Patrimonio en Fideicomiso D.L. 861, título XI, 2005 Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (Patrimonio HOCP)

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1 Patrimonio en Fideicomiso D.L. 861, título XI, 2005 Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (Patrimonio HOCP) Informe con estados financieros al 30 de junio de 2012 Fecha de comité: 17 de diciembre de 2012 Empresa perteneciente al sector hidrocarburos del Perú Lima, Perú Mary Carmen Gutiérrez Espinoza (511) Aspecto o Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva Primer Programa de Bonos de Titulización - HOCP Primera Emisión Serie A paaa Estable Tercera Emisión Serie A 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. Acción Realizada En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió por unanimidad mantener la clasificación de las emisiones del Primer Programa de Bonos de Titulización - HOCP. En la siguiente sección del informe, se hace mención de manera más específica la decisión tomada. Racionalidad La clasificación otorgada se sustenta en: La adecuada capacidad de generación de recursos provenientes de las operaciones del negocio. Esto permite a Hunt Oil Company L.L.C., Sucursal del Peru cumplir sin mayores dificultades con las obligaciones financieras contraídas. Cabe resaltar que la industria en la que se encuentra inmersa la Compañía es intensiva en capital en la etapa de exploración y desarrollo; sin embargo, Hunt Oil Company L.L.C., Sucursal del Peru al encontrarse en la etapa de producción y comercialización afronta costos operativos relativamente estables y bajos en comparación con los precios de venta que sustentan el negocio. 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 en el ámbito internacional y local. Asimismo, el enfoque de la empresa en la prevención de la afectación ambiental y socioeconómica del área de influencia del proyecto, implementando las medidas de mitigación y restauración necesarias para cumplir con todas las normas ambientales vigentes. La estructura de la asignación de flujos dentro del Patrimonio Fideicometido que prioriza los gastos operativos y de capital permitiendo a HOCP cumplir con sus obligaciones dentro del Consorcio y su continuidad en el mismo. 1

2 El buen nivel de reservas del Lote 88. Los niveles de reservas probadas del Lote 88 ascienden a MMBBL 1 para los líquidos de gas natural y TPC para el gas natural condensado 2 ; las cuales, considerando las proyecciones de demanda, aseguran una vida útil para este yacimiento mayor al vencimiento de los bonos (las proyecciones van hasta el año 2041, mientras que los bonos vencen en diciembre de 2020). El amplio cumplimiento 3 de los covenants. Los ratios de reservas de gas natural y de líquidos de gas natural a junio 2012 fueron de años y años respectivamente, siendo sus límites mínimos de 8.75 años y años respectivamente (ello asegura una vida útil mayor al del vencimiento de los bonos). Asimismo, el ratio de cobertura del fideicomiso fue de veces, siendo su límite mínimo de 1.25 veces. El bajo riesgo de crédito de sus clientes 4 y el bajo riesgo de operación. Si bien en el segmento de gas natural se tienen contratos firmados, el Consorcio debe asumir el riesgo de crédito de sus clientes. Para ello, se cuenta con un departamento comercial que establece las políticas de crédito y las garantías exigidas, según el caso, lo cual mitiga este riesgo. Asimismo, el bajo riesgo de comercialización de los líquidos asociados al gas natural, puesto que los mismos son commodities transados a nivel internacional y el bajo riesgo de operación mitigado por la experiencia y capacidad en la operación de proyectos similares por parte de Pluspetrol Corporation. La estabilidad financiera de la empresa. A junio 2012, los ingresos totales fueron por US$ MM, siendo menor en -1.80% respecto al mismo periodo del año anterior. Además, el EBITDA del periodo fue de US$ MM menor en -5.76% y la utilidad neta fue de US$ MM menor en 7.53%. Cabe mencionar que los ingresos provienen de las ventas del gas natural y líquidos de gas de los Lotes 56 y 88. Altos índices de rentabilidad. En cuanto a los principales indicadores financieros, la rentabilidad del patrimonio (ROE) y del activo (ROA) a junio 2012 fueron de 65.76% y 36.66% respectivamente, mientras que en junio de 2011 fueron 84.07% y 38.37% respectivamente. Esto se debió al aumento de Patrimonio en US$82,073(+18.21%) y a la caída de la Utilidad Neta en US$14,274(-7.53%). Adecuados niveles de liquidez, cobertura 5 y endeudamiento patrimonial. Los niveles a junio de 2012 fueron de 8.85 veces, veces y 0.79 veces respectivamente, mientras que en junio de 2011 fueron 2.96 veces, veces y 1.19 veces respectivamente. Estos resultados variaron principalmente por la disminución del Pasivo en US$113,870(-21.21%) y el aumento del Patrimonio en US$82,073(+18.21%) El riesgo ambiental que se podría generar en el proceso operativo, debido a las características particulares del negocio. Este factor se constituye como un elemento importante en la evaluación puesto ya que existe la posibilidad que se deriven fondos operativos para cubrir los requerimientos legales y posibles demandas judiciales. Argumento de la Perspectiva La perspectiva estable, se sustenta en que el consorcio posee contratos de ventas de gas natural (del lote 88) con diversas empresas de diferentes sectores económicos del país y de ventas de líquidos con clientes libres. La compañía muestra una gran capacidad de generar ingresos, registrando indicadores financieros adecuados al cierre del primer semestre del Asimismo, la experiencia del operador y de los miembros del Consorcio reduce la exposición por riesgo operacional. Reseña Antecedentes del Proyecto Camisea: 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 Gas Natural y los Líquidos hacia la costa y la distribución de Gas para Lima y Callao. 1 Millones de Barriles en Reservas 2 Los dos datos han sido obtenidos del Informe de Valoración al 31 de diciembre de 2011 de las Reservas en el Área Contractual Bloque 88 en Perú elaborado con fecha 20 de junio de 2012 y preparado por la firma DeGoyler and MacNaughton (D&M), 3 La fuente es la Sociedad Titulizadora CREDITÍTULOS. Mayor detalle en sección Covenants. 4 El riesgo crediticio será asumido por el Consorcio sólo por clientes con demanda superior a 1 millón de pies cúbicos diarios. 5 Índice de cobertura es medido como el EBITDA sobre Gastos Financieros. 2

