PLUSPETROL LOTE 56 S.A.

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1 PLUSPETROL LOTE 56 S.A. Informe con Estados Financieros Auditados 1 al 31 de diciembre del 213 Fecha de comité: 28 De Mayo del 214 Sector Hidrocarburos Rocío Acosta Andrade Fiorella Domínguez S. (511) Perú racosta@ratingspcr.com fdominguez@ratingspcr.com Aspecto o Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva Primer Programa de Bonos Corporativos Emisión Serie Monto Plazo Primera A Hasta US$ 3. MM Hasta 5 años paaa Estable Segunda A Hasta US$ 1. MM Hasta 1 años paaa Estable Significado de la Clasificación 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 mantener la clasificación paaa a la Primera y Segunda emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos en base a la relevancia del Proyecto Camisea, el cual es el yacimiento gasífero más importante del país y del que Pluspetrol Lote 56 posee participación para la exportación de LNG a través de PLNG. Asimismo tiene una estructura de asignación de flujo bajo una garantía formada por un fideicomiso bancario que se soportan en los óptimos estándares del desempeño operacional traducido en incrementos de volúmenes producidos. Además de la experiencia del grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación a nivel mundial. La empresa posee una estructura de costos competitiva permitiéndole una alta generación de caja. Resumen Ejecutivo PCR sustenta la clasificación propuesta a las emisiones del Primer Programa de Instrumentos de Deuda Pluspetrol Lote 56 S.A en los siguientes aspectos: Relevancia del Yacimiento Camisea. Es el yacimiento de gas más importante del país y donde el Lote 56 posee la segunda más alta participación de reservas representando el 25% del total de reservas del yacimiento. Garantizando ventas de gas natural y líquidos de gas natural por encima de la vigencia de los bonos denotado en el plan de producción hasta el 23. La producción total de gas natural es para la venta a la planta de licuefacción de PLNG destinados a la exportación. 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 56, el cual le pertenece a Pluspetrol Lote 56 S.A. con una participación del 25%. Así como las eventuales indemnizaciones cubiertas por la póliza de seguro de Pérdida de beneficio. Ligero incremento de la utilidad de Pluspetrol Lote 56. A diciembre 213, se observó un ligero aumento de la utilidad neta debido a que si bien el volumen de producción de gas natural aumentó, se vio mitigado por el menor precio de los destinos facturados. Sin embargo, se incrementó el nivel de ventas de Nafta y Gas licuado de petróleo para el mercado internacional. A pesar de la reducción de los ingresos se presentó una evolución positiva de los márgenes de rentabilidad, siendo el margen neto y operativo de 48.62% y 33.61% (47.62% y 32.79%, respectivamente en el 212). La experiencia del grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación. 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. 1 Price Water House Cooper 1

2 dic-2 dic-21 dic-22 dic-23 dic-24 dic-25 dic-26 dic-27 dic-28 dic-29 dic-21 dic-211 dic-212 dic-213 Reducción del nivel de liquidez en el periodo, mitigado por los óptimos niveles de generación de caja. A diciembre 213, el indicador de liquidez general fue de.76x (La prueba ácida fue de.71x) que establece una reducción en el nivel de liquidez vinculado a los préstamos bancarios tomados en el 213 que tuvieron como objetivo cubrir sus cash calls; sin embargo, la Compañía presenta una óptima generación de caja. Se debe resaltar que la Compañía se encuentra en la búsqueda de adecuadas estrategias de financiamiento que le permitirán reperfilar su deuda de corto plazo.pcr se encuentra a la espera de la estructuración de financiamiento que se tomará. 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. Análisis Sectorial Precios y Márgenes internacionales A diciembre 213 se presentó un alto grado de volatilidad en el precio del crudo por los sucesos ocurridos dado el acuerdo entre Irán y Occidente (G5+1) en el uso de material nuclear y las expectativas de aumento de exportaciones de Irak y Libia, contrarrestado en parte por las buenas expectativas de la economía de los Estados Unidos. En ese sentido, el promedio del crudo Brent decreció en 9.6% frente al 212 cerrando a diciembre 213 en USD/bbl. De otro lado, la brecha entre el WTI y el Brent aumentó en relación al cierre del tercer trimestre al pasar de 5.24 USD/bbl a USD/bbl de diferencial promedio del cuarto trimestre producto de que el promedio trimestral del WTI descendió de 15.8 USD/ bbl a USD/bbl al cuarto trimestre. El precio del gas natural estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación), sin embargo luego de la crisis energética del 28 2, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y gas natural. El Henry Hub (HH) aumentó en diciembre 213 en 26.95% por patrones estacionales. Así en los primeros cinco meses del 213, los precios subieron y superaron los $ 4./ MMBTU (British termal unit) en abril, un nivel que no alcanzaba desde septiembre del 211. Sin embargo, este resultado continúa siendo bajo en términos históricos. Los meses restantes al cierre del año, los precios presentaron una disminución a partir de mayo y promediaron $ 3.63 /MMBTU teniendo en diciembre 213 ($ 4.24 /MMBTU) debido al clima estacional de frío que impulsó los precios. Del lado de los combustibles, los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) 213 fueron menores a los denotados en el periodo anterior. El promedio anual 213 de la gasolina fue de USD/bbl, el diesel en USD/bbl y del residual en 93.4 USD/bbl, mientras que el promedio anual del 212 fue de USD/bbl en la gasolina, USD/bbl en el diesel y USD/bbl en el residual. Al cuarto trimestre del año, los diferenciales de los combustibles en relación al crudo Brent fueron inferiores en todos los productos en relación a similar periodo del año anterior. El diferencial promedio para el marcador de la gasolina fue de -3.1 USD/bbl, del diesel USD/bbl y el residual USD/bbl, frente a los diferenciales promedio presentados en el 212. EVOLUCION DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES HH (US$/MMBTU) 16 WTI y Brent (US$ por barril) Henry Hub WTI Brent Fuente: EIA/ Elaboración PCR Reservas El Perú posee tres áreas de explotación del gas natural (GN) y líquido de Gas Natural (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 24 estableció un hito en la historia del Gas natural 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 líquidos de gas natural de Camisea son cuantiosas en 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 gas natural en el Perú. Las reservas probadas de gas natural en el país a diciembre 212, ascienden a TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y 88) representan el 86.9%. 2 Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 2

