AAA.pe. La clasificación que se otorga a los valores no implica recomendación para comprar, vender o mantener los instrumentos en cartera.

Transcripción

1 Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A. Informe de Clasificación Contacto: Héctor Gaudry Maria Luisa Tejada ENERSUR S.A. Lima, Perú 28 de mayo de 2015 Clasificación Categoría Definición de Categoría Primer Programa de Bonos Corporativos EnerSur 1 ra, 2 da, 3 ra, 4 ta, 6 ta y 7 ma Emisión AAA.pe Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los términos y condiciones pactados. Acciones Comunes 1ª Clase.pe El más alto nivel de solvencia y mayor estabilidad en los resultados económicos del emisor. La clasificación que se otorga a los valores no implica recomendación para comprar, vender o mantener los instrumentos en cartera en Millones de Dólares Dic.14 Mar.15 Dic.14 Mar.15 Activos: 1, ,810.6 Utilidad Neta: Pasivos: ,039.5 ROAE*: 20.01% 21.53% Patrimonio: ROAA*: 8.49% 9.09% (*) Al 31 de marzo de 2015 los datos se presentan anualizados. Historia: Acciones Comunes 1ª Clase ( ). Primer Programa Bonos Corporativos, 1 ra Emisión AAA.pe ( ), 2 da y 3 ra Emisión AAA.pe ( ), 4 ta y 5 ta Emisión AAA.pe ( ), 6 ta y 7 ma Emisión AAA.pe ( ). Para la presente evaluación se han utilizado los Estados Financieros Auditados de EnerSur S.A. al 31 de diciembre de 2010, 2011, 2012, 2013 y 2014, así como Estados Financieros No Auditados al 31 de marzo de 2014 y Del mismo modo, se ha incluido información adicional proporcionada por la Compañía, así como Hechos de Importancia publicados a través de la Superintendencia de Mercado y Valores - SMV. Fundamento: Tras el análisis y la evaluación realizada, el Comité de Clasificación de Equilibrium decidió ratificar la categoría AAA.pe a las emisiones contempladas dentro del Primer Programa de Bonos Corporativos EnerSur S.A. (en adelante la Empresa o la Compañía), así como mantener la clasificación de las Acciones Comunes en 1 ra Clase.pe. La clasificación se sustenta en el crecimiento orgánico de los niveles de generación eléctrica así como en la integración con los proyectos en marcha de la Compañía registrada en los últimos ejercicios, lo cual ha permitido la ampliación de potencia firme así como una mejora en eficiencia operativa, toda vez que se reducen los costos promedio mejorando los márgenes de ingresos brutos. La clasificación ratificada recoge el mayor nivel de generación - medido a través del EBITDA- lo cual permite mantener favorables indicadores de cobertura de gastos financieros y servicio de deuda, en un escenario donde se espera incrementar la deuda financiera para financiar parte de los proyectos en desarrollo así como los proyectos en cartera que se esperan ejecutar hasta finales del primer trimestre del ejercicio Asimismo, la clasificación incorpora el respaldo brindado por su principal accionista, el Grupo GDF SUEZ (ahora Engie). EnerSur tiene como objeto la generación, transmisión y comercialización de energía eléctrica y se constituye como la segunda Entidad generadora del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), con una participación de 17.0% al cierre del ejercicio 2014 y es la más grande del SEIN en términos de capacidad. A la fecha del presente análisis, la Empresa mantiene operaciones en cuatro centrales de generación eléctrica (una central hidroeléctrica y 3 centrales termoeléctricas, incluyendo una central a ciclo combinado), así como una Reserva Fría y una subestación eléctrica. En línea con lo anterior, es de mencionar que desde el inicio de sus operaciones, la Compañía ha estado inmersa en el desarrollo de varios proyectos, siendo los más recientes: (i) la construcción de la C.H. Quitaracsa (+112 MW) y con fecha estimada de entrada en operaciones en el segundo semestre del presente ejercicio, (ii) el proyecto Chilca- Plus (+113 MW) con fecha estimada para el cuarto trimestre de 2016 y (iii) el proyecto del Nodo Energético del Sur Planta Ilo (hasta 600 MW) que se espera concluir al primer trimestre de La ejecución de los proyectos finalizados por EnerSur como la conversión a Ciclo Combinado de la C.T. ChilcaUno, la C.T. Ilo31 (Reserva Fría) y las obras para la C.H. Quitaracsa han sido financiadas principalmente con operaciones de arrendamiento financiero, lo cual generó un incremento sostenido en los niveles de pasivos de la Compañía así como en los gastos financieros derivados de la activación de dichas operaciones. No obstante, la culminación de dos de los proyectos previamente detallados, impulsó la mayor generación, permitiendo cumplir holgadamente con los resguardos asociados al Primer Programa de Bonos Corporativos, y contratos de leasing que mantiene de EnerSur y que estipulan que la palanca financiera (medida como deuda financiera senior / EBITDA) sea menor a 3.5 veces. Cabe mencionar que la Compañía ha cumplido de manera adecuada con los resguardos establecidos. Con fecha 26 de junio de 2014, la Compañía recibió un préstamo otorgado por los bancos The Bank of Tokyo- Mitsubishi y Sumitomo Mitsui Banking Corporation por un total de US$100 millones a un plazo de 6 años y tasa efectiva anual de Libor a 3 meses más un margen de 1.90%, el mismo que fue utilizado para el prepago de las deudas de corto plazo mantenidas a la fecha por el mismo importe y cuyos fondos fueron destinados a la compra de activos fijos asociados a los proyectos Quitaracsa y Nodo Energético. Cabe mencionar que si bien la Compañía presenta ratios de liquidez menores a 1.0 veces, dicha situación no afecta a la capacidad de pago de sus obligaciones financieras de corto plazo, toda vez que los fondos son utilizados para gastos La nomenclatura pe refleja riesgos sólo comparables en el Perú.

2 corrientes de los proyectos en curso que a su vez ya generan ingresos por contratos de PPA, pese a no haber iniciado la puesta en marcha con lo cual se tiene asegurado el repago de dichas obligaciones. Asimismo, la principal fuente de financiamiento bancario para la realización de los proyectos continuará siendo bajo la modalidad de arrendamiento financiero, siempre que éste sea más ventajoso en comparación con otros tipos de financiamiento bancario. Como consecuencia de las inversiones realizadas, se espera que la generación medida a través del EBITDA- de la Compañía se incremente, lo cual permitirá reducir los ratios de apalancamiento y continuar cumpliendo con los covenants establecidos, pese a que se espera un escenario de mayor toma de deuda. Al 31 de marzo de 2015, el resultado neto de EnerSur se ubicó en US$54.42 millones, lo cual significó un incremento interanual de +44.3% respecto al primer trimestre del ejercicio 2014, sustentado principalmente en el incremento del margen EBITDA de 43.32% a 47.45% (46.77% al cierre del 2014), producto de los mayores ingresos percibidos por el incremento de nivel de producción de energía así como por la disminución del costo de ventas dado el menor gasto por combustible. Adicionalmente, los mejores precios obtenidos en la negociación de nuevos contratos, la mejora de eficiencia operativa, la aplicación del impuesto diferido y la incorporación de los cambios tributarios según la Ley N publicada el 31 de diciembre de 2014 en el diario El Peruano, que reducen la tasa de impuesto a la renta de 30% a 28% para los ejercicios gravables hasta el 2016, impulsaron a que tanto el EBITDA como el resultado neto continúen mostrando una tendencia positiva. Al 31 de marzo de 2015, EnerSur mantiene un portafolio de clientes distribuidos a nivel nacional, que sumaron una potencia contratada (en hora punta) de 1,416.1 MW, de los cuales el 65.4% corresponde a clientes regulados y la diferencia a clientes libres (489.3 MW), mientras que la potencia total fuera de hora punta ascendió a 1,459.7 MW. Respecto al principal accionista de EnerSur, es de mencionar que en abril de 2014, Moody s ratificó la clasificación internacional A1 de largo plazo de GDF SUEZ SA y elevó la clasificación de sus bonos corporativos a Aa1 desde Aa2 y mantiene un outlook estable. Finalmente, Equilibrium considera importante mantener el respaldo del accionista principal de EnerSur a fin de mantener una adecuada estructura financiera, alineada con la clasificación otorgada, toda vez que las inversiones de la Compañía suponen un escenario de mayor toma de deuda en línea con el desarrollo de proyectos para incrementar la capacidad de generación sustancialmente en el mediano plazo. Fortalezas 1. Elevada diversificación de la matriz energética. 2. Incremento de la capacidad de generación y potencia en los últimos años. 3. Solidez y solvencia de su principal accionista, Grupo GDF SUEZ (ahora Engie). Debilidades 1. Incremento en la palanca financiera de la Empresa producto de la toma de deuda para financiar los nuevos proyectos. 2. Concentración en la facturación con un solo cliente (Southern Peru). No obstante, dicho contrato finaliza en el 2017 y ya fue reemplazado con nuevos contratos que regirán desde dicho año. Oportunidades 1. Ampliación de la cartera de clientes. 2. Materialización de proyectos en cartera. 3. Nuevas oportunidades de inversión a través de concesiones y/o compras que diversifiquen su matriz energética. Amenazas 1. Cambios inesperados en la regulación que pudiesen afectar el desarrollo del sector. 2. Ingreso de nuevas empresas a la generación en el mediano plazo. 3. Riesgo de daño a las instalaciones de TGP que pueda interrumpir el suministro de gas natural. Sin embargo, esta amenaza se mitiga parcialmente por las pólizas de seguro con que cuenta la Empresa.