3 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 Perú L.L.C., Sucursal del Perú ( Hunt ), Pluspetrol Perú Corporation, Sucursal del Perú ( Pluspetrol ) y SK Energy, Sucursal Peruana ( SKE ). Posteriormente en el mes de octubre de ese mismo año, se incorporó a dicho Consorcio la empresa Hidrocarburos Andinos SAC, la que fue luego reemplazada por Tecpetrol del Perú S.A.C. (organización de propiedad del grupo Techint). El 7 de diciembre de 2000, Perupetro en representación del Estado Peruano y el Consorcio firmaron y aprobaron el Contrato de Licencia. Al 30 de junio de 2012 los accionistas directos del Consorcio son los siguientes: Cuadro 1: Estructura Accionaria del Consorcio Accionista Participación Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú 25.20% Pluspetrol Camisea S.A % Pluspetrol Peru Corporation S.A. 2.20% SK Energy, Sucursal Peruana 17.60% Tecpetrol del Peru S.A.C % Sonatrach Peru Corporation S.A.C % Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú 10.00% Total % Fuente: HOCP / Elaboración: PCR Dichas empresas son filiales de organizaciones internacionales de prestigioso nivel y con experiencia suficiente para asegurar una buena gestión del proyecto Camisea a lo largo de su operación. A continuación se presenta un breve detalle de los puntos más importantes de los accionistas directos de las empresas que conforman el Consorcio. Hunt Oil Company, creada en Dallas, Texas en 1934, es una de las compañías privadas de petróleo y gas más grandes de Estados Unidos de Norteamérica. Hunt forma parte del Hunt Consolidated Inc., compañía holding de propiedad de Ray L. Hunt. Además de las inversiones en explotación y transporte de hidrocarburos, Hunt Consolidated tiene inversiones en la industria de refinación, desarrollo inmobiliario, generación de energía eléctrica, agroindustria e inversiones en fondos de capital de riesgo. Las principales áreas de producción de petróleo y gas de Hunt están localizadas en Estados Unidos de Norteamérica (Texas, Louisiana, Golfo de México), Canadá, República de Yemen y Perú donde posee (directa e indirectamente) el 22,38% del capital social de (TGP 6 ). Asimismo, posee licencias de exploración en Argentina, Ghana, Madagascar, Nigeria, Omán, Perú y Togo. Gráfico 1: Hunt Oil Company Hunt Consolidated, Inc. Hunt Oil Company (Delaware, USA) Hunt Overseas Oil Company (Delaware, USA) Hunt Oil Development (Peru), L.P. (Delaware, USA) Hunt Peru (Block 56) Development Company (Cayman Islands) acciones serie A (Lote 88) acciones serie B (Lote 56) Hunt Oil Company of Peru, L.L.C. (Delaware, USA) Fuente: HOCP / Elaboración: PCR 6 Transporta de Gas del Perú 3

4 Tecpetrol se dedica a la exploración y producción de gas y petróleo con oficinas principales en Argentina y es controlada por el Grupo Techint. Actualmente, Tecpetrol mantiene operaciones en México (Misión), Venezuela (Colon), Ecuador (Bermejo), Bolivia (Ipati-Aquío), Argentina (El Tordillo) y Perú (Camisea). SK Energy se dedica a la exploración, refinamiento y comercialización de gas y petróleo. SKE forma parte del conglomerado surcoreano SK Group dedicado a la industria energética y química. En la actualidad, desarrolla actividades en 20 países, entre ellos: República de Yemen, Costa de Marfil, Egipto, Estados Unidos de Norteamérica, Brasil y Australia. Los instrumentos de deuda de la compañía en el mercado de capitales son clasificados en BBB con perspectiva estable por S&P. Sonatrach, empresa propiedad del Estado de Argelia, es el mayor trader de petróleo y gas en el mercado internacional. Se dedica a la exploración, explotación, transporte de GNL y GLP (incluye transporte marítimo), a la refinación del gas y el petróleo y a la industria petroquímica. Sonatrach posee y opera 14 oleoductos (aproximadamente 7,419 Km. de tuberías), 11 gaseoductos (5,773 Km. de ductos) y 19 naves de transporte marítimo de GLP, GNL y productos refinados. Además, opera 11 complejos industriales de transformación y refinación de GNL (4), de GLP (2) y de petróleo (5). Pluspetrol Resources Corporation actualmente es la tercera empresa productora de gas natural en Argentina y el mayor productor de petróleo en el Perú. En febrero de 2000 se convirtió en el operador estratégico del Upstream del Proyecto Camisea y en el Downstream participa con el 12.38% del accionariado de TGP (en forma directa e indirecta). Fue constituida en 1976 como una compañía dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas; inició su proceso de internacionalización en la década de los 70 con sus inversiones en Colombia. En la actualidad desarrolla operaciones en campos de gas y petróleo en Argentina, Perú y Bolivia. Repsol Exploración Perú empresa que tiene por casa matriz a Repsol Exploración S.A. la cual es una compañía española cuyo objeto social principal es la investigación, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos; desarrollando sus actividades tanto en España como en el extranjero. Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú, es contratista en los Lotes 39, 57, 103, 109, 76 y en los Lotes 56 y 88. Anteriormente, ha desarrollado actividades de exploración en los Lotes 27, 32, 34, 35 y Z-29M, y participó como asociado en el Lote 64. Adicionalmente, la agencia de clasificación Standard & Poor s le asignó una calificación de BBB- a los instrumentos de largo plazo de Repsol YPF. Resumen de la Estructura Los activos que forman parte del Patrimonio son los siguientes: Los Flujos Futuros, que son los ingresos en efectivo que se deriven de las cobranzas de las Cuentas por Cobrar correspondientes a los Clientes y cuya titularidad es cedida al momento de su generación al Patrimonio Fideicometido. Los Flujos Futuros también comprenderán pagos por concepto de intereses moratorios o penalidades que eventualmente pueden generarse así como los mayores ingresos por las ventas cuando otro miembro haya incumplido las obligaciones del JOA. Estos ingresos serán derivados de las ventas de los hidrocarburos del Lote 88 en proporción a la participación de HOCP en el Contrato de Licencia de dicho Lote. Los saldos líquidos existentes en las Cuentas, son los saldos líquidos en las cuentas bancarias del Patrimonio en donde se depositarán los fondos provenientes de la realización de las cobranzas por ventas, los fondos provenientes de la liquidación de cualquiera de los activos del Patrimonio, los aportes voluntarios que pueda realizar HOCP, el monto resultante de las indemnizaciones por transporte y la ejecución del mejoramiento crediticio. Estos fondos serán asignados de acuerdo a un orden de prelación detallado más adelante. Los Derechos sobre las Pólizas de Seguros, es el derecho a recibir el producto de la ejecución de las Pólizas de Seguros vinculadas a la participación de HOCP en el Lote 88. Los Derechos sobre la Participación Mínima, es el derecho a recibir el producto de la participación mínima de HOCP en el Lote 88 (25.20%) que pasa a formar parte del Patrimonio. El saldo de las Inversiones Permitidas, son las inversiones que el Fiduciario está autorizado a hacer con los fondos en la Cuenta Reserva de Operaciones de acuerdo con determinadas políticas de inversión. Los Derechos sobre el Joint Operating Agreement (JOA), son los siguientes derechos contemplados dentro del contrato que regula los derechos y obligaciones de cada uno de los miembros del Consorcio (el JOA); derecho a votar en el Comité de Operaciones; derecho a solicitar la remoción del Operador; derecho a aceptar su parte de la producción en especie; derecho a retirarse del Consorcio; derecho a negociar la transferencia de la participación de HOCP en el Contrato de Licencia cuando se haya incurrido en una causal de resolución del Contrato de Licencia por alguna causa imputable a HOCP. Estos derechos podrán ser ejercidos por el Fiduciario sólo ante la ocurrencia de un Evento de Incumplimiento no subsanado durante el período de cura. 4