3 * * Dichas reservas probadas de gas natural representan el 54% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles). En cuanto a los líquidos de gas natural, las reservas probadas ascienden a MMBLS, en donde las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y Lote 88) representan el 93% y denotan el 53% del total de reservas (probadas, probables y posibles). Si bien el lote 56 y 88 operado por Pluspetrol posee en 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 (Aguatía), Lote 31E (Maple) y Lote 57 (Repsol). Este último posee 1,845 BCF de reservas probables en explotación y se posicionaría como uno de los focos de explotación por su nivel de recursos. RESERVAS DE GN -LNG: CONTRATOS EN EXPLOTACIÓN/ EXPLORACIÓN - DICIEMBRE 212 Gas Natural ( BCF) Líquido de Gas Natural (MSTB) Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles XIII OLYMPIC Subtotal Costa Z-2B SAVIA ,363 4,34 5,725 Z-1 BPZ ,814 6,638 Subtotal Zócalo ,363 16,221 13, PLUSPETROL 2, ,476 76,682 34, REPSOL 563 1, ,749 11,518 3, PLUSPETROL 1,315 1,642 2, ,72 99, ,442 Subtotal Selva 14,194 4,61 3,46 775,49 278,753 23,792 Total contratos en explotación 15,376 5,444 4,36 787, , , PETROBRAS 2, ,882 46,214 Subtotal Selva 2, ,882 46,214 Total de contratos en exploración 2, ,883 46,214 Total país 15,376 7,71 5, ,772 43, ,61 Fuente: MINEM Elaboración PCR Producción En la actualidad son nueve las empresas que se encuentran en la fase de extracción del gas natural en el Perú siendo únicamente el gas natural extraído de Camisea el que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El resto de las empresas comercializan a una escala menor y lo destinan a empresas industriales con las que mantienen contratos o empresas de generación eléctrica de terceros como es el caso de Petro Tech y Aguatía Energy. Por estas razones, el yacimiento Camisea (operado por Pluspetrol) explica el 97% de la producción al cierre de diciembre 213, a partir de ello, centraremos el análisis prioritariamente en el Proyecto antes mencionado. El acrecentamiento de la producción de gas natural inició con el apertura de producción del Lote 88 en el 24 y del Lote 56 en el 21 observándose una tasa de crecimiento promedio anual de 38.55% en el periodo , siendo la producción a diciembre 213 de 1.19 Miles de MMPCD superior en 4.43% en relación a diciembre 212 (1.14 Miles de MMPCD). A agosto 213, la producción del Proyecto Camisea (Lote 56 y Lote 88) alcanzó el 96.49% del total producido PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL MILLARES MMPC PRODUCCIÓN DE LGN-MPBD Total Costa Norte y Zocalo Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Aguatía Aguaytía Petrotech Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Fuente: MINEM-*Las cifras del 213 equivale al acumulado de la producción al mes de agosto/ Elaboración PCR A diciembre 213, la producción fiscalizada total fue de MM MPC (34.26 MM MPC a diciembre 212) presentando un crecimiento de 7.39% como resultado del incremento de la producción del lote 88 (Pluspetrol Camisea) que tuvo un aumento de 1.43 MM MPC cerrando con MM MPC, el segundo incremento más importante lo tuvo el Lote 56 que pasó de MM MPC (Diciembre 212) a MM MPC (Diciembre 213). En ese sentido el total de la producción de la selva incrementó en 2.37 MM MPC (+7.8%), seguido por el total costa con 11,237 MPC (+15.83%) y el total zócalo con 56,728 MPC (+66.57%). En el 214, Repsol Exploración Perú (Sucursal Perú) inició la extracción comercial del gas natural y líquidos de gas natural en el Lote 57. Ubicado en la selva sur entre las provincias de Satipo Junín, Atalaya del departamento de Ucayali y la Convención-Cusco con una extensión de 287,12 hectáreas. El gas natural proveniente de este lote será procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas y los líquidos de gas natural serán procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. A diciembre 213, el proyecto demandó una inversión aproximada de US$ 88 MM y cuenta con reservas probadas de gas natural que se estiman en.96 TCF y de líquidos de gas natural en 54.5 MM de barriles. La producción de gas natural en el lote 57 inició el 27 de marzo del 214. Dentro de los planes de exploración del 214 se tiene 3

4 el registro de sísmica 2D, técnica por medio de imágenes de forma bidimensional que se emplea para obtener información de las capas de rocas en el fondo de la tierra, en estructuras Mapi y Mashira. Para el 215 se tiene proyectado la perforación de un pozo exploratorio en estructura Mashira y para el 217 la perforación de un pozo exploratorio en estructura Mapi Subthrust. Aspectos Fundamentales Reseña Pluspetrol Lote 56 S.A. se constituyó en el Perú el 1 de junio de 25 en virtud del acuerdo de escisión de la Junta General de Accionistas de Pluspetrol Perú Corporation S.A. de fecha 13 de abril de 25. Iniciando operaciones en septiembre del 28, con la extracción de los LGN del yacimiento Pagoneri. La producción de gas natural está destinada en exclusividad al proyecto de exportación y licuefacción de gas natural de Perú LNG (PLNG), que inició operaciones en junio 21. 