, siendo 31.04% menor que lo registrado el mismo periodo del año anterior como consecuencia de la disminución de los precios de hidrocarburos y al menor volumen de venta exportado (-12.33%). Este último fue altamente impactado por el mantenimiento mayor programado de la planta de PLNG en el mes de septiembre 2015, en donde se debe detener toda la producción de la planta por un aproximado de 25 días. Asimismo, de acuerdo al contrato que se estableció entre Repsol CG (actualmente SITME) y la CFE, se debe entregar aproximadamente el 70% (400 MMPCD) de la producción de PLNG a México a partir del año 2014. En ese sentido, a diciembre 2015 el total del volumen vendido a este destino sustenta el 65.88%, con relación al 73.42% de diciembre 2014, mientras que el volumen total descendió a 188.06 MMBTU (diciembre 2014: 214.50 MMBTU) producto principalmente del mantenimiento mayor programado. Cabe resaltar que el marcador que guía este destino es el Henry Hub (HH) que a comparación de los demás marcadores como el JKM (JAPAN-KOREAN Market), NBP (UK National Balancing Point) o PEG SUD (Gas Exchange Point – South), presenta un menor valor expresado en dólares por MMBTU, sin embargo, es el marcador que mayor margen le brinda a PLNG. Cabe mencionar que aproximadamente US$ 64.00 MM del total de ingresos de PLNG corresponden a un ajuste de precios de siete

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Marsh & McLennan Companies (MMC) es una firma global de servicios que opera en la administración de Riesgos y Corretaje en diferentes áreas. Entre los servicios que ofrece la compañía están la consultoría y evaluación de todo tipo de Riesgos y Seguros Asesoría en el Control, Prevención y Reducción de Pérdidas, Administración, Atención y Liquidación de reclamos y siniestros Programas de Beneficios para empleados. Rating de Baa2 por Moody´s. www.ratingspcr.com

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embarques del 2014, por lo que sin considerar el mismo, PLNG obtuvo un total de ingresos por embarques en el 2015 de US$ 449.08 MM. La facturación se sostiene por el valor del precio que tiene el marcador guía para cada país destino; así, a diciembre 2015, el marcador HH se posicionó US$ 2.31 MMBTU (-22.87% respecto a diciembre 2014), mientras que el NBP se ubicó en US$ 4.88 MMBTU (-35.13% respecto a diciembre 2014), el PEG SUD en US$ 4.88 MMBTU (-39.47% respecto a diciembre 2014) y, por último, el JKM decreció en 32.67% alcanzando los US$ 6.75 MMBTU con relación a diciembre 2014. El 2015 ha sido afectado por la disminución acelerada de los precios originados en noviembre 2014 en todos los marcadores, por lo que de este modo, se evidencia el menor ingreso por ventas obtenidas, dado que el 41.33% de estas corresponden a México (65.88% en términos de volumen) que cuenta con el marcador HH, mientras que España (NBP), Francia (PEG SUD) y Asia (JKM) presentan 38.94%, 10.22% y 9.51%, respectivamente. El precio de venta25 cuya referencia obedece al HH, disminuyó en 48.17%, mientras que precios cuya referencia es el Non HH, tuvieron un decrecimiento en promedio en 29.08%. DISTRIBUCIÓN DE INGRESOS POR PAIS DESTINO

EVOLUCIÓN DE PRINCIPALES MARCADORES

$ 900.00

25.00 Ing: US$ 786 MM

$ 800.00

20.00

$ 700.00 $ 600.00

15.00

$ 500.00

Ing: US$ 449 MM

10.00

$ 400.00 $ 300.00

5.00

$ 200.00 0.00 201 1

$ 100.00 $ 0.00 Francia

dic-14 Mexico

dic-15 España

Asia

201 2 201 3 201 4 UK NB P DA $/Mmbtu LNG Ja pan/Kore a S pot Crg DES Henry Hub $/MMBTU

201 5

Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

Al término de diciembre 2015, el nivel de actividad de carga fue de 56 buques, cantidad menor a la presentada en diciembre 2014 (60 buques). Los principales destinos fueron México con 38 buques (diciembre 2014: 43 buques) y España con 11 buques (diciembre 2014: 15 buques). Los 7 buques restantes fueron distribuidos entre Francia (3), Japón (2), India (1) y Corea del Sur (1). Cabe mencionar que se refleja la reducción de los ingresos por los menores precios presentados en todos los marcadores, además de un menor volumen exportado el cual fue producto del mantenimiento mayor en septiembre, aunado a paradas no programadas por eventos externos a PLNG. A septiembre 2015, PLNG registró un volumen total de 188,055 Miles de MMBTU y 8,093 Miles de m3, siendo inferiores en 12.33% y 12.28% respecto a diciembre 2014. El resultado operativo presentó una disminución de US$ 147.03 MM (-105.18%) con respecto a diciembre 2014, descendiendo a US$ -7.24 MM, debido a los menores ingresos obtenidos en el 2015, el cual generó una reducción del costo de ventas en US$ 99.62 MM (-17.74%) con relación a diciembre 2014, dado los menores costos unitarios, los cuales están relacionados directamente con los menores precios registrados en los diferentes marcadores. Cabe resaltar que el costo de ventas incluye el gasto por el mantenimiento mayor. Asimismo, los gastos operativos disminuyeron en US$ 26.36 MM (-30.12%), producto de la disminución de los gastos en ventas, dada la reducción de las mismas. Por su lado, los gastos de administración aumentaron en US$ 3.51 MM (+10.86%), debido al pago realizado a Wood Group por el término del contrato de servicios, desembolsado en marzo 2015, aunado al pago inicial por los servicios de GE. De esta manera, el margen operativo pasó de 17.72% (diciembre 2014) a -1.40% (diciembre 2015). EVOLUCIÓN DE VENTAS POR PRODUCTO Y PAIS DESTINO EN MILES DE MMBTU Y EN MILES DE M3

