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PLUSPETROL CAMISEA S.A. Fecha de comité: 30 de mayo de 2016 EEFF1 al 31 de diciembre del 2015 Sector Hidrocarburos, Perú

Aspecto o Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva

Bonos Corporativos pAAA Estable

Equipo de Análisis

Stephania Valencia O.

[email protected] Daicy Peña O.

[email protected] (511) 208.2530

“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 instrumentos.”

Racionalidad

En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió ratificar la clasificación de “pAAA” a la Primera Emisión de Bonos Corporat ivos

del Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda Pluspetrol Camisea S.A en base a la relevancia del yacimiento

del Gas de Camisea, del cual Pluspetrol Lote 88 posee un mayor nivel de participación de reservas probadas. No obstante, la

caída internacional del marcador de gas Henry Hub ha afectado los niveles de rentabilidad, liquidez y la cobertura de la deuda,

que aún permanecen en niveles saludables. Además de ello, se produjeron costos de exploración improductivos como el de

Kimaro que se derivaron en menores niveles de utilidad neta. Asimismo, se considera el Know how y expertise que le brinda el

Grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación a escala mundial.

Resumen Ejecutivo

- Relevancia de Camisea. Es el yacimiento gasífero de mayor envergadura en el país, donde el Lote 88 posee una

participación del 75% sobre el total de reservas, garantizando así un mayor volumen de ventas de gas y líquidos de gas, lo

que ha permitido diversificar la matriz energética del país, a base del impulso del sector eléctrico (gas natural). Asimismo, el

Gas de Camisea ha tenido un favorable impulso en el crecimiento económico del país y una ligera mejora en la balanza

comercial de hidrocarburos. En este sentido, Camisea se ha convertido en un hito en el sector de hidrocarburos y se espera

la culminación de otros proyectos de envergadura como el Gasoducto del Sur, cuyo objetivo será la masificación de gas en

el sur del Perú, lo cual generaría desarrollo en otros polos económicos al interior del país.

- Contexto económico mundial desfavorable para el sector hidrocarburos, a raíz de la caída internacional del precio

de hidrocarburos En un contexto internacional de una sobreproducción mundial de petróleo, impulsada por la OPEP y la

extracción no convencional del shale oil de EEUU, con un deterioro en las expectativas del crecimiento económico mundial,

asociado a la desaceleración de la economía china, se ha derivado en una continua caída en los precios del petróleo y del

gas natural, que se inició desde el primer semestre del 2014. Dicha variación ha repercutido negativamente sobre la

rentabilidad, solvencia y liquidez en importantes compañías a nivel local e internacional. A ello se añade, que los flujos de

inversiones para los dos próximos años a escala mundial serían más prudentes para este sector. Respecto a Pluspetrol

Camisea, se observa una desaceleración en el volumen de ventas principalmente en los líquidos de gas de manera

sostenida desde junio 2014. Sin embargo la compañía cumple oportunamente con sus compromisos financieros.

- Disminución en la utilidad neta, producto del menor volumen y precio de GLP y mayores costos de exploración.

Los ingresos de la compañía provienen principalmente de la venta de gas y líquidos de gas, con lo cual facturó USD 335.20

MM al 2015, tras decrecer en 36.74% por el menor importe de ventas en líquidos de gas bajo un contexto de la caída de

precios de hidrocarburos. Por su parte, los gastos operativos se expandieron considerablemente en mayor proporción por

los costos de exploración debido al castigo de pozos no exitosos como Kimaro, que demandó una inversión de USD 45 MM,

con lo cual la compañía obtuvo un EBITDA menor en 55.73% a lo reportado en el 2014. Es así que la rentabilidad también

retrocedió, pero aún permanece en niveles elevados a comparación de otras compañías. Cabe mencionar que las ventas de

Pluspetrol Camisea son sensibles a una caída significativa en los precios del gas natural y de sus derivados, lo que podría

deteriorar su generación de caja.

1Auditados

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- Niveles de liquidez por encima de la unidad. Los ratios de liquidez de la compañía mejorar significativamente desde el

2014 como consecuencia de la reestructuración de sus pasivos financieros con el préstamo tomado de mediano plazo con

The Bank of Nova Scotia. En este sentido, si bien al 2015 los indicadores disminuyeron producto del descenso en el activo

corriente (cuentas por cobrar a las relacionadas y efectivo), se ubica por encima del promedio del periodo evaluado. No

obstante, la sostenibilidad del mejor nivel encuentra supeditado a la recuperación del volumen de ventas de la compañía.

- Deuda financiera coberturada, pero con tendencia a la baja. La deuda financiera representa 63.96% del nivel de

pasivos, llegando a totalizar en USD 172.64 MM al 2015 y se encuentra compuesta por el préstamo bancario de mediano

plazo con The Bank of Nova Scotia y el Primer Programa de Bonos Corporativos, ambos se encuentran garantizados con un

patrimonio fideicometido, permitiéndole mitigar así los riesgos asociados a su capacidad crediticia. Respecto a la solvencia

de la compañía, esta se sitúa en niveles saludables, con una deuda financiera coberturada, no obstante, la tendencia del

Ratio de Cobertura de Servicio de deuda ha mostrado un continuo descenso desde el primer semestre 2014 como

consecuencia de la caída precio de hidrocarburos. Cabe mencionar que los resguardos financieros de Pluspetrol Camisea

se vienen cumpliendo.

