Pluspetrol Lote 56 S.A.

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1 Pluspetrol Lote 56 S.A. Informe con EEFF auditados al 31 de diciembre de 2010 y proyecciones al 2015 Empresa perteneciente al sector de Hidrocarburos de Perú Fecha de comité: 26 de mayo de 2011 Lima, Perú Enver Vargas Vilchez (511) evargas@ratingspcr.com Aspecto o Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva Primer Programa de Bonos Corporativos Pluspetrol Lote 56 Emisión Serie Primera Una o más series paaa Estable Segunda Una o más series 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 mantener la clasificación AAA al primer programa de bonos corporativos de Pluspetrol Lote 56 S.A. Esta decisión se tomó teniendo en cuenta la adecuada capacidad de generación de recursos provenientes de las operaciones del negocio, así como la no presencia de problemas de liquidez y de solvencia. A su vez se tomó en consideración el flujo neto proyectado en un escenario conservador y las amplias reservas auditadas a diciembre de Racionalidad PCR sustenta la clasificación propuesta a las emisiones del primer programa de bonos corporativos de Pluspetrol Lote 56 en los siguientes aspectos: La adecuada capacidad de generación de recursos provenientes de las operaciones del negocio, la que permite amortizar las obligaciones financieras. En este contexto se observa un crecimiento sustancial de las ventas netas (+53.36% respecto de 2009) como consecuencia del incremento del precio de referencia de los líquidos de gas natural y de los mayores volúmenes de producción. A su vez, la utilidad operativa se incrementó en 62.81% y la utilidad neta registró un valor de US$ 72.1 MM (+70.76%). Por su parte se debe precisar que el sector hidrocarburos es intensivo en capital en la etapa pre-operativa, mientras que en la operativa los costos son relativamente estables. Los márgenes operativo y neto muestran una tendencia creciente situándose en 45% y 30% respectivamente. Un comportamiento similar muestran los indicadores de rentabilidad sobre activos y sobre patrimonio, pasando de 16% a 24% para el ROA y de 62% a 74% para el ROE, lo que evidencia la buena performance de la empresa, en términos de rentabilidad, durante el último periodo. 1

2 La empresa no muestra problemas de liquidez, como lo respalda el ratio de liquidez general y de prueba ácida (1.82 veces y 1.65 veces respectivamente), los cuales se han incrementado en de manera sustancial (0.74 veces y 0.62 veces en 2009). Este comportamiento es explicado por el incremento de las cuentas por cobrar comerciales ( %) como consecuencia de las actividades operativas de la empresa. PCR opina que la empresa no muestra problemas de solvencia, fundamentado en que el ratio de pasivos totales sobre EBITDA fue de 1.58 veces. A su vez, el ratio de endeudamiento patrimonial muestra una tendencia decreciente y un valor de 2.08 veces. La empresa se ve expuesta a la volatilidad del precio internacional del petróleo, el cual es muy sensible a las condiciones económicas mundiales y a los factores de demanda de algunos sectores específicos. Para mitigar este efecto, las proyecciones de la empresa para el periodo muestran un escenario conservador con precios muy por debajo de la situación actual. El riesgo de operación, medido como la probabilidad de que se generen pérdidas como consecuencia de procesos internos inadecuados o defectuosos, fallas del personal, de sistemas o como resultado de eventos externos es mitigado por la experiencia y capacidad en la operación del Proyecto Camisea en Perú por parte de Pluspetrol Perú Corporation, operador del proceso de explotación y producción de los hidrocarburos de los Yacimientos de los Lotes 56 y 88, y empresa perteneciente al mismo grupo económico que el Emisor. 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 de la capacidad de pago de la Compañía, puesto que existe la posibilidad que se deriven fondos operativos para cubrir los requerimientos legales y posibles demandas judiciales. Al respecto, conviene precisar que el proyecto ha sido desarrollado por el Consorcio desde su inicio, por lo que no existen pasivos ambientales de periodos anteriores. Las reservas a diciembre de 2010 (auditadas por Gaffney, Cline & Associates) muestran que las reservas probadas del lote 56 son 150 MMstb para líquidos de gas natural y 2,010 Bscf para gas natural, la cual considerando las proyecciones de demanda, se asegura una vida útil del yacimiento mayor al tiempo que duran las emisiones de bonos. Argumento de la perspectiva PCR sustenta una perspectiva estable en relación al dinamismo del sector hidrocarburos en donde la producción de gas natural se ha duplicado en el último año, como consecuencia de la mayor demanda interna y externa. A su vez el precio de los líquidos de gas natural se prevé con una tendencia creciente en el corto y mediano