PLUSPETROL CAMISEA S.A. Fecha de comité: 26 de agosto del 2015 con EEFF1 al 31 de marzo del 2015 Instrumento Clasificado Bonos Corporativos

Sector Hidrocarburos, Perú

Clasificación

Perspectiva

pAAA

Estable

Equipo de Análisis Mauricio Jasaui

Emma Alvarez

[email protected]

[email protected]

(511) 208.2530

Categoría pAAA: Emisiones con la más alta calidad de Crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes. “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 ratificar la clasificación de “pAAA” a la Primera Emisión de Bonos Corporativos del Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda Pluspetrol Camisea S.A. Esta clasificación se otorgó en base a la relevancia del Proyecto Camisea, el cual es el yacimiento gasífero más importante del país y del que Pluspetrol Camisea posee el mayor nivel de participación de reservas probadas. Asimismo, la compañía muestra holgados niveles de liquidez, cobertura y solvencia a través de ratios saludables. Cabe destacar que se tiene una estructura de asignación de flujo bajo una garantía formada por un fideicomiso bancario que soportan los óptimos estándares del desempeño operacional traducido en incrementos del nivel de ventas. Además, se considera la alta experiencia del grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación a nivel mundial.

Resumen Ejecutivo 

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1 2

Relevancia del Yacimiento Camisea. Es el yacimiento de gas más importante del país y donde el Lote 88 posee la más alta participación de reservas representando el 75% del total de reservas del yacimiento. Garantizando ventas de gas natural y líquidos de gas natural por encima de la vigencia de los bonos 2 denotado en el plan de producción hasta el 2030. Estructura de la asignación de flujos bajo una garantía de fideicomiso bancario. Compuesto por el total de los derechos de cobro y flujos procedentes de las ventas de hidrocarburos del Lote 88, el cual le pertenece a Pluspetrol Camisea con una participación del 25%. Así como las eventuales indemnizaciones cubiertas por las pólizas de pérdida de beneficios. La experiencia del grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación. Así como la experiencia y el conocimiento en el negocio de cada uno de los accionistas que conforman el Consorcio que desarrolla la explotación del Proyecto Camisea. Adicionalmente Pluspetrol participa en la elaboración de otros proyectos vinculados al sector hidrocarburos e infraestructura del desarrollo del mercado interno de gas natural. Mejores niveles de liquidez por la reestructuración de sus pasivos. La Compañía ha reestructurado sus obligaciones de corto plazo por deuda de mediano plazo tomada con The Bank of Nova Scotia como parte de su estrategia de financiamiento, de este modo, la compañía posee bajos niveles de pasivos corrientes, al mantener la mayor parte de sus obligaciones financieras en el largo plazo. Estos cambios han generado que la empresa cuente con ratios de liquidez holgados. Cómodos ratios de cobertura y solvencia. A pesar que los ratios de cobertura mostraron un leve deterioro en el periodo analizado, la Compañía sigue manteniendo holgados ratios de solvencia y cobertura, los cuales demuestran la capacidad de la compañía de poder cancelar con efectividad sus obligaciones financieras. Efectos de un mayor nivel de capex (no programado). Un aumento del requerimiento de inversiones en capital no programado tendría un efecto negativo en el nivel de utilidad por el incremento de las obligaciones financieras correlacionadas. Sin embargo, PCR considera que dicho evento tiene un bajo nivel de probabilidad en el contexto actual.

Auditados por PWC Vigencia de los bonos hasta noviembre 2021

1 www.ratingspcr.com

Análisis Sectorial Entorno Macroeconómico En el año 2014, la economía mundial ha mostrado un comportamiento desigual; por un lado, el crecimiento sostenido y pausado de la economía estadounidense y por el otro, estancamiento de la zona euro, deterioro de las economías latinoamericanas, ralentización de la actividad en China y una desaceleración en Japón. En ese sentido, la Perspectiva de la Economía Mundial 3 por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) para el 2015 se ubica en 3.5%, menor en 0.3 puntos porcentuales por debajo de los proyectados previamente, producto del repunte de las economías avanzadas, respaldado por el retroceso en los precios del petróleo, mientras que las economías emergentes mostraran una contracción por quinto año consecutivo. Asimismo, para el 2016 el FMI espera un crecimiento de 3.7%. Por su parte, el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) 4 estima un crecimiento de la economía mundial para el 2015 y 2016 de 3.2% y 3.7%, respectivamente. La percepción de una recuperación mundial es frágil aún con mejoras en las perspectivas a consecuencia de la moderación de la consolidación fiscal, una política monetaria activa y menores tensiones geopolíticas. El debilitamiento del crecimiento mundial estuvo influenciado por la economía China, la cual ha mostrado un deterioro en su PBI a 7.0% para el primer trimestre del 2015, mientras que las proyecciones del BCRP ubican su PBI en 6.8% a finales de año. Esto es consecuencia, de las menores inversiones que se vienen dando desde el segundo semestre 2014, aunado a un menor ritmo de actividad económica. Asimismo, varios países de América Latina; específicamente, Brasil, Chile y Perú han contado con una desaceleración de su economía, dado el menor crecimiento de China, así como por las condiciones financieras más restrictivas producto del proceso de normalización de la política monetaria de Estados Unidos. Del mismo modo, la economía de Estados Unidos ha sido afectada este primer trimestre por un invierno más frio que lo usual, sumado a las menores exportaciones por la apreciación del dólar y por una importante reducción de la inversión en hidrocarburos dado el decrecimiento de los precios del petróleo en el último año. Perú registró un crecimiento de 1.7% en el primer trimestre del 2015, cifra considerablemente inferior a la alcanzada en marzo 2014 (5.0%), explicado por una menor producción en el sector pesca en 9.2%, dado que la primera temporada de pesca empezó recién en abril, sin embargo, se espera que para fines de año el sector incremente en 17.2%. Asimismo, el sector de hidrocarburos disminuyó en 4.2%, producto de los conflictos sociales presentados en el Lote 1-AB de Pluspetrol, originando una suspensión de sus actividades, aunado a una menor producción en los Lotes 88 y 56 por una ruptura en el ducto de transporte. Cabe resaltar, que se sigue presentando un entorno externo de deterioro de términos de intercambios y la desaceleración de la economía mundial. Según el reporte de inflación del BCRP, la proyección del crecimiento del PBI para el 2015 es de 3.9%, sustentado en una expectativa de reversión parcial de los choques de oferta, así como una mejora de la actividad económica en la segunda mitad del año, especialmente por la recuperación de las inversiones en los gobiernos subnacionales, el inicio de la inversión en infraestructura y un fortalecimiento de la confianza empresarial. Para el 2016 y 2017 el BCRP estima un crecimiento del PBI de 5.3% y 5.8%, respectivamente, dado el crecimiento extraordinario de la producción minera por el inicio de proyectos mineros Las Bambas y las ampliaciones de Southern y Cerro Verde.