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 el año 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. ESTRUCTURA ACCIONARIA Accionista Participación Nacionalidad Pluspetrol Resources Corporation 99.99% Islas Cayman Ricardo Luis Rey Rodríguez.1% Argentina ESTRUCTURA ADMINISTRATIVA Directorio Cargo Germán T. Jiménez Vega Director y Presidente Esteban José Diez Peña Director Luis Alberto Silvestre Director Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A. Elaboración PCR 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. Proyecto Camisea La explotación comercial del Lote 56 inició en el 28 y denotó el desarrollo del mercado de líquido de gas natural en el Perú para la exportación. ESQUEMA DEL PROYECTO DE EXPLOTACIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DEL PROYECTO CAMISEA Ex plotación (Consorcio Camisea) Transporte (Consorcio TGP) Distribución Lima (GNLC-Tractebel) Yacimientos Camisea San Martín - Cashinari Gas Natural Planta de Separación Las Malvinas Gas Natural Seco City Gate Lurín-Lima Gas Natural Seco (Mercado Interno) Exportación LNG Gas Natural Líquidos de Cañete, Hunt Oil Licuefactado (Mercado Externo) Gas Natural Gas seco (reinyección) Planta de Fraccionamiento Lobería- Pisco CAMISEA Destilado medio (MDBS) Nafta virgen GLP (Mercado Interno y Externo) Fuente: Oficina de Estudios Económicos - OSINERG/ Elaboración: PCR 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 8 km de los Yacimientos) donde se obtiene gas seco e hidrocarburos líquidos. El gas extraído del Lote 56 es vendido a Perú (PLNG) 3 quien lo transporta desde Planta Malvinas a su planta de licuefacción en Melchorita para la producción de LNG que es vendido exclusivamente a Repsol (hoy Shell) para su posterior exportación. De otro lado, 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. Por otro lado, 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 3 El proyecto de LNG (PLNG) inició en junio 21 4

5 estos clientes se poseen contratos take or pay 4. De otro lado, las empresas que tiene 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 LOTE 56 S.A. Accionista Participación Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú 25.2% Pluspetrol Lote 56 S.A. 25.% SK Energy, Sucursal Peruana 17.6% Tecpetrol Lote 56 S.A.C. 1.% Sonatrach Peru Corporation S.A.C. 1.% Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú 1.% Pluspetrol Peru Corporation S.A. 2.2% Total 1.% Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A / Elaboración: PCR Los Sponsors Hunt Oil Company (BBB y Baa2) 5. 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 5% 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 6, para la explotación de Gas Natural en los Lotes 56 y 88, en el cual posee una participación del 25.2%, donde también participan SK Innovation, Tecpetrol, Sonatrach, Pluspetrol Camisea (en el Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (en el Lote 56), Pluspetrol Peru Corporation y Repsol. Hunt Oil Company también mantiene una participación del 5% en el Lote 76 en el Perú. SK Innovation (Baa2/Estable y BBB/Estable) 7. 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 2% de participación indirecta en PERU LNG. En la actualidad, desarrolla actividades en 2 países como República de Yemen, Costa de Marfil, Egipto, Estados Unidos, Brasil, Australia y Perú. Asimismo, la empresa presenta experiencia en proyectos de LNG tales como: Oman LNG, Yemen LNG y Ras Laffan LNG. La presencia de SK Innovation en el Perú, se inicia en 1996 con la adquisición del 8.33% de participación del Lote 8. Actualmente, participa en la exploración y explotación de los lotes 8, 56 y 88 y es socio del CPC para la explotación de los Lotes 56 y 88, junto a Hunt Oil Company, Tecpetrol, Sonatrach, Pluspetrol Camisea (en el Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (en el Lote 56), Pluspetrol Peru Corporation y Repsol, con una participación del 17.6%; asimismo, es socio de TGP donde tiene una participación directa de 11.19%. Tecpetrol del Perú S.A.C. Tecpetrol participa 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 21 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 las acciones de Techint en TGP. 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. Estrategia y Operaciones Obras Las actividades realizadas en el año 213 siguieron un plan de trabajo que permitió mantener la producción del lote 56, garantizando la calidad de sus productos en las plantas de Pisco y Malvinas, maximizando la disponibilidad y confiabilidad de sus equipos, teniendo en cuenta el respeto por la biodiversidad, las comunidades adyacentes y la seguridad de su personal. De otro lado se avanzó en la interpretación de los resultados del reprocesamiento sísmico especial de la zona triangular y en la 4 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. 5 Standard and Poor s y Moody s Investor Service 6 Consorcio Productor Camisea 7 Moddy s Investor Service (7 de Febrero 214) y Fitch (6 de marzo del 214) 5

6 realización de secciones balanceadas que servirán de base para definir la cinemática de las estructuras y aplicarlas luego al entendimiento del sistema petrolero en la zona Las actividades de Geología y Geofísica se concentraron en el análisis de la información adquirida durante la campaña de perforación del campo Mipaya, Pagoneri Oeste y Saniri. Perteneciente a la ampliación del Programa de Perforación de Desarrollo en el Lote 56, el cual tiene el propósito de incrementar las reservas probadas de Gas Natural y de Líquidos de Gas Natural. Para ello, de acuerdo al programa presentado por Pluspetrol, se perforarán cuatro pozos en cada una de las locaciones mencionadas (4 pozos: 3 de desarrollo y 1 de inyección de corte). La inversión estimada es de US$ 3 MM y la aprobación de la EIA se dio el 16 de agosto del 21. Inversiones Las actividades de inversión más relevantes para el 214 son: Los Trabajos de pulling 8 para el reemplazo de tuberías de producción en Pagoneri y el proyecto de comprensión de pozos para el primer trimestre del año, periodo en el cual se estima la culminación