plazo. Por otro lado, las reservas auditadas muestran que el lote funcionará el tiempo de vida del contrato de concesión. A nivel macroeconómico la coyuntura nacional se prevé incierta como consecuencia de las elecciones presidenciales. Al respecto se han reducido las perspectivas de crecimiento en un 1%, debido a la postergación de proyectos de inversión, así como el endurecimiento de las políticas monetarias y fiscales para contrarrestar la inflación. Reseña Proyecto Camisea Hub El Proyecto Camisea Hub es uno de los proyectos energéticos más importantes del país, debido a que el gas extraído, es utilizado como fuente de energía dada su alta competitividad frente a otros combustibles, ya que, es menos costoso, menos contaminante, y posee un precio de mercado menor al de cualquier otro combustible fósil. El proyecto actualmente explota el Gas de los Yacimientos de los Lotes 88 y 56, el cual, es transportado por dos ductos; un gasoducto para el transporte del gas natural (GN) y un poliducto para el transporte de líquidos de Gas Natural (LGN); generando así, que el Gas de estos Yacimientos esté disponible tanto para el consumo interno como externo. El proyecto comprende tres segmentos importantes: i) explotación, ii) transporte y iii) distribución. 2

3 Los socios que conforman los Consorcios productores en los lotes 56 y 88 han firmado Contratos con el Estado Peruano para la exploración de dichos lotes en los años 2000 (para el Lote 88) y 2004 (para el Lote 56) bajo la modalidad de Contrato Ley 1. Cabe resaltar, que los socios de ambos Consorcios pertenecen a los mismos grupos económicos y mantienen la misma participación en cada uno de ellos. Lote 56 El Lote 56 está ubicado en el Departamento del Cuzco, provincia de la Convención, distrito de Echarate; con un área total de 58,500 hectáreas, por las cuales cruza el río Urubamba. Los Yacimientos de gas del Lote 56 están conformados por los campos de Pagoreni y Mipaya; ambos explorados por Shell en 1998 y 1987, respectivamente. De estos dos campos, uno de ellos, Pagoreni, ya se encuentra desarrollado y en estado de producción desde Septiembre de 2008, mientras que el otro (Mipaya) está actualmente bajo actividades de evaluación. Cabe resaltar, que el gas natural extraído del Lote 56, es destinado al proyecto de exportación de Gas Natural Licuado, el cual es llevado adelante por empresas de los grupos Hunt Oil, SK Energy, Repsol y Marubeni. La fase de explotación de hidrocarburos para el Lote 56 se divide en tres periodos; el primer periodo comprendió los primeros 24 meses contados a partir de la firma del contrato donde el Consorcio se comprometió a perforar un pozo o 200 Km2 de Sísmica 3D; el segundo periodo abarca los 36 meses posteriores a la culminación del primer periodo donde el Consorcio del Lote 56 se comprometió a: i) perforar 4 pozos o perforar 3 y reacondicionar 1, e ii) instalar un módulo de procesamiento criogénico de gas natural de una capacidad mínima de 220 MMPCD en la planta de separación de líquidos y el tercer periodo comprende desde el final del segundo periodo hasta la culminación del contrato donde se da inicio a la producción. El 07 de setiembre de 2004, PERUPETRO suscribió el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 56. A continuación se detalla la participación de los distintos contratistas en el mencionado Contrato del Lote 56: Cuadro 1: Estructura de participación en el Contrato de Licencia de Explotación del Lote 56 Accionista % PLUSPETROL Perú Corporation S.A. (Operador) 2.20% PLUSPETROL Lote 56 S.A % Hunt Oil Company of Perú L.L.C; Sucursal Perú 25.20% SK Energy, Sucursal Peruana 17.60% Repsol Exploración del Perú, Sucursal del Perú 10.00% Sonatrach Perú Corporation S.A.C % Tecpetrol Bloque 56 S.A.C % Total % Fuente: Pluspetrol Lote 56 Elaboración: PCR De este modo, Pluspetrol lote 56 S.A. participa con el 25% del Contrato de licencia para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 56, junto con estas otras empresas petroleras. Cabe mencionar, que el plazo para la explotación de petróleo es de 30 años y el plazo para la fase de explotación de gas natural no asociado y condensado es de 40 años. Pluspetrol Lote 56 S.A. La Compañía, subsidiaria de Pluspetrol Resources Corporation, fue constituida mediante escritura pública de fecha 31 de mayo de 2005 y por escrituras públicas aclaratorias del 1 y 19 de julio de 2005, quedando inscrita con fecha 22 de Julio de 2005 en el asiento A00001 de la partida N del Registro de Personas Jurídicas de la Oficina Registral de Lima y Callao, en virtud del acuerdo de escisión de la Junta General de Accionistas de Pluspetrol Perú Corporation S.A. (PPC, empresa perteneciente al mismo grupo económico que la Compañía y responsable de la operación del Lote 56) de fecha 13 de abril del Los contratos de licencia (Contratos Ley) para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 56 y 88 firmados entre el Estado Peruano y los Consorcios del Lote 88 y 56 tienen una duración de 30 años para la explotación de petróleo y 40 años para la explotación de gas natural no asociado y condensado. 3