- Know how y expertise del Grupo Pluspetrol. Pluspetrol tiene operaciones en diversos países como Perú, Argentina,

Bolivia, Venezuela entre otros, siendo Argentina donde concentra el mayor número de operaciones, permitiéndole a

Pluspetrol posicionarse en Latinoamérica. Además, cuenta con la experiencia y la especialización en proyectos vinculados al

sector de hidrocarburos, resaltando el de Gas de Camisea.

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

por el debilitamiento de las exportaciones netas. Al cierre del año 2015 la tasa de crecimiento mejoró con respecto a la del año

anterior al registrar una tasa de 1.6% (+0.9%, Dic. 2014)2. 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 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% (WEO3 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 tasas de crecimiento de 1.7% para ambos años. Finalmente, EE.UU.

crecería un 2.6% para los próximos dos años. 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

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

3 Informe de Perspectivas de la Economía Mundial del Fondo Monetario Internacional (Informe WEO del FMI), actualizado a enero 2016.



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 la 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.

PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS

INDICADORES ANUAL PROYECCIONES ANUAL*

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PBI (var. % real) 8.5% 6.5% 6.0% 5.8% 2.4% 2.9% 4.0% 4.6%

PBI Electr & Agua 8.1% 7.6% 5.8% 5.5% 4.9% 6.2% 7.6% 5.5%

PBI Minería e Hidrocarb. (var. % real) -4.9% -3.6% 2.8% 4.9% -0.9% 9.3% 14.1% 8.6%

PBI Construcción (var. % real) 17.4% 3.0% 15.1% 8.9% 1.9% -5.9% 0.0% 3.5%

Consumo Privado (var. % real) 8.9% 6.0% 6.1% 5.3% 4.1% 3.4% 3.5% 3.8%

Remuneración Mínima Vital (S/.) 553 627 719 750 750 750 850 850

Inflación (var. % IPC) 0.2% 0.4% 0.2% 2.9% 3.2% 4.1% 3.0%-3.5% 2.0%-2.2%

Tipo de cambio promedio (US$) 2.83 2.75 2.64 2.70 2.84 3.13 3.23 3.24

Inversión Privada (S/. MM) 80,457 89,988 103,706 129,781 115,695 118,121 0.0%** 4.0%**

Inversión Pública (S/. MM) 24,747 22,667 27,648 31,620 32,173 30,870 7.4%** 5.0%**

Exportaciones (US$ MM) 35,565 46,268 45,639 42,861 39,533 35,848 40,018 42,840

Importaciones (US$ MM) 28,815 36,967 41,113 42,248 40,809 38150 39,664 41,009

*BCRP Reporte de Inflación Marzo 2016** Var% Inversión

Fuente: MEF, MEM, BCRP / Elaboración: PCR

Mercado de combustibles

Según lo reportado por EIA4, 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, existe 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). Es así, que se proyecta que los inventarios aumenten en el 2016, no

obstante, para el 2017 se espera una caída en el nivel de inventarios, con lo cual podría existir un equilibrio entre la ofer ta y la

demanda de combustibles.

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 (fracking5) 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

4

Energy Information Administration (EIA) - Short Term Energy and Summer Fuels Outlook, Abril 2016. 5 También denominado fracturación hidráulica.



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.

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.

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 año6, 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.

EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES

Fuente: EIA / Elaboración PCR

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 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%7 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 Camisea 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.

6 Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo.

7 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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WTI y Brent(US$ por barril)

HH y MBT(US$/MMBTU)

Henry Hub Mont Belvieu Texas WTI Brent



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 Z-2B

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.

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL –MILES MMPC PRODUCCIÓN DE LGN-MM BLS

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 (Piura-

Tumbes) y Camisea (Cusco). El descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el año 2004, estableció un hi to 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.

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 2014

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GAS NATURAL ( BCF) LÍQUIDO DE GAS NATURAL (MSTB)9 PETRÓLEO (MSTB)

Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles

XIII OLYMPIC 329.0 374.0 157.0 0.0 0.0 0.0 19,224.9 2,019.0 16,500.0

X CNPC 227.0 52.0 19.0 0.0 0.0 0.0 131,304.0 30,508.0 11,349.0

Subtotal Costa 675.0 490.0 197.0 0.0 0.0 0.0 232,696.0 45,814.0 34,152.0

Z-2B SAVIA 267.0 18.0 22.0 22,442.0 1,523.0 1,861.0 84,246.0 5,717.0 6,984.0

Z-1 BPZ 0.0 211.0 149.0 0.0 8,846.0 6,248.0 28,519.0 39,255.0 47,867.0

Subtotal Zócalo 267.0 236.0 171.0 22,442.0 10,938.0 8,109.0 116,205.0 49,502.0 54,851.0