3 MW SECTOR ELÉCTRICO PERUANO La Ley de Concesiones Eléctricas Ley Nº entró en vigencia en el año 1992 con la finalidad de implementar las primeras reformas en el sector eléctrico. Entre otras, la ley incluía la eliminación del monopolio que ejercía el gobierno sobre la totalidad de la actividad de generación y venta de energía, descomponiéndola en tres pilares básicos: generación, transmisión y distribución. Del mismo modo, buscó otorgar incentivos para fomentar la participación de capitales privados, creándose adicionalmente una institución reguladora denominada OSINERGMIN, la misma que se encarga de la regulación de la estructura tarifaria. Con la finalidad de supervisar las actividades de generación, transmisión y distribución, se establecieron dos mercados diferentes: (i) el de contratos de suministro de energía, ya sea bajo regulación de precios o de libertad de precios, y (ii) el de transferencias de energía entre generadoras en un mercado spot siendo este último regulado por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES). A partir de la entrada en vigencia de la ley antes mencionada se reserva para el Estado una labor básicamente normativa, supervisora y de fijación de tarifas en el mercado regulado. A raíz de las reformas suscitadas en el sector eléctrico peruano así como por el sostenido crecimiento macroeconómico del país, el incremento en la demanda de energía ha crecido de forma sostenida. La mayor demanda de energía se explica en las mayores necesidades derivadas del mayor número de inversiones realizadas por los diferentes agentes económicos, lo que a su vez se encuentra acorde con el crecimiento experimentado en el país durante los últimos años. Por tal motivo, la máxima demanda al cierre del 2014 ascendió a 5,737 MW, 2.91% superior a la registrada en similar periodo del ejercicio previo (5,575 MW) en línea con el crecimiento registrado por el PBI en el pasado año. crecimiento del orden de 6.12% respecto a la registrada en el 2013 (39,385.6 GWh), crecimiento en línea con aquel exhibido en el 2013 (6.17%). A continuación se presenta la participación de las empresas generadoras, en la producción total de energía: 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 3.13% 5.15% 13.04% 14.17% 16.85% 16.98% 18.88% 21.76% Dic.14 Participación por Generadora Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium 4.43% 5.84% 10.29% 13.71% 18.19% 19.35% Dic.13 Chinango Fénix Power CELEPSA EGASA SN Power EGENOR Por fuente de generación, históricamente la producción de energía hidráulica sostenía el abastecimiento de energía al sistema. Sin embargo, a partir del fecha en la que se pone en marcha el proyecto de gas natural de Camisea- la matriz energética sufrió un cambio sustancial al incrementarse la participación de las Centrales Termoeléctricas en base a gas natural producto de los bajos precios del mismo. Tal es así que, al cierre del 2014, la producción hidráulica representó el 50.3% del total con una producción de 21,002.9 GWh (-0.6% respecto al ejercicio previo), mientras que la térmica representó el 48.7% generando un total de 20,337.4 GWh (+10.9% para el mismo periodo de análisis). Asimismo, es de destacar la participación de otras fuentes de generación tales como la eólica y la solar, las mismas que a lo largo del último ejercicio incrementaron su participación al pasar de 0.5% a 1.1% de la estructura. Otras Kallpa Electro Perú Enersur EDEGEL 6,000 5,000 Máxima Demanda vs PBI % 90% Producción por Tipo 24.6% 31.8% 39.1% 37.1% 41.5% 42.1% 44.0% 46.0% 48.7% 4,000 3,000 2, En billones de S/. 80% 70% 60% 50% 40% 75.4% 68.2% 60.9% 62.9% 58.5% 57.9% 55.9% 53.0% 50.3% 1, % 20% 10% PBI Máxima Demanda Fuentes: COES, BCRP / Elaboración: Equilibrium La creciente demanda de energía fue satisfecha con la incorporaron de nuevas instalaciones al SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) entre las que se destacan el ingreso en operación comercial del Ciclo Combinado (TG12+TV10) de la Central Termoeléctrica Fénix el 16 de mayo del 2014 seguido del ingreso del Ciclo Combinado (TG11+TG12+TV10) también de Fénix Power el 24 de diciembre del Estos ingresos significaron la adición de y MW de potencia efectiva respectivamente, siendo el total de potencia efectiva añadido en el 2014 de MW. Según el COES, la producción total del 2014 ascendió a 41,795.9 GWh, la cual representó un 0% Hidráulica Térmica Otros Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium Cabe señalar que, a fin de evitar que se produzcan distorsiones significativas en el valor de la energía del mercado de corto plazo y en los valores de las tarifas fijadas por el OSINERGMIN mediante el Decreto de Urgencia N , se creó el concepto del costo marginal idealizado (CmgI) el cual se define como el costo marginal de corto plazo de la energía en el SEIN, sin considerar que existe restricción alguna en la producción, en el transporte de gas natural ni en la transmisión de electricidad. Asimismo, dicho concepto contempla que el CmgI no podrá ser superior a un valor límite que será definido por el Ministerio de

4 USD/MW.h Energía y Minas (MINEM). De igual manera, la diferencia entre los costos variables de operación que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los CmgI serán cubiertos por la demanda a nivel nacional, mediante un cargo adicional en el Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Por otro lado, el citado Decreto de Urgencia establece que las empresas distribuidoras de energía que retiren energía del sistema para atender la demanda del mercado regulado sin contar con el respaldo de contratos con empresas generadoras, será valorizada de acuerdo a la Tarifa en Barra. En estos casos la diferencia entre el CmgI y la Tarifa en Barra serán incorporados en el Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Por último es de mencionar que la vigencia de dicho Decreto fue extendida hasta el 31 de diciembre de Al cierre del ejercicio 2014, el costo marginal promedio anual del SEIN ascendió a 25.2 US$/MW.h, ubicándose 4.8% por debajo del registrado en el ejercicio previo (26.5 US$/MW.h). Dichos costos están correlacionados con el crecimiento de la demanda y el desarrollo hidrológico de las cuencas que abastecen a las Centrales Hidroeléctricas que conforman el SEIN, siendo el máximo costo marginal promedio mensual registrado en el 2014 de 34.3 US$/MW.h, ocurrido en el mes de marzo Costo Marginal Promedio Mensual Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium Posible Desabastecimiento de Energía Eléctrica El estudio de Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN , tiene como premisa que la oferta y demanda futura se encuentran en un espacio de incertidumbre. Asimismo, existe una generación definida hasta el año 2018 como parte de la existencia de proyectos de generación eficiente, los mismos que cuentan con una alta probabilidad de desarrollarse y que a la fecha se encuentran en etapa de construcción, adjudicados o cuentan con concesiones definitivas. Los proyectos de generación posteriores al año 2018 se consideran inciertos a excepción de la operación de las unidades del Nodo Energético del Sur con gas natural y la CT Quillabamba3 consideradas en el año Si se considera el tamaño y el crecimiento sostenido de la demanda del SEIN, se esperaría que los proyectos a desarrollar sean de gran envergadura y tengan periodos de maduración de al menos siete años. Lo anterior podría conllevar a que en el mediano plazo pueda existir un descalce entre la demanda eléctrica y la oferta de gene- ración eficiente en el SEIN, lo cual significaría un incremento de precios temporal de la energía eléctrica. Se observa que con la mencionada "generación eficiente" y su alta probabilidad de ejecución de dichos proyectos, se pueda cubrir -de manera ajustada- la demanda hasta el Asimismo, si se incorpora el gas natural a las C.T. del Nodo Energético del Sur (en ciclo simple) y la C.T. Quillbamba, sumado a la puesta en operación de los 1200 MW de generación hidroeléctrica (licitación aún en estudio por el MEM) existiría cierta reserva con generación eficiente hasta el año En tal sentido, el 29 de noviembre del 2013 Proinversión otorgó la adjudicación de dos centrales térmicas de 500 MW (+/- 20.0%) cada una a las empresas EnerSur S.A. y Samay 1 S.A. Dichas centrales operarían en una primera etapa con Diesel b5 S50 para después utilizar gas natural cuando se encuentre disponible el gas natural del proyecto Gasoducto Sur Peruano. Finalmente, ante un retraso en la construcción o abastecimiento del gas natural para el funcionamiento de los ciclos combinados que el COES contempla en el desarrollo del Nodo Energético del Sur, el déficit de generación eficiente podría ser mayor, o en su defecto, el precio spot se incrementaría por el encendido de centrales que consuman combustibles más costosos como el Diesel. MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ELÉCTRICO El sistema eléctrico peruano está regulado, siendo las siguientes las principales normas legales y operativas: Ley de Concesiones Eléctricas: El Decreto Ley N y sus modificatorias rigen la actividad en el sector eléctrico del país, el mismo que se encuentra compuesto de tres grandes segmentos: generación, transmisión y distribución. A partir de octubre del 2000, el sistema eléctrico está conformado por un solo Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), además de existir algunos sistemas aislados. Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica: El 23 de julio de 2006 se publicó la ley N 28832, que modifica diversos artículos de la Ley de Concesiones, estableciendo como uno de sus principales objetivos asegurar la generación de energía de modo tal que se reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de los precios. Asimismo, persigue reducir los riesgos derivados de la falta de energía y asegurar al consumidor final una tarifa más competitiva a través de una mayor competencia en el mercado de generación. Reglamento de Transmisión: Al haberse aprobado la Ley N para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, se aprobó la adecuación de marco legal de la transmisión las que debieron ser materia de reglamentación. En tal sentido, el 16 de mayo de 2007 se aprobó el Reglamento de Transmisión. 1 Informe de Diagnostico de las Condiciones Operativas del SEIN elaborado por el COES.