4 Este acuerdo aprobó la segregación de dos bloques patrimoniales de Pluspetrol Perú Corporation S.A. con lo que se constituyó: i) Pluspetrol Lote 56 S.A. y ii) Pluspetrol Camisea S.A. El bloque patrimonial segregado de PPC y destinado a la creación del Emisor, está conformado por parte de los activos, pasivos y cuentas patrimoniales correspondientes a las actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos en el marco del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 56. En definitiva, el Emisor ha asumido la titularidad del 25% de participación en dicho Contrato, en la condición de contratista, mientras que PPC mantuvo su carácter de operador con una participación del 2.2%. La cesión de posición contractual en el contrato de licencia para la explotación de hidrocarburos en el Lote 56 de PPC a Pluspetrol Lote 56 S.A. fue aprobada por el Estado Peruano a través del Decreto Supremo N EM de fecha 12 de diciembre del El 16 de diciembre del 2005 se suscribió la enmienda mediante la cual se incorporó a la Compañía como empresa que conforma al contratista del referido contrato de licencia. El Emisor es integrante del Grupo Pluspetrol que, a través de diversas compañías, se dedica a la exploración y explotación de hidrocarburos, la generación y comercialización de energía eléctrica, y a otras actividades relacionadas. El Grupo Pluspetrol inició sus operaciones en la Argentina en el año 1976 con su subsidiaria Pluspetrol S.A., compañía dedicada inicialmente a la exploración y explotación de hidrocarburos. El Grupo Pluspetrol realiza operaciones en Perú, Argentina y Bolivia y trabajos de exploración en Venezuela, Colombia, Chile y Angola. Así mismo, cabe resaltar que, de acuerdo a las estadísticas publicadas por PERUPETRO correspondientes al año 2008, el Grupo Pluspetrol es el mayor productor de petróleo crudo de Perú, a través de su subsidiaria Pluspetrol Norte S.A. Asimismo, es el mayor operador de Perú de gas natural y LGN, a través de su subsidiaria Pluspetrol Perú Corporation S.A., quien opera el Yacimiento Camisea (Lote 88) y el Yacimiento adyacente Pagoreni (Lote 56). A continuación se muestra la estructura fundamental del grupo económico del Emisor: Gráfico 1 Fuente: Pluspetrol Lote 56 Elaboración: PCR 4

5 Accionistas y Directorio Al 31 de diciembre de 2010, el capital social del Emisor ascendió a US$ 50,517, representado por 505,170 acciones ordinarias y nominativas, cada una con un valor nominal de US$ 100, las cuales se encuentran íntegramente suscritas y totalmente pagadas. Pluspetrol Resources Corporation es propietaria del 99.99% del capital social del Emisor. A la fecha de realización del presente informe, el Directorio de la Compañía se encuentra compuesto de la siguiente manera: Cuadro 2: Directores Directorio Steven Glen Crowell Claudio Martín de Diego Ricardo Luis Rey Alberto Moons Born Juan Carlos Pisanu Christian Federico Garzón Maceda Cargo Director (Presidente) Director Director Director Director Director Fuente: Pluspetrol Lote 56 / Elaboración: PCR Cabe resaltar que a la fecha de realización del presente informe la Compañía no cuenta con personal empleado ya que su única actividad es la participación en el consorcio del Lote 56, el cual es operado por PPC, quien posee el personal necesario para el desarrollo de dichas actividades. Estrategia y Operaciones Las actividades de la Compañía comprenden el desarrollo y la posterior explotación de hidrocarburos en el Lote 56 localizado en la zona de Pagoreni, en el Cuzco del Perú. Con fecha 18 de febrero de 2005, el Ministerio de Agricultura y la Intendencia Forestal y de Fauna Silvestre autorizaron a Pluspetrol el desbosque de un volumen de 24, m3 de madera para la ejecución de los siguientes subproyectos 2 : i) prospección sísmica; subproyecto que duró aproximadamente unos 9 meses, cubrió una superficie de 600km 2, ii) programa de perforación direccional de 6 pozos; subproyecto empezó el 7 de septiembre de 2006 y duró aproximadamente 36 meses, iii) tendido de una línea de energía eléctrica, iv) tendido y operación de un sistema de líneas de conducción o flowlines; sistema que se extiende desde los pozos productores de Pagoreni hasta la Planta de Gas de Malvinas, ello alcanzó una longitud de 30 km. y v) ampliación de la capacidad de la planta de gas Malvinas de 440 MMCFD 3 a 1,160 MMCFD. El proceso en la planta de tratamiento y separación de líquidos de Malvinas puede dividirse en 4 grandes bloques: a) separación primaria; b) estabilización de condensados; c) deshidratación del gas y d) separación del gas residual y GLP. El 13 de julio de 