56 PLUSPETROL 2,427.0 969.0 464.0 167,673.0 71,486.0 36,575.0 0.0 0.0 0.0

57 REPSOL 941.0 453.0 531.0 52,891.0 26,861.0 32,423.0 0.0 0.0 0.0

88 PLUSPETROL 10,020.0 1,651.0 2,237.0 477,740.0 82,718.0 130,275.0 0.0 0.0 0.0

Subtotal Selva 13,682.0 3,210.0 3,320.0 704,724.0 182,981.0 200,518.0 333,780.0 209,270.0 249,632.0

Total en explotación 14,624.0 3,936.0 3,688.0 727,166.0 193,919.0 208,627.0 682,681.0 304,586.0 338,635.0

58 PETROBRAS 0.0 2,509.0 1,143.0 0.0 95,517.0 40,087.0 0.0 0.0 0.0

8 Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos 2014

9 Millones de barriles fiscalizados en condiciones estándar

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

400.00

450.00

500.00

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

Milla

res

Pluspetrol Lote 88 Aguaytía Pluspetrol Lote 56 Repsol Lote 57

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

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

Pluspetrol Lote 56 Pluspetrol Lote 88 Savia Aguaytía Repsol Lote 57



Subtotal Selva 0.0 2,509.0 1,143.0 0.0 95,517.0 40,087.0 0.0 57,635.0 47,042.0

Total en exploración 0.0 2,509.0 1,143.0 0.0 95,517.0 40,087.0 0.0 57,635.0 47,042.0

Total país 14,624.0 6,445.0 4,831.0 727,166.0 289,436.0 248,714.0 682,681.0 362,221.0 385,677.0 Fuente: MINEM / Elaboración: PCR

Proyectos de inversión

Entre los principales anuncios de inversiones para el periodo 2016 y 2017 en el sector de hidrocarburos, destaca los USD 500

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 Proyecto

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 USD 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 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, Perú LNG Company LLC y la Transportadora 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

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 Lote 88 y 2.2% de Lote 56), 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, Angola, Colombia, Bolivia y

Venezuela, así como oficinas en Uruguay y Estados Unidos.



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.

ESTRUCTURA ORGANIZATIVA- DICIEMBRE 2015

ACCIONISTA PARTICIPACIÓN PAÍS DIRECTORIO CARGO

Pluspetrol Resources Corporation 99.99% Islas Cayman Germán T. Jiménez Vega Director y Presidente

Otros accionistas 0.01% Argentina Esteban José Diez Peña Director

TOTAL 100.00% Luis Alberto Silvestre Director Fuente: Pluspetrol Camisea S.A. Elaboración PCR

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 de

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 ACCIONARIAL DEL CONSORCIO DEL LOTE 88

ACCIONISTAS PARTICIPACIÓN

Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú 25.20%

Pluspetrol Camisea S.A 25.00%

SK Innovation, Sucursal Peruana 17.60%

Tecpetrol del Perú S.A.C. 10.00%

Sonatrach Peru Corporation S.A.C. 10.00%

Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú 10.00%

Pluspetrol Peru Corporation S.A. 2.20%

Total 100.00%

Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR

- Hunt Oil Company (Baa2 y Baa3)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 CPC11, 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

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 tiene experiencia en proyectos

de LNG tales como: Omán 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%.

10

Moody´s Investor Service bajó la clasificación a Baa3 con perspectiva negativa el 18 de marzo del 2016. 11

Consorcio Productor Camisea. 12

Moddy´s Investor Service (07 de Febrero 2014) y Fitch (06 de marzo del 2014).



- 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 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.

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.

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

Obras & Inversiones

Durante el 2015, la compañía invirtió USD 72.47 MM, resaltando que alrededor del 60% del total del monto invertido en diciembre

2015 tuvo como destino la perforación en Kimaro, donde no se obtuvieron resultados favorables. Las actividades más relevantes para

el 2016 son: i) Trabajos de punzado en la formación Vivian en cuatro pozos con el objetivo de en poner en producción reservorios

dejados, así como la optimización de drenaje de los reservorios y mantener la capacidad de entrega en el campo de Cashiriari, ii)

Ensayos de formación en los pozos del yacimiento San Martin y Cashiriari, que permitirá monitorear parámetros como la presión,

permeabilidad y daño de formación, iii) Desarrollo de los trabajos de mejora al sistema de tratamiento de agua de producción en las

Malvina, iv) Desarrollo de ingeniería para el loop del Flowline Cashiriari 1 a Malvinas para su próxima implementación (2017-2019), v)

Parada de las unidades criogénicas 1 y 2 en mayo, para el mantenimiento anual de los Turboexpanders y para el mantenimiento de

válvulas de control KCV.

Marco Legal y Contratos

Cabe resaltar que gracias a que el Contrato de Licencia es un Contrato Ley, el mismo no puede ser modificado unilateralmente por el

Estado ni por nuevas leyes, brindándoles así mitigar el riesgo político. Los contratos en los cuales se encuentra amparado todo el

proyecto Camisea se detallan a continuación:

13

El proyecto de LNG (PLNG) inició en junio 2010 14

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.