Miles de MMBTU

Miles de M3 9,0 00

200,000

7,5 00

150,000

6,0 00

4,5 00

100,000

3,0 00

50,000 1,5 00

Asia

dic-11 dic-12 España Mexico USA

-

dic-13 dic-14 dic-15 Bra sil Belg ica Canad a Francia

Asia

dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 dic-15 España Mexico USA Bra sil Belg ica Canad a Francia

Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

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En términos del Sales & Puchase Agreements (SPA)

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El EBITDA se ha reducido fuertemente durante el periodo analizado, debido principalmente a los menores precios de los hidrocarburos, generando así un notorio deterioro en ratios directamente relacionados a este. Es así que el EBITDA se ubica en US$ 136.27 MM (-US$ 145.18 MM, -51.58%) respecto a diciembre 2014. Rendimiento Financiero A diciembre 2015, PLNG registró una pérdida neta de US$ -62.40 MM (-244.52% vs. diciembre 2014: US$ 43.18 MM), principalmente como consecuencia de los menores ingresos por ventas, originado por la drástica reducción de los precios de hidrocarburos y el menor volumen vendido en el 2015. Asimismo, el resultado neto se ve altamente perjudicado por los gastos financieros que se situaron en US$ 77.33 MM, los cuales abarcan los intereses y amortizaciones de la deuda. Cabe destacar que estos han disminuido en US$ 5.88 MM (-7.06%), dado los menores intereses por la DLP y bonos corporativos. En términos de margen para el periodo analizado, el margen neto se encuentra en -12.10%, respecto del 5.47% presentado en diciembre 2014. Por otro lado, el ROA 12M y ROE 12M de la compañía se ubica en -2.07% y -4.66%, respectivamente, debido a los resultados negativos mostrados para el periodo de septiembre 2015 (septiembre 2014: 2.25% y 5.26%, respectivamente). Liquidez A diciembre 2015, la liquidez general de la compañía fue de 1.54veces, inferior a diciembre 2014 (1.79veces), sustentado en la reducción del efectivo y de las cuentas por cobrar comerciales. Por su lado, la liquidez de prueba ácida 26 se situó en 0.64veces, menor a la presentada en diciembre 2014 (0.94veces), principalmente por la disminución de los activos considerados en la prueba ácida, con la excepción de las otras cuentas por cobrar27. El efectivo se ubica en US$ 101.30 MM (US$ -50.47 MM, -33.26%), encontrándose en una entidad del extranjero 28 y dos entidades locales, además de mantener cuentas en diversas entidades financieras locales, de los cuales el 66.67% se encuentran en depósitos overnight mientras que el 33.33% se encuentran en caja y/o bancos; ambos representan liquidez corriente para la cobertura de sus operaciones diarias, provenientes de la cobranza a SITME por las ventas de LNG para el periodo. Por su lado, los fondos sujetos a restricción ascendieron a US$ 188.33 MM y se mantienen como reservas para garantizar el pago de las obligaciones financieras y con terceros; donde se encuentra la cuenta de reserva de servicio de deuda, en el cual se mantiene el pago del capital e intereses. Estos pagos se realizan semestralmente en los meses de mayo y noviembre de cada año. Asimismo, existen otras cuentas de reservas las cuales refieren a la acumulación de servicio de deuda, hacia estas se transfiere mensualmente el monto equivalente a 1/6 del total del pago de la deuda que se debe realizar la fecha siguiente, las reservas de mantenimiento y la reserva del pago a TGP. Cabe destacar que la empresa mantenía una fuerte posición en caja en reserva y de libre disponibilidad, que además de servirles para sus operaciones diarias, puede ser utilizada para el pago de la deuda senior, el cual puede requerirse debido a los menores precios de los marcadores y al deterioro de sus ratios de cobertura, sin embargo, esta se ha visto altamente afectada dada las pérdidas negativas del periodo, no obstante, sigue siendo favorable para apoyar con el pago de la deuda. En el 2015 se hizo efectivo el Quarterly Payment, el cual es un mecanismo de compensación precio mínimo sin intereses de hasta US$ 60.00 MM que Shell otorga a PLNG. Durante el 2015, PLNG recibió aproximadamente US$ 45.00 MM del monto, mientras que los US$ 15.00 MM restantes se entregarán en el 2016. Este monto se encuentra subordinado a toda la deuda de PLNG y solamente se repaga si es que se alcanza un diferencial positivo entre los precios establecidos, de lo contrario PLNG no se encuentra en la obligación de pagar este préstamo. El 29 de abril del presente año, se realizó una enmienda para incrementar el balance del Quarterly Payment a US$110 MM. De esta manera, el 13 de mayo de 2016, PLNG recibió US$30 millones adicionales de Shell por medio del mecanismo establecido en el SPA relacionado al Quarterly Payment. Adicionalmente, las cuentas por cobrar disminuyeron en US$ 28.50 MM (-51.30%) con respecto a diciembre 2014, las cuales, comprenden principalmente, a la cuenta por cobrar a SITME. Por otro lado, las otras cuentas por cobrar incrementaron en US$ 6.02 MM (+32.90%) con relación a diciembre 2014, debido a la recuperación de IGV del periodo. Esta cuenta es conformada por el IGV reembolsable, el cual se origina mediante la adquisición de bienes intermedios nuevos, bienes de capital y servicios que se utilizan en la operación de la compañía. De esta forma, el activo corriente alcanzó la suma de US$ 365.83 MM (-US$ 63.96 MM, -14.88%: diciembre 2014). Por otro lado, el pasivo corriente se ubicó en US$ 238.17 MM, contando con un muy leve decrecimiento de US$ 1.46 MM (0.61%) con relación a diciembre 2014, influenciado por la disminución de los otros pasivos financieros los cuales decrecieron en US$ 1.83 MM (-1.00%) que abarca la parte corriente de la deuda de LP. Asimismo, se puede observar una variación positiva en las cuentas por pagar a entidades relacionadas en US$ 7.77 MM, el cual incluye servicios de operaciones, mantenimiento, actividades de soporte administrativo, etc, mientras que la disminución en las cuentas por pagar comerciales en US$ 7.31 MM, permitió mitigar el aumento de la anterior cuenta. 26 27 28