INDICADORES

2010

PBI (var. % real) PBI Electr & Agua PBI Minero e Hidrocarburos (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)

8.45% 8.12% -4.90% 17.40% 8.70% 553 0.17% 2.83 80,457 24,747 35,565 28,815

PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS ANUAL 2011 2012 2013 2014

6.45% 7.58% -3.60% 3.00% 6.00% 627 0.39% 2.75 89,988 22,667 46,268 36,967

5.95% 5.82% 2.80% 15.10% 6.10% 719 0.22% 2.64 103,706 27,466 45,639 41,113

5.78% 5.54% 4.90% 8.90% 5.30% 750 2.86% 2.7 129,781 31,823 41,939 42,003

2.40% 4.90% -0.90% 2.10% 4.30% 750 3.20% 2.87 127,834 30,677 37,994 40,809

TRIMESTRAL Marzo 2015

1.70% 4.60% 4.10% -6.80% 3.60% 750 1.5%-2.5% 3.06 31,960 3,529 8091 9182

PROYECCIONES ANUAL* 2015 2016

3.90% 5.10% 4.20% 1.90% 3.70% 750 2,0%-3.0% 8.8%** 1.0%*** 4.0%*** 36,326 38,019

5.30% 6.00% 11.60% 5.00% 4.10% 750 1.5%-2.5% 2.2%** 4.4%*** 7.20%*** 40,099 40,598

*BCRP Reporte de Inflación Enero 2015 / ** Var% TC nominal esperado/ *** Var% Inversión Fuente: MINEM-BCRP / Elaboración: PCR

Mercado de combustibles Según lo reportado por EIA5, la demanda mundial de combustibles para el primer trimestre del 2015 se ubicó en aproximadamente 92.38 MM bbl/d (barriles por día), representando un crecimiento en 1.46% (+ 1.33MM bbl/d) respecto al promedio registrado durante el mismo periodo del 2014. Asimismo, las proyecciones para el año 2016 son positivas y ascendentes a 93.53 MM bbl/d, siguiendo una tendencia creciente en años posteriores. Dichas proyecciones se sustentan principalmente en las expectativas de consumo de las economías emergentes y No-OPEC; en particular, se espera que el consumo de China se incremente en 0.3 MM bbl/d para los años 2015 y 2016, aunado a menores precios que estimula una

3 4 5

FMI Perspectivas Económicas Abril 2015 BCRP Reporte de Inflación Mayo 2015 Energy Information Administration (EIA) - Short Term Energy Outlook Mayo 2015.

2 www.ratingspcr.com

mayor demanda del público en general. No obstante, es de mencionar que estas expectativas se corrigieron a la baja (versus expectativas 2014) debido a la ralentización del crecimiento de China y Rusia. De otro lado, la oferta mundial de crudo y combustibles líquidos ascendió a 94.00 MM bbl/d para el primer trimestre 2015, explicado por una mayor oferta de los países OPEC en 1.38% (+0.5 MM bbl/d), aunado a la mayor producción por parte de Estados Unidos en 11.29% (+ 1.48 MM bbl/d) con respecto a marzo 2014. EIA proyecta una mayor producción por parte del OPEC en 0.4MM bbl/d para todo el 2015 y espera que se reduzca en 0.2MM bbl/d para el 2016, asimismo, se estima que la producción de Estados Unidos disminuya durante el segundo trimestre del año y vuelva a incrementar a partir del tercer trimestre del 2015. Finalmente, en el mercado de Gas Natural, se espera que el volumen de consumo al cierre del 2015 se ubique en 76.9 BCF/d (+4.91% vs 2014) y 76.3 BCF/d (+4.09%) en el 2016, dado una mayor demanda de los sectores industrial y eléctrico. En relación al mercado nacional, la demanda de combustibles líquidos a marzo 2015 ascendió a 159.17 MBPD, transfiriéndose a 57,301.20MM de bbls para final de año. Esto representa un aumento de 6.30% con respecto al mismo periodo del año anterior. De manera desagregada, dicha variación obedece al incremento en la demanda de los principales derivados tales como el diesel B-5 (S-50) (11.20%), GLP (4.78%) y gasohol 90 (+15.10%). Precios y márgenes internacionales Los precios del petróleo han empezado a disminuir de manera sostenida a partir de junio 2014, alcanzando al cierre del año una variación promedio de -3.85% y -4.64% para el caso del precio del crudo Brent y WTI, respectivamente. Según el EIA, este comportamiento responde a factores como i) el incremento de producción de tight oil por parte de EE.UU, ii) el exceso de oferta mundial; y iii) el deterioro de las expectativas de crecimiento de la economía mundial y demanda de petróleo. Respecto al primer factor, en los últimos años EE.UU ha ejecutado grandes inversiones en el “fracking”, lo cual refiere a la fracturación hidráulica de rocas que contienen petróleo, con el fin de extraer el llamado shale oil; ello le ha permitido incrementar su oferta y también convertirse en un probable exportador a Europa. Ligado al aspecto anterior, influye en la reducción del precio del crudo la decisión de los miembros de la OPEC en mantener su objetivo de producción en 30 MM bbl/d, con el fin de mantener su participación del mercado; sin embargo, esto contribuye al incremento de inventarios y por tanto afecta negativamente la evolución del precio. Por último, el precio también es influenciado por las menores expectativas de demanda mundial de petróleo, ligado al debilitamiento de crecimiento esperado en economías emergentes como China. Bajo este escenario, a comienzos del año 2015 se ha mantenido la tendencia decreciente de los precios, ubicándose a marzo 2015 el precio del crudo Brent en 55.89 US$/bbl, siendo menor en 48.00% respecto al precio registrado en el mismo periodo del año anterior (107.42 US$/bbl). Por su parte, el precio del crudo WTI se redujo en 52.56%, al pasar de 100.80 US$/bbl (marzo 2014) a 47.82 US$/bbl (marzo 2015). EIA estima que el precio del crudo Brent promedie 61 US$/bbl a finales del 2015 y 70 US$/bbl en el 2016, mientras que el precio del WTI se ubique en 6 US$/bbl y 5 US$/bbl por debajo del crudo Brent para los respectivos años. Los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) también comenzaron a disminuir desde finales del primer semestre del 2014, contando con una ligera recuperación desde comienzos del 2015. De esta manera, a marzo 2015 el precio de la gasolina se ubicó en 1.68 US$/galón y el diesel 1.71 US$/galón, representando una disminución en 38.17% y 41.34% a comparación de los precios del mismo periodo del 2014, respectivamente. EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES

14 12

WTI y Brent (US$ por barril)

HH y MBT (US$/MMBTU)

150

135 120

10

105

90

8

75 6

60

4

45 30

2 0 mar-2005

15

mar-2006

mar-2007 Henry Hub

mar-2008

mar-2009

mar-2010

mar-2011

Mont Belvieu Texas Fuente: EIA/ Elaboración PCR

mar-2012 WTI

mar-2013

mar-2014

0 mar-2015

Brent

El precio del Gas Natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación) hasta el 2008; sin embargo, lueg o de la crisis energética de ese año 6, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y Gas Natural. A marzo 2015, el precio promedio del Henry Hub (HH) ha presentado la misma tendencia decreciente del petróleo, ubicándose en 2.83 US$/MMBTU (Marzo 2014: 4.90 US$/MMBTU). De esta manera, las expectativas sobre el precio para el 2015 son bajas, siendo el promedio 2.93 US$/MMBTU, recuperándose en el 2016 con 3.32 US$/MMBTU.

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Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo.

3 www.ratingspcr.com

Producción de Hidrocarburos Actualmente en el Perú existen diez empresas en fase de extracción de GN, siendo únicamente la producción extraída del yacimiento Camisea la que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El remanente de empresas vende el GN a menor escala y 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 inició con la apertura de producción del Lote 88 en el 2004 y del Lote 56 en el 2010, alcanzando una tasa de crecimiento promedio anual de 35.17% para el periodo 2004-2014. La producción acumulada de GN a marzo 2015 fue de 111,648 MMPC, superior en 0.24% a marzo 2014 (111,378 MMPC); mientras que el volumen promedio pasó de 1,237 MMPCD a 1,240 MMPCD. Cabe precisar que el yacimiento Camisea (Lotes 56 y 88) explicó cerca del 88.54% de la producción al cierre del primer trimestre del 2015, por lo cual el análisis se centra en e l Proyecto asociado a este. En ese sentido, el leve incremento en la producción total a marzo 2015 se genera por la mayor extracción del Lote 88 en 3,265 MMPC (+6.53%) y el Lote 57 en 7,156 MMPC. Cabe destacar que con el ingreso del Lote 57, la producción del Lote 56 se ha restringido, reduciendo su caudal en 19.44%, así mitigando el aumento de los dos lotes antes mencionados. De otro lado, los lotes de menor tamaño aportaron un menor volumen, donde la selva central acumuló una producción de 1,252 MMPC, mientras que el noroeste junto al zócalo alcanzaron 3,852 MMPC. Respecto a la producción de Líquidos de Gas Natural (LGN), ésta registró un promedio de 102.14 MMBPD (Marzo 2014: 101.07 MMBPD), y un volumen acumulado de 9.19 MMBLS (barriles) representando un ligero aumento de 0.99% respecto a marzo 2014. Dicha variación estuvo explicada por la mayor producción en el Lote 57, a pesar de reducciones en la extracción del Lote 88. Asimismo, al igual que para el caso de la explotación de GN, los Lotes 56 y 88 (operados por Pluspetrol) mantienen una participación mayoritaria, representando el 91.08% de la producción total de LGN. Estos son seguidos por el Lote 57 (operado por Repsol) con una participación de 5.77%, Lote 31-C operado por Aguaytía (1.85%) y Lote Z-2B – Savia (1.31%). 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 beneficiará a Lote 56 en el largo plazo al alargar su vida útil, el cual permitirá mantener la producción del Lote 88 para el consumo doméstico. 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. Al cierre del primer trimestre 2015, la producción de este lote ascendió a 7,693 MMPC y 0.53 MMBLS para los productos de GN y LGN, respectivamente. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL –MILES MMPC