2005, Pluspetrol Perú Corporation comenzó con la etapa de exploración de Gas Natural en el Lote 56, después de aprobado el 12 de julio de 2005 el respectivo Estudio de Impacto Ambiental. El 12 de enero de 2007 se obtuvo aprobación del Ministerio de Agricultura y del Instituto Nacional de Recursos Naturales autorizando la ampliación de desboque, para la ejecución de los respectivos subproyectos, hasta por un área de 5.34 hectáreas, por un volumen de m3 de madera. Cabe resaltar que, hasta agosto de 2008, las actividades del Consorcio Lote 56 y en consecuencia de la Compañía estuvieron orientadas a la ejecución de inversiones para el desarrollo del Lote 56; las cualesascendieron a US$ 876 MM 4 (US$ 219 MM - porción atribuida a la Compañía) y a partir de septiembre de 2008, la Compañía inició la comercialización de líquidos de gas provenientes del yacimiento de Pagoreni. 2 Fuente: OSINERG, Resumen Ejecutivo Jun MMCFD: Millones de Pies Cúbicos Diarios 4 Fuente: Estados Financieros al 31-Dic-08 de Pluspetrol Lote 56 S.A. 5

6 Obras 5 Como se mencionó líneas arriba, el Proyecto del Lote 56 estuvo dividido en distintos subproyectos, los cuales fueron necesarios para poner en marcha el proyecto de explotación de hidrocarburos. Cabe mencionar que las actividades logísticas, constructivas, explorativas y de perforación empezaron en el 2005 concluyendo hacia mediados del 2008, fecha en la cual se iniciaron las actividades de comercialización del Lote 56, a través de los pozos del campo Pagoreni. Inversiones Durante la etapa pre-operativa, se realizaron inversiones en EHS (medio ambiente, salud y seguridad) y en NNCC (comunidades nativas); ello con el objetivo de desarrollar, coordinar y poner en práctica programas de salud, seguridad y socio ambientales, de acuerdo al Plan de Dirección Ambiental y Social aprobado por cada subproyecto de la fase de explotación (Upstream). Así mismo, se realizaron inversiones en geología y geociencias, perforación, ingeniería y construcción de instalaciones. Durante el 2008, el 77.09% de las inversiones de la fase pre-productiva estuvieron destinadas a la construcción de instalaciones, el 12.35% se destinaron a actividades de perforación y el 6.29% a actividades de apoyo. Así mismo, se observa que las actividades de construcción de instalaciones han adquirido mayor participación, mientras que las de G&G & Reservoir disminuyeron su participación. A finales del 2008 se inició la etapa de producción, 0.21% con la actividad de Medio Ambiente y Comunidades Nativas. En el 2009 culmina la etapa pre operativa en su totalidad continuando con la etapa de producción, 18.12% y 81%.88 en Medio Ambiente y Comunidades Nativas y G&G & Reservoir respectivamente. A continuación se muestra el detalle de las inversiones realizadas por el Consorcio Lote 56: Cuadro 3: Inversión Anual Acumulada Histórica (En Miles de Dólares) Inversiones Total EHS 6 y NNCC ,184 6,763 9,648 4, ,683 G&G & Reservoir , , ,195 Perforación (Drilling) ,260 70, ,857 21, ,726 Equipamiento de Ingeniería (Facilities Engineering) Ingeniería de Construcción (Facilities Construction) 991 4,822 5,621 2,466 2, ,330 1,376 37, , , , ,328 Sub Total 3,995 76, , , , ,262 Actividades de Apoyo (Support Activities) 706 2,404 4,519 6,132 10, ,534 Total Pre Production 4,701 79, , , , ,796 Fase Operativa (Operating Phase) EHS y NNCC 358 2,226 2,584 G&G & Reservoir 0 10,062 10,062 Total Exploración (Full Exploration) ,288 12,646 Total Inverioens (Investments) 4,701 79, , , ,498 12, ,271 Fuente: Pluspetrol Lote 56 / Elaboración: PCR 5 Fuente: Pluspetrol Perú Corporation S.A - Resumen Ejecutivo, Estudio de Impacto Ambiental y Social Lote EHS: Environment, Health and Safety 7 NNCC: Native Comunities 6

7 Gráfico 2 Gráfico 3 Composición de Inversiones Fase Pre Productiva (2008) Inversiones Fase Pre Productiva 2,68% 6,29% 0,17% 12,35% 100% 80% 1,42% 60% 40% 20% 77,09% 0% EHS y NNCC G&G & Reservoir Drilling Facilities Engineering Facilities Construction Support Activities EHS y NNCC G&G & Reservoir Drilling Facilities Engineering Facilities Construction Support Activities Fuente: Pluspetrol Lote 56 / Elaboración: PCR Producción y Comercialización: a) Producción El Consorcio Lote 56 en su proceso de producción obtiene gas natural y líquidos de gas natural (Propano, Butano, Naphtha y Diesel/MDBS 8 ). Sus instalaciones cuentan con una planta de tratamiento y separación de líquidos ubicada en Malvinas, a unos 22 Km. del Lote, la cual posee una capacidad de producción de hasta 1,160 MMCFD, capacidad compartida junto con el Lote 88. El yacimiento Pagoreni inició sus operaciones el 10 de septiembre de 2008 con la producción de gas natural (que viene hasta la fecha siendo reinyectada en un 100%) y líquidos de gas natural. Al 31 de diciembre de 2010, el Lote 56, ubicado en Malvinas, produjo 153, MMCF de gas natural y 12, barriles