No considera gastos pagados por anticipados, fondos sujetos a restricción y existencias. Efectivo, Cuentas por Cobrar Comerciales y Otras Cuentas Por Cobrar Calificada A1 por Moody´s y A por Standard & Poor´s.

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Respecto a las cuentas con mayor facilidad de conversión a liquidez 29, PLNG tiene un capital de trabajo positivo para los cinco años de operaciones que mantiene; a diciembre 2015, este se encuentra en US$ 118.59 MM (-35.09%, diciembre 2014: US$ 182.70 MM). Por este motivo, la empresa no ha utilizado la línea de capital de trabajo durante los dos últimos años en términos de préstamos de corto plazo, dado que esta línea también permite obligaciones indirectas como cartas fianzas y cartas de crédito. Dicha línea fue otorgada en conjunto por Scotiabank del Perú y el BCP por US$ 75 MM y forma parte del paquete de financiamiento incluido en el “Common Terms Agreements”, por tanto, está sujeto a las condiciones y características en las que fueron emitidas las obligaciones de largo plazo. Así mismo, contaba con un periodo de vencimiento hasta el año 2014, sin embargo con fecha de 4 de junio de 2014, se amplió el periodo de la línea de crédito hasta el 2016. PLNG está en el proceso de renovar con el BCP ésta línea de capital de trabajo hasta por US$37.5 MM. El ciclo financiero de PLNG muestra plazos con cierta holgura como lo hizo en el periodo de diciembre 2014, el cual le sirve para el cumplimiento de sus obligaciones comerciales, donde manejan una exigibilidad promedio menor a treinta días en las cuentas por cobrar que se sustentan íntegramente en SITME 30. A diciembre 2015, el periodo de cobro se encuentra en 29 días, mientras que el periodo de pago en 36 días. Por otro lado, los inventarios presentan un periodo de permanencia de 11 días en promedio, esta cuenta refiere al gas natural y gas natural licuado almacenados y a los repuestos y suministros. En consecuencia, el ciclo financiero pasó a ser 3 días de los -2 días presentados en diciembre 2014, mostrando un moderado incremento. En el debido caso que la empresa se encuentre con una falta de liquidez en el corto plazo, se evaluaría la necesidad de utilizar la línea de crédito a corto plazo. Solvencia Hacia el periodo de evaluación, el pasivo total ha logrado reducir su participación en 53.81% desde el 2010, periodo en el cual se inicia la etapa de operaciones y la facturación. Esta disminución se sustenta principalmente en la capitalización de deuda subordinada de sus accionistas, realizada en diciembre 2012 y acordado mediante Junta General de Socios; el préstamo (deuda senior de PLNG) fue otorgado en octubre 2008 para el desarrollo y construcción de la planta de LNG, así como el terminal marítimo y el gaseoducto. Cabe indicar que en junio 2012 se hizo una amortización por US$ 30MM cuyo préstamo no tenía exigibilidad en el corto plazo. Por su lado, el capital social se ha reducido en dos oportunidades, la primera en julio 2013 por un monto de US$ 40 MM y la segunda por un monto de US$ 100 MM, luego de acordarse la reducción en noviembre 2013 tras Junta General de Socios, haciéndose efectiva en enero 2014. La empresa tiene como principales acreedores (53.12% del Balance) a las entidades financieras (Organismos Multilaterales y bilaterales) y bonistas que ingresaron en el año 2008 y 2009, respectivamente, durante la etapa de construcción del proyecto. Es así que, desde 2010, la deuda se ha reducido en 30.03% por las amortizaciones, situándose en US$ 1,567.51 MM (-8.99% respecto a diciembre 2014: US$ 1,722.32 MM). Cabe indicar que las obligaciones contraídas con los Organismos Multilaterales y bilaterales manejan vencimientos de hasta 14 años, mientras que la emisión de deuda, que correspondió a una emisión simultánea de cuatro series, para el Primer Programa de Bonos Corporativos de PERU LNG manejan distintos vencimientos. En ese sentido, la primera serie se canceló en mayo 2012, siendo su plazo de 2.5 años y la segunda serie que contaba con un monto de US$ 6.00 MM y 5 años de plazo, se canceló en noviembre 2014. Finalmente, las dos últimas series manejan vencimientos similares al de las obligaciones que mantiene con los organismos. De otro lado, si bien las obligaciones se tomaron en el año 2008, el periodo de cobro se inició en el año 2010, dado que durante los dos primeros años PLNG se encontraba en fase de construcción, por lo que el primer pago se realizó el 16 de mayo del 2011; asimismo, las características de las obligaciones vigentes refieren a cuotas semestrales y el total de las obligaciones se cancelarán cuatro años previos al vencimiento del contrato Take or Pay con el CPC Lote 56/88. EVOLUCIÓN DE LAS OBLIGACIONES (US$ MM) 2,500.00 Beginning Balance Debt Serv ice 250 .00