5 Organismo Supervisor de la Inversión de Energía y Minería: OSINERGMIN es el organismo regulador responsable de supervisar las actividades que realizan las empresas en los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería. Se encarga de controlar la calidad y eficiencia del servicio brindado, así como de fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios a través de los contratos de concesión firmados y del cumplimiento de los dispositivos legales y normas técnicas vigentes. Asimismo, debe fiscalizar el cumplimiento de los compromisos de inversión de acuerdo lo establecido en los respectivos contratos de concesión. La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSIGERMIN es la encargada de fijar las tarifas de energía eléctrica según los criterios establecidos en la Ley de Concesiones y su Reglamento. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE): Establece los niveles mínimos de calidad que deben cumplir los servicios eléctricos, incluyendo el alumbrado público y las obligaciones de las empresas del sector eléctrico y de los clientes que operan en el marco de la Ley de Concesiones. Contempla la medición, tolerancias y aplicación de la norma por etapas, asignando la responsabilidad de su implementación y aplicación a OSINERGMIN, así como la aplicación de penalidades y compensaciones en caso de incumplimiento de los parámetros establecidos por la norma. Ley Antimonopolio y Anti-oligopolio en el Sector Eléctrico: Mediante la Ley N se establece que las concentraciones verticales iguales o mayores al 5% u horizontales iguales o mayores al 15% que se produzcan en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, se sujetarán a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar concentraciones que afecten la libre competencia. PERFIL DE LA COMPAÑÍA EnerSur SA, es una subsidiaria de International Power S.A. de Bélgica (100% de propiedad del grupo GDF SUEZ, ahora Engie), que posee el 61.77% de las acciones de capital. Fue constituida en Lima, Perú el 20 de setiembre de La Compañía tiene como objetivo la generación y transmisión de energía eléctrica en sistemas secundarios a través de sus plantas de generación eléctrica ubicadas en los departamentos de Lima y Moquegua y Cerro de Pasco; así como la venta de energía eléctrica a clientes regulados y libres que forman parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del cual la Compañía es integrante. A la fecha de análisis, EnerSur cuenta con las siguientes centrales de generación, además de una subestación eléctrica: Por su parte, los proyectos que se encuentran en desarrollo son: (i) la construcción de la C.H. Quitaracsa (+112 MW) cuya fecha estimada de entrada en operación es durante el segundo semestre del presente ejercicio, (ii) Chilca Plus (ampliación de la C.T. Chilca Uno) por +113 MW estimado para el último trimestre de 2016 y (iii) el proyecto Nodo Energético Planta Ilo por 600 MW con fecha estimada de entrada en operación en el primer trimestre de Composición Accionaria Al 31 de diciembre de 2014, el capital social de EnerSur asciende a US$ millones de acciones comunes (US$ considerando el capital adicional), el mismo que se incrementó desde US$78.17 millones en el mes de marzo de 2014 tras acordar, en Junta Obligatoria Anual de Accionistas, la capitalización de la prima de emisión de capital por US$140.9 millones, correspondiente al diferencial entre el aporte de capital de los accionistas por US$150.0 millones y US$9,091 equivalente al valor en dólares estadounidenses de las acciones comunes de S/.1.00 de valor nominal acordado por la JGA del 14 de febrero de Producto de lo señalado en el párrafo anterior, el capital social y capital adicional al cierre del ejercicio de 2014 y al 31 de marzo de 2015 ascendieron a US$ millones y US$35.92 millones, respectivamente. Accionistas % International Power SA 61.77% IN-Fondo % Rímac Internacional Cia.de Seguros 5.11% Otros menores a 5% 25.87% Total % Grupo Económico EnerSur forma parte del Grupo GDF SUEZ, el mismo que está conformado por un conjunto de empresas cuya matriz es GDF SUEZ S.A., sociedad constituida y existente bajo las leyes de Francia y cuyas acciones se encuentran listadas en las bolsas de Bruselas, Luxemburgo y París. El Grupo GDF SUEZ nació producto de la fusión en el año 2008 de las empresas de origen francés Gaz de France S.A. y Suez S.A. La estructura accionaria de GDF SUEZ reúne a los accionistas que, con excepción del Estado Francés, tienen una participación en el capital menor a 5.2%. El Grupo GDF SUEZ opera en toda la cadena de valor energética, incluyendo electricidad y gas natural, desde el upstream hasta el downstream. El Grupo desarrolla sus actividades a través de seis unidades operativas (cinco en el sector de energía y una en medioambiente), según se señala: 1. Central Termoeléctrica Ilo1 (C.T. Ilo1) 2. Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo21) 3. Central Termoeléctrica Ilo31 (C.T. Ilo31) - Reserva Fría 4. Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H. Yuncán) 5. Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno) Ciclo Combinado 6. Subestación Moquegua (S.E. Moquegua)

6 Energy Europe EnerSur pertenece a la unidad operativa de GDF SUEZ denominada Energy International, la que a su vez está dividida por regiones: GDF SUEZ Energy North America, GDF SUEZ Energy Latin America, GDF SUEZ Energy UK-Turkey, GDF SUEZ Energy South Asia, Middle East, & Africa (SAMEA) y GDF SUEZ Energy Asia Pacífico. EnerSur es parte del área de negocio denominada GDF SUEZ Energy Latin America. La conformación del grupo Económico y la posición de EnerSur dentro del mismo se detallan a continuación: 99.87% Energy International GENFINA S.C.R.L. Bélgica SOPRANOR S.A. Francia GSEP Perú 99.99% 100% 7 acc. GDF SUEZ Global Gas & LNG Infraestructures Energy Services 0.87% 7 acc. ELECTRABEL S.A. Bélgica INTERNATIONAL POWER PLC Reino Unido INTERNATIONAL POWER (ZEBRA) LTD. Reino Unido GDF SUEZ IP LUXEMBURGO S.a.r.l. INTERNATIONAL POWER S.A. ENERSUR Perú GDF SUEZ S.A. Francia 99.13% 99.99% 100% 100% 100% TGP Perú 1 acc % 8.06% 100% EGASUR Perú Es de señalar que a la fecha de análisis GDF SUEZ S.A. mantiene una clasificación internacional de A1 asignada por Moody s Investors Service para su deuda de largo plazo en moneda extranjera, la misma que mantiene outlook estable. Además de EnerSur, GDF SUEZ participa en la titularidad de otras empresas constituidas en el Perú que desarrollan actividades vinculadas al sector energía, sobre las cuales ejerce control efectivo: GDF SUEZ Energy Perú S.A. (GSEP) y Egasur S.A., esta última, empresa existente, pero que no participa de manera activa en el mercado energético peruano en la actualidad. Asimismo, GDF SUEZ, a través de International Power S.A. y de manera indirecta, es titular de acciones representativas del 8.1% del capital social de la empresa Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP). Directorio El Directorio de EnerSur es elegido por un período de tres años y está constituido por siete miembros. En tal sentido, en JGA de fecha marzo de 2013 se aprobó la designación de los miembros del Directorio para el periodo , la misma que se presenta a continuación: Ejecutivo Philip De Cnudde Manlio Alessi Remedi André de Aquino Fontenelle Cangucú Carlos Hernán Ruiz de Somocurcio E. Jaime Cáceres Sayán Jose Ricardo Martin Briceño Villena Jan Sterck Dante Dell'Elce Daniel Javier Cámac Gutiérrez Eduardo Martín Milligan Wenzel Raúl Ortiz de Zevallos Ferrand Juan José Marthans León Michel Gantois Axel Van Hoof Fuente: SMV / Elaboración: Equilibrium Cargo Presidente del Directorio Director Director Director Director Director Director Director Alterno Director Alterno Director Alterno Director Alterno Director Alterno Director Alterno Director Alterno Plana Gerencial A la fecha de análisis la Plana Gerencial se encuentra conformada por los siguientes ejecutivos: Ejecutivo Cargo Michel Gantois Gerente General Eduardo Milligan Wenzel Gerente de Finanzas, Organización y Capital Humano Daniel Cámac Gutiérrez Gerente Comercial y de Regulación Adrianus Van Den Broek Gerente de Operaciones Vincent Vanderstockt Gerente de Planificación, Proyectos e Implementación Axel Van Hoof Gerente Legal Alejandro Prieto Gerente de Asuntos Corporativos Fuente: SMV / Elaboración: Equilibrium Contrato de Usufructo En febrero de 2004 se subastó la operación de la C.H. de Yuncán a través de un Contrato de Usufructo de Activos, el cual permite la explotación de dicha hidroeléctrica por un periodo de 30 años contados a partir del 07 de setiembre de A la fecha de análisis, la potencia nominal de la C.H. de Yuncán alcanza los MW. En cumplimiento de dicho contrato, en junio de 2015 se cancelaron US$48.4 millones por derecho de contrato, US$5.9 millones por aporte social, mientras que al 31 de diciembre de 2014 el saldo neto por pagar por derechos de usufructo y aporte social asciende a US$30.5 millones y US$3.9 millones, respectivamente. Power Purchase Agreement y Services Agreement con Southern Perú Copper Corporation EnerSur y Southern Perú Copper Corporation, Sucursal del Perú (SPCC) firmaron en los años 1996 y 1997 dos contratos denominados Power Purchase Agreement y Service Agreement. En virtud a dichos contratos, EnerSur adquirió de SPCC una planta de generación de energía eléctrica y se comprometió a proveer de manera exclusiva el servicio de energía eléctrica a SPCC en cantidades necesarias y suficientes hasta el año La venta total de energía, potencia y otros conceptos facturados al cierre del ejercicio 2014 ascendió a US$200.1 millones y representó el 32.34% de los ingresos de la Compañía.