5 El monto resultante de las Indemnizaciones por Transporte, que son los derechos de HOCP a recibir de la Transportadora de Gas del Perú pagos indemnizatorios derivados de daños o pérdidas vinculados con el transporte de hidrocarburos del Lote 88, de acuerdo con lo dispuesto en el Natural Gas Liquids Transportation Agreement. HOCP, en su calidad de Originador y Servidor de flujos, cederá sus derechos de cobro sobre las ventas que le correspondan según su participación en el Lote 88 de Camisea (25.20%) a un Patrimonio Fideicometido. Los clientes del Consorcio serán instruidos a depositar directamente en la Cuenta de Recaudación (a nombre del Patrimonio) la parte correspondiente a HOCP. De este modo, el manejo de los flujos provenientes de las ventas pasa a estar bajo responsabilidad del Fiduciario y no de HOCP. La asignación de flujos da prioridad a los compromisos que tiene que asumir HOCP dentro del Consorcio para poder mantener su permanencia en el mismo. De acuerdo con el JOA, cada socio debe cumplir con ciertas obligaciones entre las cuales se encuentra el abono de los gastos y costos operativos derivados del negocio de extracción y comercialización de los hidrocarburos (las operaciones conjuntas ) y los requerimientos de inversión de manera proporcional a su participación. El Operador del proyecto (Pluspetrol) envía mensualmente un Requerimiento de Fondos (cash call) a cada socio detallando los gastos correspondientes al mes siguiente, así como un estimado de los gastos de los dos meses subsecuentes de acuerdo con un cronograma de trabajos y gastos previamente aprobados por el Comité de Operaciones (integrado por todos los socios). Entre los gastos que incluye el cash call se encuentran los relacionados al transporte de los líquidos por el ducto de TGP, las regalías que se deben pagar al Estado por las ventas, los gastos del personal asignado, los costos de campo, etc. También se incluyen los requerimientos de inversión para el desarrollo de los proyectos que hayan sido estimados necesarios por el Consorcio. De este modo, cada socio debe transferir mensualmente el importe registrado en el Reporte de Requerimiento de Fondos, el cual incluye los gastos operativos y de capital (Opex, Capex, Gastos de Transporte y Regalías) correspondiente al mes siguiente; así como el estimado de los dos meses subsiguientes. Ya que se efectúan pagos por adelantado sobre la base de estimaciones, en el mes correspondiente que se emite la liquidación de gastos definitiva, se efectúa una conciliación y se hacen los ajustes correspondientes. En el siguiente gráfico se puede observar el mecanismo de cascada mediante el cual son asignados los flujos dentro de las cuentas del Patrimonio: Gráfico 2: Flujos del Patrimonio Fideicometido Ventas Lote 88 - Camisea cuentas por cobrar correspondientes a la participación de HOCP en las ventas Cuenta de Recaudación PATRIMONIO Cuenta de Operaciones Cuenta Reserva de Operaciones Cuenta Servicio de Deuda HOCP remanente Fuente: HOCP / Elaboración: PCR 5