2,000.00

200 .00

81.98%

1,500.00

150 .00

61.57%

1,000.00

100 .00

38.94%

500 .00

50.00

Beginning Balance Principal Payment

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

0.00

2011

0.00

ESTRUCTURA DE FINANCIAMIENTO (US$ MM)

Entidades IDB A-Loan IDB B-Loan IFC Local Bond I K-Exim Direct K-Exim Guaranteed US Exim SACE Equity Total

2008 400 400 300 200 165 135 400 250 1,582.56 3,832.56

% 10.44% 10.44% 7.83% 5.22% 4.31% 3.52% 10.44% 6.52% 41.29% 100.00%

2015 297,15 269,56 222,86 141,95 106,07 86,79 257,14 160,72 1401,44 2.943,68

% 10,09% 9,16% 7,57% 4,82% 3,60% 2,95% 8,74% 5,46% 47,61% 100.00%

Interest Payment Total Debt Service Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

A fin de mantener un adecuado calce de sus flujos, y dado que el 90.32% de la deuda se encuentra denominada a tasa variable (Libor), PERU LNG estructuró estos pasivos con swaps a fin de cumplir con la política de mantener el 80% de sus obligaciones a tasa fija (las cuales fluctúan entre 2.75% y 4.08%); es así que a diciembre 2015 el monto nocional de los swaps ascendió a

29 30

(Caja y bancos +Cuentas por cobrar+ Inventarios +Otras Cuentas por cobrar) - (Cuentas por pagar comerciales + Otras cuentas por pagar) Antes Repsol Comercializadora de Gas