de líquidos de gas natural. La producción fiscalizada en el mismo periodo fue de 97, MMCF de gas natural y 12, 187,458 de barriles de gas natural. b) Política de Cobranzas La política de cobranzas de la empresa, se clasifica en dos tipos, de acuerdo al producto del que se trate: i) cobranzas por ventas terrestres de GLP y ii) cobranzas por venta marítima de GLP (Gas Licuado de Petróleo), naphtha y destilado medio (MDBS). Ventas de GLP (vía terrestre): Las ventas terrestres de GLP pueden realizarse al contado o al crédito. La condición de cobro a crédito se encuentra en el rango de 8 a 12 días de la fecha de emisión de la factura. Ventas de GLP, Naphtha y Destilado medio (vía marítima): La condición de cobro para cada hidrocarburo es la siguiente: a) De la naphtha, es de 15 días posteriores a la emisión del documento de embarque marítimo (Bill of Lading). b) Del GLP, se realiza al contado o al crédito. La condición de cobro al crédito se encuentra en el rango de 12 a 15 días de documento de embarque marítimo (Bill of Lading). c) Del destilado medio (MDBS), es de aproximadamente 40 días (10 días posteriores al primer día útil del mes siguiente de la presentación de la factura) para el caso específico de Petroperu. 8 Es un destilado medio. Medium Distillate for Blending Stock, por sus siglas en inglés 7

8 c) Nivel de Ventas: A continuación se detallan las ventas por mercado para el año 2010 de los líquidos de gas natural, las ventas totales acumuladas ascienden a US MM: Gas Natural Cuadro 4: Detalle de las Ventas por Producto Mercado MMBTU US$(000) Local: Perú LNG 103,211, ,789 Mercado TN US$(000) GLP/Propano/ Butano Exportación 319, ,542 Local: 174, Nafta Mercado BBL US$(000) Exportación 4,697, ,873 MDBS Local 1,242, Total 968,388 Fuente: Pluspetrol Lote 56 / Elaboración: PCR Por otro lado, a partir del mes de febrero del 2010, se empezó con las ventas de Gas Natural a Perú LNG, éstas ventas, al 31 de diciembre de 2010 ascendieron a 103,211,289 MMBTU, las cuales equivalen a US$ MM y representan el 13% del total de las ventas; cabe resaltar, que esas ventas corresponden al 100% del Lote 56. Con respecto al GLP a diciembre de 2010, las ventas fueron de 493,929 TN, las cuales equivalen a US$ MM y representan el 33.05% de las ventas totales. Mientras que las ventas por Naphtha fueron de 4,697,787 BBL, las cuales equivalen a US$ MM, y representan el 38% de las ventas totales, siendo sus principales clientes Glencore, Camac International y Trafigura Beheer. Finalmente las ventas por MDBS fueron por 1,242,816 BBL, las cuales equivalen a US$ MM. Cabe resaltar que, sobre la base de las unidades vendidas, el destino de las ventas para el año 2010 es el siguiente: Cuadro 5: Destino de las Ventas (%) Producto Local Exportación Gas Natural 10% 0% GLP / Propano / Butano (TN) 11% 23% Naphtha (Barriles) 0% 41% MDBS (Barriles) 16% 0% Fuente: Pluspetrol Lote 56 / Elaboración: PCR d) Regulación y Estudios Ambientales y de Impacto Social 9 : Como primer paso para el desarrollo del proyecto exploratorio en Lote 56, PPC, como parte de los programas que viene desarrollando para la conservación y cuidado del medio ambiente, inició en 2004 un proceso de consulta con la población, a partir del cual, se procedió a la preparación del Estudio de Impacto Ambiental y Social (EIA). Así mismo, PPC diseña planes específicos y adopta las soluciones tecnológicas, metodológicas y de gestión más adecuadas para la implementación de la política de EHS. A continuación, algunas de las acciones que demuestran dicho compromiso: i) Programa de Monitoreo de Biodiversidad, el cual, evalúa sistemáticamente el estado de la biodiversidad y permite detectar cambios o perturbaciones determinando sus posibles causas; ii) Plan de Revegetación, el cual, tiene por objetivo lograr la recuperación de la cobertura vegetal y la estabilización biotécnica de las áreas intervenidas, integrando las actividades de revegetación con las 9 Fuente: PMAC - Programa de Monitoreo Ambiental Comunitario 8

9 medidas estructurales de erosión, conformando un sistema estable físico y biológico para reducir el impacto erosivo; iii) Minimización de superficies ocupadas; iv) Plan Integral de Manejo de Residuos (PIMR), este plan tiene como particularidad otra de las importantes manifestaciones del concepto de offshore in land, operando cada una de las plataformas en forma aislada y sin la apertura de vías terrestres; v) Código de Conducta, el cual, brinda a todos los trabajadores un conjunto de normas y procedimientos que regulen su comportamiento laboral, en particular en su relación con las poblaciones indígenas y vi) Programas de Monitoreo Ambiental Comunitario del Bajo Urubamba (PMAC), los cuales han sido desarrollados en alianza estratégica con la ONG Pro-Naturaleza; el programa permite a la población local participar en la verificación del