de labores de construcción del EPC (Instalación de dos compresores Siemens). Medio ambiente En el 213 se continuó con la implementación de los programas ambientales en las áreas operativas de Pagoreni y en las etapas pre-operativas de Mipaya, como son el monitoreo físico y biológico, manejo de residuos, capacitación en respuestas a emergencias ambientales, y se mantuvo la fiscalización por parte del Organismo de evaluación y fiscalización ambiental-oefa. La gestión 214 continuará con estos programas, y el cumplimiento legal ambiental aplicable. En el segundo semestre del año se realizó, de manera favorable, la segunda auditoría de seguimiento posterior a la recertificación del sistema integrado de gestión ISO 141 y OSHAS 181, a cargo de la consultora TÜV Rheiland. Marco Legal y Contratos Los contratos en los cuales se encuentra amparado todo el proyecto Camisea se detallan a continuación: Joint Operating Agreement (JOA): Celebrado el 28 de febrero de 26 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 56 (las operaciones conjuntas ). En este acuerdo se designó a Pluspetrol Perú Corporation como el operador oficial del proyecto, como también se delimitaron sus funciones, derechos y responsabilidades, dentro de las que se encuentran a la contratación de personal, a la representación del Consorcio ante demandas judiciales que no excedan los US$ 5 mil, a la contratación de todas 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 suplente. 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 Licencia de explotación del Lote 56: Con fecha 7 de septiembre de 24, PERUPETRO suscribió el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 56 con el Consorcio conformado por PPC (Operador), Hunt Oil, SK Energy, Sonatrach y Tecpetrol y en diciembre 25 Hunt Oil cede 1% de su participación en el contrato a Repsol Exploración Peru, Sucursal del Perú. Contrato de Transporte de Líquidos de Gas Natural: Contrato firmado en el 29, de tipo Ship or Pay, establece las condiciones del transporte de LGN desde Malvinas hasta la planta de fraccionamiento en Pisco. Según las cuales la capacidad contratada (firme) actual es de 45, BPD y tiene vigencia hasta 31/12/22, la misma que vario en steps de 1, 15, y 4, BPD hasta 23/3/214. A partir del 221 hasta el 228 empezará a reducirse dicha capacidad contratada en steps de 3, 2, 15, 5, BPD. El costo inicial definido en este contrato fue de 4.US$/Bbl, el cual fue modificado a 3.51US$/Bbl desde 212 con vigencia hasta finales del 228 Contrato de Venta de Gas Natural entre Perú LNG (PLNG) y el Consorcio Productor de Camisea: El 28 de febrero de 26, los socios del Consorcio Productor Camisea del Lote 56 y PLNG firmaron los Contratos de Suministro de Gas Natural de dicho Lote bajo la modalidad de Take or Pay 9 por un volumen anual total de , MMBTU para un periodo de 18 años. Dicho volumen anual podrá ser mayor por mutuo acuerdo entre las empresas y podrá ser ajustado hacia abajo a opción del comprador por hasta el 1% de la cantidad anual originalmente establecida, o bien cuando se realicen trabajos de mantenimiento en una u otra planta los cuales no deberán exceder de 25 días anuales. Precio y Duración de Contrato El precio de venta que pagará PLNG al Consorcio Productor Camisea Lote 56 será por MMBTU de manera mensual y se basará en la siguiente fórmula: MP = (Q 1 x CP 1) + (Q 2 x CP 2) Donde: (i) MP es el pago mensual, (ii) Q 1 es la cantidad de gas (en MMBTU) entregada a PLNG por los 15 primeros días del mes, (iii) Q 2 es la cantidad de gas (en MMBTU) entregado a PLNG por los demás días del mes (inicia el día 16), (iv) CP 1 es 8 Un equipo de pulling interviene en un pozo productor de petróleo con la finalidad de remover equipamiento en fondo de pozo como la tubería, varillas o bombas y su reemplazo cuando es necesario. Así también para fijar herramientas en el fondo de pozo. 9 Los contratos Take or Pay estipulan que el comprador siempre pagará por un volumen determinado del producto negociado reciba o no el producto, los cuales se encuentran sujetas a ciertas cláusulas contractuales. 6

7 el monto (US$ por MMBTU) a pagar por PERU LNG por la entrega de gas en los 15 primeros días conforme a un esquema de cálculo establecido en función del Valor de Referencia correspondiente a ese período y v) CP 2 es el monto (US$ por MMBTU) a pagar por PLNG por la entrega de gas en los 15 días restantes conforme a un esquema de cálculo establecido en función del Valor de Referencia correspondiente a ese período. El Valor de Referencia será el marcador que corresponda a un punto de transacción cercano al terminal de importación que reciba el Gas Natural de la planta de Perú LNG y debe determinarse mediante un Acuerdo de Valorización a ser firmado entre Perupetro y los licenciatarios del Lote 56. Condiciones Iniciales del Contrato de Compra-Venta Las obligaciones de los vendedores de entregar gas están sujetas a las siguientes condiciones: Acabado mecánico y comisionado exitoso de las facilidades para producir, comprimir, reinyectar y procesar hidrocarburos provenientes del Lote 56 y Acabado mecánica y comisionado exitoso de las facilidades de TGP para (a) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de gas, (b) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de líquidos del gas natural y (c) transportar gas desde la Planta de Malvinas hasta la planta de Perú LNG. Las obligaciones del comprador de recibir y pagar por el gas están sujetas a las siguientes condiciones: Acabado mecánico y comisionado exitoso de la planta de LNG; y Acabado mecánico y comisionado exitoso de las facilidades de TGP para (a) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de gas, (b) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de líquidos del gas natural y (c) transportar gas desde la Planta de Malvinas hasta la planta de Perú LNG. Duración del contrato El contrato firmado entre el Consorcio Productor del Lote 56 y PLNG expirará cuando ocurra lo primero entre (i) el transcurso de 18 años desde la