7 OPERACIONES ENERSUR S.A. Instalaciones EnerSur inició sus operaciones de generación y transmisión de energía eléctrica en el año A lo largo de los años ha ido incrementando su nivel de operaciones impulsando el crecimiento orgánico integrado al desarrollo de sus proyectos. A la fecha de análisis, EnerSur cuenta con cuatro centrales generadoras de electricidad así como una Reserva Fría y una subestación eléctrica, manteniendo una potencia nominal de 1, MW, mientras que al 31 de diciembre de 2014, la generación bruta de energía eléctrica alcanzó los 7,098.3 GW/h (-7.7% respecto del 2013), según se detalla: Potencia Planta Nominal Generación Bruta de Energía (GW/h) (MW) Mar.14 Mar.15 CT Ilo CT Ilo CH Yuncán CT Chilca Uno , , CT Ilo 31 (Reserva Fría) Total 1, , , , , % 4.8% 19.0% 60.5% Participación en Generación por Central 9.6% 10.9% 1.8% 73.0% 1.7% 15.5% 12.3% 75.0% 2.3% 0.4% 13.0% 84.2% 10.5% 17.0% 70.3% 23.4% 75.0% Central Termoeléctrica Ilo1: Fue adquirida a la Empresa SPCC en 1997 en el marco del contrato Power Purchase Agreement. Cuenta con cuatro calderos de fuego directo que operan con petróleo residual 500 y suministran vapor para mover cuatro turbinas. Asimismo, posee dos turbinas a gas y un grupo motogenerador que opera con biodiesel B5. La planta de Ilo1 cuenta con dos plantas desalinizadoras que proveen de agua industrial y potable a la operación de la central y a SPCC, así como un patio de llaves que exporta la energía a la subestación Moquegua y hacia las unidades operativas de SPCC. A la fecha del presente análisis, la C.T. Ilo1 tiene una potencia nominal de MW (desde el periodo 2013) y representa el 0.2% de la generación total de EnerSur en el presente ejercicio (0.4% al cierre de 2014). 1.9% 0.2% 1.3% Mar.14 Mar.15 CT ChilcaUno + CC CH Yuncan CT Ilo1 CT Ilo21 CT ILO31 (RFría) Central Termoeléctrica Ilo21: Única central de generación eléctrica en base a carbón que existe en el país. Sin embargo, en caso de requerirlo podría modificarse y utilizar gas como fuente de generación. La planta cuenta con una cancha de carbón con capacidad de almacenaje para 200,000 TN y un muelle de 1,250 metros de largo diseñado para buques de 70 mil TN de desplazamiento. Dispone de dos plantas desalinizadoras que proveen de agua industrial y potable a la operación de la central y una planta de tratamiento de aguas destinada a la reforestación de las áreas circundantes a la central. A la fecha, la C.T. Ilo21 cuenta con un generador accionado por una turbina a vapor con una potencia nominal de 135MW y representa el 1.3% de la generación total a marzo de 2015 (2.3% al cierre del ejercicio 2014).. Central Hidroeléctrica Yuncán: Fue adjudicada por EnerSur el 06 de febrero de 2004 a través de una licitación pública internacional bajo la modalidad de contrato de usufructo a un plazo de 30 años. Se encuentra ubicada en el departamento y provincia de Pasco, inició sus operaciones comerciales en agosto de 2005, posee tres turbinas de 44.7 MW de potencia cada una. Adicionalmente, cuenta con una presa y un reservorio de control diario, cuya capacidad es de 1.8 millones de m 3, con un volumen útil de 458 mil m 3. En el mes de agosto de 2009, EnerSur implementó la sala de mando remoto ubicada en las oficinas de Lima, desde donde opera y controla la puesta en servicio, además de las presas de Huallamayo y Uchuhuerta. Al 31 de marzo de 2015, la C.H. Yuncán posee una potencia nominal de MW y representa el 23.4% de la generación total de la Empresa (13.0% al cierre del ejercicio 2014). Central Termoeléctrica ChilcaUno: La central inició operaciones comerciales en diciembre de ChilcaUno fue la primera central construida desde la llegada del Gas de Camisea para utilizar gas natural como combustible. ChilcaUno cuenta con una estación de filtración, regulación de presión y medición de flujo que acondiciona y prepara el gas natural de acuerdo a los requerimientos de combustión de las turbinas. En noviembre de 2012 se concluyó la construcción del proyecto Ciclo Combinado ChilcaUno e incluyó el cierre de los ciclos de las tres turbinas de gas y la instalación de una nueva turbina a vapor. Se conecta con el SEIN mediante subestación eléctrica y torres de transmisión donde se conectan las líneas provenientes de la subestación de Chilca operada por REP. Adicionalmente cuenta con una sala de control que centraliza el monitoreo y control de las unidades, su estación de regulación y medición de gas natural y de la subestación eléctrica. Es de mencionar que en el mes de julio de 2010, EnerSur firmó un contrato de distribución de gas natural con Gas Natural de Lima y Callao S.A. para brindar el servicio de distribución de gas utilizando las instalaciones de su propiedad y poder atender los requerimientos de la central de ChilcaUno. Dicho contrato se viene aplicando desde enero de Al 31 de marzo de 2015, la central tiene una potencia nominal total de MW, la misma que considera el

8 ciclo combinado y representa el 75.0% de la generación total de la Compañía (84.2% al cierre del ejercicio 2014). Reserva Fría de Generación Planta Ilo31: El 20 de enero de 2011, EnerSur suscribió con el Ministerio de Energía y Minas, el Contrato de Concesión del Proyecto Reserva Fría de Generación Planta Ilo, así como un Contrato de Garantía con el Estado Peruano. El objetivo de dicho proyecto es asegurar la disponibilidad de potencia y energía en el SEIN. El plazo de concesión de suministro de potencia es de 20 años, computado desde la puesta en operación comercial de la planta. El proyecto contempló la construcción y operación de una central termoeléctrica dual ubicada en Ilo-Moquegua. El proyecto entró en operación comercial el 21 de junio de 2013 con una potencia efectiva contratada de 500 MW. La inversión estimada para dicho proyecto fue de aproximadamente US$220.0 millones. Subestación Moquegua: Esta subestación es una de las más importantes del país, se encuentra localizada en la provincia de Mariscal Nieto al sur de la ciudad de Moquegua y cuenta con una sala de control, dos autotransformadores, doble barra en 220 kv y 138 kv donde se conectan las líneas Socabaya-Moquegua, Ilo1-Moquegua e Ilo21- Moquegua. Líneas de Transmisión: EnerSur cuenta con un total de km de líneas de transmisión en 138 kv y 220 kv repartidas en: Línea Ilo2-Moquegua (doble terna) de 72 km de longitud y capacidad de 400 MVA en 220 kv. Línea Moquegua-Botiflaca1 de 31 km de longitud y con capacidad de 196 MVA en 138 kv. Línea Moquegua-Mill Site de 39 km de longitud y una capacidad de 100 MVA en 138kV. Línea Ilo1-Moquegua de 2.3 km de longitud y una capacidad de 130 MVA en 138 kv. Línea Moquegua-Botiflaca2 con una longitud de 6.0 km y una capacidad de 160 MVA en 138 kv. Línea Chilca-REP (doble terna), de 0.8 km de longitud y una capacidad de 600 MVA por cada terna en 220 kv. Línea Santa Isabel-Carhuamayo Nueva (L-226), la misma que posee una simple terna con una longitud de 50 km y una capacidad de 260 MVA en 220 kv. Nuevos Proyectos e Inversiones A la fecha del presente análisis, la Compañía presenta los siguientes proyectos en desarrollo: Proyecto Central Hidroeléctrica Quitaracsa Ancash: En marzo de 2009 EnerSur hizo pública la adquisición del 100% de las acciones de la empresa Quitaracsa S.A. Mediante esta compra, la Compañía se hizo titular de la concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación eléctrica en la futura C.H. Quitaracsa ubicada en el departamento de Ancash, la cual se estima alcance una capacidad instalada de aproximadamente 112MW de potencia nominal. un contrato de obras civiles firmado en noviembre de 2010 con el consorcio JME S.A.C., un contrato EPC de suministro y montaje de equipos suscrito con las empresas Rainpower Norway A.S., Rainpower Perú S.A.C. y STE Energy S.p.A. Asimismo, incluye un contrato de ingeniería de detalle de obras civiles, administración de interfases y supervisión en sitio con la empresa Tractebel Engineering (LEME & Coyne et Bellier), y, finalmente, un contrato de ingeniería de detalle de obras civiles con la empresa Pöyry.. Para la instalación de las líneas de transmisión se celebró un contrato EPC con las empresas Abengoa y VCN, mientras que para la construcción de la carretera de acceso a la presa se tiene un contrato EPC con la empresa ICCGSA. Por último, para el suministro y montaje del blindaje metálico del túnel de presión se tiene un contrato con la empresa Bilfinger Vam. La construcción y montaje de la C.H. Quitaracsa se inició en enero de La inversión inicial estimada fue de US$ millones, ampliándose hasta US$495.0 millones producto de las obras civiles adicionales requeridas para incrementar la seguridad del proyecto. En ese sentido, el incremento en la inversión total comprende la mejora en las vías de acceso, el revestimiento del túnel de conducción y mejoras en diseño de la presa. Cabe mencionar que, según lo indicado por la Compañía, la puesta en marcha ha sido extendida hasta el segundo semestre del presente ejercicio. Proyecto Chilca Plus Ciclo Combinado: La Compañía ha firmado un contrato para la construcción de una nueva central de ciclo combinado que contará con una turbina de gas, una turbina de vapor, caldera de recuperación y aerocondensador. Dicho proyecto se realizará en las instalaciones de la C.T. ChilcaUno y tiene como objetivo ampliar la capacidad de generación de la Compañía en 113 MW. Se espera que la entrada en operación del proyecto sea a partir del primer semestre de 2016 sólo con la turbina de gas y en ciclo combinado (integrando la turbina de vapor) durante el segundo semestre de ese mismo ejercicio. El costo de inversión total se estima en US$ millones. Proyecto Nodo Energético Planta Ilo: A lo anterior se suma la adjudicación de la buena pro para la construcción y operación de una de las centrales de generación termoeléctrica del proyecto Nodo Energético del Sur del Perú que otorgó el Comité de ProInversión en Proyectos de Seguridad Energética PRO SEGURIDAD ENERGÉTICA. Dicha central se ubicará en Ilo, Moquegua y tendrá una capacidad de 600MW. El proyecto incluye la construcción de una nueva línea de transmisión en 500 kv, con una longitud de 75 km, que conectará la nueva central con la Subestación Montalvo, operada por la empresa Abengoa Transmisión Sur. La construcción demandará una inversión estimada de US$330.0 millones y entraría en operación comercial en el primer trimestre de Es de señalar que dicha central será de ciclo simple, dual (diesel B5 y gas natural) y operará en una primera etapa con diesel, para luego utilizar el gas natural una vez que el mismo esté disponible en la zona sur del país. Con referencia al desarrollo del proyecto, el mismo tendrá dos turbinas Pelton, un reservorio de 270 mil m 3 en el río Quitaracsa, con un túnel de conducción de aproximadamente 6 km y una caída de 874 mts. El proyecto incluye