PRODUCCIÓN DE LGN-MM BLS

540

40

450 30

360 270

20

180

90

10

Savia

mar-15

2014

2013

2012

2011

2010

2009

Aguaytía Pluspetrol Lote 56

mar-14

Repsol Lote 57 Pluspetrol Lote 88

2008

2007

2006

2005

mar-15

2014

mar-14

2013

2012

2010

2009

2011

Total Costa Norte y Zocalo Pluspetrol Lote 56

0 2004

Repsol Lote 57 Pluspetrol Lote 88 Aguaytía

2008

2007

2006

2005

2004

0

Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR

Por su parte, la producción promedio de petróleo registró un gran deterioro, al pasar de 69.33 MBPD (Marzo 2014) a 59.99 MBPD (2015); lo que trae consigo una disminución de la producción acumulada que descendió a 5.40 MMBLS a marzo 2015, siendo menor en 13.47% respecto a lo alcanzado en marzo 2014. Esta caída en la producción, es producto de los menores precios del crudo; donde las empresas restringen su producción para no afectar en mayor medida sus márgenes, aunado a paralizaciones temporales por conflictos sociales, siendo un caso el Lote 1-AB de Pluspetrol Norte donde indígenas de la región de Loreto se apoderaron de 14 pozos petroleros. Se prevé que la menor producción continúe durante todo el 2015. En términos de participación, PLuspetrol Norte (Lotes 8 y 1-AB) se posicionó como la empresa con mayor producción, alcanzando una representación del 29.60%, seguido de la Corporación Nacional de Petróleos de China - CNPC7 (Lote X) con el 18.17% y Savia (Lote Z-2B) 16.61%. Reservas 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 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

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Hasta noviembre 2014 las operaciones las desarrollaba Petrobras, sin embargo vendió sus activos a CNPC.

4 www.ratingspcr.com

relación al resto de yacimientos (28.5 veces el tamaño de las reservas de Aguaytía). Esto determina que Camisea se constituya en la base más importante para el desarrollo de la industria del GN en el Perú. En el caso del petróleo, existen tres zonas e n donde se estima la existencia de reservas de petróleo, estas son el Zócalo norte, el Noroeste peruano (Costa Norte) y la Selva peruana (selva norte y selva central). La última ubicación, y en especial la selva norte, posee una posición predominante con el mayor nivel de reservas del país. Los lotes considerados dentro de esta zona son el Lote 8, Lote 1-AB ambos a cargo del operador Pluspetrol Norte, Lote 102, Lote 67 y Lote 95 bajo las operaciones de Pluspetrol E&P, Perenco y Gran Tierra, respectivamente. Las reservas probadas de GN en el país, ascienden a 14.62 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56, 57 y 88) representan el 93.56%. En cuanto a los LGN, las reservas probadas ascienden a 727.17 MMBLS, en donde las reservas en la zona de selva sur (Lote 56, 57 y 88) representan el 96.22%. Si bien el Lote 56 y 88 operado por Pluspetrol posee la mayor participación, en esta región se cuenta con otros siete lotes explorados: Lote 1AB (Pluspetrol Norte), Lote 8 (Pluspetrol Norte), Lote 67 (Perenco), Lote 31B/D (Maple), Lote 31C (Aguaytía), Lote 31E (Maple) y Lote 57 (Repsol). Por último, las reservas probadas de petróleo ascienden a 682.68 MMBLS, de las cuales las reservas de la zona de selva representan el 48.89% del total. RESERVAS DE GN Y HIDROCARBUROS LIQUIDOS EN EXPLOTACIÓN/EXPLORACIÓN – DICIEMBRE 20148 LÍQUIDO DE GAS NATURAL (MSTB) 9

GAS NATURAL ( BCF)

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

58

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

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

Aspectos Fundamentales Reseña Pluspetrol Camisea S.A. (en adelante la Compañía) es subsidiaria de Pluspetrol Resources Corporation (cuyo único accionista es Pluspetrol Resources Corporation B.V., última parte controlante) y se constituyó en el Perú el 1 de junio de 2005 en virtud del acuerdo de escisión aprobado por la Junta General de Accionistas de Pluspetrol Perú Corporation S.A. en su sesión de fecha 13 de abril de 2005. Las actividades de la Compañía comprenden la exploración, explotación y venta de GN y LGN provenientes del Lote 88, participando del 25% del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 88. Contrato que fue suscrito el 9 de diciembre de 2000 por Pluspetrol Perú Corporation S.A., junto con el Consorcio de Camisea y Perupetro con el objeto de explotar y producir hidrocarburos. El Grupo Pluspetrol participa en el Consorcio Camisea por medio de sus subsidiarias: (i) Pluspetrol Camisea (25% del Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (25% del Lote 56) y Pluspetrol Perú Corporation (2.2% de cada Lote), siendo esta última, operador del yacimiento. Pluspetrol nace con operaciones en la Argentina en 1976 con un proyecto de recuperación secundaria en la provincia de Neuquén e involucra a varias empresas inmersas en la exploración y explotación de hidrocarburos y la generación y comercialización de energía eléctrica. Actualmente tiene operaciones en Perú, Argentina, Brasil, Chile, Angola, Colombia, Bolivia y Venezuela, así como oficinas en Uruguay y Estados Unidos. ACCIONISTA

Pluspetrol Resources Corporation Otros accionistas TOTAL

PARTICIPACIÓN

99.99% 0.01%

ESTRUCTURA ORGANIZATIVA PAÍS

Islas Cayman Argentina

DIRECTORIO

Germán T. Jiménez Vega Esteban José Diez Peña Luis Alberto Silvestre

100.00% Fuente: Pluspetrol Camisea S.A. Elaboración PCR

CARGO

Director y Presidente Director Director

La Compañía no cuenta con personal empleado, ya que su única actividad es la participación en el Consorcio Camisea, el cual está operado por Pluspetrol Perú Corporation, empresa que posee el personal necesario para desarrollar la actividad.