Fecha de Comienzo (período que podrá extenderse en algunos casos especificados en el contrato) y (ii) la producción y entrega al comprador de un volumen de 4.2 Tcf de gas en conjunto bajo los contratos celebrados con los licenciatarios de los Lotes 88 y 56. Se define como Fecha de Comienzo al primer día del mes que suceda al mes en el cual se vencen los 9 días que comienzan a transcurrir desde la fecha de comienzo de las entregas de gas. Las empresas miembro del Consorcio Productor del Lote 56 no pueden vender, con algunas excepciones, gas natural del Lote 56 a cualquier otra empresa que no sea PLNG. Regalías En el 213, el Consorcio pagó regalías de líquidos de gas natural (LGN) por un total de US$ MM (Selva Central y Selva Sur) y de gas natural ascendieron a US$ MM. Para el caso de los líquidos de gas natural, los lotes 88 y 56 representan el 95.84% y para el caso de gas natural poseen un 96.13% sobre el total de regalías. Las tasas de regalías varían por lote y en promedio representaron el 34% del valor del recurso extraído. Para el caso del proyecto Camisea, el monto de la Regalía es igual a la suma de las regalías determinadas para cada uno de los hidrocarburos fiscalizados De acuerdo al Contrato de Licencia del Lote 56, el valor del gas natural fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de gas natural, medido en MMBTU, por el precio. Para el caso de los líquidos de gas natural, el valor fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de LGN por un valor referencial equivalente al precio de canasta de liquidación de gas natural menos US$ 6.4 por barril, aplicándose una regalía entre el 2% al 4%. Para el caso de las regalías vinculadas al mercado externo, estas fluctúan entre 3% y 38%, de acuerdo a los diversos precios de valorización para el GN exportado que están correlacionados con los valores de referencia del mercado comprador. REGALÍAS DEL GAS NATURAL- ACUMULADO 213 REGALÍAS DE LÍQUIDO DE GN- ACUMULADO 213 Ubicación Operador Lote Regalí a (MM US$) Nor-Oeste Sapet Petrobras VII_VI X Petromont II.17 Olympic XIII.94 Selva Central Aguaytía 31-C 12.9 Selva Sur Pluspetrol Pluspetrol Total Ubicación Operador Lote Selva Central Selva Sur Fuente: PetroPerú/ Elaboración PCR Regalía (MM US$) Aguaytía 31-C Pluspetrol Pluspetrol Total El impuesto a la renta proviene de cada actividad: explotación, transporte y distribución. El canon para la región Cusco es el 5% de las regalías y el 5% 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%). 7

8 Análisis Financiero Eficiencia Operativa La producción de gas natural del Lote 56 se despacha en su totalidad al proyecto de exportación de la planta de licuefacción de PLNG con una participación de 38.59% sobre el total de las ventas. Mientras que los productos derivados del mismo que incluyen Gas Licuado de Petróleo (GLP) propano-butano denotaron una participación de 22.25%, así mismo la nafta tuvo una aportación de 29.95% y el Destilado Medio (MDBS) una contribución de 9.2% sobre el nivel de ventas, los productos derivados son destinados al mercado local e internacional. A diciembre 213, el nivel de ventas se redujo en US$ 9.18 MM (-1.93%) como resultado del menor precio de los destinos facturados. La reducción de los ingresos se debe por el descenso de las tarifas en el gas natural, el destilado medio y el gas licuado de petróleo (GLP) en 13.4%, 2.6% y 6.8% respectivamente, en el mercado local. A pesar del incremento de la producción de gas natural, destilado medio, nafta y gas licuado de petróleo como parte de lo destinado a exportación. Dentro del Gas licuado de petróleo, el propano y butano presentaron un incremento de 5.83% (De a MTM 1 ) y 3.56% (De a 23.5 MTM) respectivamente por el crecimiento de la capacidad instalada de las planta de Pisco. La evolución del precio del mercado local del propano ha mantenido una tendencia a la baja dado que está correlacionado con la evolución del mercado de referencia (Mont Belvieu- TX Propane Spot Price FOB-US$/Galón), el cual decreció en 8% A/A. Sin embargo, se realizaron ajustes a la política comercial que redujeron el impacto del mercado de referencia a 4%, con lo cual se presentó una variación positiva en los ingresos provenientes de estos productos. De otro lado, se realizaron exportaciones de GLP por un total de 65,127 TM cuyos destinos fueron Ecuador y Asia por vía marítima y Chile por vía terrestre, estas presentaron un incremento de aproximadamente 1% A/A 11 debido a una mayor producción. Para el caso de la Nafta, se presentó una evolución positiva de la demanda en el mercado internacional por lo que las ventas se realizaron a través de concursos internacionales presentando un incremento en la producción de 4.82% (De 14.5 a 15.2 MBBLD 12 ). Los principales destinos para la Nafta fueron la costa del golfo de Estados Unidos y Brasil, además de destinos menos frecuentes como Asia y Chile. Las ventas de MDBS denotaron un decrecimiento de 7.31% (De 4.1 a 3.8 MBBLD) y las comercializaciones al mercado local fueron realizadas a Petroperú (4%) y a Refinería La Pampilla (48%). Ambas ventas se realizaron bajo la modalidad de Incotern 13 puerto de destino convenido (CRF) y para lo cual se mantiene el contrato de suministro de buques tanqueros que permite contar con la logística necesaria para la evacuación de productos en Pisco. De otro lado, con el objetivo de diversificar el destino del producto se iniciaron las ventas de exportación bajo la modalidad de Incoterm FOB con resultados positivos en relación a las ventas al mercado local. Los incrementos mencionados se complementan con el crecimiento del precio internacional del gas guiado por el Henry Hub que promedió 3.65 US$/MMBTU con un aumento de más del 3% en relación al 212. Sustentando en los fundamentos propios del mercado, principalmente un alza de la demanda debido a un uso más intensivo por parte de la industria y del sector residencial en invierno y una caída de la oferta. A pesar del aumento del Henry Hub, el precio sigue en niveles relativamente