9 Estrategia de Negocio La estrategia de la Empresa está enfocada en: 1. Optimizar la estructura de suministro eléctrico diversificando las fuentes de energía a través de la identificación y desarrollo de proyectos eléctricos de gas natural, así como de otras fuentes (hidráulica vis a vis con térmica). 2. Equilibrar el portafolio de clientes ampliando la base de clientes libres y regulados (vis a vis). 3. Captar nuevos clientes y mantener los clientes actuales proyectando soluciones diferenciadas. 4. Implementación de las mejores prácticas internacionales en los diferentes procesos de la Compañía. Al 31 de marzo de 2015, EnerSur mantiene entre clientes libres y regulados un portafolio geográficamente diversificado. Al 31 de marzo de 2015, la cartera de clientes libres y regulados sumó una potencia contratada en hora punta de 1,416.1 MW (1,459.7 MW fuera de hora punta), de los cuales MW corresponden a clientes libres y a clientes regulados en hora punta, según se detalla: CONTRATOS LICITACION ( ) Duración (años) Vencimiento Potencia contratada Hora Punta (MW) Potencia contratada Fuera de Hora Punta (MW) Edelnor /12/ Edelnor /12/ Edelnor /12/ Luz del Sur /12/ Luz del Sur /12/ Luz del Sur /12/ Edecañete /12/ Electrosur /12/ Electrosur /12/ Electrusureste /12/ Electrusureste /12/ Electrusureste /12/ Electropuno /12/ Seal /12/ Seal /12/ Seal /12/ Electronoroeste /12/ Electronoroeste /12/ Electronoroeste /12/ Hidrandina /12/ Electronorte /12/ Electronoroeste /12/ Electrocentro /12/ Coelvisac /12/ Edelnor (CP) /12/ Total Contratos Licitación CONTRATO BILATERAL Electronoroeste /12/ ElectroUcayali /12/ Hidrandina /06/ Hidrandina /03/ Edelnor /12/ Total Contratos Bilaterales Total Regulados CONTRATOS LIBRES Southern Perú Cooper Corporation Duración (años) Vencimiento Potencia contratada Hora Punta (MW) Potencia contratada Fuera de Hora Punta (MW) /04/ Quimpac S.A /06/ PANASA /06/ Minera Bateas SAC Nyrstar Coricancha (ex San Juan) Universidad de Lima Xstrata Tintaya S.A. Manufactura Record S.A. Xstrata Tintaya S.A. - Las Bambas /01/ /03/ /12/ /04/ /04/ /10/ Minera Santa Luisa /05/ PetroPerú /09/ Owens Illinois Perú /12/ Industria Papelera Atlas /12/ Antamina /12/ Apumayo /12/ Papelera del Sur 4 28/02/ Linde Gas Perú /05/ Total Contratos Libres Total Contratos (Regulados + Libres) 1, ,459.7 Cabe precisar que la estrategia comercial de la Compañía consiste en mantener contratos de despacho de energía en función a su capacidad eficiente de generación. Sistemas de Gestión Durante el 2012 se buscó fortalecer el sistema de control interno para adaptarlo a las nuevas exigencias de crecimiento de la Empresa, habiendo ejecutado los siguientes procesos: i) revisión de políticas y procedimientos como parte de la simplificación de procesos, iniciada a finales del 2011, ii) creación de la guía SIMPLE que permite un acceso rápido a esta documentación a todos los empleados de la Empresa y iii) la implementación de un proceso de apoyo a los Business Process Owner para el seguimiento de cierre de hallazgos provenientes de informes de auditorías internas y externas. Cabe mencionar que EnerSur cuenta con certificación ISO 9001 desde el 2004 para sus procesos de generación y comercialización de energía. En ese sentido, en el 2012 se redefinió el alcance del Sistema de Gestión de Calidad, reemplazando el proceso de generación por el de despacho de energía eléctrica para alinearlo a la nueva estrategia de la Empresa. Por el lado de la gestión ambiental, en cumplimiento de la normativa ambiental vigente y de acuerdo a los compromisos suscritos, EnerSur cuenta con los siguientes instrumentos de gestión ambiental: i) Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA) de la C.T. Ilo 1, ii) estudios de impacto ambiental de C.T. Ilo 21, CH Yuncán y CT ChilcaUno en operación y así como de la CH Quitaracsa I en proceso de construcción y iii) planes de Manejo Ambiental (PAMA) de la conversión a ciclo combinado de la C.T. ChilcaUno en operación, la C.T. Reserva Fría de

10 ene-12 mar-12 may-12 jul-12 sep-12 nov-12 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 Generación en Ilo y la C.H. Quitaracsa en proceso de construcción. Producción En la actualidad, la Compañía se ubica entre las principales generadoras de energía eléctrica del país, ubicándose como la segunda en generación eléctrica y la mayor en términos de capacidad instalada del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), según se detalla: Participación en Generación SEIN Enero - Diciembre 2014 OTROS 21% EDEGEL 19% Respecto a los costos de venta, estos se reducen en un 3.0% respecto al cierre del ejercicio 2013 debido a los menores gastos en combustible dada la menor producción de las centrales térmicas a carbón y diesel/r500. Esto, sumado a la entrada en operación de la CT Ilo31 - Reserva Fría, generó que el costo de ventas como porcentaje sobre las ventas- se reduzca de 59.8% a 57.2% entre los periodos 2013 y 2014, mientras que al 31 de marzo de 2015 representó el 54.3% de las ventas. Producto de lo anterior, el margen bruto se incrementó de 40.2% a 42.8% al cierre del ejercicio Al 31 de marzo de 2015, el margen bruto se situó en 45.7% totalizando US$ millones (+14.1% respecto al primer trimestre de 2014). SN POWER 3% FENIX POWER 4% EGENOR 5% ENERSUR 17% En cuanto al margen operativo, se observa un incremento de 35.9% en diciembre de 2013 a 42.8% entre diciembre de 2013 y 2014 debido a la menor carga operativa por la menor carga de personal, servicios por terceros y cargas diversas de gestión (seguros y otros). Al 31 de marzo de 2015 se ubicó en 42.5%, debido al incremento del margen bruto. KALLPA 14% Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium ELECTROPERÚ 17% ANÁLISIS FINANCIERO ENERSUR S.A. Generación y Rentabilidad Al 31 de diciembre de 2014, los ingresos de la Compañía se incrementaron en 1.5% respecto al cierre de 2013, alcanzando ventas por US$618.8 millones producto del mayor nivel de despacho de energía de la C.T. ChilcaUno (por la entrada en vigencia de nuevos contratos, principalmente con clientes regulados) y la consiguiente reducción de sus costos promedio gracias a la ganancia en eficiencia a partir de la conversión su operación a ciclo combinado. Adicionalmente, el incremento de ventas se vio impulsado por la venta de potencia a partir de la puesta en marcha de la C.T. Ilo 31 (Reserva Fría). No obstante, la producción de energía retrocedió en 7.70% pasando de 7,690 GWh a 7,098 GWh interanual principalmente por la menor generación de la C.T. Ilo 21 y C.T. Ilo1, las mismas que mantienen mayores costos de producción al operar en base a carbón y diesel/r500, respectivamente. Los gastos financieros se redujeron en 4.7% al cierre de diciembre 2014 como consecuencia de los menores intereses devengados de los préstamos bancarios de corto plazo, con lo cual los gastos financieros ascendieron a US$36.8 millones. Al 31 de marzo de 2015 los gastos financieros sumaron US$7.80 millones, monto -22.2% menor al registrado en similar periodo anterior. Por otro lado, los menores saldos de efectivo en cuentas corrientes bancarias por la distribución de dividendos y la aplicación de capital propio en sus diferentes proyectos, generaron menores ingresos financieros. Asimismo, EnerSur registra una menor pérdida por diferencia en cambio, la misma que ascendió a US$4.23 millones (US$4.45 millones a diciembre de 2013) producto de los menores saldos en caja y la apreciación de la moneda extranjera en los últimos meses. Adicionalmente, el incremento del resultado neto se ve impulsado por la aplicación de impuestos diferidos dada la modificación de la regulación tributaria a partir del ejercicio 2015 donde se reduce la tasa del impuesto a la renta de 30% a 28% hasta el ejercicio gravable De acuerdo a lo mencionado en párrafos anteriores, Ener- Sur registró un resultado neto de US$ millones, resultado mayor en 8.0% respecto al ejercicio Asimismo, al corte de marzo de 2015, la utilidad neta registrada se incrementó en 42.1% respecto al primer trimestre de 2014, totalizando US$54.34 millones. 900 Producción EnerSur Indicadores de Rentabilidad % 23.0% 21.4% 21.7% 20.0% 21.5% % 9.2% 8.9% 9.0% 8.5% 9.1% Dic.11 Dic.12 Dic.13 Mar.14 Dic.14 Mar.15 ROAA ROAE Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium * Los ratios al corte de marzo 2014 y 2015 se presentan anualizados