6 En la Cuenta de Operaciones se destina el monto correspondiente al siguiente mes de Requerimiento de Fondos, mientras que en la Cuenta Reserva de Operaciones el de los dos meses subsiguientes. Los fondos mantenidos en la Cuenta Reserva de Operaciones pueden ser invertidos siguiendo determinados parámetros: Sólo en cuentas de ahorro y depósitos a plazo en instituciones bancarias con una clasificación de riesgo de solidez financiera mínima de A o su equivalente y en Certificados de Depósito del Banco Central de Reserva del Perú. Luego de cubrir los Requerimientos de Fondos para los siguientes tres meses, los flujos pasan a la Cuenta Servicio de Deuda que servirá para cubrir el pago de la cuota de los bonos (amortización más intereses) que tiene una frecuencia trimestral. Mensualmente se deberá acumular un tercio de la siguiente cuota liberando los flujos remanentes a favor de HOCP. Los principales resguardos que se han establecido para otorgar mayor seguridad a esta emisión son: Ratio de Cobertura del Fideicomiso: Definido como el cociente entre el saldo en la Cuenta Servicio de Deuda más el Remanente (flujos en exceso luego de haberse abonado el servicio de deuda) entre el servicio de deuda. Este ratio deberá ser mayor o igual a 1.25 veces y será revisado trimestralmente considerando las cifras de los tres meses precedentes. Ratio de Reservas de Gas Natural: Está expresado en número de años y es el cociente entre el monto total de reservas probadas (en billones de pies cúbicos) a la fecha de medición entre la producción correspondiente a los 12 meses precedentes. Este ratio deberá ser por lo menos igual al vencimiento de cualquier emisión comprendida en el Programa. Su revisión será trimestral. Ratio de Reservas de Líquidos de Gas Natural: está igualmente expresado en número de años y se define como el cociente entre el monto total de reservas probadas a la fecha de revisión y la producción correspondiente a los 12 meses precedentes a la fecha de cálculo. Este ratio deberá exceder al menos en 3 años al vencimiento de cualquier emisión dentro del Programa. Su revisión será trimestral. El incumplimiento de cualquiera de estos resguardos constituye un Evento de Incumplimiento, en cuyo caso, al igual que en cualquier otra causal de incumplimiento definida en el Contrato Marco de Emisión de los Bonos, la asignación de las cuentas al interior del Patrimonio se mantendrá de la misma manera que la detallada anteriormente, a excepción que los fondos Remanentes ya no serán entregados al titular de los Certificados de Participación (HOCP en primera instancia) sino que serán retenidos dentro de la Cuenta Servicio de Deuda (si el evento es subsanado dentro del periodo de carencia, los fondos serán liberados al titular de los Certificados de Participación). Asimismo, si el Evento de Incumplimiento no fuera subsanado, los derechos sobre el JOA serán ejercidos por el Fiduciario el cual, además, convocará a la Asamblea General. Es facultad de la Asamblea acordar la aceleración de los bonos en cuyo caso, los fondos retenidos en la Cuenta Servicio de Deuda y el Remanente posterior serán utilizados para efectuar los pagos acelerados en forma mensual. En el Contrato de Emisión de los bonos se establece que HOCP deberá mantener una participación mínima en las operaciones del Lote 88 igual a 25.20%. Sin embargo, si optara por reducirla, los bonistas tendrán el derecho al rescate anticipado de sus bonos. Como condición previa a cualquier transferencia de la participación mínima, sea esta total o parcial, HOCP deberá comunicar con una anticipación mínima de 30 días hábiles su decisión para que la Asamblea General sea convocada y esperar a que se pronuncie si opta por la redención anticipada de los bonos o no. Asimismo, se compromete a mencionar en forma expresa dentro del contrato de venta, la obligación del adquiriente de depositar el producto de la venta en la Cuenta de Recaudación para hacer frente al rescate, de ser esa la decisión de los bonistas. En caso los mismos optaran por no ejercer la opción de rescate, el adquiriente deberá asumir todos los derechos y obligaciones de Originador establecidas en el Contrato de Emisión. Análisis Financiero del Patrimonio en Fideicomiso D.Leg. 861, título XI, 2005 Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (Patrimonio HOCP) La información utilizada para este análisis corresponde a los Estados Financieros del Patrimonio en Fideicomiso al 30 de junio de 2011 y 30 de junio de El Patrimonio HOCP fue constituido en noviembre de 2005 e inició operaciones el 28 de diciembre de Según estados financieros a junio de 2012, el Patrimonio HOCP registró un total de activos por US$ millones (US$ millones al 30 de junio de 2011), de los cuales US$ millones corresponden a los activos en titulización neto de largo plazo y US$ 9.21 millones que correspondieron a los activos en titulización neto de corto plazo. Asimismo, se puede apreciar que el activo total disminuyó en US$ millones (-17.39%) respecto a junio de 2011, debido a la caída de Caja y Bancos en US$ millones (-24.60%) y la caída de Activos en Titulización, Neto en US$ millones (-13.44%). 6

7 En forma adicional, se registró en la cuenta Caja y Bancos un saldo por US$ millones, monto distribuido en cuatro cuentas Corrientes (Cuenta de Recaudación, Cuenta de Operaciones, Cuenta Reserva de Operaciones y Cuenta de Servicio de Deuda) y Depósitos a Plazos en Bancos locales. Por su parte, los pasivos totales estuvieron compuestos casi en su totalidad por cuentas por pagar en 49.94% y obligaciones por titulización en 48.82%. Activo Cuadro 2: Balance General del Patrimonio en Fideicomiso al 30 de junio de 2012 en miles de US$ 30.jun jun.2011 Caja y Bancos 78, ,591 Activos en Titulización, neto 84,207 97,287 Cuentas por cobrar 11,011 8,854 Gastos Pagados por Anticipado Total Activo 174, ,787 Pasivo Parte corriente de bonos de titulización 10,000 10,000 Obligaciones por titulización 75,000 85,000 Cuentas por pagar 86, ,768 Otras Cuentas por pagar 2, Total Pasivo 174, ,787 Fuente: SMV / Elaboración: PCR Cuadro 3: Movimiento de Flujos Cedidos en Fideicomiso al 30 de junio de 2012 en miles de US$ US$ miles Saldo inicial 8,885 Saldo inicial de bancos 91,059 Documentos cedidos al Patrimonio 203,947 Abonos provenientes del originador 0 Intereses ganados por inversiones en depósitos a plazo 560 Otros abonos 2,201 Distribución de las cobranzas efectuadas a clientes Pagos por cuenta del originador según lo requerido por el operador del consorcio (122,220) Transferencias de excedentes a cuentas bancarias del originador (89,500) Apertura en depósitos a plazo (57,547) Pago de intereses de los Bonos de titulización (1,685) Pago de capital de los Bonos de titulización (5,000) Otros pagos al originador Gastos de administración, de servicios de cobranza, financieros y otros (176) Cobros mantenidos en cuentas de recaudación (21,317) Otros 0 Saldo Final 9,207 Fuente: SMV / Elaboración: PCR 7