bajos a causa del auge de la producción de gas no convencional que tiene alrededor del 5% de la producción total de gas estadounidense. EVOLUCION DE LOS INGRESOS POR PRODUCTO Y DESTINO (MM US$) INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA (MM US$) 35 D D 3 D X 2 X X X X D 1 D Gas Licuado de petróleo (GLP) Nafta Diesel destilado medio Gas Licuado de petróleo (GLP) Gas Licuado de petróleo (GLP) Nafta Diesel destilado medio Gas Licuado Natural de petróleo (GLP) dic-8 dic-9 dic-1 dic-11 dic-12 dic-13 Ingresos Totales Costos de Ventas Utilidad Operativa D: Domestico / X:Exportaciones Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A. Elaboración PCR La utilidad operativa creció ligeramente en US$.31 MM (+.14%), con lo que presenta un margen operativo de 48.62% superior al 212 (47.62%) explicado porque a pesar de haber reducido el nivel de ingresos, en términos de costos se presentó una reducción de US$ 12.7 MM (-5.35%) debido al menor cargo por concepto de depreciación y amortización, y las menores regalías generadas dado que el precio de los destinos facturados, de acuerdo a los marcadores internacionales, son menores. 1 Miles de toneladas métricas 11 A/A definido como año a año 12 Miles de barriles diarios 13 Constituyen un conjunto de reglas que establecen en forma clara y sencilla las obligaciones del comprador y del vendedor en una compraventa internacional y el momento en que se produce la transferencia de riesgos entre las partes. 8

9 La Compañía está obligada a pagar quincenalmente a Perupetro S.A., empresa estatal designada por el Estado Peruano, una regalía equivalente a la aplicación de un porcentaje que fluctúa entre el 3% y 38% sobre la producción fiscalizada valorizada de gas y un porcentaje fijo de 4% sobre la producción fiscalizada valorizada de líquidos de gas. Adicionalmente se presentó una disminución de los gastos administrativos en US$ 1.31 MM (-53.51%) dado que en el 212 se presentó un gasto atípico como resultado de la implementación del Proyecto SAP que incluía los honorarios a los consultores, al personal, los gastos de viajes, entre otros. De otro lado, se presentó un incremento de los otros ingresos/gastos que responden al impuesto asumido por el pago de dividendos (US$ 1.4 MM). Es así que el EBITDA para el presente periodo ascendió a US$ inferior en US$ MM (-4.3%) A/A. Rendimiento financiero A diciembre 213, la Compañía obtuvo una utilidad neta de US$ MM ligeramente superior en US$.87 MM (+.55%) A/A producto del aumento de los ingresos financieros por la ganancia de la diferencia en cambio (+US$.59 MM) y los intereses a partes relacionadas, así como la reducción de los gastos financieros en US$.77 MM (-15.9%) explicada por la reducción de la tasa de interés promedio de la deuda financiera que pasó de 3.85% (212) a 2.18% (213) porque los préstamos bancarios con un próximo vencimiento (enero marzo 214) se pactaron a tasas atractivas y son los que tienen la más alta participación sobre el total de obligaciones financieras de corto y largo plazo (5.21%) y por lo tanto, tienen un menor nivel de tasas de interés. Al estar los ingresos y la mayoría de los costos y gastos de la Compañía denominados en dólares estadounidenses, su actual exposición al riesgo de tipo de cambio de otras monedas es limitada. Por tanto, el monto de ganancia/pérdida por diferencia de cambio a diciembre 213 es aceptado por la Gerencia de la Compañía, la cual ha decidido aceptar el riesgo cambiario de esta posición, por lo que no ha realizado operaciones de cobertura. En línea con el incremento de los ingresos y generación de aumento de la utilidad neta, el ROA y ROE presentaron un crecimiento al pasar de 36.2% a 38.91% y 69.64% a %, respectivamente. Reflejando que por cada US$ 1 invertido en los activos de la Compañía, este generó US$.39 de utilidad (US$.36 de la utilidad al 212), asimismo, por cada dólar reconocido como ingreso por venta se obtiene US$.34 de utilidad siendo el 212 de US$.32 de utilidad, lo que representa un ligero incremento en el nivel de utilidad que recibe el accionista, teniendo un beneficio positivo de su inversión. Liquidez A diciembre 213, el ratio de liquidez general 14 fue de.76x siendo inferior al 212 (2.47x) como resultado de la reducción del activo corriente (-US$ 4.18 MM,-23.73% A/A) frente a un incremento del pasivo corriente (US$ 1.78 MM; %). La disminución del activo corriente se debe a la reducción de las cuentas por cobrar (-US$ MM) como resultado de la cobranza del préstamo otorgado a Pluspetrol Camisea S.A. por US$ 8.4 MM. La compañía suscribió cuatro contratos con Pluspetrol Camisea S.A. con fecha 11 de abril, 9 de julio, 31 de julio y 16 de agosto de 212 mediante los cuales se otorgó una línea de crédito de hasta US$ 2 MM, por cada uno de ellos. Dichos préstamos no poseían garantías específicas y eran de corto plazo con intereses que devengan en condiciones similares a las de mercado, a una tasa de interés variable aproximada de 3.85%. En mayo y setiembre 213, Pluspetrol Camisea S.A. optó por cancelar anticipadamente la totalidad de los mencionados préstamos. A su vez, las cuentas por cobrar también se vieron influenciadas por el menor nivel de saldos por cobrar por la venta de gas (-US$ 5.5 MM), nafta (-US$ 2.3 MM), propano/butano (-US$ 2.6 MM) y MDBS (-US$ 1.8 MM) que fue ligeramente sopesado por el incremento de las cuentas por cobrar de GLP (+US$ 4.7 MM). El decrecimiento de las cuentas por cobrar fue mitigado por el incremento del efectivo (+ US$ MM;+13.68% A/A) principalmente por la suscripción de nuevos préstamos bancarios de corto plazo obtenidos por US$ 92.4 MM, y por el ingreso proveniente del préstamo cobrado a Pluspetrol Camisea S.A. (US$ 8.4 MM), los cuales fueron compensados tanto por los pagos del impuesto a la renta por US$ 59.1 MM, el pago de dividendos por US$ 26.5 MM y la amortización de las obligaciones relacionadas a los bonos corporativos por US$ 23.2 MM. Por el lado del pasivo corriente, el aumento se dio principalmente por el