11 Si bien los resultados netos se incrementan al cierre del ejercicio 2014 en +8.0% respecto al periodo anterior, los indicadores de rentabilidad tanto del patrimonio (ROAE) como de los activos (ROAA) mantienen la tendencia decreciente a raíz de los aportes de capital social registrados en el 2012 y 2014, como consecuencia de la emisión de acciones por un total de US$ millones así como por el incremento de los activos de la Empresa dadas las inversiones realizadas en los últimos años. No obstante, al 31 de marzo de 2015 se registró un incremento de utilidad neta de orden de 42.1%, el mismo que impulsó el incremento del ROAE y ROAA hasta 21.53% y 9.09% desde 20.01% y 8.49%, respectivamente. Por otro lado, el incremento de resultados operativos tanto en términos absolutos como relativos, permitieron alcanzar un EBITDA de US$289.4 millones al cierre del último trimestre de 2014 (+10.1% respecto al ejercicio 2013). De esta manera, el margen EBITDA representó el 46.8% (43.1% a diciembre de 2013). Al 31 de marzo de 2015 el margen EBITDA se ubicó en 47.45% (43.32% a marzo de 2014) % % % 43.32% % 47.45% El incremento del margen EBITDA en los últimos años permite a la Empresa seguir manteniendo una adecuada cobertura sobre sus gastos financieros y servicio de deuda, pese a considerar el incremento de deuda financiera histórica y proyectada para los próximos años a fin de desarrollar los proyectos que mantiene en cartera. * Los ratios al corte de marzo 2014 y 2015 se presentan anualizados Dic.11 Dic.12 Dic.13 Mar.14 Dic.14 Mar Evolución del EBITDA EBITDA (Millones US$) Mg EBITDA Evolución de las Coberturas (veces) Activos y Liquidez EnerSur mantiene una adecuada solvencia del activo fijo, el mismo que representa el 80.1% del activo total a diciembre de 2014 (80.9% a marzo de 2015). Por su parte, el pasivo no corriente y patrimonio financian el 42.1% y 42.7% de los activos, respectivamente Dic.11 Dic.12 Dic.13 Mar.14 Dic.14 Mar.15 EBITDA/Gtos.Financieros EBITDA/Serv.Deuda En cuanto a los indicadores de liquidez de la Compañía, éstos presentan una cobertura insuficiente, toda vez que el ratio de liquidez corriente se ubica por debajo de 1.0 veces desde el cierre del ejercicio 2013, situándose en 0.75 veces a diciembre 2014 y 0.69 veces al cierre del primer trimestre de Lo anterior se explica por la toma de deuda bancaria de corto plazo para el financiamiento de una parte de los gastos corrientes asociados al proyecto de la C.H. Quitaracsa, y en menor cuantía, el proyecto del Nodo Energético del Sur, además de destinar parte de este financiamiento para capital de trabajo de corto plazo (combustible). No obstante, el ratio de liquidez menor a 1.0 veces no afecta directamente a la operatividad de EnerSur, toda vez que éstos se cancelan con la generación misma de la C.H. Quitaracsa, ya que el contrato de PPA entró en vigencia desde octubre de Adicionalmente, según lo indicado por la Empresa, no se descarta una reestructuración de estas obligaciones mediante una operación de mediano plazo, pese al mayor costo financiero que esto supondría en comparación a las reducidas tasas de interés que mantienen dichos préstamos (tasas de interés fija de entre 0.55% a 0.70% y variable de entre LIBOR +0.49% y LIBOR +0.54%) Indicadores de Liquidez (veces) * Los ratios al corte de marzo 2014 y 2015 se presentan anualizados Al 31 de diciembre de 2014, los activos totales de EnerSur experimentaron un crecimiento de 13.6% respecto al ejercicio 2013, totalizando US$1,724 millones principalmente por el avance de obra de los proyectos en curso (C.H. Quitaracsa, Central Nodo Energético Planta Ilo, C.T. Chilca Plus). En mayo de 2013, la Compañía suscribió un contrato de arrendamiento financiero para financiar parte de la construcción de la C.H. Quitaracsa. Al cierre del ejercicio 2014, los desembolsos efectuados ascienden a US$337.4 millones e incluyen arrendamiento financiero, préstamos bancarios y fondos propios. En julio de 2014, la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento financiero para financiar la construcción de la Central Nodo Energético Planta Ilo. Al 31 de diciembre de 2014 se registraron desembolsos por US$67.5 millones. En octubre de 2014, la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento financiero para financiar la construcción de la ampliación de la C.T. ChilcaUno (ChilcaPlus). Al 31 de diciembre de 2014, el valor en libros de los desembolsos efectuados para la construcción de este activo asciende a US$18.6 millones. Solvencia y Endeudamiento Al 31 de diciembre de 2014, los pasivos totales de EnerSur se incrementaron en 12.32% en los últimos 12 meses, Dic.11 Dic.12 Dic.13 Mar.14 Dic.14 Mar.15 Liquidez Corriente Liquidez Ácida

12 registrando un total de US$ millones, el mismo que se constituye principalmente por deuda bancaria de mediano plazo proveniente de los desembolsos de las operaciones de leasing asociados a los financiamientos de proyectos en curso. Cabe señalar que EnerSur no sólo obtiene financiamiento bancario de mediano plazo para sus proyectos sino también de corto plazo para solventar el capital de trabajo corriente requerido. Estos préstamos de corto plazo registran un saldo de US$110 millones al 31 de marzo de 2015 (US$105 millones a diciembre de 2014). 41% 9% 42% Estructura de la Deuda Financiera 70% 4% 63% 60% 58% 60% 2% 2% 12% 16% 27% 23% 22% 12% 12% 13% 13% 16% 15% Dic.11 Dic.12 Dic.13 Mar.14 Dic.14 Mar.15 Bonos Corporativos Ptmos Bancarios Ptmos Sindicados Leasings A continuación se detalla las características de los contratos de arrendamiento financiero, según proyecto: 1. Construcción y Adquisición de Maquinaria del Ciclo Combinado de la C.T. ChilcaUno. Financiamiento con el Banco de Crédito del Perú: Por un monto total autorizado de US$310.0 millones, al 31 de marzo de 2015 mantiene un saldo de US$203.2 millones que se amortiza de manera trimestral con fecha de vencimiento diciembre de La tasa de interés anual pactada es de 6.67%. El financiamiento mantiene como condición el derecho de superficie y acceso a favor del banco sobre parte de propiedad del inmueble donde se encuentran las instalaciones de la C.T. ChilcaUno. 2. Construcción de la Reserva Fría Ubicada en Ilo. Financiamiento con el Banco de Crédito del Perú: Por un monto total de US$100.0 millones, de los cuales al 31 de marzo de 2015 registra un saldo de US$65.8 millones con amortizaciones trimestrales y fecha de vencimiento en mayo de La tasa de interés anual establecida fue de 5.7%. Financiamiento con el BBVA Continental: El monto autorizado ascendió a US$100.0 millones, de los cuales al 31 de marzo de 2015 el saldo asciende a US$75.3 millones con amortizaciones trimestrales iniciadas desde la activación del proyecto. La tasa de interés anual establecida fue de 5.7%. 3. Construcción de la C.H. Quitaracsa. Financiamiento con Scotiabank Perú: Por un monto total de US$60.0 millones, de los cuales al 31 de marzo de 2015 mantiene un saldo desembolsado de US$44.8 millones. Cabe señalar que dicho contrato se suscribió el 14 de mayo de 2013, destinando la adquisición de los bienes (maquinaria y equipo) de acuerdo a que los mismos se encuentren definidos en el contrato. Las amortizaciones serán trimestrales y la fecha de vencimiento es en marzo de La operación cuenta con una tasa de interés anual establecida en 3.02%. 4. Construcción y Adquisición del Ciclo Combinado ChilcaPlus. Financiamiento con el BBVA Banco Continental: Por un monto total autorizado de US$125.0 millones para la construcción del proyecto de ciclo combinado ChilcaPlus, ubicado dentro de las instalaciones de la C.T. ChilcaUno. Al 31 de marzo de 2015 registra desembolsos por US$35.2 millones que se amortiza de manera trimestral e iniciarán después de tres meses de la fecha de activación. La tasa de interés anual pactada es de 4.20% con fecha de vencimiento en octubre de Construcción del proyecto Nodo Energético del Sur: Financiamiento con el BBVA Banco Continental: Por un monto total autorizado de US$145.0 millones, de los cuales al 31 de marzo de 2015 mantiene un saldo desembolsado de US$49.8 millones. Las amortizaciones serán trimestrales e iniciarán después de tres meses de la fecha de activación. La tasa de interés anual pactada es de 4.90% y la fecha de vencimiento en noviembre de Financiamiento con el Banco de Crédito del Perú: Por un monto total autorizado de US$145.0 millones, de los cuales al 31 de marzo de 2015 mantiene un saldo desembolsado de US$31.4 millones. Las amortizaciones serán trimestrales e iniciarán después de tres meses de la fecha de activación. La tasa de interés anual pactada es de 4.90% y la fecha de vencimiento en noviembre de La composición de la deuda de EnerSur incluye la emisión de bonos corporativos, los cuales registran un saldo de US$129.9 millones al 31 de marzo de 2015 (US$132.9 a diciembre de 2014). Asimismo, mantiene una deuda de corto plazo por US$110.0 millones con bancos locales con fecha de vencimiento entre junio de 2015 y marzo de Adicionalmente cuenta con un préstamo sindicado por US$100.0 millones, que fue utilizado para reestructurar deuda de corto plazo de los proyectos C.H. Quitaracsa y Nodo Energético del Sur con fecha de vencimiento junio de Es de mencionar que la totalidad de la deuda financiera de EnerSur (arrendamiento financiero, préstamo sindicado y bonos corporativos) se encuentran incorporados dentro del cálculo para el resguardo financiero de mantener un ratio de palanca financiera (deuda financiera senior / EBITDA) no mayor a 4.0 veces hasta marzo 2017 y no mayor de 3.50 veces a partir de esa fecha. En referencia al endeudamiento contable de la Empresa (pasivo /patrimonio), el mismo se sitúa en 1.35 veces al corte del 31 de marzo de 2015, manteniendo la tendencia decreciente presentada a lo largo de los últimos ejercicios. Es de considerar que los niveles de apalancamiento son favorecidos con los aportes de capital realizados en el 2012 y 2014, lo cual evidencia el compromiso de los accionistas con los proyectos de la Compañía y a la vez permite cumplir con el resguardo establecido. A continuación se presenta el comportamiento histórico de la palanca contable de EnerSur en relación a sus pares del sector.