8 Estrategia y Operaciones Las obras A través del Contrato de Licencia de Explotación celebrado entre Perupetro y el Consorcio, éste último se comprometió a ejecutar un Programa Desarrollo en el transcurso de los primeros 42 meses de celebrado el acuerdo que incluyó lo siguiente: Perforación de cómo mínimo 4 pozos productores y 1 pozo inyector hasta los 2,500 metros de profundidad. El número de pozos productores en el Proyecto Camisea se irá incrementando de forma secuencial para cubrir la demanda de gas hasta llegar al estimado de 21 (17 productores y 4 inyectores). Construcción de la Planta de Separación de Líquidos. Llenado de los ductos con hidrocarburos fiscalizados del área del contrato, hecho que marcó la etapa de Extracción Comercial. Con el objetivo de respaldar el Programa de Desarrollo, el Consorcio entregó cartas fianza a favor de Perupetro por US$ 99 millones. El Consorcio hacia principios del ejercicio 2004 culminó con éxito la fase de perforación, cumplimiento y prueba de 4 pozos productores y 2 pozos inyectores, los que se encuentran ubicados en la zona de San Martín. Adicionalmente a ello, el Consorcio reacondicionó un pozo productor y un pozo inyector. Para estas obras, el Consorcio contó con los servicios de la empresa Parker Drilling Co (empresa con amplio reconocimiento internacional y que cuenta con las más altas certificaciones de calidad, dentro de las que se encuentran al ISO 9001:2000 Standard). Simultáneamente, el Consorcio con apoyo de la empresa SADE y JJC Contratistas Generales, inició los trabajos de construcción de Tuberías de Flujo (Flowlines) que terminaron en septiembre de 2003 y que sirven de medio de transporte para llevar el Gas Natural desde los pozos productores de San Martín hacia la Planta de Separación de Líquidos y reinyectar el gas seco en el pozo SM-3X. De otro lado, el Consorcio construyó una Planta Criogénica de Separación de Líquidos y una Planta de Compresión de Gas para Reinyección y Transporte de Gas ubicadas en Malvinas (orillas del río Urubamba). En estas facilidades se realiza la separación primaria que consiste principalmente en la eliminación de impurezas como azufre y agua del gas natural, para luego aislar los componentes del mismo mediante cambios en la presión y la temperatura con la finalidad de obtener Gas Natural Seco de uso industrial que es transportado a través de ductos hacia la ciudad de Lurín (City Gate), y Líquidos de Gas Natural (LGN) que son transportados por medio de un poliducto hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco. Luego de realizadas las pruebas pertinentes, se inició el llenado del Gaseoducto construido por Transportadora de Gas del Perú (downstream) marcando como fecha de inicio de la etapa de Extracción Comercial el 2 de junio de Reservas Los yacimientos de la zona de Camisea son normalmente reservorios de gas de arenisca presurizada que se encuentran a profundidades de entre 6,500 y 9,000 pies. Existen cinco formaciones hidrocarburíferas en la zona Vivian, Chonta, Nia, Noi y Ene. Estas formaciones son notablemente consistentes en espesor y propiedades del reservorio en toda la zona de Camisea. Todos los yacimientos que se encuentran en la zona de Camisea son reservorios de gas condensado retrogrado con una presión inicial de reservorio equivalente por encima de la presión del punto de rocío. El rendimiento de LGN de la planta varía entre 50 a 88 Barriles por millones de pies cúbicos de gas seco. Los contaminantes de gas son mínimos, con un promedio de 1% de nitrógeno y 0.2% de dióxido de carbono. Las zonas productivas de los reservorios han sido definidas a través de uno o más de los siguientes métodos: Identificación de contactos gas-agua en los registros de los pozos (por ejemplo, por la broca de perforación); ploteo de los gradientes de presión, evaluación de amplitud sísmica; y punto de fuga estructural. Un contacto gas-agua inferido ha sido definido para cada uno de estos reservorios utilizando uno de los métodos mencionados. Las estimaciones de las reservas se prepararon conforme a las definiciones de reservas consistentes con las aprobadas en marzo 1997 por la SPE y el WPC. Las reservas están clasificadas por grado de certeza como probadas, probables o posibles. Se considera que las reservas probadas son económicamente producibles en el futuro de reservorios conocidos bajo las condiciones económicas y de operación existentes y se asume la continuación de las actuales prácticas reglamentarias usando métodos y equipos convencionales de producción. Se consideran reservas probadas las que han sido comprobadas con un alto grado de certidumbre por análisis del historial de producción de los reservorios y/o por análisis volumétrico de geología e ingeniería adecuados. Se consideran reservas probables las que son susceptibles a ser probadas, que están basadas en la evidencia razonable de hidrocarburos producibles dentro de los límites de la estructura o reservorio 8

9 pero definidas en un grado menor de certidumbre debido a un control de pozo más limitado y/o la falta de pruebas de producción definitivas. De acuerdo con el Informe de Valoración al 31 de diciembre de 2011 de las Reservas en el Área Contractual Bloque 88 en Perú elaborado con fecha 20 de junio de 2012 y preparado por la firma DeGoyler and MacNaughton (D&M), las Reservas ascienden a: Cuadro 4 - LGN (MMBBL) Yacimiento de Gas Probadas Probadas y Probables Total Fuente: D&M / Elaboración: PCR Cuadro 5 - GN (TPC) Yacimiento de Gas Probadas Probadas y Probables Total Fuente: D&M / Elaboración: PCR Los valores en la tabla corresponden a estimaciones de los volúmenes de producción de líquidos de gas y de gas recuperable proyectados desde el año 2012 al El Marco Legal y los Contratos Los contratos en los cuales se encuentra amparado todo el proyecto Camisea se detallan a continuación: Ley N 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada el 20 de agosto de 2003 y que norma las actividades de hidrocarburos a nivel nacional. Esta Ley mantiene su vigencia por mandato de la Tercera Disposición Final de la Ley 26821, Ley de Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales, publicada en el año Contrato de Licencia del Lote 88: Celebrado el 8 de diciembre de 2000 por un período de 40 años y que actualmente vincula a Perupetro en representación del Estado Peruano con el Consorcio conformado por las empresas Pluspetrol Perú Corporation S.A.; Pluspetrol Camisea S.A.; Hunt Oil Company of Perú L.L.C, Sucursal del Perú; SK Energy, Sucursal Peruana; Tecpetrol del Perú S.A.C.; Sonatrach Peru Corporation S.A.C. y Repsol Exploracion Peru, Sucursal del Peru. 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 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: Celebrado el 30 de junio de 2003 y por un período de 30 años entre el Consorcio Camisea y TGP, en el cual se delimitaron las responsabilidades del transportador (TGP) en lo que se refiere a estándares de desempeño y transporte de Líquidos de Gas Natural, y las responsabilidades del productor (el Consorcio) en lo que se refiere al uso de los ductos y a la retribución económica mensual por el uso y transporte del gas a través de dichos ductos. En el contrato se especifica que la capacidad garantizada inicial de transporte a través de los ductos es de 50,000 barriles diarios; sin embargo, ésta podría ser ampliada mediante comunicación escrita de forma unánime por parte los productores con un período de anticipación no menor de 30 días, la que de producirse será irrevocable. El máximo exigible de capacidad garantizada no podrá exceder de los 70,000 barriles diarios. El Consorcio se compromete a utilizar los ductos de TGP por un período mínimo de 30 años desde la fecha de culminación de la construcción de los ductos, por lo cual deberá pagar un monto fijo mensual equivalente a USD 4.20 millones o 2.78 USD/bbl. (Ship-or-Pay) que permiten la recuperación del costo del servicio de transporte Joint Operating Agreement (JOA): Celebrado el 28 de febrero de 2005 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 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 USD 50 mil, a la contratación de todas las pólizas de seguros 9