cumplimiento de los compromisos asumidos por la empresa. Marco Legal y Contratos Los principales contratos y leyes en los cuales se encuentra amparado todo el proyecto Lote 56 se detallan a continuación: Ley N 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos publicada en el diario oficial "El Peruano" 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 Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales, publicada en el diario oficial en el año Contrato de Licencia de explotación del Lote 56: Con fecha 07 de septiembre de 2004, PERUPETRO suscribió el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 56 con el Consorcio conformado por PPC (Operador)/Hunt Oil/SK Energy/Sonatrach/Tecpetrol. Contrato de Transporte de Líquidos de Gas Natural: TGP y el consorcio productor de Lote 56 firmaron un contrato ship or pay para el transporte de líquidos de gas natural. En dicho acuerdo, el consorcio productor garantiza a la Sociedad Concesionaria la recuperación del costo del servicio de transporte mediante la contratación a firme de una capacidad equivalente a 40 Mbblpd con una tarifa establecida hasta el 31 de Diciembre de 2011 de 4.00 US$/bbl y a partir del 1 de Enero de 2012 y hasta el 31 de Diciembre de 2028 de 3.51 US$/bbl, las cuales son ajustadas mensualmente por PPI Contrato de Venta de Gas Natural entre Perú LNG (PLNG) y el Consorcio Productor de Camisea: El 28 de febrero de 2006, los socios del Consorcio Productor Camisea del Lote 56 y PLNG firmaron los Contratos de Suministro de Gas Natural de dicho Lote bajo la modalidad de Take or Pay 10 por un volumen total de 244,550,000 MMBTU anual para un periodo de 18 años. Dicho volumen anual podrá ser mayor por mutuo acuerdo entre las empresas y podrá ser ajustado hacia abajo a opción del comprador por hasta el 10% de la cantidad anual originalmente establecida, o bien cuando se realicen trabajos de mantenimiento en una u otra planta los cuales no deberán exceder de 25 días anuales. Precio de Contrato El precio de venta que pagará PLNG al Consorcio Productor Camisea Lote 56 será por MMBTU de manera mensual y se basará en la siguiente formula: MP = (Q1 x CP1) + (Q2 x CP2) Donde: i) MP es el pago mensual, ii) Q1 es la cantidad de gas (en MMBTU) entregada a PLNG por los 15 primeros días del mes, iii) Q2 es la cantidad de gas (en MMBTU) entregado a PLNG por los demás días del mes (inicia el día 16), iv) CP1 es el monto (US$ por MMBTU) a pagar por PERU LNG por la entrega de gas en los 15 primeros días conforme a un esquema de cálculo establecido en función del Valor de Referencia correspondiente a ese período y v) CP2 es el monto (US$ por MMBTU) a pagar por PLNG por la entrega de gas en los 15 días restantes conforme a un esquema de cálculo establecido en función del Valor de Referencia correspondiente a ese período. El Valor de Referencia será el marcador que corresponda a un punto de transacción cercano al terminal de importación que reciba el Gas Natural de la planta de Perú LNG y debe determinarse mediante un Acuerdo de Valorización a ser firmado entre Perupetro y los licenciatarios del Lote 56. Condiciones Iniciales del Contrato de Compra Venta de los licenciatarios del Lote 56 con Perú LNG Las obligaciones de los vendedores de entregar gas están sujetas a las siguientes condiciones: 10 Los contratos Take or Pay estipulan que el comprador siempre pagará por un volumen determinado del producto negociado reciba o no el producto, los cuales se encuentran sujetas a ciertas cláusulas contractuales. 9

10 i) Completación mecánica y comisionado exitoso de las facilidades para producir, comprimir, reinyectar y procesar hidrocarburos provenientes del Lote 56; ii) Completación mecánica y comisionado exitoso de las facilidades de TGP para (a) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de gas, (b) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de líquidos del gas natural y (c) transportar gas desde la Planta de Malvinas hasta la planta de Perú LNG. Las obligaciones del comprador de recibir y pagar por el gas están sujetas a las siguientes condiciones: i) completación mecánica y comisionado exitoso de la planta de LNG; y ii) completación mecánica y comisionado exitoso de las facilidades de TGP para (a) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de gas, (b) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de líquidos del gas natural y (c) transportar gas desde la Planta de Malvinas hasta la planta de Perú LNG. Duración del Contrato El contrato firmado entre el Consorcio Productor del Lote 56 y PLNG cuando ocurra lo primero entre (i) el transcurso de 18 años desde la Fecha de Comienzo (período que podrá extenderse en algunos casos especificados en el contrato) y (ii) la producción y entrega al comprador de un volumen de 4.2 Tcf de gas en conjunto bajo los contratos celebrados con los licenciatarios