13 Palanca Contable por Empresa de Generación (x) Fuente: SMV / Elaboración: Equilibrium Respecto al endeudamiento financiero de EnerSur (deuda financiera / EBITDA), el ratio se situó en 2.82 veces al cierre del ejercicio Cabe indicar que dicho ratio se situó por debajo de las proyecciones de la Compañía, las cuales registraban un nivel de endeudamiento financiero de orden de 3.10 veces. Al 31 de marzo de 2015, la palanca financiera se ubica en 2.86 veces por la toma de mayor deuda para financiar los proyectos en desarrollo, según se detalla a continuación: Dic.11 Dic.12 Dic.13 Mar.14 Dic.14 Mar.15 Enersur Edegel y Sub Duke Energy Kallpa El 05 de febrero de 2004 EnerSur colocó en el mercado de capitales, mediante Oferta Privada, acciones comunes por un monto total de US$48 millones, las cuales fueron adquiridas por las administradoras privadas de fondos de pensiones (AFPs). Así, Suez-Tractebel (accionista mayoritario en su momento) redujo su participación de 99.9% a 78.9% y las AFPs adquirieron una participación conjunta de 21.1%. Posteriormente, en el 2012, el Directorio de EnerSur de fecha acordó incrementar el capital social por nuevos aportes de hasta S/ millones (equivalente a US$150.0 millones), el mismo que incluye el valor de la prima de suscripción y con lo cual se suscribieron 24.3 millones de nuevas acciones. Asimismo, en junio de 2014 se registró el incremento de acciones comunes en millones, hasta un total de millones en función a la emisión de nuevas acciones por un nuevo acuerdo de capitalización. Así, la ganancia básica y diluida por acción común al 31 de marzo de 2015 es US$ 0.09 (US$ 0.17 a marzo de 2014). De esta manera, al 31 de marzo de 2015, el capital social de EnerSur asciende a US$219.1 millones, mientras que el capital adicional alcanza los US$ 35.9 millones. Evolución Palanca Financiera (veces) 29.0 Cotización Acción EnerSur (S/.) Deuda Financiera/EBITDA Resguardo Financiero jul-08 oct-08 ene-09 abr-09 jul-09 oct-09 ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11 ene-12 abr-12 jul-12 oct-12 ene-13 abr-13 jul-13 oct-13 ene-14 abr-14 jul-14 oct-14 ene-15 abr-15 Fuente: BVL / Elaboración: Equilibrium Dic.11 Dic.12 Dic.13 Mar.14 Dic.14 Mar * 2016* 2017* 2018* 2019* Los resguardos financieros que la Compañía debe cumplir con respecto a sus obligaciones financieras de largo plazo y que se detallan en los contratos de arrendamiento financiero, el préstamo y en el prospecto marco del Primer Programa de Bonos Corporativos es mantener un ratio de deuda financiera entre EBITDA menor a 4.00 hasta marzo 2017 (3.50 desde esa fecha en adelante). Con fecha 30 de enero de 2015, mediante Asamblea General de Titulares de Bonos del Primer Programa de Bonos Corporativos de Enersur S.A. se acordó modificar la sección 6.02 del Acto Marco, elevando temporalmente el límite de Deuda Financiera sobre EBITDA, pasando de 3.5 veces a 4.0 veces hasta el mes de marzo de 2017; dicho resguardo también fue modificado en el mismo sentido en todos los contratos de financiamiento que la Compañía mantiene vigentes. Ello con la finalidad de mantener flexibilidad financiera durante la implementación de sus proyectos (Quitaracsa, Nodo Energético y Chilca Plus). ACCIONES COMUNES Política y Distribución de Dividendos En Junta General de Accionistas de fecha 21 de septiembre de 2010 se aprobó la política de dividendos de EnerSur que estipula que la distribución de dividendos se efectúa de acuerdo a la participación en el capital social de cada accionista, que sólo se distribuirá el monto acordado luego de efectuar las deducciones expresamente dispuestas por ley y que se reparte un monto equivalente hasta el 30% de las utilidades anuales disponibles, según sean determinadas en cada ejercicio y de considerarlo conveniente, se podrá repartir un porcentaje mayor. En noviembre de2013, en sesión de Directorio, se aprobó la distribución de dividendos a cuenta del ejercicio 2013 por un monto equivalente al 30% de las utilidades netas obtenidas al 30 de junio de 2013 cuyo monto equivalente ascendió a US$18.2 millones. Asimismo, en Junta Obligatoria Anual de Accionistas del 18 de marzo del 2014, se aprobó el pago de dividendos por el saldo restante de la utilidad neta del 2013 equivalente a US$ 20.1 millones. Adicionalmente, en JGA con fecha 16 de marzo del presente ejercicio, se aprobó la distribución del 30% de las utilidades netas correspondientes al ejercicio de 2014 (US$41.27 millones), de los cuales el US$21.63 millones fueron adelantados durante el mes de diciembre de 2014, con lo cual el saldo restante a ser distribuido fue de US$19.64 millones que se pagaron en abril 2015.