10 necesarias para la operación, entre otras. De otro lado, se normaron las pautas para que el Operador renuncie a sus funciones o sea removido por cualquiera de los participantes. 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. Los acuerdos relacionados a temas generales serán decididos por el voto a favor de dos o más partes que ostenten una participación igual o mayor al 51% en el Consorcio Camisea. Aquellos acuerdos de particular relevancia, como la realización de inversiones, las sueltas de área, la ampliación de la fase de explotación o la modificación del JOA, requieren el voto a favor de dos o más partes que ostenten una participación igual o mayor al 66.66% en el Consorcio Camisea. La modificación del programa de desarrollo de las operaciones conjuntas, requiere el voto a favor de dos o más partes que ostenten una participación igual o mayor al 75% en el Consorcio Camisea. De otro lado, dicho acuerdo especifica que, en caso alguno de los miembros del Consorcio Camisea no cumpla con realizar los aportes previstos en el JOA, y dicha situación se mantiene por un lapso mayor a 60 días, las partes que no han incumplido sus obligaciones, tendrán la opción de solicitarle a la parte infractora que les transfiera su participación en el Contrato de Licencia del Lote 88. Regulación y Estudios Ambientales y de Impacto Social En el marco del contrato de concesión y en cumplimiento de las regulaciones de protección ambiental para el sector hidrocarburos contenidas en la Ley (Ley General de Hidrocarburos), Ley (Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental) y en el DS EM (Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos), el Consorcio Pluspetrol antes de iniciar sus operaciones de desarrollo y explotación del Lote 88 realizó un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y un Estudio de Impacto Social (EIS) que permitieron minimizar la degradación ambiental y social innecesaria. El Consorcio contrató los servicios de la consultora internacional Environmental Resources Management (ERM) 7, la cual es una organización con presencia internacional en 34 países a los que atiende a través de una red de oficinas que supera en número las 100. Las labores de la consultora internacional fueron las siguientes: a) identificar los posibles riesgos sociales y ambientales en la etapa que comprende la perforación de los pozos productores y de inyección, la exploración a través de uso de la Sísmica 3D y la construcción de una planta separadora de gas e instalaciones asociadas; b) desarrollo de medidas de mitigación de riesgos; y c) generación de planes de manejo ambiental para cada una de las etapas del proyecto. Pluspetrol presentó el EIA del Lote 88 elaborado por ERM ante el Ministerio de Energía y Minas (MEM), el cual lo aprobó el 17 de diciembre de 2001 a través de su Resolución Directoral Nº EM/DGAA. Regalías El Consorcio, según el Contrato de Licencia deberá pagar la regalía en efectivo, sobre la base de los hidrocarburos fiscalizados. Las fórmulas sobre las cuales se calcula el porcentaje de regalías son las siguientes: Petróleo y Líquidos de Gas Natural El porcentaje de regalía es igual a: KL1 + ZL1 * (QL-1.00), donde: KL1= (Precio de la Canasta de Petróleo o LGN Precio de Referencia del Petróleo o LGN) / (Precio de Referencia del Petróleo o LGN) * (Incremento en el porcentaje de la regalía por incremento del precio de la Canasta de Petróleo o LGN) + Porcentaje de Regalía Base (37.24%). ZL1= Incremento del porcentaje de la regalía por unidad de Producción Acumulada. Este incremento será de 3% por cada 100MMBbls de producción fiscalizada. QL= Petróleo Acumulado o Líquidos del Gas Acumulado, expresados en cientos de millones de barriles. Conviene precisar que en ningún caso el porcentaje de regalía podrá ser superior o inferior al 37.24%. Adicionalmente a ello, el Consorcio se verá beneficiado con un descuento sobre el porcentaje de regalía en la medida que aplique programas de reinyección de acuerdo con el volumen de producción fiscalizada por encima de los 20,000bld. Estos descuentos van desde 1.0 puntos porcentuales hasta 4.0 puntos porcentuales. 7 Para mayor información, dirigirse a