8 9

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

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Proyecto Camisea El proyecto Camisea comprende la exploración y explotación de los yacimientos de GN y LGN del Lote 88 ubicado en los campos de San Martin y Cashiari, y del Lote 56 ubicado en Pagoreni y Mipaya, todas las zonas se encuentran en el sector Amazónico del Cusco, a 431 kilometros al este de Lima. La explotación comercial del Lote 56 inició en el año 2008 y denotó el desarrollo del mercado de LGN en el Perú para la exportación. La explotación comercial del Lote 88 inició en el 2004 y denotó el desarrollo del mercado de gas natural en el Perú. El plazo para la explotación de petróleo es de 30 años y para la fase de explotación de GN no asociado y condensado es de 40 años. En mayo 1999, el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM) convocó a concurso público para adjudicar el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 88 y las concesiones para el Transporte de GN y los LGN hacia la costa y la distribución de Gas para Lima y Callao. El 16 de febrero de 2000, se adjudicó la buena pro del concurso público para la concesión de explotación de hidrocarburos a un Consorcio de empresas conformado por Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (“HOCP”), Pluspetrol Perú Corporation, Sucursal del Perú (“Pluspetrol”) y SK Innovation, Sucursal Peruana (antes SK Energy, Sucursal Peruana). Posteriormente en el mes de octubre de ese mismo año, se incorporó la empresa Hidrocarburos Andinos SAC, la que fue luego reemplazada por Tecpetrol del Perú S.A.C. (organización de propiedad del grupo Techint). El 9 de diciembre de 2000, Perupetro en representación del Estado Peruano y el Consorcio firmaron y aprobaron el Contrato de Licencia. Las empresas que tienen participación en el contrato de Licencia del Lote 88 y 56, son filiales de empresas internacionales y con experiencia suficiente para asegurar una buena gestión del proyecto Camisea a lo largo de su operación. ESTRUCTURA ACCIONARIA DEL CONSORCIO DEL LOTE 88 ACCIONISTA PARTICIPACIÓN

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

25.20% 25.00% 17.60% 10.00% 10.00% 10.00% 2.20% 100.00%

Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR

Sponsors Hunt Oil Company (BBB y Baa2)10. 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 y Perú; asimismo, posee licencias de exploración en Rumania, Australia, Italia y Perú. En el Perú, Hunt Oil Company es consorciante del CPC 11, 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 del Peru (en el Lote 88) y Tecpetrol Bloque 56 (en el Lote 56), 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 50% en el Lote 76 en el Perú. SK Innovation (Baa2/Estable y BBB/Estable) 12, 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 c on 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 del Peru (en el Lote 88) y Tecpetrol Bloque 56 (en el Lote 56), Sonatrach, Pluspetrol Camisea (en el Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (en el Lote 56), Pluspetrol Peru Corporation y Repsol, con una participación del 17.60%; asimismo, es socio de TGP donde tiene una participación directa de 11.19%. Tecpetrol del Perú S.A.C. y Tecpetrol Bloque 56 S.A.C. participan en la exploración y extracción de gas en los yacimientos de Camisea, para luego procesarlo en la planta de separación de Malvinas. Desde fines del 2010, opera además el bloque 174 cercano a los yacimientos de Camisea. También lideró la construcción y participa en la operación del Sistema de Transporte por Ductos. Grupo Energía de Bogotá adquirió el 23.61% de las acciones de Techint en TGP el 16 de enero 2014. Sonatrach Perú Corporation S.A.C. Es una empresa argelina dedicada a la exploración de hidrocarburos. La diversidad de actividades que realiza esta empresa abarcan todos los aspectos de la producción: la exploración, extracción, transporte y refinación. Además, se ha diversificado en la petroquímica y la desalinización del agua de mar. Repsol Exploración del Perú, Sucursal del Perú. Es una compañía energética integrada y global con amplia experiencia en el sector, que desarrolla actividades de Upstream y Downstream en todo el mundo.

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Standard and Poor´s y Moody´s Investor Service Consorcio Productor Camisea Moddy´s Investor Service (07 de Febrero 2014) y Fitch (06 de marzo del 2014)

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Pluspetrol Perú Corporation S.A. Es el socio operador de los lotes 88 y 56. Sus actividades comprenden el desarrollo, la explotación y/o venta de gas y líquidos de gas de estos lotes.

Operaciones La explotación parte de los Yacimientos Camisea en Echarate –Cuzco y a partir de ahí se transporta por ductos hacia la planta de Separación en Malvinas (a 80 km de los Yacimientos) donde se obtiene gas seco e hidrocarburos líquidos. El gas extraído del Lote 88 es enviado al City Gate en Lima para el consumo nacional que incluye el uso industrial, GNV, residencial y generación de energía siendo distribuidos por Calidda y Contugas, ésta última encargada de la distribución para la Concesión de Ica. De otro lado, el gas extraído del Lote 56 es vendido a Perú (PLNG)13, quien lo transporta desde Planta Malvinas a su planta de licuefacción en Melchorita para la producción de LNG que es vendido exclusivamente a Shell International Trading Middle East Limited (SITME) para su posterior exportación. Los hidrocarburos líquidos de ambos lotes se envían por ducto a la planta de fraccionamiento en Pisco donde se obtiene propano, butano, nafta y MDBS. Se debe recalcar que el Consorcio de productores vende el GN en boca de pozo (salida de Planta Malvinas), siendo responsabilidad de los clientes la contratación del transporte desde ese punto. Con todos estos clientes se poseen contratos take or pay14. ESQUEMA DEL PROYECTO DE EXPLOTACIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DEL PROYECTO CAMISEA Explotación (Consorcio Camisea)

Transporte (Consorcio TGP)

Gas Natural Yacimientos Camisea San Martín - Cashinari Pagoreni- Mipaya

Gas Natural Seco Planta de Separación Las Malvinas

City Gate Lurín-Lima

Exportación LNG Cañete, Hunt Oil Líquidos de Gas Natural

Gas seco (reinyección)

Distribución Lima (GNLC-Tractebel)

Planta de Fraccionamiento Lobería- Pisco CAMISEA

Gas Natural Seco (Mercado Interno)

Gas Natural Licuefactado (Mercado Externo) (Perú LNG) Diesel 2 Gasolinas GLP (Mercado Interno y Externo)

Fuente: Oficina de Estudios Económicos - OSINERG/ Elaboración: PCR

Obras & Inversiones Las actividades más relevantes para el 2015 son: i) Culminación de los trabajos de pulling en cinco pozos de Cashiari 3, ii) Trabajos de Workover para incrementar la producción en tres pozos de Cashiari 1, iii) Adquisición e instalación de equipos para la disposición del agua efluente desde Malvinas hasta el pozo inyector, iv) Limpieza de perforados de un pozo inyector de agua en Malvinas y limpieza de tubing de tres pozos inyectores de gas en San Martin 3, v) Mejora e incremento de la capacidad en el sistema de tratamiento e inyección del agua de producción de la planta Malvinas, vi) Mantenimiento mayor de dos compresoras Siemens y tres compresoras Nuovo Pignone, vii) Overhaul a dos turbocompresores Solar, viii) Mejoras al sistema de cargas de camiones en la planta Pisco. De esta forma, al 31 de marzo 2015 la compañía ha invertido US$ 7.50MM, en las actividades mencionadas y planea invertir un aproximado de US$ 103.10MM a finales de año. Medio ambiente Durante el primer trimestre 2015, se continuaron los programas de monitoreo de calidad ambiental, campañas de monitoreo de la biodiversidad, el manejo de residuos, y la capacitación a respuestas a emergencias ambientales, tanto en la operación como en el proyecto de exploración del Lote 88. Marco Legal y Contratos Cabe resaltar que gracias a los contratos establecidos, en especial el contrato de licencia, la Compañía cuenta con estabilidad legal, dado que el contrato no puede ser modificado unilateralmente por el Estado ni por nuevas leyes, brindándoles así un reducido riesgo político. Los contratos en los cuales se encuentra amparado todo el proyecto Camisea se detallan a continuación.  Contrato de Licencia del Lote 88: Celebrado el 9 de diciembre de 2000 vincula a Perupetro en representación del Estado Peruano con el Consorcio conformado por las empresas Pluspetrol Perú Corporation S.A., Pluspetrol Camisea S.A., Hunt Oil Company of Perú L.L.C, Sucursal del Perú, SK Innovation Sucursal Peruana y Tecpetrol del Perú S.A.C. Sumándose en octubre 2003 Sonatrach Peru Corporation S.A.C. y en diciembre 2005 Repsol Exploración Peru, Sucursal del Perú. El Contrato especifica las condiciones necesarias para explotar y realizar las operaciones dentro del área de Concesión, de acuerdo con los lineamientos fijados en la Ley N° 26221. Tales derechos han sido otorgados por un plazo de 30 años para la explotación de petróleo y de 40 años para el caso de la explotación del gas natural y los líquidos de gas natural.