incremento de los préstamos bancarios obtenidos de entidades locales para la cobertura de los cash calls correspondientes. Así como la amortización de las obligaciones relacionadas a los bonos corporativos por US$ 23.2 MM y de los préstamos de corto plazo por US$ 55.3 MM, ascendiendo a un total de US$ 92.4 MM. Dichos préstamos tienen un vencimiento establecido entre enero marzo 214 y fueron con el BCP (US$ 4.26 MM), Scotiabank (US$ 2.1 MM) y BBVA Continental (US$ MM) habiéndose cancelado a diciembre 213 un total de US$ MM, a marzo 214 estos créditos han presentado una reprogramación del vencimiento de sus pagos trasladándolo a abril 214. A lo largo del periodo de análisis (28 213) la Compañía ha tomados dos préstamos bancarios: en el 29 (US$ 42 MM) y 213 (US$ MM). Los fondos tomados en el 29 se dieron para cubrir requerimientos de corto plazo. Dado que los fondos obtenidos de la emisión fueron destinados a cancelar la totalidad de la deuda pendiente que tenían con su vinculada Pluspetrol Camisea S.A., la cual le prestó los fondos para financiar el capex relacionado con el desarrollo del Lote 56. Por lo tanto, son los préstamos bancarios los que le generan liquidez para realizar los pagos de corto. La gestión financiera de la empresa de mantener acceso a líneas de crédito y financiamiento de las instituciones financieras altamente calificadas bajo términos razonables para financiar gran parte de las inversiones, lleva a mantener ratios de liquidez corrientes ajustados y considerables ahorros en términos de tasa de interés. Siendo mitigado por la óptima generación de caja 14 Activo corriente sobre pasivo corriente 9

10 que posee. La compañía se encuentra en la búsqueda de adecuadas estrategias de financiamiento para reestructurar su deuda. Para lo cual, PCR se encuentra a la espera de dicha reestructuración. Dentro de las cuentas con mayor facilidad de conversión, el capital de trabajo históricamente ha tenido un comportamiento positivo debido a la composición del balance general. A diciembre 213, el capital de trabajo ascendió a US$ 4 MM mientras que en el 212 ascendió a US$ 11 MM producto de las obligaciones de las empresas relacionadas, sin embargo a diciembre 213 dichas empresas realizaron la amortización anticipada y la Compañía tomó obligaciones financieras de corto plazo que tuvieron como efecto una reducción del capital de trabajo. La tendencia del Periodo Medio de Cobro a presentado una mejora y a diciembre 213 fue de 25 días (En diciembre 212 fue de 87 días). La rotación de inventarios fue de 13 días (2 en diciembre 212) y el Periodo Medio de Pago (PMP) denotó 31 días. En ese sentido, el ciclo financiero de la Compañía asciende a 6 días siendo superior a diciembre 212 (95 días). Solvencia Al 213 se observa un incremento de los pasivos (+US$71.8 MM A/A) explicada por la toma de préstamos bancarios en la parte corriente debido a que el monto de la emisión de bonos que se realizó en el 21 fue invertida en su totalidad en la cancelación de las cuentas con su relacionada (Pluspetrol Camisea S.A.) de forma anticipada. Este aumento de los pasivos fue mitigado por la disminución del pasivo no corriente por la reclasificación de la parte corriente de la deuda a largo plazo en US$ 23.2 MM y la disminución del impuesto a la renta diferido pasivo en US$ En relación a esta cuenta, la Compañía mantiene una contingencia relacionada con el impuesto a la renta de Pluspetrol Perú Corporation (PPC) debido a supuestas omisiones en el pago anual del Impuesto a la Renta (IR) por los ejercicios 2-25, así como por pagos a cuenta del IR y otros, por el ejercicio 21, por un total de aproximadamente US$ 2 MM, monto que no incluye multa ni intereses. En el eventual caso de una resolución final desfavorable (luego de recorridos todos los niveles administrativos y judiciales de discusión) podría afectarla debido a que, de acuerdo con el artículo 17, inciso 3 del Código Tributario Peruano, la Compañía es responsable solidaria conjuntamente con Pluspetrol Camisea S.A., dado que ambas surgieron del mismo proceso de escisión de PPC, a quien corresponde originalmente el reclamo. PPC ha interpuesto recursos de impugnación contra lo emitido por SUNAT. Al cierre del 213, se han resuelto los expedientes vinculados con el IR de los ejercicios 2 y 23, al igual que los pagos a cuenta del IR del 21, obteniéndose resultados favorables en la mayor parte de los reparos de la SUNAT. La deuda confirmada por el Tribunal Fiscal no ha tenido repercusión en la compañía. Los recursos restantes se encuentran pendientes de resolución. La gerencia estima que los resultados del proceso no tendrán impacto significativo en los estados financieros de la Compañía. En relación a los bonos corporativos, las series A de la primera y segunda emisión fueron emitidas el 9 de julio del 21, y tenían un periodo de gracia de 7 trimestres para el pago de capital con una amortización trimestral a partir del octavo trimestre vencido. La primera emisión se amortiza en 13 pagos trimestrales, la primera amortización se realizó en julio del 212 y la última se realizará en julio 215. La segunda emisión se amortiza en 33 pagos trimestrales, donde la primera amortización se efectuó en julio 212 y la última en julio 22. El principal denotado al 214 será de US$ MM, al 215 de US$ 21.2 MM, al 216 de US$ MM y del 217 en delante de US$ MM. Siendo la tasa de interés promedio de deuda financiera de 2.18% (3.85% en el 212). COMPOSICION DE LAS OBLIGACIONES FINANCIERAS Nombre del acreedor Clase de obligación Vencimiento dic-13 dic-12 Varios Bonos Corporativos (1ra. Emisión- serie A) Jul (2da. Emisión- serie A) Jul BCP Préstamo Bancario Ene - Mar Scotiabank Préstamo Bancario Ene - Feb BBVA Préstamo Bancario Ene - Mar Natixis Bank Swap de Interés oct Total Porción corriente Deuda de Largo Plazo Porción corriente de DLP Porción no corriente de DLP INDICADORES DE SOLVENCIA (VECES) dic-8 dic-9 dic-1 dic-11 dic-12 dic-13 Endeudamiento patrimonial Deuda Financiera/ EBITDA Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A. Elaboración PCR El patrimonio sumó US$ MM monto inferior en US$ MM en relación a diciembre 212 donde presentó un total de US$ MM. La disminución se dio por la distribución de los resultados acumulados en US$ MM (-6.83%) mediante el pago de dividendos. El capital autorizado, suscrito y pagado está representado por 55,17 acciones comunes cuyo valor nominal es de US$ 1 cada una. Durante el 213, se realizaron dos distribuciones de dividendos: el primero fue el 23 de diciembre de 213 donde se distribuyó dividendos sobre las utilidades acumuladas no distribuidas al 3 de noviembre del 213 por US$ 5 MM (US$ 99 por acción) cancelados el 23 de diciembre de 213 y las del 26 de diciembre del 213, donde se distribuyó dividendos sobre las utilidades acumuladas no distribuidas al 3 de noviembre de 213 por US$ 5 MM (US$ 99 por acción) cancelados el 3 de diciembre de 213. El endeudamiento patrimonial ha presentado una desmejora al pasar de.93x al 2.25x, a causa del incremento de las obligaciones financieras con los que se amortizó parte de los pagos vinculados a los bonos corporativos. Aunado con la 1

11 evolución negativa del ratio de cobertura de servicio de deuda que pasó de 1.32x a 4.17x, por la reducción del EBITDA. Sopesados por la reducción de los gastos financieros pagados por disminución de la tasa promedio anual pagada. No se han presentado movimientos significativos en la parte corriente de deuda de largo plazo porque la deuda tomada es de corto plazo. De otro lado, el ratio deuda financiera/ebitda se redujo al pasar de.29x a.38x por la reducción de la deuda financiera a través de la amortización de la parte no corriente de la emisión de bonos. 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 al 213 de 43% (25% al 212). Característica de los Instrumentos Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda Los bonos emitidos bajo el Primer Programa de Bonos Corporativos Pluspetrol Lote 56 tendrán un monto máximo de US$ 2 MM, o su equivalente en nuevos soles. El Programa establece la realización de múltiples emisiones de Bonos, cada una de las cuales podrá constar de una o más series de un valor nominal a ser determinado en el respectivo contrato complementario de cada Emisión. Los Bonos emitidos estarán respaldados por la garantía genérica sobre el patrimonio del Emisor; así mismo, cada emisión en particular podrá estar respaldada por garantías específicas. La vigencia del programa es de dos años contados a partir de su inscripción en el Registro Público del Mercado de Valores de la SMV. El destino de los fondos, provenientes de la emisión de bonos, podrá ser utilizado para financiar inversiones, capital de trabajo, reestructurar pasivos del Emisor, otros fines corporativos del Emisor u otros fines establecidos en los respectivos Contratos Complementarios y Prospectos Complementarios. Estando destinados los recursos de esta emisión, específicamente para sustituir la deuda que la empresa mantenía con su vinculada Pluspetrol Camisea contraída para financiar los requerimientos de inversión. Pago de Fecha de Fecha de Saldo en Monto Inscrito Tasa de interés Plazo Intereses emisión redención circulación 1era Emisión US$ 3,, Libor 9d.+3% 5 años 25/1/221 14,824,923 Trimestral 8/7/21 2da Emisión US$ 1,, Libor 9d.+3.5% 1 años 8/11/221 75,175, Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A /Elaboración: PCR Fideicomiso de Flujos La totalidad de la deuda compuesta por la deuda financiera y los bonos corporativos 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 56, 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 1% 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 s 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 con sus compromisos financieros. Resguardo Financiero Fórmula Límite Cumplimiento a Diciembre 213 Ratio de Cobertura de Deuda Deuda Financiera Neta/EBITDA No mayor a 2.75x.38x (Sí cumple) Patrimonio Neto No menor de US$ 5 MM US$ MM (Sí cumple) Ratio de Reservas Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda Total de Reservas Probadas + Probables /Producción ult 12m Flujo de Caja para Servicio de Deuda/ Servicio de Deuda Tres años mayor al número de años que restan entre la Fecha de Medición y la Fecha de Redención No menor a 1.25x Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A / Elaboración: PCR (Sí cumple) 4.17x (Sí cumple) 11

12 ESTADOS FINANCIEROS PLUSPETROL LOTE 56 S.A. (MM US$) dic-8 dic-9 dic-1 dic-11 dic-12 dic-13 Balance General Total Activo Corriente Total Activo no Corriente Total Activo Total Pasivo Corriente Total Pasivo no Corriente Total Pasivo Patrimonio Deuda Financiera Deuda de corto plazo Deuda de largo plazo Porción corriente de LP Deuda LP Estado de Ganancias y Pérdidas Ingresos Totales Costos Totales Utilidad Bruta Utilidad Operativa Ingresos Financieros Gastos Financieros Utilidad Neta EBITDA y Cobertura Ingresos Totales Costos Totales EBIT Depreciación y Amortización EBITDA Ingresos Financieros Gastos Financieros Utilidad Neta EBIT/Gastos Financieros EBITDA/Gastos Financieros Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda (EBIT+ Ingresos Financieros)/ Gastos Financieros Solvencia Pasivo Corriente / Pasivo Total Pasivo No Corriente / Pasivo Total Deuda Financiera/ Pasivo Total Pasivo No Corriente/ Patrimonio Endeudamiento patrimonial Deuda Financiera/Patrimonio Pasivo No Corriente / EBITDA Pasivo Total / EBITDA Deuda Financiera/ EBITDA Liquidez Liquidez General Prueba Ácida Capital de Trabajo Rentabilidad ROA 4.49% 16.29% 23.9% 44.61% 36.2% 38.91% ROE 19.13% 62.14% 73.53% % 69.64% % Margen Bruto 47.93% 45.76% 44.75% 52.87% 5.77% 52.49% Margen operativo 43.43% 42.24% 44.85% 5.44% 47.62% 48.62% Margen Neto 26.45% 26.76% 29.8% 34.16% 32.79% 33.61% Margen EBITDA 51.26% 5.54% 53.11% 57.41% 54.64% 53.32% Periodo Medio de Cobro (PMC) Periodo Medio de Pago (PMP) Rotación de Inventarios (días) Ciclo de conversión de Efectivo) Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A / Elaboración: PCR 12