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US$ 1,094.93 MM (US$ 1,575.00M obtenidos en el año 2010) y se reconoció pérdidas acumuladas de interés no realizado por US$ 44.21 MM, los cuales se encuentran registrados como parte del patrimonio. Los ratios de cobertura de PERU LNG se han deteriorado debido a la disminución de los precios de hidrocarburos, lo que genera un menor EBITDA para la empresa. A diciembre 2015, el ratio de cobertura de servicio de deuda (Periodo diciembre 2014 – diciembre 2015) disminuyó a 0.53 veces, el nivel más bajo en los últimos 5 años, reflejando así un bajo nivel de cobertura. Asimismo, los pagos generales de la deuda senior se realizan en los periodos de mayo a noviembre y noviembre a mayo de cada año, por lo que PLNG mantiene un RCSD para el periodo de noviembre 2015 – mayo 2016 de 0.56 veces. Se debe resaltar que, a pesar de los niveles inferiores a 1.00 veces del ratio de cobertura, la empresa se encuentra apta para el pago de la deuda, dada la generación de caja de años anteriores. El payback para el cuarto trimestre 2015 fue de 12.25 años, mientras que la relación Deuda Financiera a EBITDA alcanzó 11.50 veces; ambos indicadores muestran un incremento debido a la fuerte reducción del EBITDA. Cabe mencionar que los ratios van a mantenerse afectados negativamente durante el 2016 dado los bajos niveles en los precios de hidrocarburos y la lenta recuperación de los mismos, por lo que mientras recién se va a poder ver una mejoría una vez que los precios incrementen y permita a PERU LNG una mayor obtención de ingresos. En relación con lo anterior, es importante mencionar que parte del activo está conformado por fondos restringidos, los cuales al cuarto trimestre 2015 tenían una participación de 6.26% del balance (US$ 188.33 MM). El uso de los fondos restringidos permite cubrir y estar holgado ante el repago de las obligaciones Senior que mantiene la empresa. Asimismo, comprenden las reservas acumuladas de acuerdo a los requerimientos del Common Terms Agreement (CTA) y se dividen en dos grupos: Fijo:  Debt Service Reserve Account (DSRA): Cubre un pago semestral de la Deuda Senior y SWAPs. A diciembre 2015, totalizó US$ 114.00MM.  TGP Reserve Account: Cubre 2 meses de pago y a diciembre 2015 totalizó US$ 14.20MM.  Major Maintenance Reserve Account: Cubre montos anuales del Mantenimiento Mayor. A diciembre 2015, totalizó un monto de US$ 19.2MM. Variable:  Offshore Debt Service Accrual Accounts (DSAA): Debe ser cubierta durante un semestre para cumplir el siguiente pago semestral (mayo o noviembre) de Deuda Senior. El saldo a diciembre 2015 fue de US$ 31.6MM.  Onshore Debt Service Accrual: utilizada para el pago de SWAPs y a diciembre 2015 el saldo fue US$ 9.1MM.  Distribution account: Se cubre cada vez que la compañía cuenta con efectivo suficiente para realizar una Distribución a los socios, después de cumplir con los requerimientos financieros para el “Debt Service Coverage Ratio (DSCR)”. El saldo a diciembre 2015 es de US$ 0.00. Por su parte, el patrimonio compone el 43.22% del Balance, evidenciando una mejor posición sustentada en la capitalización de acreencias, razón por la que el capital social pasó de US$ 320 MM (diciembre 2011) a US$ 1,541.43 MM en diciembre 2012. Sin embargo, se acordó31 reducir el capital en dos tramos que en conjunto sumaron US$ 140 MM, por lo que se amortizó de manera proporcional entre los accionistas. El primer tramo se acordó en mayo 2013 y se realizó en julio del mismo año, mientras que el segundo tuvo como fecha de acuerdo noviembre 2013 pero se hizo efectivo en enero 2014, luego de cumplir con todos los requerimientos contractuales y de ley. Dado que ambas amortizaciones se otorgaron con cargo al capital social, para diciembre 2013 el capital se redujo en US$ 40 MM y luego, a diciembre 2015, se mantiene en US$ 1,401.43 MM. Así, el capital está representado por 1,401,435,077 acciones, cada una totalmente suscrita y pagada por PERU LNG COMPANY LLC, quien suscribe 1,394,427,901 participaciones y por tanto paga US$ 1,394.43 MM, y PERU LNG PARTNER COMPANY LLC suscribe 7,007,176 participaciones con el pago de US$ 7,007,176 MM. Por otro lado, se registraron pérdidas acumulados por US$ 18.63 MM (-142.56% respecto diciembre 2014), como consecuencia de las pérdidas recibidas durante el 2015. Cabe resaltar que mantenía resultados acumulados negativos hasta diciembre 2013 dado el inicio del proyecto, es en ese año que se logró revertir la situación de la empresa de presentar pérdidas acumuladas, sin embargo, debido a la coyuntura actual de los precios internacionales de los hidrocarburos PLNG vuelve a presentar pérdidas negativas acumuladas. Estos recursos permiten financiar en su totalidad el activo fijo, principal componente del balance de PERU LNG (87.66% del Activo Total), siendo las maquinarias y equipos la cuenta de mayor envergadura con el 81.56% del activo fijo neto y presentan una eficiencia de 92%. El capital necesario para el proyecto fue de US$ 3,832.56 MM y se distribuyó en 58.71% recursos de terceros y 41.29% recursos propios. De esta manera, el 40% de los requerimientos financieros del proyecto han sido asumidos por los Sponsors y el 60% fue asumido por deuda financiera (Senior Debt). Dicha estructura fue iniciada en el año 2006, primero, mediante aporte de accionistas durante tres años y luego en el año 2008, ingresó el aporte de terceros entregado a lo largo de tres años hasta el 2010. Es de indicar que el financiamiento incluyó también los gastos financieros incurridos en la construcción del proyecto. El total de los