ESQUEMA DEL PROYECTO DE EXPLOTACIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DEL PROYECTO CAMISEA

Yacimientos CamiseaSan Martín - Cashinari

Pagoreni- Mipaya

Planta de Separación Las Malvinas City Gate Lurín-Lima

Exportación LNG Cañete, Hunt Oil

Gas Natural Gas Natural Seco

Gas Natural Seco (Mercado Interno)

Gas Natural Licuefactado (Mercado Externo)

(Perú LNG)

Planta de Fraccionamiento Lobería- Pisco

CAMISEA

Diesel 2Gasolinas

GLP (Mercado Interno y Externo)

Líquidos de Gas Natural

Gas seco (reinyección)

Explotación(Consorcio Camisea)

Transporte(Consorcio TGP)

Distribución Lima(GNLC-Tractebel)


http://es.wikipedia.org/wiki/Argelina

http://es.wikipedia.org/wiki/Petroqu%C3%ADmica


- Contrato de Licencia del Lote 88: Celebrado el 9 de diciembre de 2000, vincula a Perupetro (representante 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.

- Contrato de Transporte de Líquidos de Gas Natural: Contrato firmado en el 2003, del tipo Ship or Pay, que establece las

condiciones del transporte de LGN desde Malvinas hasta la planta de fraccionamiento en Pisco, según el cual 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 USD 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 diciembre 2015, las regalías totales recaudadas por la extracción de Líquidos de Gas Natural (LGN) ascendieron a USD

303.13 MM (-62.41% vs diciembre 2014), sobre los cuales el Consorcio de Productores de Camisea (lotes 56 y 88) representaron

95.53% del total. De otro lado, las regalías asociadas a la actividad de Gas Natural (GN) alcanzaron los USD 248.62 MM, tras

decrecer en USD 45.87 MM (-15.58%). Cabe indicar que las tasas de regalías varían por lote, en promedio estos representan el

19.14% 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. 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 USD 6.40 por barril. El impuesto a la

renta proviene de cada actividad: explotación, transporte y distribución. El canon para la región Cusco es 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%).

REGALÍAS DE GAS NATURAL Y LGN – ACUMULADO DICIEMBRE 2015

GN LGN

Ubicación Operador Lote Regalía

(MM US$) Participación Ubicación Operador Lote

Regalía (MM US$)

Participación

Nor-Oeste

Sapet VII_VI 0.48 0.19% Selva Central Aguaytía 31-C 11.33 3.74% Petrobras X 2.86 1.15%

Selva Sur Pluspetrol 88 182.08 60.07%

Petromont II 0.42 0.17% Repsol 57 2.24 0.74% Olympic XIII 1.88 0.75% Pluspetrol 56 107.48 35.46%

Selva Central Aguaytía 31-C 14.43 5.80% Total 303.13 100.00%

Selva Sur

Pluspetrol 88 192.17 77.29% Repsol 57 1.44 0.58%

Pluspetrol 56 34.95 14.06% Total 248.62 100.00%

Fuente: PERUPETRO/ Elaboración: PCR

Reservas



Las estimaciones de las reservas han sido realizadas por NSAI15, 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%). 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 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, con la finalidad de dedicar la totalidad de las reservas del lote 88 al consumo nacional, se

realizaron una serie de modificaciones a los contratos existentes para reemplazar las reservas del lote 88 con reservas del lote

57. Es así 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 para posteriormente ser destinado a su exportación, en reemplazo de las reservas del

lote 88.

Lote 88-Diciembre 2015

Reservas al 100% Reservas Netas

Gas Condensado Liquidos de Gas Natural

Líquidos

Gas Condensado Liquidos de Gas Natural

Líquidos

(BCF) (MMBL) (MMBL) (MMBL) (BCF) (MMBL) (MMBL) (MMBL)

Probadas 8,597.8 171.6 247.4 419.0 2,338.6 46.7 67.3 114.0 Probables 990.2 31.2 34.5 65.7 269.3 8.5 9.4 17.9 Posibles 1,401.6 45.1 53.6 98.8 381.2 12.3 14.6 26.9

Probadas+Probables+Posibles 10,989.6 247.9 335.5 583.5 2,989.2 67.4 91.3 158.8

Fuente: PLUSPETROL/ Elaboración: PCR

Análisis Financiero

Eficiencia Operativa

Las ventas acumuladas en términos de volumen del gas ascendieron a 61.48 BSCF16 y se expandieron en 5.89% con respecto al

año 2014, no obstante, el precio del gas natural decreció en 2.08%, con lo cual se obtuvo un importe de facturación por USD

129.16 MM (2014: USD 123.11 MM) impulsada por la expansión de la demanda por energía eléctrica. Por su parte, el volumen

de ventas acumuladas de los líquidos de gas fueron de 4.74 MMBBLS17 al 2015 (2014: 5.31 MMBBLS), a raíz del menor volumen

de venta en propano y butano, seguido de la naptha y finalmente del MDBS. A ello se añade que el volumen de producción del

Lote 88 fue menor a la registrada en el 2014 por la paralización en mayo del 2015 en el campo de San Martin del Lote 88, lo cual

obligó a reducir la producción de GLP en su planta de fraccionamiento en Pisco (Ica). Cabe mencionar que se observa una

reducción significativa en el volumen de ventas de líquidos de gas en el mercado externo, a raíz del mejor margen de ganancia

que se obtiene en términos de precios a nivel local que internacional.