11 dic-07 mar-08 jun-08 sep-08 dic-08 mar-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 sep-11 dic-11 mar-12 jun-12 dic-07 mar-08 jun-08 sep-08 dic-08 mar-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 sep-11 dic-11 mar-12 jun-12 Gas Natural El porcentaje de regalía es igual a: KG1 + ZG1 * (QG-1.00), donde: KG1= (Precio Realizado del Gas Precio de Referencia del Gas) / (Precio de Referencia del Gas) * (Incremento en el porcentaje de la regalía por incremento del Precio Realizado del Gas)+ % de Regalía Base (37.24%). ZG1= Incremento del porcentaje de la regalía por unidad de Producción Acumulada. Este incremento será de 3% por cada Trillón de Pies Cúbicos de producción fiscalizada. QG= Gas Acumulado expresado en trillones de pies cúbicos. Conviene precisar que en ningún caso el porcentaje de regalía podrá ser superior o inferior al 37.24%. Producción y Comercialización El gas natural se ha convertido en los últimos años en una importante fuente de energía para la economía mundial debido a su competitividad frente a otros combustibles; ya que es menos contaminante y tiene un precio de mercado relativamente menor al de cualquier otro combustible fósil. Perspectivas mundiales El dinamismo del mercado mundial en el sector de gas natural ha sido muy positivo durante los últimos años como consecuencia de una mayor explotación del recurso, el cual se caracteriza por estar asociado a menores costos de producción que otros bienes sustitutos. Por el lado de la oferta, se observa que la producción de Estados Unidos tiene una tendencia creciente durante los últimos años llegando a producir 2 421,602 MM de pies cúbicos a junio de 2012, el cual se incrementó en 3.94% en relación al cierre de junio de Asimismo, debido al crecimiento de la demanda mundial por recursos alternativos al petróleo, el precio del Gas Natural (Henry Hub), llegó a estar a mediados del 2008 en US$12.69/MMBTU. Posteriormente, producto de la crisis financiera mundial el precio Henry Hub se desplomó llegando estar un año después, en setiembre de 2009 en US$2.99/MMBTU. Al cierre de junio de 2012 el precio del gas natural fue de US$2.46/MMBTU, aumentando en 1.23% respecto al mes anterior. Gráfico 3 Gráfico 4 Producción de Estados Unidos de Gas Natural (MMCF) 3,000,000 2,500,000 2,000,000 1,500,000 1,000, , Gas Natural - Henry Hub (US$/MMBTU) Entorno Nacional Producción Nacional Fuente: EIA / Elaboración: PCR La producción de gas natural en el Perú, hasta 1997, solo ocurría en la zona petrolera de la costa norte de Piura. A partir de los años 1998 y 1999 se vislumbró un mayor incremento en la producción local debido al inicio de la explotación del gas natural de Aguaytía en la selva central, destinado a la generación de energía eléctrica, originando un incremento en el consumo local del orden de 69.1%. Sin embargo, a partir del 2004, con la explotación del yacimiento de Camisea se logra un incremento significativo en la producción del gas natural, permitiendo que el consumo local se incremente, originando un cambio gradual en la matriz energética local lo que ha originado que el mercado dependa cada vez menos de los productos derivados del petróleo, los cuales son importados, permitiendo pasar de un país deficitario a un país superavitario en la producción de este recurso. 11

12 dic-09 ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun jun.2011 jun jun.2011 jun.2012 Gráfico 5 Gráfico Producción Acumulada Gas Natural (MMPC) 70 Producción Acumulada Hidrocarburos Líquidos (Millones Barriles) Efecto Camisea Fuente: Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía / Elaboración: PCR Producción Nacional de Gas Natural Durante el mes de junio de 2012, la producción de gas natural fue de 1, MMPCD, 18.54% superior a la registrada en junio de 2011; en cambio, si comparamos la producción de junio de 2012 con la registrada en mayo del mismo año se observa una incremento de 9.33%. Gráfico 7 Gráfico Producción Nacional de Gas Natural (MMCFD) Participación en la Producción de Gas Natural % Pluspetrol Camisea 0 Otros Pluspetrol Camisea Aguaytia Petrobras Savia Sapet GMP Olympic Monterrico 95.54% Fuente: Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía / Elaboración: PCR Por otro lado, la producción acumulada a junio de 2012 ascendió a 6, MMPCD, 12.39% mayor a la registrada en el mismo periodo del año anterior. Por último, respecto a los partícipes en la producción de gas natural, se observa que Pluspetrol Perú Corporation S.A., operador de los Lotes 88 y 56, es el principal productor de gas natural con una participación del 95.54%; seguido de Aguaytía Energy del Perú S.A (operador del Lote 31 C) con una participación del 2.14%. Producción Nacional de Hidrocarburos Líquidos Durante el mes de junio de 2012, la producción nacional de hidrocarburos líquidos alcanzó los miles de barriles por día, representando una caída de 4.27% respecto a junio de 2011 y un aumento de 0.65% respecto al mes anterior. Por otro lado, la producción acumulada a junio de 2012 fue de miles de barriles por día, provocando una disminución del 6.50% respecto al mismo periodo del año anterior. Por último, respecto a los partícipes en la producción de hidrocarburos líquidos se observa que Pluspetrol Perú Corporation S.A., es el principal productor de hidrocarburos líquidos con una participación del 68.55% (Pluspetrol Camisea con el 50.99% y Pluspetrol Norte con el 17.56%); seguido de Petrobras y Savia con 9.67% y 8.19% respectivamente. 12

13 dic-09 ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 Gráfico 9 Gráfico Producción Nacional de Hidrocarburos Líquidos (Miles de Barriles / día) Participación en la Producción de Hidrocarburos Líquidos Pluspetrol Otros, Norte, 9.89% 17.56% Sapet, 2.16% Aguaytia, 1.82% Otros Sapet Aguaytia Petrobras Savia Pluspetrol Camisea Pluspetrol Norte Petrobras, 9.67% Savia, 8.19% Pluspetrol Camisea, 50.99% Fuente: Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía / Elaboración: PCR La producción ha sido destinada tanto al mercado internacional como al mercado local. En el siguiente cuadro, se puede apreciar que las exportaciones representaron el 33.62% y el consumo interno representó el 48.70% de las ventas. Cabe resaltar que la Nafta Virgen, fue el producto más vendido en el mercado internacional con una participación de 32.85%, mientras que el GLP fue el producto más vendido en el mercado local con una participación de 25.03% en el primer semestre del año Cuadro 6: Ventas Hidrocarburos Hunt Oil (Lote 88) (En MM US$) Mercado Internacional % 8 Nafta Virgen % Propano y Butano % Mercado Local % GLP % Gas Natural % MDBS % Total % Fuente: HOCP / Elaboración: PCR Proyecto: Ampliación de ducto de Camisea para demanda interna Antecedentes: El proceso de ampliación del gasoducto se inició a mediados de junio de 2007, cuando la demanda del gas natural en los contratos en firme (que genera la ampliación del sistema de transporte de gas) todavía no se había dado. Asimismo, el nivel de contratos que había con TGP durante ese año era muy bajo y muy inferior respecto a la capacidad actual del transporte del sistema; por ello y en coordinación con el Ministerio de Energía y Minas (MEM) se decidió adelantar la ampliación del sistema de transporte. Debido a los constantes incrementos de la demanda, se han realizado diversos proyectos divididos por etapas con el fin de ampliar el sistema de transporte de gas natural y poder abastecer de esta manera la sobredemanda. Actualmente: TGP se encuentra en un nuevo proceso de expansión para satisfacer el incremento sobresaliente de la demanda interna, la cual no se encontraba dentro de las proyecciones iniciales. En este contexto, el proyecto de expansión planea alcanzar una capacidad de transporte de 920 MMPCD de GN y 120,000 bbls/d de GLN. La inversión a realizar se estimó en US$ 826 MM con un calendario de ejecución entre 8 Hidrocarburo del grupo de las gasolinas que se produce en la destilación atmosférica de las unidades de crudo 13