31

Dos acuerdos para cada tramo Mediante Junta General de Socios durante el 2013

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pasivos contraídos para financiar el costo del proyecto se encuentran respaldados a favor de los acreedores y en igualdad de condiciones (pari passu) mediante una serie de contratos, garantías mobiliarias e hipoteca del total de la planta construida e inventarios, de los cuales las garantías reales comprenden valor de US$ 3, 368.50 MM (Tasado a Julio 2014) cubriendo hasta 0.87 veces el costo total del proyecto. EVOLUCIÓN DE ESTRUCTURA DE CAPITAL

EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA DEL SERVICIO DE DEUDA (US$ MILES)

USD 4,000.00

VECES 45.00

3,500.00

40.00

3,000.00

35.00 30.00

2,500.00

25.00 2,000.00 20.00 1,500.00

15.00

1,000.00

10.00

500 .00

5.00

0.00

450.000 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 -

0.00

dic-11 dic-12 Pasivo Total Pasivo a Patrimonio

dic-13

dic-14 dic-15 Patrimonio RSCD

dic.-11

dic.-12 dic.-13 dic.-14 dic.-15 EBITDA (12 meses) Fondos sujetos a restricción Porcion ctte de Préstamos de Largo Plazo Servicio de deuda

Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

A diciembre 2015, PERU LNG mantiene una deuda indirecta que alcanza los US$ 130.71 M a través de cartas fianza, otorgadas por el Scotiabank y el BCP a favor de la SUNAT e Inversiones Centenario S.A.A., con vencimientos de hasta un año. Este monto es marginal para el cálculo de los ratios de cobertura. Adicionalmente, mantiene a su favor US$ 7.51 MM y S/. 171.87 M en fianzas con Cobra Perú (US$ 6.39 MM) con vencimientos en octubre y diciembre 2016, junto con fianzas de Arife EIRL (S/. 171.87 M) con vencimiento en marzo 2016 y Edeco Perú (US$ 1.12 MM), también con vencimiento en marzo 2016. Considerando los términos de apalancamiento, la empresa ha logrado mantener una buena posición a través de los años; a diciembre 2015 presenta un ratio saludable de 1.25 veces (diciembre 2014: 1.29 veces). Por su parte, la Deuda financiera a Patrimonio se posicionó en 1.17 veces (diciembre 2014: 1.24 veces). Es así que ambos denotan un leve decrecimiento marginal en el nivel de palanca, correspondiente a la disminución de la deuda financiera, dado los pagos semestrales, a pesar de la contracción del patrimonio. Modelo Financiero El modelo Financiero actualizado a diciembre 2015, se sustenta en los distintos marcadores que referirá al país destino y que conversa con lo realizado en los últimos cinco años además del contrato establecido con SITME, donde el principal destino es México - Manzanillo, en el cual el marcador es el Henry Hub, cuyo precio se proyecta en función del gas. Por su parte el volumen de ventas refiere al mismo nivel contratado por Shell, que asciende a 218 MMBTU, por lo tanto, el riesgo de la demanda se encuentra mitigado, dado que, según el contrato, Shell comprará el total del volumen. Para la proyección, de manera conservadora, se tiene que maneja márgenes sobre los niveles obtenidos en los últimos cinco años pese a que podrían ser mayores dado el mayor dinamismo que tendrá la planta, lo cual generaría mejor eficiencia. Asimismo, se ha considerado el Quarterly Payment, el cual es un mecanismo de compensación de precio mínimo mediante el cual Shell otorga una línea subordinada a todas las demás obligaciones de hasta por US$ 110.00 MM donde solamente se repagaría si es que se alcanza un diferencial positivo entre los precios establecidos, de lo contrario PLNG no cuenta con dicha obligación. Cabe mencionar que el monto de la línea de Quarterly Payment se ha ampliado de US$ 60 MM hasta US$ 110 MM. Se debe comentar que los ingresos percibidos por parte de PERU LNG dependen de los niveles de los marcadores internacionales de hidrocarburos, específicamente del Henry Hub. Es así que de acuerdo al EIA 32, el marcador Henry Hub cerró el año 2015 en US$ 1.93 MMBTU, con un promedio de US$ 2.63 MMBTU durante todo el año. Esto significa una disminución en su valor en US$ 1.76 (-40.09% respecto al promedio del 2014), siguiendo así la tendencia negativa que se ha registrado desde finales de noviembre 2014. Asimismo, se estima que, para el periodo del 2016, el valor promedio del marcador HH se ubique en US$ 2.25 MMBTU, registrando niveles menores al del 2015, mientras que recién en el 2017 se podría romper la barrera de los US$ 3.00 MMBTU al situarse en US$ 3.02 MMBTU. PCR considera fundamental seguir de cerca el valor de los marcadores, dada la alta exposición e importancia que tiene para los ingresos de PERU LNG. Las proyecciones de PERU LNG, tanto para el corto, mediano y largo plazo no son favorables de mantenerse los precios de los hidrocarburos en niveles similares o que los mismos muestren una lenta recuperación. Es así, que actualmente el ratio de cobertura (DSCR)33 para el periodo de noviembre 2015 a mayo 2016 se encuentra en 0.57 veces, mientras que el mismo ratio se ubica en 0.36 veces para el periodo siguiente en noviembre 2016. Sin embargo, PLNG cuenta con caja disponible y suficiente para cumplir con todas sus obligaciones durante el 2016. Cabe resaltar que dada las pérdidas negativas en el periodo 2015, la fuerte posición en caja que mantenía la empresa se ha deteriorado, sin embargo, los accionistas realizaron, en mayo 2016, una inyección de liquidez a través de un aporte de capital por US$ 30 MM. Asimismo, se registró un nuevo Quarterly Payment, 32 33