Respecto a los precios de los líquidos del gas, estos se redujeron de forma significativa en el MDBS y la naptha, cuando en

periodos anteriores se mantuvieron elevados. Es así que 97.40% de los ingresos totales de la compañía provienen de la venta

de propano/butano, naphta, destilado medio de condensado de gas natural (MDBS) y gas; de los cuales 70.25% se comercializa

en el mercado local y el resto se exporta. Cabe señalar que el 100% de las ventas de gas y MDBS que se extrae del Lote 88 se

comercializan a nivel local y la naphta se exporta en su totalidad.

De este modo, Pluspetrol Camisea registró ventas por el valor de USD 335.20 MM al 2015, mostrando un retroceso del 36.74%

con respecto al año previo de análisis debido a una serie de factores como: i) la caída internacional del precio del petróleo

producto de la sobreoferta mundial del oro negro, impulsado por la OPEP y las menores expectativas de crecimiento económico

mundial (menor demanda) que afecta al precio, y ii) la contracción en el volumen de ventas de líquidos de gas en naptha y

propano/butano. En contraste, el costo de ventas se redujo en 23.06% por el menor importe de regalías, ya que, éstas

representan cerca del 50% del costo de ventas, y se encuentra asociado al menor volumen de ventas y menores marcadores

asociados, con lo cual la compañía obtuvo un margen bruto menor al 2014, que presenta una tendencia decreciente desde

inicios del año en mención, por factores mencionados anteriormente.

Los gastos operativos de Pluspetrol Camisea pasaron de USD 11.77 MM (Dic.14) a USD 34.96 MM (Dic.15), explicado por los

elevados costos de exploración (representan 62.20% del total de costos) en el distrito de Echarate, en Cusco. Cabe mencionar

que Pluspetrol Camisea contemplaba la perforación de 9 pozos en las locaciones de Kimaro, Kemari y Manatí, con fecha de

finalización de actividades a fines del presente año, no obstante, los hallazgos de reservas obtenidos en Kimaro en el 2015 no

fueron satisfactorios para la compañía, por lo cual se abandonaron permanentemente y finalmente se castigaron por el importe

de USD 20.70 MM. Por su parte, los gastos administrativos se expandieron, producto de las asesorías y consultorías para

proyectos específicos de la compañía. En este sentido, la eficiencia operativa de la compañía se ha caracterizado por mantener

15

Netherland, Sewell & Associates, Inc. 16

Billones de pies cúbicos. 17

Millones de barriles.



niveles inferiores al 5%, sin embargo a diciembre 2015 se observa un repunte como consecuencia de los elevados costos de

exploración (castigo de pozos). Respecto al EBITDA de Pluspetrol Camisea, este logró situarse en USD 127.03 MM al 2015, cifra

menor en 55.73% con respecto al año previo de análisis, a raíz de un retroceso en la utilidad operativa (Dic.14: USD 263.05 MM

vs Dic.15: 103.99 MM). De forma similar el margen operativo y el EBITDA mostraron un comportamiento contractivo desde inicios

del año 2014, que se acentuó a partir de marzo del 2015.

Es importante señalar que se espera una trayectoria decreciente en los precios internacionales del petróleo y sus derivados

(alta correlación entre el precio del petróleo y del gas natural), el volumen de ventas podría caer aún más, afectando

negativamente al EBITDA de la compañía y podría llegar a comprometer la solvencia y liquidez de Pluspetrol Camisea. Si a ello

se suma exploraciones poco satisfactorias en las localidades de Kemari y Manatí para los próximos periodos, esto podría

contribuir a mermar aún más los resultados financieros de la compañía.

EVOLUCIÓN DE LOS INGRESOS POR PRODUCTO Y DESTINO (USD MM) INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA (USD MM)

D: Domestico / X: Exportaciones

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

Rendimiento financiero

La utilidad neta de la compañía al 2015 totalizó en USD 66.68 MM, tras decrecer en 61.87% respecto al 2014 por la caída de los

precios y el menor volumen de ventas en líquidos de gas. Cabe señalar que las ventas totales de Pluspetrol Camisea han venido

mostrando una tasa de crecimiento compuesta anual del 19.69% durante los últimos cinco años. Por su parte, los ingresos financieros

de la compañía se redujeron en 9.55%, y los gastos financieros decrecieron en 10.14% con respecto al 2014 por la menor perdida

reportada en la diferencia de tipo de cambio. Se debe hacer mención que los intereses por endeudamiento representan 34.43% de los

gastos financieros.