14 dic-07 mar-08 jun-08 sep-08 dic-08 mar-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 sep-11 dic-11 mar-12 jun-12 dic-07 mar-08 jun-08 sep-08 dic-08 mar-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 sep-11 dic-11 mar-12 jun y 2014 y contempla la extensión de 55 km de nueva tubería y la construcción de una nueva planta compresora. Covenants Las emisiones dentro del Programa se encuentran sujetas a los siguientes resguardos: Ratio de Cobertura del Fideicomiso: definido como el cociente entre el saldo en la Cuenta Servicio de Deuda más el Remanente (flujos en exceso luego de haberse abonado el servicio de deuda) entre el servicio de deuda. Este ratio deberá ser mayor o igual a 1.25 veces y será revisado trimestralmente considerando las cifras de los tres meses precedentes. A junio 2012, el ratio mencionado ascendió a veces, siendo mayor al de junio 2011 que fue veces. Gráfico11 Ratio de Cobertura de Fideicomiso Fuente: HOCP / Elaboración: PCR Ratio de Reservas de Gas Natural: está expresado en número de años y es el cociente entre el monto total de reservas probadas (en billones de pies cúbicos) a la fecha de medición entre la producción correspondiente a los 12 meses precedentes. Este ratio deberá ser por lo menos igual al vencimiento de cualquier emisión comprendida en el Programa (8.75 años). Su revisión es trimestral. A junio 2012, el ratio de reserva ascendió a años. El incremento significativo en los Ratios de Reserva de Gas Natural y de Líquidos de Gas Natural se debió al vencimiento de la Segunda Emisión de Bonos en diciembre de Gráfico 12 Ratio de Reservas de Gas Natural Fuente: HOCP / Elaboración: PCR Ratio de Reservas de Líquidos de Gas Natural: está igualmente expresado en número de años y se define como el cociente entre el monto total de reservas probadas a la fecha de revisión y la producción correspondiente a los 12 meses precedentes a la fecha de cálculo. Este ratio deberá exceder al menos en 3 años al vencimiento de cualquier emisión dentro del Programa (11.75 años). Su revisión será trimestral. A junio 2012, el ratio de reserva ascendió a años. 14

15 dic-07 mar-08 jun-08 sep-08 dic-08 mar-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 sep-11 dic-11 mar-12 jun-12 Gráfico 13 Ratio de Reservas del Líquido del Gas Natural Fuente: HOCP / Elaboración: PCR Creditítulos Sociedad Titulizadora S.A. Participa como originador, emisor, entidad fiduciaria y representante de los obligacionistas es una subsidiaria del Banco de Crédito, constituida el 12 de setiembre de 1997 en cumplimiento de lo establecido en la Ley del Mercado de Valores mediante Escritura Pública y autorizada mediante Resolución N EF/94.10 de la Comisión Nacional Supervisora de Empresas y Valores para realizar funciones de fiduciario. La Sociedad tiene por objeto desempeñar la función de fiduciario en procesos de titulización, así como adquirir activos con la finalidad de constituir Patrimonios Fideicometidos que respalden la emisión de valores mobiliarios. Adicionalmente, puede realizar todo tipo de operaciones compatibles con las actividades de una Sociedad Titulizadora autorizada por la Superintendencia de Mercado de Valores. Creditítulos a la fecha ha participado en los siguientes procesos de titulización: 1. Patrimonio Autónomo Edificios San Isidro, Patrimonio en Fideicomiso, D.L. N 861, Título XI. Este patrimonio sirve de respaldo a los Bonos de Titulización Edificios San Isidro colocados en febrero de 1999 por US$10.15 millones y con vencimiento en febrero del Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. N 861, Titulo XI, Flujos Futuros Alicorp. Respaldó la Primera Emisión del Primer Programa de Bonos de Titulización Alicorp colocada en setiembre del 2001 por S/ millones. 3. Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. N 861, Titulo XI, Flujos Futuros Ransa. Patrimonio que respalda a la Primera Emisión de Bonos de Titulización - Ransa colocada en octubre y noviembre del 2002, en dos series, por un total de US$7.0 millones. 4. Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. N 861, Título XI, LEAP FUND. Patrimonio que respalda la Primera Emisión de Bonos de Titulización Estructurados - LEAP FUND colocada en mayo del 2002 por US$10.0 millones. 5. Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. N 861, Título XI, Tarjetas 2005 Financiera CMR. Patrimonio que respalda a la Primera Emisión de Bonos de Titulización CMR colocada en junio del 2005 por S/.60.0 millones. 6. Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. N 861, Título XI, 2005 Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú. Patrimonio que respalda la Primera, Segunda y Tercera Emisión de Bonos de Titulización - HOCP colocadas en diciembre de 2005 por US$150.0 millones. 7. Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. N 861, Título XI, 2006 Inmuebles Panamericana. Patrimonio que respalda la Primera, Segunda y Tercera y Cuarta Emisión de Bonos de Titulización Inmuebles Panamericana. Se han colocado la Segunda y la Cuarta Emisión en febrero de 2006 por US$15.0 millones y S/.31.9 millones respectivamente. 8. Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. N 861, Título XI, Certificados de Participación Incatrack. Patrimonio que respalda a la Primera Emisión de Certificados de Participación Incatrack colocada en noviembre de 2007, en una serie única, por un total de 6 462,051 certificados 9. Patrimonio en Fideicomiso - D. Leg. N 861, Título XI, Hunt Oil Company of Perú L.L.C. Sucursal del Perú, habiendo celebrado un contrato de préstamo con el Banco de Crédito del Perú con la intervención de Hunt Oil Company of Peru LLC, Sucursal del Perú. 10. Patrimonio en Fideicomiso - D. S. N EF, Título XI, 2009 TPUSD E-1, habiéndose emitido los Bonos Preferentes denominados TP USD A E-1 y los Bonos Subordinados TP USD B E-1, el 24 de febrero de