U.S. Energy Information Administration Cash available for debt service / debt service

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por un monto de US 30 MM, que al igual que el anterior, solamente se repagaría si es que se alcanza un diferencial positivo entre los precios establecidos. Por su parte, los accionistas se han comprometido en hacer una contribución de capital adicional en agosto por US$30MM. De esta manera, se aprecia un sólido y completo apoyo por parte de los accionistas y del mismo Offtaker para el cumplimiento de las obligaciones. Para el mediano y largo plazo, PERU LNG se encuentra en conversaciones con el Offtaker que podrían implicar la eliminación del riesgo de volatilidad de precios al que actualmente se encuentra expuesto PERU LNG. Esta nueva estructura comercial mejoraría las ratios de cobertura de servicio de deuda por encima del punto de equilibrio.

Características de los Instrumentos Primer Programa de Bonos Corporativos PERU LNG Los bonos fueron colocados el 19 de noviembre del 2009 bajo la denominación “Primer Programa de Bonos Corporativos PERU LNG”, por un monto máximo de hasta US$$ 200MM o su equivalente en Nuevos Soles. El destino de los fondos provenientes del programa fue para cancelar los costos del proyecto, representado por pagos a los principales contratistas (CBI, Techint, CDB) relacionados con el diseño, construcción y operación del Proyecto. A la fecha de elaboración del presente informe, PERU LNG ha cumplido con el pago de las amortizaciones del principal y el pago de los intereses de las emisiones vigentes de acuerdo a los cronogramas pactados. PRINCIPALES TÉRMINOS Y CONDICIONES DE CADA EMISIÓN

Características Serie Monto inscrito Saldo en circulación al 31.12.15 Tasa de interés Fecha de Emisión Periodo de Gracia Fecha de Redención Plazo Cupón Periodo de Pago de Intereses Opción de Rescate

Tercera Emisión Cuarta Emisión A A US$ 135.325 MM US$ 24.675 MM US$ 121.793 MM US$ 22.207 MM 3.65625% + Libor 6M 7.15625% 20-nov-09 20-nov-09 5 años 5 años 15-nov-24 15-nov-24 15 años 15 años Semestral Semestral Durante toda la emisión. Durante toda la emisión. No existe. Sin embargo, el Emisor podrá rescatar las Obligaciones en los casos establecidos en los numerales 1, 2, 3 y 4 del artículo 330 de la Ley General, y siempre que cumpla con lo previsto en el artículo 89 de la Ley.

Garantías i. Hipoteca de unidad de producción. Constituido sobre la Planta, el Ducto y las Instalaciones Marinas, y todos los activos que permiten operarlas en conjunto como una sola unidad de producción. En caso de ejecutarse la hipoteca todos estos activos pueden ser transferidos en bloque a terceros que puedan continuar el Proyecto. ii. Garantía mobiliaria sobre activos. Cubre los activos no gravados por la hipoteca de unidad de producción con la finalidad que estos puedan ser, en caso de ser ejecutada la garantía transferidos a terceros, incluidos al tercero que adquiera la planta. iii. Garantía mobiliaria sobre inventarios. Constituido sobre el gas natural y existencias de LNG, que permitiría, en una eventual ejecución de la garantía, su transferencia a terceros. iv. Garantía mobiliaria sobre el Ducto. Aunque sobre el ducto también está constituida la hipoteca sobre unidad de producción descrita anteriormente, se ha constituido esta garantía mobiliaria por separado con el fin de que los acreedores puedan, en una supuesta ejecución, transferir separadamente el Ducto. v. Cesión condicionada de derechos y “Direct Agreements”. Se ha suscrito una cesión condicionada de derechos bajo la ley peruana y diversos “Direct Agreements” bajo diversas leyes respecto a todos los principales contratos del proyecto. El propósito de estas cesiones condicionadas y “Direct Agreements” es que quien adquiera el Proyecto mediante la ejecución de las garantías pueda adquirir los derechos contractuales de los diferentes contratos necesarios para la culminación y operación del proyecto. Así, por ejemplo, la parte que adquiriese la unidad de producción cubierta por la hipoteca pueda adquirir los derechos sobre los contratos de construcción si esta aún no ha finalizado, así como los derechos bajo el SPA con Shell para asegurar la venta de LNG. vi. Garantía mobiliaria sobre saldos en cuenta. Constituida sobre los saldos disponibles en casi todas las cuentas del Proyecto. Esta garantía permitirá a los acreedores hacerse cobro de sus acreencias mediante la ejecución de los saldos en cuenta o alternativamente usarlos para financiar los avances pendientes del Proyecto. vii. Garantía mobiliaria sobre las participaciones de PERU LNG y garantía mobiliaria bajo ley extranjera sobre el interés accionario de los Sponsors en los accionistas de PERU LNG. Asimismo, se ha otorgado garantía mobiliaria conforme a las leyes aplicables, sobre las acciones de los Socios de PERU LNG. Este tipo de garantía otorga a los acreedores la posibilidad de traspasar de manera rápida y eficiente el proyecto a cualquier tercero interesado en continuarlo, ya sea mediante la transferencia de participaciones sociales de PERU LNG o la transferencia de las acciones representativas del capital social de sus accionistas. De este modo, esta garantía ayuda a superar cualquier obstáculo que pudiera presentarse al momento de ejecutar las garantías sobre los activos del deudor, reduciendo además el proceso de obtención o traspaso de los permisos y licencias asociados a la ejecución del Proyecto.