Respecto a los riesgos asociados a los movimientos de las tasas de interés, estos son volátiles debido a que la Primera Emisión de

Bonos Corporativos se encuentra a tasas variables (LIBOR), lo cual podría afectar negativamente a la utilidad neta para el 2016, en

vista que la compañía no renovó los contratos de swap que vigentes hasta octubre 2015. Finalmente, los ratios de rentabilidad como

el ROE y ROA evidencian la caída en el importe facturado de ventas, que redujo la utilidad neta en más del 50%. Para el caso del

ROE, este ha mostrado picos elevados entre el 2010 y 2011, para luego descender de manera progresiva desde el 2013 y alcanzar

los niveles presentados al 2015; en tanto el ROA mostró una tendencia creciente desde el 2010 y empezó a desacelerarse desde

inicios del 2014. Si bien se observa que los indicadores de rentabilidad de Pluspetrol Camisea se han contraído significativamente en

el 2015, estos aún permanecen en niveles elevados a diferencia de otras empresas correspondientes a otros sectores económicos.

PCR considera que los márgenes de rentabilidad desde el primer semestre 2014 han mostrado un comportamiento más volátil por una

coyuntura económica desfavorable, sin embargo se espera que se recuperen a partir del 2017 a medida que los precios de

hidrocarburos muestren un comportamiento más estable.

EBITDA (USD MM) E INDICADORES DE RENTABILIDAD (%) MÁRGENES DE RENTABILIDAD (%)

DD

D D

D

X X

X

X

X

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

0

50

100

150

200

250

300

350

GLPNaftaMDBSGas NaturalGLPMDBS

dic.11 dic.12 dic.13 dic.14 dic.15

0

100

200

300

400

500

600

dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 dic-15

Utilidad Operativa Ingresos Totales Costos Totales

0

50

100

150

200

250

300

350

0%

20%

40%

60%

80%

100%


EBITDA ROE ROA

USD MM

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%


Margen Bruto Margen Operativo Margen Neto




Liquidez

Al 2015 la compañía registró activos corrientes por USD 62.18 MM, tras mostrar un retroceso del 40.13% con respecto al 2014,

producto de la cancelación de préstamos a empresas relacionadas como Pluspetrol E&P S.A. Sin embargo, a fines de diciembre del

periodo de análisis, la compañía transfirió los derechos y obligaciones de las cuentas por cobrar derivados de los préstamos a por

USD 27.30 MM a Pluspetrol Lote 56. Otros factores que explican el retroceso del activo corriente corresponden al menor saldo de caja

y sus equivalentes, este se produjo por la reducción del flujo operativo y el mayor flujo de actividades de inversión. Asimismo, las

cuentas por cobrar comerciales mostraron un retroceso del 39.15% y se concentran en alrededor de 7 clientes, de los cuales menos

del 5% se encuentran en situación de vencimiento. Cabe mencionar que la política de cobranzas de la compañía se basa en una

adecuada calificación crediticia de sus principales clientes, otorgando plazos de crédito menores a 30 días, con garantías de pago.

En contraste, el stock de pasivos corrientes cerraron el año 2015 en USD 44.83 MM, con un retroceso de 21.17% principalmente

explicado por el monto nulo correspondiente al impuesto corriente por pagar en el periodo de análisis.

La liquidez de la compañía expresada como prueba general18 y ácida19 muestra dos periodos diferenciados: i) 2012-2013: donde

ambos ratios son inferiores a la unidad, pero crecen y el ii) 2014-2015: los ratios se ubican por encima de la unidad, sin embargo

decrecen. En este mismo sentido, el periodo medio de cobro se elevó en 6 días, y el periodo medio de pago se aplazó en 10

días, con lo cual el ciclo de conversión neto retrocedió en 3 días. De este modo, se refleja la mejora de la capacidad en la gestión

del circulante de la compañía, producto del reperfilamiento de su deuda, pero que podría verse comprometido si no se logra

recuperar el nivel de facturación en las ventas totales. Es así, que Pluspetrol Camisea obtuvo un capital de trabajo positivo, pero

inferior en 63.09% al registrado en el 2014. Cabe resaltar que éste históricamente ha presentado un comportamiento mixto, ya que,

entre diciembre del 2012 y 2013, fue negativo producto de los préstamos bancarios tomados de corto plazo y de las significativas

cuentas por pagar a entidades relacionadas. No obstante, este escenario cambió a partir del 2014, periodo donde la compañía

canceló los préstamos con el BBVA y el BCP, obtuvo una nueva línea de financiamiento con The Bank of Nova Scotia con un

cronograma de pago más holgado, y en menor medida también por la amortización de bonos.

CAPITAL DE TRABAJO (USD MM) INDICADORES DE LIQUIDEZ (VECES)


Solvencia

El 63.96% de los pasivos corresponde a la deuda financiera de Pluspetrol Camisea, la cual ascendió a USD 172.64 MM al 2015

(Dic.14: 185.48 MM) y estuvo compuesta por: i) Préstamo bancario, cuyo saldo es de USD 99.43 MM y con un vencimiento en marzo

2019. Este préstamo se firmó a fines de marzo del 2014 con el objetivo de financiar las inversiones de la compañía, con un

18

Activo Corriente/Pasivo Corriente. 19

(Activo corriente-Existencias-Gastos pagados por anticipado)/Pasivo corriente.