de los Lotes 88 y 56. Se define como Fecha de Comienzo al primer día del mes que suceda al mes en el cual se vencen los 90 días que comienzan a transcurrir desde la fecha de comienzo de las entregas de gas. Las empresas miembro del Consorcio Productor del Lote 56 no pueden vender, con algunas excepciones, gas natural del Lote 56 a cualquier otra empresa que no sea PLNG. Las Regalías 11 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: Regalía por Petróleo Fiscalizado. Para determinar la regalía de petróleo fiscalizado, se multiplicará el precio de una canasta de hidrocarburos líquidos de referencia descontando un monto fijo de US$ 6.40 por el porcentaje de regalía obtenido en la siguiente tabla: Cuadro 6: Precios de Canasta para Petróleo Fiscalizado Precios (US$/bl) % de Regalía Regalía por Líquidos del Gas Natural Fuente: Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos Lote 56 Para determinar la regalía de los líquidos del gas natural fiscalizado, se multiplicará el valor de éste, por el porcentaje de regalía obtenido en la siguiente tabla: Regalía por Gas Natural Cuadro 7: Precios de Canasta para los Líquidos del Gas Natural Fiscalizado Precios (US$/bl) % de Regalía Fuente: Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos Lote 56 Para determinar la regalía del Gas Natural Fiscalizado 12, se considera lo siguiente: 11 Si el Precio de Canasta del Hidrocarburo, se encuentra en un valor intermedio, el porcentaje de regalía se obtendrá aplicando el método de interpolación lineal. Así mismo, el porcentaje de regalía, deberá ser redondeado a dos decimales. 12 El valor del Gas Natural Fiscalizado, es el valor a considerar a efectos del cálculo de la regalía y se determinará de la siguiente manera: i) Si el destino del Gas Natural Fiscalizado es la planta LNG, el valor de éste, es el resultado de multiplicar el Gas Natural Fiscalizado, en términos de su contenido calorífico, en millones de Btu, por el precio realizado o el VMV (valor mínimo de valorización) para dicho periodo, el que resulte mayor; y ii) Si el destino del Gas Natural Fiscalizado es el consumo en el mercado interno, el valor de éste se determinará mediante un factor de ajuste. 10

11 a) Para el Gas Natural Fiscalizado, cuyo destino sea la Planta LNG, se multiplicará el Valor del Gas Natural Fiscalizado por el porcentaje de regalía obtenido de la tabla que se presenta a continuación o un piso definido en la Licencia, el que fuera mayor. Cuadro 8: Regalías Gas Natural Valor Referencia (US$/MMBtu) % de Regalía Fuente: Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos Lote 56 b) Para el Gas Natural Fiscalizado, cuyo destino final sea el consumo en el mercado interno 13, se multiplicará el Valor de éste, por el porcentaje de la regalía de 37.24%. Análisis Sectorial Perspectivas Mundiales Gas Natural 14 El precio del Gas Natural (Henry Hub 15 ), durante los últimos años, ha presentado una tendencia bastante volátil, lo cual, implica un importante nivel de riesgo; es así como en los años 2005, 2006 y 2007, el precio promedio se ubicó en US$ 8.92/MMBTU, US$ 6.95/MMBTU y US$ 7.19/MMBTU. Sin embargo, debido al crecimiento en la demanda mundial por recursos energéticos alternativos al petróleo, el precio del Gas Natural empezó a mostrar una tendencia creciente, ubicándose a mediados del 2008 en US$ 13.07/MMBTU, fecha a partir de la cual, producto de la crisis financiera mundial el precio Henry Hub se desplomó cerrando el año 2008 en un promedio de US$ 9.13/MMBTU. Cabe resaltar, que producto de la crisis financiera la demanda de gas natural, principalmente del sector industrial se redujo; ya que se aplazó la puesta en marcha de algunos proyectos. Durante el año 2009, el precio del gas natural continuó con su tendencia decreciente, llegando a ubicarse en US$ 3.06/MMBTU (septiembre de 2009); es así, como el Henry Hub promedio, durante el 2009 fue de US$ 4.06/MMBTU. Esta caída en el precio se debió al exceso de oferta de gas natural en el mercado, debido a la caída de la demanda, antes mencionada. Durante el año 2010, el precio del gas natural ha mostrado una tendencia estable, llegando a ubicarse, en promedio en US$ 4.24/MMBTU. Gráfico 4 14 Precio Henry Hub (US$/MMBTU) dic-05 jun-06 dic-06 jun-07 dic-07 jun-08 dic-08 jun-09 dic-09 jun-10 dic-10 Hidrocarburos en el entorno nacional Fuente: EIA / Elaboración: PCR Producción Histórica En el Perú, hasta 1997, la producción de gas natural 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 13 En caso el destino del Gas Natural, sean las plantas de Gas Natural a Líquidos o instalaciones petroquímicas en el país, las Partes podrán acordar los porcentajes de regalía correspondiente. 