13

El proyecto de LNG (PLNG) inició en junio 2010 Los contratos "take or pay", son un modelo de Contrato de compra y venta de un determinado producto en que el comprador queda obligado a pagar por la encomienda que hace, consumiendo o no el producto; es decir, en el caso de que no consuma el producto en la fecha prevista, el contrato exige que se efectúe el pago, independientemente de haber existido consumo. 14

7 www.ratingspcr.com

 Contrato de Transporte de Líquidos de Gas Natural: Contrato firmado en el 2003, de tipo Ship or Pay, que establece las condiciones del transporte de LGN desde Malvinas hasta la planta de fraccionamiento en Pisco, según las cuales la capacidad contratada (firme) se incrementa de 50,000 a 70,000 BPD desde junio del 2009 y tendrá vigencia hasta final de contrato o nueva adenda, a un costo mensual según Ship or Pay de US$ 7,473,375, estando afectado por el comportamiento de inflación Americana”  Joint Operating Agreement (JOA): La última versión fue modificada el 28 de febrero de 2006. Se encuentra firmado entre los integrantes del Consorcio Camisea con la finalidad de delimitar los derechos y responsabilidades de cada uno de los participantes del Proyecto Camisea y del Operador del mismo en relación a las actividades que desarrollarán como parte del Contrato de Licencia del Lote 88 (las “operaciones conjuntas”). En este acuerdo se designó a Pluspetrol Perú Corporation S.A. como Operador del Proyecto Camisea y se delimitaron sus funciones, derechos y responsabilidades, dentro de las que se encuentran la contratación de personal, la representación del Consorcio ante demandas judiciales que no excedan los US$ 50 mil (este límite es sólo referencial, con la autorización de socio puede representarlos por montos mayores), la contratación de las pólizas de seguros necesarias para la operación, entre otras. En el JOA se ha acordado la formación de un Comité Operativo compuesto por un representante titular de cada uno de los partícipes del Consorcio y por un representante alterno. El Comité Operativo tiene a su cargo la supervisión de las actividades conjuntas, así como la adopción de acuerdos con relación a dichas operaciones.  Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88 Modificado y Reformulado. Con fecha de 6 de agosto 2014, entró en vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88 Modificado y Reformulado, celebrado entre Perú 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 volúmenes de GN a Perú LNG para efectos de consumo local o cuando sea utilizado en el proceso de producción de Perú LNG. En la misma fecha, también se celebró una enmienda para aclarar que el GN del Lote 88 no puede ser exportado, asimismo, mediante un acuerdo de valorización se dispuso que el GN vendido a PLNG sea valorizado de la misma manera que el gas del Lote 56 vendido a PLNG. Regalías A marzo 2015, las regalías recaudadas por la extracción de Líquidos de Gas Natural (LGN) ascendieron a US$ 92.97MM (36.79% vs marzo 2014), sobre los cuales el Consorcio de Productores de Camisea (lotes 56 y 58) representaron el 95.07% del total. De otro lado, las regalías asociadas a la actividad de Gas Natural (GN) alcanzaron los US$ 59.07MM representando una disminución de US$ 34.37MM (-36.79%) frente a lo registrado en el año anterior, debido en parte a la menor producción así como al menor precio dado el cambio de destino de los embarques de PLNG (principal cliente del Lote 56). Al igual que en el caso de LGN, la mayor participación provino de los lotes del CPC con el 95.94% del total de regalías. Cabe indicar que las tasas de regalías varían por lote, en promedio estos representan el 34% del valor del recurso extraído. En particular, para el proyecto de Camisea el porcentaje de regalía base es de 37.24%, el cual se aplica sobre el valor de la producción fiscalizada del GN y sobre el valor de la producción fiscalizada de LGN. De acuerdo al Contrato de Licencia del Lote 88, el valor del GN fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de GN, medido en MMBTU, por el precio promedio. Para el caso de los líquidos de GN, el valor fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de LGN por un valor referencial equivalente al precio de canasta de líquidos de Gas Natural menos US$ 6.40 por barril. REGALIAS DE GAS NATURAL Y LGN – ACUMULADO MARZO 2015 LOTE REGALÍA GN (USD MM) PARTICIPACIÓN REGALÍA LNG (USD MM)

UBICACIÓN

OPERADOR

Selva Central

Aguaytia 31-C Pluspetrol 56 Pluspetrol 88 Otros con participación menor al 1%

Selva Sur Total

3.07 11.66 42.85 1.49 59.07

5.20% 19.74% 72.55% 2.51% 100.00%

PARTICIPACIÓN

3.02% 39.07% 57.11% 0.80% 100.00%

2.81 36.32 53.10 0.75 92.97

Fuente: PERUPETRO/ Elaboración: PCR

El impuesto a la renta proviene de cada actividad: explotación, transporte y distribución. El canon para la región Cusco es el 50% de las regalías y el 50% del impuesto a la renta. El monto restante de las regalías se reparte para un fondo de las regiones (25%) y para el gobierno central (75%). Reservas Las estimaciones de las reservas han sido realizadas por NSAI, los cuales corresponden a estimaciones de los volúmenes de producción de líquidos de gas y de gas recuperable proyectados desde el año 2014 al 2040. La participación en las reservas para Pluspetrol Camisea S.A, corresponde a Pluspetrol Camisea S.A (25.00%) y a Pluspetrol Peru Corporation S.A. (2.20%). RESERVAS

Probadas Probadas y Probables

YACIMIENTO GAS DEL LOTE 88 - DICIEMBRE 2014 YACIMIENTO DE GAS PARTICIPACIÓN PLUSPETROL LOTE 88 GN (BPC) LGN (MMBBL) GN (BPC) LGN (MMBBL)

8,834.0 9,903.3

438.9 507.8

2,402.9 2,693.7

119.4 138.1

Fuente: PLUSPETROL/ Elaboración: PCR

Parte de las reservas del Lote 88 estaban comprometidas para el proyecto de exportación de Gas realizado por PLNG, y es que para que el proyecto de exportación de gas sea económicamente viable se tuvo que asegurar un “respaldo” de reservas, las 8 www.ratingspcr.com

cuales comprendían hasta 2.5 TCF de las reservas del Lote 88 a ser usadas en caso sea necesario y solo si las reservas del Lote 56 no eran suficientes. Es en ese sentido que, con la finalidad de dedicar la totalidad de las reservas del lote 88 al c onsumo nacional, se realizaron una serie de modificaciones a los contratos existentes para reemplazar las reservas del lote 88 con reservas del lote 57. Es en ese sentido que desde fines de marzo 2014 -en virtud de acuerdos preliminares-, el Lote 57 inició su producción la cual es procesada en la Planta de Malvinas y luego de pagada su regalía, es vendida a los Contratistas del Lote 56 quienes mantienen el compromiso de suministrar GN a PLNG que luego es destinado a su exportación, en reemplazo de las reservas del lote 88.