-50

0

50

100

150

200


Capital de Trabajo Activo Corriente Pasivo Corriente

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00


Liquidez General Prueba Ácida



cronograma de pagos más holgados, ii) Bonos Corporativos emitidos a fines del 2006 por un monto total de USD 125 MM, cuya

garantía corresponde a un fideicomiso de flujos, donde se cede los flujos de efectivo, derechos de cobranza de sus ventas y las

pólizas por pérdidas de beneficios. Además, los bonos tuvieron un período de gracia de 19 trimestres para el pago de capital y se

amortizan en 41 pagos trimestrales iguales a partir del vigésimo trimestre vencido.

EVOLUCIÓN DE LA DEUDA FINANCIERA (USD MM) COMPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONES FINANCIERAS ( USD MM)

PCDL: Parte Corriente de la deuda a largo plazo

ACREEDOR CLASE DE

OBLIGACIÓN

VENC. DIC-15 DIC-14

Bonos Corporativos (1ra. Emisión- serie A) oct-21 58.60 68.26

(1ra. Emisión- serie B) nov-21 14.61

17.03

The Bank of Nova Scotia Préstamo Bancario mar-19 99.47 99.18

Credit Agricole Corporate

and Investment Bank Swap de tasa de Interés oct-15 - 1.01

Total de obligaciones financieras

172.64 185.48

Porción no corriente

160.28 172.12

Porción corriente

12.36 13.36


El patrimonio de la compañía se encuentra representado por 501,830 acciones comunes, con un valor nominal de USD 100 cada

una. A diciembre 2015, el patrimonio fue de USD 208.32 MM, tras decrecer en 11.08% con respecto al 2014, a raíz de la menor

acumulación de resultados a comparación de ejercicios anteriores, lo cual podría repetirse en el lapso del 2016 bajo un contexto

de caída del precio de hidrocarburos, con lo cual el volumen de ventas totales de la compañía decrecería a tasas cercanas al

30%. Cabe mencionar que el comportamiento del patrimonio de Pluspetrol Camisea se ha caracterizado por su fortalecimiento a

través de los resultados acumulados desde inicios del 2011, que ha venido creciendo a una tasa promedio anual del 8.65%

durante los últimos cinco años, además le ha permitido financiar aprox. 40% de sus activos con recursos propios.

De este modo, Pluspetrol Camisea obtuvo un endeudamiento patrimonial20 ligeramente superior a lo presentado en el 2014,

producto de la disminución registrada en el patrimonio. En cuanto su tendencia, este ha mostrado una considerable reducción

desde el 2010 y se ha mantenido en niveles estables, gracias al nivel de patrimonio alcanzado vía resultados acumulados. El

ratio deuda financiera/EBITDA se elevó al pasar de 0.65 veces (2014) a 1.36 veces (2015), a raíz de la menor generación de

ingresos a pesar de la reducción en la deuda financiera. En este sentido, otros indicadores de solvencia mostraron un

comportamiento similar, a los dos ratios mencionados anteriormente, no obstante, permanecen en niveles adecuados. Por otro

lado, el ratio de cobertura de servicio de deuda (RCSD) se mantiene al 2015 muy por encima de la unidad, pero ha caído

considerablemente si se le compara con el periodo 2014, producto del retroceso presentado en el EBITDA a través del menor

volumen de ventas bajo un contexto económico mundial de una caída en el precio de los hidrocarburos. Cabe señalar que en el

2013, el RCSD se situó en su nivel máximo, incluso tres veces por encima de lo registrado en el 2010.

INDICADORES DE SOLVENCIA (VECES) COBERTURA DE LA DEUDA (VECES)

RCSD: Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda


Instrumentos Calificados

Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda

20

Endeudamiento Patrimonial=Pasivos/Patrimonio.

0

50

100

150

200

250

300


Milla

res

Deuda Financiera Largo Plazo Corto Plazo PCDLP

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6


End.Patrimonial D.Financ/Ebitda D.Financ./Patrimonio

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0


RCSD EBITDA/G. Financieros EBIT/G. Financieros



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 USD

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 USD 100.00 MM y USD 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.

PRIMERA EMISIÓN DE BONOS CORPORATIVOS (USD MM)-DIC.15

Monto Emitido

Tasa de

interés Plazo

Pago de

Intereses

Fecha de

emisión

Fecha de

redención

Saldo en

Circulación USD

Serie A USD 100.00 MM Libor 90d.+1.3135% 15 años Trimestral

24/10/2006 25/10/2021 58.54 MM

Serie B USD 25.00 MM Libor 90d.+1.25% 07/11/2006 08/11/2021 14.63 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

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

A diciembre 2015, la compañía ha venido cumpliendo con sus compromisos financieros.