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Anexo PERU LNG S.R.L INDICADORES FINANCIEROS dic-11 dic-12 Balance General (US$ MM) Activo Corriente Activo prueba ácida Activo No Corriente Activo Total Pasivo Corriente Pasivo No Corriente Pasivo Total Deuda Financiera Porcion ctte de Préstamos de Largo Plazo Deudas a Largo Plazo Patrimonio Estado de Ganancias y Pérdidas (US$ MM) Ingresos Operacionales Costos Operacionales Resultado de Operación Otros Ingresos y Egresos Ingresos Financieros Gastos Financieros Gasto financiero (12 meses) Utilidad Neta EBIT EBITDA Utilidad Neta (12 meses) EBIT (12 meses) EBITDA (12 meses) Liquidez (Veces) Liquidez General Prueba Ácida Solvencia (Veces) Pasivo a Patrimonio Deuda Financiera a Patrimonio Pasivos Totales/EBITDA (12 meses) Deuda Financiera/EBITDA (12 meses) Pasivos Totales/Activos Totales Cobertura (Veces) EBIT/Gastos Financieros (12 meses) EBITDA/Gastos Financieros (12 meses) EBITDA (12 meses)/Servicio de Deuda Rentabilidad (%) ROE (12 meses) ROA (12 meses) Margen bruto Margen operativo Margen neto

dic-13

dic-14

dic-15

427,87 223,51 3.232,26 3.660,12 324,50 3.251,95 3.576,45 2.199,69 199,07 2.000,62 83,67

426,11 218,21 3.089,37 3.515,49 292,45 1.884,53 2.176,97 2.059,60 175,07 1.884,53 1.338,52

519,34 207,88 2.875,10 3.394,44 260,18 1.672,64 1.932,81 1.841,00 178,18 1.662,82 1.461,63

429,79 225,63 2.760,59 3.190,38 239,63 1.557,47 1.797,10 1.722,32 183,21 1.539,11 1.393,28

365,83 152,68 2.641,73 3.007,56 238,17 1.430,79 1.668,96 1.567,51 181,38 1.386,13 1.338,60

1.282,79 1.072,68 137,23 -97,21 0,58 98,47 98,47 26,65 137,23 277,17 26,65 137,23 277,17

1.333,34 1.110,91 163,43 -95,29 0,81 96,77 96,77 43,41 163,43 302,49 43,41 163,43 302,49

1.350,38 1.037,51 252,71 -91,65 1,28 91,38 91,38 102,63 252,71 393,50 102,63 252,71 393,50

788,87 561,54 139,79 -83,13 0,52 83,21 83,21 43,18 139,79 281,45 43,18 139,79 281,45

515,86 461,92 -7,24 -77,25 0,36 77,33 77,33 -62,40 -7,24 136,27 -62,40 -7,24 136,27

1,32 0,69

1,46 0,75

2,00 0,80

1,79 0,94

1,54 0,64

42,74 26,29 12,90 7,94 0,98

1,63 1,54 7,20 6,81 0,62

1,32 1,26 4,91 4,68 0,57

1,29 1,24 6,39 6,12 0,56

1,25 1,17 12,25 11,50 0,55

1,39 2,81 0,93

1,69 3,13 1,11

2,77 4,31 1,46

1,68 3,38 1,06

-0,09 1,76 0,53

31.85% 0,73% 16,38% 10,70% 2,08%

3,24% 1,23% 16,68% 12,26% 3,26%

7,02% 3,02% 23,17% 18,71% 7,60%

3,10% 1,35% 28,82% 17,72% 5,47%

-4,66% -2,07% 10,46% (1,40%) (12,10%)

Fuente: PERU LNG / Elaboración: PCR

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