Análisis Financiero Eficiencia Operativa A marzo 2015, el nivel de ventas se ubicó en US$ 85.94MM descendiendo en US$ 44.46MM (-34.10%) con respecto lo obtenido en el mismo periodo el año anterior. Esta variación es consecuencia de los menores precios internacionales de los hidrocarburos, los cuales comenzaron a descender a mediados del 2014 y llegaron a niveles mínimos en enero del 2015. Analizando las ventas por producto, el volumen de GN vendido se incrementó en 9.09% (de 13.11 a 14.30 MMBTU), sumando US$ 29.83MM con respecto de los US$ 28.27MM obtenidos en marzo 2014, debido principalmente al crecimiento de la demanda eléctrica del país; siendo cubierto parcialmente por centrales térmicas a gas natural de Camisea así como también por el crecimiento vegetativo de las Distribuidoras Calidda y Contugas para los departamentos de Lima e Ica, respectivamente. Este aumento fue atenuado por una disminución en el precio del GN en 3.28%, pasando el precio promedio de US$ 2.16 (marzo 2014) a US$ 2.09 (marzo 2015). La producción de GN del Lote 88 es despachada en su totalidad al consumo del mercado local y en términos de ingresos tuvo una participación de 34.71% sobre el total de las ventas (marzo 2014: 21.68%). El Propano/Butano mostró una reducción de US$ 18.73MM (-49.02%), descendiendo a US$ 19.48MM debido a la reducción del precio en 48.38% de US$ 63.08 (marzo 2014) a US$ 32.56 (marzo 2015). Asimismo, las ventas fueron influenciadas por la reducción en el volumen vendido en 1.24% (de 0.61 a 0.59 MMTM15). Cabe mencionar que la evolución del precio de mercado del propano está correlacionado con la evolución del mercado de referencia (Mont Belvieu- TX Propane Spot Price FOB-US$/Galón), el cual con respecto al promedio a marzo 2014 ha disminuido en 59.17%. EVOLUCION DE LOS INGRESOS POR PRODUCTO Y DESTINO (MM US$)

350

D D

300

D

D

250

X

D

INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA (MM US$)

600

350

500

300

250

400

X

200

200

150

GLP Nafta MDBS Gas Natural

X

300

X

150

X

200 D

100

X

50

D X

0 2010

2011

2012

2013

2014

mar-14

100

100

mar-15

50

0

0 dic-10 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 mar-14 mar-15 Ingresos Totales Costos Totales Utilidad Operativa

D: Domestico / X:Exportaciones

Fuente: Pluspetrol Camisea S.A.A. Elaboración PCR

Por otro lado, se realizaron exportaciones de nafta por un total de 512.48MBBLS, lo que significó un incremento de 6.61% en relación al mismo periodo del año anterior, sin embargo, dado los menores precios, solo se obtuvieron US$ 26.28MM con respecto a los US$ 48.83MM (-46.18%) conseguidos en marzo 2014. De esta forma, nafta aportó con el 30.58% del total de ventas. Del mismo modo, la producción de MDBS aumentó a 115.50 MBBLS (+6.21%) generando US$ 7.91MM (-US$ 5.55MM, -41.22%, 1T14) y contribuyó con el 9.20% del total de ventas. Con respecto a los precios internacionales de los hidrocarburos, se espera que los precios se mantengan bajos durante todo el 2015 y recién muestren una recuperación en el 2016. La utilidad operativa se ubicó en US$ 34.54MM, al disminuir en US$ 40.44MM (-53.94% con relación a marzo 2014) y del mismo modo contó con una reducción del margen operativo a 41.19% respecto de 57.50% de marzo 2014, principalmente, por los menores ingresos obtenidos, a pesar de la contracción en el costo de ventas y gastos operativos. Estos últimos, tuvieron un leve decrecimiento de 0.77%. Cabe resaltar que el costo de ventas disminuyó a US$ 48.83MM (-7.57%) debido, principalmente, al menor pago de regalías dado el menor volumen fiscalizado de productos y el menor precio. Las regalías son entregadas al Estado Peruano por la licencia de explotación del Lote 88.

15

Millones de toneladas métricas

9 www.ratingspcr.com

Por otra parte, el EBITDA se ubicó por debajo de lo generado en el mismo periodo del año anterior en -23.34% (-US$ 74.98MM), logrando cerrar en US$ 246.40MM, dada la menor utilidad operativa obtenida, a pesar de contar con una mayor depreciación anualizada (US$ 23.80MM). Rendimiento financiero A marzo 2015, la utilidad neta de la compañía descendió a US$ 21.86MM con respecto a la presentada en marzo 2014 (US$ 48.05MM). Esta disminución es consecuencia de los menores ingresos obtenidos en el periodo, debido a los menores precios del petróleo, GN y LGN presentados en el entorno macroeconómico. Asimismo, el resultado neto es influenciado negativamente por la pérdida en diferencia en cambio generada durante este trimestre en US$ -2.96MM (marzo 2014: -2.93MM). Los ingresos y la mayoría de los costos y gastos de la compañía se encuentran denominados en dólares estadounidenses, por lo que su actual exposición al riesgo de tipo de cambio de otras monedas es limitada. El riesgo de tipo de cambio se da por la fluctuación del tipo de cambio de las transacciones realizadas en monedas diferentes al dólar. Por tanto, el monto de ganancia/pérdida por diferencia de cambio a marzo 2015 es aceptado por la Gerencia de la Compañía que ha decidido tomar esta posición de riesgo cambiario, por lo que no ha realizado operaciones de cobertura. Dado estos resultados, el ROA y ROE a marzo 2015 han mostrado una disminución con respecto a los presentados en el mismo periodo del año anterior, ubicándose en 27.65 y 58.00% respectivamente (marzo 2014: 28.39% y 83.66%, respectivamente). Liquidez A marzo 2015, el activo corriente de la compañía incrementó en US$ 10.52MM (+10.13%, respecto a diciembre 2014), sumando US$ 114.38MM, principalmente debido a los resultados acumulados conseguidos en el último trimestre 2014, asimismo, el préstamo otorgado a Pluspetrol E&P S.A. por US$ 18.10MM genera un incremento en las cuentas por cobrar a las relacionadas por el mismo monto, ubicándolas en US$ 38.31MM (US$ 20.21MM, diciembre 2014). Esta variación fue contrarrestada por la disminución de las otras cuentas por cobrar en US$ 4.50MM (-48.63%), debido a la cobranza de estabilización de precios y por las amortizaciones de deuda en US$ 3.10MM. Es importante mencionar que con fechas de 2 de setiembre 2013 y 30 de mayo 2014, la compañía suscribió dos contratos con Pluspetrol E&P S.A. a través del cual, le otorga una línea de crédito hasta US$35.00 MM y US$ 20.00MM. Al 31 de marzo 2015, la línea de crédito utilizada asciende a US$37.80MM. Dichos préstamos no poseen garantías específicas, son de corto plazo y devengan intereses en condiciones similares al mercado. Este préstamo cuenta con una tasa de interés variable de 1.93% (1.89% diciembre 2014). A marzo 2015, el ratio de liquidez general se encuentra en 2.59veces, muy superior al 1.83veces presentado en diciembre 2014, dado el incremento en el activo corriente y la disminución del pasivo corriente en US$ 12.74MM (-22.40%, respecto a diciembre 2014), asimismo, el capital de trabajo presentó un resultado positivo registrando un monto de US$ 70.25MM (US$ 46.99MM). Cabe resaltar que el capital de trabajo históricamente ha tenido un comportamiento mixto debido a la composición del balance general. Respecto a las rotaciones, el Periodo Medio de Cobro (PMC) se ha incrementado, pasando de 18 días en diciembre 2014 a 22 días, por otro lado la rotación de inventarios aumentó a 21 días (14 días en diciembre 2014) y el Periodo Medio de Pago (PMP) se disminuyó a 21 días, de los 24 días presentados en diciembre 2014. En ese sentido, el ciclo financiero de la Compañía presentó una desmejora al ubicarse en 23 días, respecto a los 8 días de diciembre 2014. Solvencia El nivel de pasivos ha disminuido en US$ 13.87MM (-4.70%) llegando hasta los US$ 281.37MM, respecto de diciembre 2014, producto de la amortización de los bonos corporativos en US$ 3.10MM, el pago de los servicios de gestión a partes relacionadas por US$ 2.79MM, junto con el pago del impuesto a la renta correspondiente al ejercicio 2014 y de los dos primeros meses del año por US$ 13.00MM, aunado a la provisión del impuesto a la renta a marzo 2015 por US$ 7.50MM. El 28 de marzo 2014, la compañía obtuvo un nuevo préstamo de mediano plazo por US$100.00 MM con The Bank of Nova Scotia, el cual cuenta con tres años de gracia, luego del cual el capital se repagará en 8 cuotas trimestrales iguales durante los 2 años subsiguientes. Este préstamo está respaldado por el patrimonio fideicometido constituido para los bonos corporativos emitidos en octubre y noviembre de 2006, con lo cual permitió el refinanciamiento de los pasivos corrientes; así, la compañía reestructura nuevamente la composición de sus pasivos a fin de presentar mayores niveles de liquidez. Del mismo modo, la compañía presenta un mayor costo de financiamiento con una tasa de interés promedio de 1.93% marzo 2015 (1.45% marzo 2014). En relación al impuesto a la renta, la Compañía mantiene una contingencia relacionada con el Impuesto a la Renta (IR) de Pluspetrol Perú Corporation (PPC) debido a supuestas omisiones en el pago anual y los pagos a cuenta del IR por los ejercicios 2000-2005; así como la retención del IR aplicable a sujetos no domiciliados del ejercicio 2001. El monto acotado inicialmente por dichos conceptos ascendió a un total aproximado de US$ 20.00 MM, suma que no incluye multa ni intereses. PPC ha interpuesto recursos de impugnación contra lo emitido por SUNAT. Al primer trimestre 2015, se han resuelto los expedientes vinculados con el IR de los ejercicios 2000, 2001, 2002 y 2003, al igual que los pagos a cuenta del IR y el IGV del 2001, obteniéndose resultados favorables en la mayor parte de los reparos de la SUNAT. La deuda confirmada por el Tribunal Fiscal no ha tenido 10 www.ratingspcr.com