14 ENERSUR S.A. Estados de Situación Financiera (Miles de Dólares) Activo Corriente Caja y Bancos 21,646 3% 96,926 7% 25,485 2% 8,864 1% 28,530 2% 26,294 1% 11.95% -7.84% Cuentas por Cobrar Comerciales (Neto) 42,962 5% 55,976 4% 86,655 6% 89,224 6% 75,971 4% 78,195 4% % 2.93% Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas 38 0% 45 0% 42 0% 41 0% 535 0% 522 0% % -2.43% Otras Cuentas por Cobrar 2,391 0% 3,844 0% 23,051 2% 25,929 2% 2,541 0% 2,666 0% % 4.92% Existencias 46,044 5% 35,831 3% 78,798 5% 78,522 5% 82,770 5% 80,632 4% 5.04% -2.58% Gastos Pagados por Anticipado 7,265 1% 6,425 0% 7,179 0% 6,499 0% 7,141 0% 6,211 0% -0.53% % Total Activo Corriente 120,346 14% 199,047 15% 221,210 15% 209,079 13% 197,488 11% 194,520 11% % -1.50% Instrumentos Financieros Derivados 6,631 1% 19,011 1% 5,486 0% 4,898 0% 712 0% 0% % % Propiedades, Planta y Equipo, (Neto) 622,066 74% 1,015,148 75% 1,161,747 77% 1,213,131 77% 1,380, % 1,465, % 18.80% 6.15% Intangibles, Neto 61,964 7% 63,033 5% 79,577 5% 88,279 6% 95,316 6% 95,266 5% 19.78% -0.05% Gastos Pagados por Anticipado a LP 21,425 3% 24,609 2% 27,725 2% 30,764 2% 30,475 2% 32,897 2% 9.92% 7.95% Anticipos Otorgados 12,737 2% 24,282 2% 22,399 1% 25,524 2% 19,965 1% 22,901 1% % 14.71% TOTAL ACTIVOS 845, % 1,345, % 1,518, % 1,571, % 1,724, % 1,810, % 13.57% 5.02% Pasivo Corriente ACTIVOS PASIVO Y PATRIMONIO Dic. 11 Dic. 11 Dic.12 Dic.12 Sobregiros y Préstamos Bancarios 30,000 4% 0 0% 85,000 6% 120,000 8% 105,000 6% 110,000 6% 23.53% 4.76% Cuentas por Pagar Comerciales 32,097 4% 32,449 2% 42,129 3% 33,648 2% 39,416 2% 33,084 2% -6.44% % Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas 239 0% 130 0% 156 0% 98 0% 526 0% 83 0% % % Pasivo por Impuesto a las Ganancias 8,558 1% 0 0% 0 0% 0 0% 6,925 0% 7,490 0% % Otras Cuentas por pagar: 0% Provisión por Beneficio a los Empleados 7,849 1% 10,608 1% 11,793 1% 7,322 0% 11,438 1% 7,521 0% -3.01% % Diversas 11,289 1% 16,327 1% 8,197 1% 30,498 2% 11,591 1% 35,555 2% 41.41% % Porción Corriente de la Deuda a LP 13,705 2% 73,875 5% 114,900 8% 114,316 7% 87,200 5% 88,127 5% % 1.06% Total Pasivo Corriente 103,737 12% 133,389 10% 262,175 17% 305,882 19% 262,096 15% 281,860 16% -0.03% 7.54% Deuda a LP 355,400 42% 590,374 44% 526,278 35% 513,710 33% 615,536 36% 651,120 36% 16.96% 5.78% Instrumentos Financieros Derivados 1,588 0% 898 0% 7,066 0% 7,779 0% 7,301 0% 9,502 1% 3.33% 30.15% Provisiones 589 0% 2,284 0% 2,078 0% 2,068 0% 1,952 0% 1,877 0% -6.06% -3.84% Impuestos a la Renta Diferido 60,819 7% 68,050 5% 81,794 5% 85,840 5% 100,849 6% 95,131 5% 23.30% -5.67% Total Pasivo No Corriente 418,396 50% 661,606 49% 617,216 41% 609,397 39% 725, % 757, % 17.57% 4.41% TOTAL PASIVO 522,133 62% 794,995 59% 879,391 58% 915,279 58% 987,734 57% 1,039,490 57% 12.32% 5.24% Capital Social 69,079 8% 78,170 6% 78,170 5% 78,170 5% 219,079 13% 219,079 12% % 0.00% Capital Adicional 35,922 4% 176,831 13% 176,831 12% 176,831 11% 35,922 2% 35,922 2% % - Reservas Legal 13,816 2% 13,816 1% 15,634 1% 15,634 1% 29,391 2% 29,391 2% 87.99% 0.00% Otras Reservas del Patrimonio -3,064 0% 1,281 0% -4,730 0% -5,266 0% -2,993 0% -2,911 0% % -2.74% Resultados del Ejercicio 85,637 10% 100,631 7% 127,423 8% 38,249 2% 137,568 8% 54,417 3% 7.96% % Resultados Acumulados 121,646 14% 179,406 13% 245,425 16% 352,778 22% 317,391 18% 435,236 24% 29.32% 37.13% TOTAL PATRIMONIO NETO 323,036 38% 550,135 41% 638,753 42% 656,396 42% 736, % 771, % 15.28% 4.72% TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 845, % 1,345, % 1,518, % 1,571, % 1,724, % 1,810, % 13.57% 5.02% Dic.13 Dic.13 Mar.14 Mar.14 Dic.14 Dic.14 Mar.15 Mar.15 Var. % Dic.14 / Dic.13 Var. % Dic.14 / Dic.13 Var. % Mar.15 / Dic.14 Var. % Mar.15 / Dic.14

15 ENERSUR S.A. Estado de Resultados Integrales (Miles de Dólares) Dic. 11 Dic.12 Dic.13 Mar.14 Dic.14 Mar.15 Var. % Dic.14 / Dic.13 Var. % Mar.15 / Mar.14 Ventas Netas 416, % 496, % 609, % 157, % 618, % 170, % 1.5% 8.4% Costo de Ventas -266, % -320, % -364, % -88, % -353, % -92, % -3.0% 3.9% Ganancia Bruta 150, % 175, % 244, % 68, % 265, % 77, % 8.2% 14.1% Gastos de Administración -18, % -21, % -26, % -5, % -24, % -5, % -6.0% 1.6% Ganancia Operativa 132, % 154, % 218, % 62, % 240, % 72, % 9.9% 15.2% Ingresos Financieros 3, % 4, % 2, % % 1, % % -48.4% -62.4% Gastos Financieros -15, % -15, % -38, % -10, % -36, % -7, % -4.7% -22.2% Resultado en Venta de Activos 0 0.0% % 0 0.0% 0 0.0% 0 0.0% 0 0.0% - - Diversos, Neto 1, % -1, % 7, % % -2, % % % -60.3% Resultado de Operaciones Cambiarias 2, % 4, % -4, % % -4, % -1, % -4.9% 153.1% Resultado antes de Impuesto a las Ganancias 123, % 146, % 185, % 53, % 198, % 63, % 7.0% 19.6% Gasto por Impuesto a las Ganancias -38, % -46, % -58, % -14, % -61, % -9, % 4.8% -38.3% Ganancia Neta del Ejercicio 85, % 100, % 127, % 38, % 137, % 54, % 8.0% 42.1% Variación Neta por Cobertura del Flujo de Efectivo 3, % 4, % -6, % % 1, % % -129% % Resultado Integral Total del Ejercicio 88, % 104, % 121, % 37, % 139, % 54, % 14.7% 44.3% INDICADORES FINANCIEROS Solvencia (Pasivo - Diferido) / Patrimonio Pasivo / Patrimonio Pasivo / Capital Social Endeudamiento del Activo Deuda Financiera Total / Pasivo DeudaFinanciera LP / Patrimonio Pasivo Corriente / Total Pasivo Liquidez Liquidez Corriente Prueba Ácida Liquidez Absoluta Activo Corriente / Total Pasivo Capital de Trabajo Capital de Trabajo / Ventas Gestión Gastos Operativos / Ventas Gastos Financieros / Ventas Rotación de Cuentas por Cobrar (días)** Rotación de Cuentas por Pagar (días)** Rotación de Inventarios (días) Rentabilidad Margen Neto Margen Operativo Margen Bruto Margen EBITDA ROAA* ROAE* Generación FCO* EBIT* EBITDA* EBITDA* / G.F.* EBITDA* / Servicio de Deuda* FCO / Servicio de Deuda* Deuda Financiera / EBITDA Dic. 11 Dic.12 Dic.13 Mar.14 Dic.14 Mar , % 4.42% 3.76% % 31.70% 36.11% 39.91% 11.39% 29.84% 104,417 65, % 4.27% 3.09% % 31.16% 35.43% 38.30% 9.19% 23.05% 119,035-40, % 4.30% 6.34% % 35.87% 40.17% 43.11% 8.90% 21.44% 112,436-96, % 4.15% 6.51% % 40.03% 43.41% 43.32% 9.05% 21.71% 133,581-64, % 3.98% 5.95% % 38.85% 42.83% 46.77% 8.49% 20.01% 223,277-87, % 3.91% 5.48% % 42.55% 45.71% 47.45% 9.09% 21.53% 220, , , , , , , , , , , , ,

16 ENERSUR S.A. VALORES MOBILIARIOS EMITIDOS POR OFERTA PUBLICA PRIMARIA INSCRITOS Y VIGENTES EN EL REGISTRO PÚBLICO DEL MERCADO DE VALORES MARZO 2015 TIPO DE VALOR MOBILIARIO Nº PROG. ó EMIS. FECHA DE INSCRIPCION EN R.P.M.V. RESOLUCIÓN O EXPEDIENTE FECHA DE COLOCAC. TASA DE INTERES PAGO INTERES PLAZO FECHA DE REDENCION MONTO INSCRITO POR PROGRAMA MONTO INSCRITO POR EMISIÓN SALDO EN CIRCULACIÓN DOLARES N. SOLES DOLARES N. SOLES DÓLARES N. SOLES CATEGORIAS DE CLASIFICACIÓN APOYO EQUILIB 115,000, ,510,000 50,000, ,225,000 B. CORPORATIVOS 1er. Prog. 16-nov-07 DE ,000,000 AAA.pe Pr.16-nov-09 1ra. Emis. 26-nov-07 AAA.pe 40,000, ,700,000 AAA (pe) Única 120,700, nov-07 T.I.N.A % SEM. 10 años 30-nov-17 2da Emis. 84,105, abr-08 90,000,000 AAA (pe) AAA.pe Única 84,105, jun-08 T.I.N.A % SEM. 10 años 09-jun-18 3ra. Emis. 17-abr-08 10,000,000 10,000,000 AAA (pe) AAA.pe Única 10,000, jun-08 T.I.N.A % SEM. 20 años 09-jun-28 4ta Emis. 15,000, jun-09 40,000,000 AAA (pe) AAA.pe A 15,000, jun-09 T.I.N.A % SEM. 7 años 30-jun-16 Emis. 25,000,000 6ta 29-nov-10 RDE ,000,000 AAA (pe) AAA.pe A 25,000, dic-10 T.I.N.A % SEM. 15 años 03-dic-25 Emis. 7ma. 29-nov-10 RDE ,510,000 42,420,000 AAA (pe) AAA.pe A 42,420, dic-10 T.I.N.A % SEM. 10 años 03-dic-20