Resguardo Financiero Fórmula Límite Cumplimiento a Diciembre 2015

Ratio de Cobertura de Deuda Deuda Financiera Neta/EBITDA No mayor a 2.75x 1.2x (Sí cumple)

Patrimonio Neto No menor de USD 50 MM USD 208.32 MM (Sí cumple)

Ratio de Reservas Total de Reservas Probadas +

Probables /Producción ult 12m

Tres años mayor al número de años

que restan entre la Fecha de Medición

y la Fecha de Redención

36.53(Sí cumple)

Ratio de Cobertura de Servicio de

Deuda

Flujo de Caja para Servicio de

Deuda/ Servicio de Deuda No menor a 1.25x

4.32x (Sí cumple)




Anexo

PLUSPETROL CAMISEA S.A

Estado de Situación financiera (USD MM) dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 dic-15

Activo Corriente 122.48 127.83 140.09 103.86 62.18

Activo No Corriente 411.16 426.65 432.21 425.66 416.07

Activo Total 533.64 554.48 572.30 529.51 478.24

Pasivo Corriente 120.82 166.01 160.61 56.87 44.83

Pasivo No Corriente 190.93 160.74 152.81 238.36 225.09

Pasivo Total 311.75 326.75 313.42 295.23 269.92

Patrimonio Neto 221.90 227.73 258.88 234.28 208.32

Obligaciones Financieras 170.08 136.02 201.30 185.48 172.64

Estado de Ganancia y Pérdidas (USD MM)

Ingresos Totales 448.78 429.48 563.87 529.88 335.20

Costos Totales 203.64 204.57 255.46 255.07 196.25

Utilidad Bruta 245.14 224.91 308.41 274.81 138.95

Utilidad Operativa 239.30 216.02 298.20 263.05 103.99

Ingresos Financieros 0.31 0.02 1.24 1.08 0.98

Gastos Financieros 4.85 6.24 4.89 11.53 10.36

Utilidad Neta 163.28 146.80 205.98 174.85 66.68

EBITDA y Cobertura

EBIT 239.30 216.02 298.20 263.05 103.99

Depreciación y Amortización 17.25 18.35 22.05 23.92 23.04

EBITDA 256.55 234.37 320.26 286.96 127.03

Gastos Financieros 4.85 6.24 4.89 11.53 10.36

EBIT/G. Financieros 49.34 34.64 60.96 22.81 10.04

EBITDA/G. Financieros 52.90 37.58 65.47 24.89 12.26

Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda (RCSD) 5.36 11.80 17.15 11.53 5.59

(EBITDA+I.Financieros)/G.Financieros 52.96 37.59 65.72 24.98 12.35

Solvencia

Pasivo Corriente / Pasivo Total (veces) 0.39 0.51 0.51 0.19 0.17

Pasivo No Corriente / Pasivo Total (veces) 0.61 0.49 0.49 0.81 0.83

Deuda Financiera / Pasivo Total (veces) 0.55 0.42 0.64 0.63 0.64

Pasivo No Corriente / Patrimonio (veces) 0.86 0.71 0.59 1.02 1.08

Deuda Financiera / Patrimonio (veces) 0.77 0.60 0.78 0.79 0.83

Endeudamiento Patrimonial (veces) 1.40 1.43 1.21 1.26 1.30

Pasivo No Corriente / EBITDA (veces) 0.74 0.69 0.48 0.83 1.77

Pasivo Total / EBITDA (veces) 1.22 1.39 0.98 1.03 2.12

Deuda Financiera / EBITDA (veces) 0.66 0.58 0.63 0.65 1.36

Deuda Financiera/ Pasivo Total (veces) 54.56% 41.63% 64.23% 62.82% 63.96%

Deuda Financiera/ Activo Total (veces) 31.87% 24.53% 35.17% 35.03% 36.10%

Liquidez

Liquidez General (veces) 1.01 0.77 0.87 1.83 1.39

Prueba Acida (veces) 0.92 0.67 0.79 1.65 1.10

Capital de Trabajo (USD MM) 1.67 -38.18 -20.52 46.99 17.35

Periodo Medio de Cobro (días) 15 21 20 18 24

Periodo Medio de Pago (días) 55 50 27 24 34

Periodo Medio de Permanencia de Inventarios (días) 23 22 19 14 15

Ciclo de conversión de Efectivo (días) -17 -6 12 8 5

Rentabilidad

ROE 90.84% 65.30% 79.57% 74.63% 32.01%

ROA 30.60% 26.48% 35.99% 33.02% 13.94%

Margen Bruto 54.62% 52.37% 54.69% 51.86% 41.45%

Margen Operativo 53.32% 50.30% 52.89% 49.64% 31.02%

Margen Neto 36.38% 34.18% 36.53% 33.00% 19.89%

Margen EBITDA 57.17% 54.57% 56.80% 54.16% 37.90%

HISTORIAL DE CALIFICACIONES

mar-14 jun-14 sep-14 dic-14 jun-15

Bonos Corporativos pAAA pAAA pAAA pAAA pAAA

Perspectiva Estable Estable Estable Estable Estable



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