repercusión en la compañía. A la fecha, las omisiones acotadas por SUNAT no representan monto material y además se componen básicamente de intereses y multas. En el eventual caso de una resolución final desfavorable (luego de recorridos todos los niveles administrativos y judiciales de discusión) podría afectar a la empresa, debido a que, de acuerdo con el artículo 17, inciso 3 del Código Tributario Peruano, la Compañía es responsable solidaria conjuntamente con Pluspetrol Lote 56 S.A., dado que ambas surgieron del mismo proceso de escisión de PPC, a quien corresponde originalmente el reclamo. De otro lado, la Compañía mantiene una contingencia propia relacionada con el impuesto a la renta de los ejercicios 2005-2008 por un total aproximado de US$ 4.30MM, monto que no incluye multa ni intereses. La gerencia estima que los resultados del proceso no tendrán impacto significativo en los estados financieros de la Compañía. COMPOSICION DE LAS OBLIGACIONES FINANCIERAS – US$ MM

INDICADORES DE SOLVENCIA (VECES) 3

Bonos Corporativos

Credit Agricole Corporate and Investment Bank

VENC. oct-21 nov-21 mar-19

MAR-15 65.81 16.42 99.24

DIC-14 68.26 17.03

Swap de tasa de Interés

oct-15

0.75

1.01

182.22 169.13 13.09

185.48 172.12 13.36

99.18

20

2.5

16

2 12 1.5

RCSD

The Bank of Nova Scotia

CLASE DE OBLIGACIÓN (1ra. Emisión- serie A) (1ra. Emisión- serie B) Préstamo Bancario

Ratio

ACREEDOR

8

Total de obligaciones financieras Porción no corriente Porción corriente

1 4

0.5 0

0 dic-10 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 mar-14 mar-15 Deuda Financiera / EBITDA Endeudamiento Patrimonial RCSD RCSD: Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda

Fuente: Pluspetrol Camisea S.A.A. Elaboración PCR

Por efecto del nuevo préstamo de mediano plazo y el menor EBITDA obtenido durante el periodo, los indicadores de cobertura han mostrado un leve deterioro, en ese sentido el nivel de cobertura del servicio de deuda presentó una desmejora al ubicarse en 13.64veces de los 15.91veces (diciembre 2014), mientras que el ratio EBITDA/Gastos Financieros disminuyó a 49.56veces respecto de 61.38veces (diciembre 2014). Por el lado de los ratios de solvencia, se han obtenido variaciones mixtas dado que el ratio deuda financiera/EBITDA aumentó al pasar de 0.65veces (diciembre 2014) a 0.74veces (marzo 2015), mientras que el endeudamiento patrimonial disminuyó a 1.10veces de 1.26veces (diciembre 2014). La compañía monitorea su capital sobre la base del ratio de apalancamiento, el cual es determinado como la deuda neta (Total de endeudamiento menos el efectivo y el equivalente de efectivo) por el capital total (Patrimonio más la deuda neta) siendo a marzo 2015, 0.60veces. Cabe resaltar que pese al entorno macroeconómico negativo que se ha presentado al sector de hidrocarburos, la compañía sigue mostrando ratios holgados que permiten cumplir con sus obligaciones financieras. Al 31 de marzo el 2015, el patrimonio se ubica en US$ 256.32 (+US$ 22.04MM, +9.41%) respecto a diciembre 2014, dado los ingresos por la utilidad neta recibida en el periodo de US$ 21.86MM.

Instrumentos Calificados Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda El 10 de octubre de 2006, la Gerencia General de la Superintendencia del Mercado de Valores (SMV) aprobó e inscribió en el Registro Público del Mercado de Valores de la SMV los valores correspondientes a las emisiones denominadas: (i) Primera Emisión del Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda de Pluspetrol Camisea S.A. hasta por un importe máximo de emisión de US$ 125.00 MM. Con fecha 25 de octubre y 8 de noviembre de 2006, la Compañía emitió las series A y B de la primera emisión por un monto de US$ 100.00 MM y US$ 25.00 MM, respectivamente. Estos bonos tienen un periodo de gracia de 19 trimestres para el pago de capital y se amortizan en 41 pagos trimestrales iguales a partir del vigésimo trimestre vencido. El fin del primer programa de instrumentos de deuda fue reestructurar sus pasivos, lo cual le permitió reemplazar la deuda que mantenía con sus afiliadas para el financiamiento del Lote 88 y optimizar la estructura de capital que poseía. La Compañía constituyó un fidecomiso al que cede los flujos de efectivo y los derechos de cobranza de sus ventas. A la fecha de elaboración del presente informe el monto en circulación de la primera emisión serie A es US$ 65.85 MM y la serie B es US$ 16.46 MM. PRIMERA EMISIÓN DE BONOS CORPORATIVOS (US$ MM)

Monto Emitido Serie A Serie B

US$ 100.00 MM US$ 25.00 MM

Tasa de interés Libor 90d.+1.3135% Libor 90d.+1.25%

Plazo

Pago de Intereses

15 años

Trimestral

Fecha de emisión 24/10/2006 07/11/2006

Fecha de redención 25/10/2021 08/11/2021

Saldo en circulación 65.85 MM 16.46 MM

Fuente: Pluspetrol Camisea S.A /Elaboración: PCR

Fideicomiso de Flujos La totalidad de la deuda compuesta por la deuda financiera y los bonos corporativos (Préstamo Mediano Plazo y Bonos) tienen la garantía del Fideicomiso Bancario que posee la totalidad de los derechos de cobro y flujos provenientes de la participación de la Compañía en las ventas de hidrocarburos del Lote 88, además de los derechos sobre la Póliza de Pérdida de Beneficios. El 11 www.ratingspcr.com

Fideicomiso se encuentra administrado por La Fiduciaria y el funcionamiento es por el medio de una cuenta de paso. Si La Fiduciaria no recibe notificación de incumplimiento y cumple con las condiciones previas del cumplimiento de pago; es decir, (i) Se acreditan flujos dinerarios en las Cuentas Recolectoras, (ii) La Fiduciaria no reciba notificación de Incumplimiento y (iii) Se haya atendido los gastos del Fideicomiso se procede a transferir los flujos dinerarios a las cuentas Destino del Emisor para su libre disposición. Si La Fiduciaria recibe notificación de incumplimiento se retienen el 100% de los fondos y el fideicomitente podrá instruir los pagos de: (i) Participación del mismo en cualquier desembolso del Consorcio vinculado al Proyecto de acuerdo a lo convenido en el programa de Trabajo y al presupuesto del Proyecto. (ii) Al pago de Tributos. (iii) El representante de los Acreedores Respaldados podrá instruir al Fiduciario luego de haber atendido los pagos referidos en los puntos (i) y (ii), a pagar las obligaciones del servicio de Deuda Garantizada. Si existe un saldo luego de realizar los pagos, el Fideicomitente podrá solicitar su colocación en Certificados de Depósitos Redimibles y/o cuentas de ahorro. Si se mantiene el incumplimiento se producen dos sucesos: la cura de incumplimiento y la aceleración de pago. Ante el primer suceso, se transfieren los flujos dinerarios a las cuentas de destino del emisor para su libre disposición. De otro lado, si se produce la aceleración de pago: (i) Se realizan los pagos relacionados a cualquier desembolso del Consorcio vinculado al Proyecto de acuerdo a lo convenido en el Programa de Trabajo y Presupuesto del Proyecto, así como de los tributos que el fideicomitente se encuentre obligado a cancelar, (ii) Depósito en la cuenta reserva Cash Calls de dos veces la participación del Emisor en desembolsos del Consorcio vinculados al Proyecto de acuerdo a lo convenido en Programa establecido durante los meses siguientes, (iii) Comisiones de La Fiduciaria y pago de obligaciones garantizadas y (iv) otros gastos contemplados en el contrato. Posteriormente se transfieren los flujos dinerarios a las cuentas destino del emisor para su libre disposición una vez satisfechas las obligaciones Resguardos Financieros Los resguardos financieros se han venido cumpliendo holgadamente con sus compromisos financieros. Resguardo Financiero Ratio de Cobertura de Deuda Patrimonio Neto

Fórmula Deuda Financiera Neta/EBITDA

Ratio de Reservas

Total de Reservas Probadas + Probables /Producción ult 12m

Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda

Flujo de Caja para Servicio de Deuda/ Servicio de Deuda

Límite No mayor a 2.75x No menor de US$ 50 MM Tres años mayor al número de años que restan entre la Fecha de Medición y la Fecha de Redención No menor a 1.25x

Cumplimiento a Marzo 2015 0.60x (Sí cumple) US$ 256.84 MM (Sí cumple) 37.98(Sí cumple)

2.87x (Sí cumple)

Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR

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Anexo Pluspetrol Camisea S.A

Bonos Corporativos Perspectivas

Balance General (US$ MM) Activo Corriente Activo No Corriente Activo Total Pasivo Corriente Pasivo No Corriente Pasivo Total Patrimonio Neto Obligaciones Financieras Obligaciones Financieras de CP Obligaciones Financieras de LP Porción Corriente de LP Largo Plazo Estado de Ganancia y Pérdidas (US$ MM) Ingresos Totales Costos Totales Utilidad Bruta Utilidad Operativa Ingresos Financieros Gastos Financieros Utilidad Neta EBITDA y Cobertura Ingresos Totales EBIT 12M Depreciación y Amortización 12M EBITDA 12M Gastos Financieros 12M Utilidad Neta del año EBIT/Gastos Financieros 12M EBITDA/Gastos Financieros 12M RCSD (EBITDA+IF)/GF 12M Solvencia Pasivo Corriente / Pasivo Total (veces) Pasivo No Corriente / Pasivo Total (veces) Deuda Financiera / Pasivo Total (veces) Pasivo No Corriente / Patrimonio (veces) Deuda Financiera / Patrimonio (veces) Endeudamiento Patrimonial (veces) Pasivo No Corriente / EBITDA (12 M) (veces) Pasivo Total / EBITDA (veces) Deuda Financiera / EBITDA (veces) Deuda Financiera/ Pasivo Total Deuda Financiera/ Activo Total Liquidez Liquidez General (veces) Prueba Acida (veces) Capital de Trabajo (US$ MM) Periodo Medio de Cobro (días) Periodo Medio de Pago (días) Rotación de Inventarios (días) Ciclo de conversión de Efectivo) Rentabilidad ROE 12M ROA 12M Margen Bruto Margen operativo Margen Neto Margen EBITDA

HISTORIAL DE CALIFICACIONES jun-13 sep-13 dic-13 mar-14 dic-13 pAAA pAAA pAAA pAAA pAAA Estable Estable Estable Estable Estable PRINCIPALES CUENTAS E INDICADORES dic-10 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14

sep-14 pAAA Estable

dic-14 pAAA Estable

mar-14

mar-15

97.14 368.37 465.51 95.89 232.02 327.91 137.60 206.92 0.00 206.92 38.82 168.11

122.48 411.16 533.64 120.82 190.93 311.75 221.90 170.08 0.00 170.08 43.02 127.06

127.83 426.65 554.48 166.01 160.74 326.75 227.73 136.02 23.31 112.71 13.63 99.08

140.09 432.21 572.30 160.61 152.81 313.42 258.88 201.30 101.64 99.66 13.78 85.88

103.86 425.66 529.51 56.87 238.36 295.23 234.28 185.48 0.00 185.48 13.36 172.12

285.40 430.00 715.40 208.05 250.41 458.45 256.94 297.89 101.59 196.30 13.71 182.59

114.38 423.31 537.68 44.13 237.23 281.37 256.32 182.22 0.00 182.22 13.09 169.13

360.45 167.49 192.96 187.93 2.77 6.99 127.57

448.78 203.64 245.14 239.30 0.31 4.85 163.28

429.48 204.57 224.91 216.02 0.02 6.24 146.80

563.87 255.46 308.41 298.20 1.24 4.89 205.98

529.88 255.07 274.81 263.05 1.08 4.68 174.83

130.40 52.83 77.56 74.98 0.28 0.86 48.05

85.94 48.83 37.10 34.54 0.14 1.15 21.86

360.448 187.93 11.54 199.46 6.99 127.57 26.87 28.52 4.35 28.91

448.783 239.30 17.25 256.55 4.85 163.28 49.34 52.90 5.36 52.96

429.476 216.02 18.35 234.37 6.24 146.80 34.64 37.58 11.80 37.59

563.867 298.20 22.05 320.26 4.89 205.98 60.96 65.47 17.15 46.61

529.877 263.05 23.91 286.95 4.68 174.83 56.27 61.38 15.91 46.61

130.395 298.66 22.64 321.30 4.36 203.07 68.48 73.68 17.78 46.61

85.935 222.60 23.72 246.32 4.97 148.65 44.79 49.56 13.64 46.61

0.29 0.71 0.63 1.69 1.50 2.38 1.16 1.64 1.04 63.10% 44.45%

0.39 0.61 0.55 0.86 0.77 1.40 0.74 1.22 0.66 54.56% 31.87%

0.51 0.49 0.42 0.71 0.60 1.43 0.69 1.39 0.58 41.63% 24.53%

0.51 0.49 0.64 0.59 0.78 1.21 0.48 0.98 0.63 64.23% 35.17%

0.19 0.81 0.63 1.02 0.79 1.26 0.83 1.03 0.65 62.82% 35.03%

0.45 0.55 0.65 0.97 1.16 1.78 0.78 1.43 0.93 64.98% 41.64%

0.16 0.84 0.65 0.93 0.71 1.10 0.96 1.14 0.74 64.76% 33.89%

1.01 0.84 1.25 19 53 27 -6

1.01 0.92 1.67 15 55 23 -17

0.77 0.67 -38.18 21 50 22 -6

0.87 0.79 -20.52 20 27 19 12

1.83 1.65 46.99 18 24 14 8

1.37 1.26 77.36 21 24 28 25

2.59 2.36 70.25 22 21 21 23

90.04% 27.40% 53.53% 52.14% 35.39% 55.34%

90.84% 30.60% 54.62% 53.32% 36.38% 57.17%

65.30% 26.48% 52.37% 50.30% 34.18% 54.57%

79.57% 35.99% 54.69% 52.89% 36.53% 56.80%

74.62% 33.02% 51.86% 49.64% 32.99% 54.15%

83.66% 28.39% 55.47% 53.61% 36.45% 61.86%

57.99% 27.65% 55.20% 45.86% 30.62% 46.58%

Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR

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