14 El precio de transacción del GN en el mercado estadounidense toma tres valores diferentes, dependiendo del uso que se le dé: i) El precio Wellhead, es el precio del gas natural usado para la comercialización; ii) El precio Residencial, es el precio que se le cobra a las familias, y iii) El precio Henry Hub, el cual es usado para realizar ventas de gas natural, siendo éste precio el que utilizaremos en el análisis. 15 El precio spot del Henry Hub se refiere a las transacciones para entregas de gas natural en boca de pozo efectuadas en el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos. 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 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. Respecto a la producción petrolera peruana, entre la década de los 70 y 80 s se incrementó de manera sustancial, impulsada principalmente por los elevados precios internacionales del hidrocarburo líquido. La mayor producción se mostró en el año de , en el que se llegó a explotar cerca de millones de barriles; así mismo, se produjeron las mayores perforaciones de pozos petrolíferos (475 pozos). Sin embargo, el auge productivo duró sólo hasta fines de 1988, periodo en el cual la producción decayó considerablemente, y llegó a ubicarse en cerca de millones de barriles al culminar el ejercicio de Hasta el año 2003, la producción fiscalizada de crudo nacional mantuvo una tendencia claramente decreciente producto de la considerable caída en las actividades de exploración en el país y de la menor inversión en el sector. A partir del 2004, la producción se incrementó debido a la mayor perforación de pozos y por el inicio de operaciones del lote 88 (Camisea) en agosto de Gráfico 5 Gráfico 6 Producción Acumulada de Gas Natural Producción Acumulada de Hidrocarburos Líquidos 300, ,000 (MMPC) 70,000 60,000 (Miles de Barriles) 200, , ,000 50,000 Efecto Camisea 50,000 40,000 30,000 20,000 10, Fuente: INEI; MINEM / Elaboración: PCR Producción de Gas Natural Durante el mes de diciembre de 2010, la producción de gas natural fue de 1, MMPCD, 207.7% superior a la registrada en similar periodo de 2009; así mismo, al comparar la producción de diciembre del 2010 con la registrada en noviembre del mismo año, se observa una caída de 6.3% causado por la menor producción de la mayoría de lotes. Por otro lado, la producción acumulada del año 2010 ascendió a 255,609 MMPC, % mayor a la registrada el año anterior. 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 91.62%; seguido de Aguaytía Energy del Perú S.A (operador del lote 31 C) con una participación del 3.95%. Cabe resaltar, que el 53.1% de la producción acumulada correspondió al Lote 88 de Camisea. Gráfico 7 Gráfico 8 35, , , , , , , Producción Nacional de Gas Natural (MMCF) Pluspetrol Camisea Aguaytia Petrobras Petrotech Sapet GMP Olympic Fuente: Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía / Elaboración: PCR 16 En mencionada fecha, existían cuatro Compañías dedicadas a la extracción del líquido (Petroperú, Petromar, Oxy-Bridas y Occidental Petroleum Company). 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 Producción de Hidrocarburos Líquidos La producción de hidrocarburos líquidos es hallada sumando la producción de petróleo con la producción de líquidos de gas natural y condensado. La producción de hidrocarburos líquidos, en diciembre de 2010, alcanzó los mil barriles por día (4, mil barriles al mes), representando un incremento del 3.6%, respecto a diciembre de 2009 ( mil barriles por día); mientras que en términos acumulados, la producción del 2010 fue de millones de barriles, 8.2% superior a la registrada en similar periodo del 2009, debido al incremento en la producción de petróleo y líquidos de gas natural. Respecto a la producción de líquidos de gas natural y condensados durante el mes de diciembre del 2010, ésta se incrementó en 3.01% respecto de diciembre del 2009, debido al aumento en la producción del lote 88 (operado por Pluspetrol) en 10.33%. Por otro lado, a esa misma fecha la producción de petróleo se incrementó levemente en 4.19% respecto de diciembre del 2009, debido principalmente al incremento en la producción de los lotes Z-1 ( %) y Z-2B (+3.58%). Cabe resaltar, que la producción de hidrocarburos líquidos proveniente del gas natural se ha incrementado desde el año 2005 debido a la entrada del proyecto Camisea, reemplazando a la producción de petróleo. Gráfico 9 Gráfico Producción Nacional de Hidrocarburos Líquidos (Miles de Barriles / día) Reservas 17 Gas Natural Otros Sapet Aguaytia Petrobras Petrotech Pluspetrol Camisea Pluspetrol Norte Fuente: Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía / Elaboración: PCR Las reservas probadas de gas natural, al 31 de diciembre de 2010, ascendieron a TCF 18, incrementándose en 5.9% respecto al año 2009, gracias a la recalificación de las reservas del Lote 57. Así mismo, las reservas probables fueron de TCF y las posibles ascendieron a TCF, representando una variación de % y +6.4%, respectivamente; éstas variaciones, a la aplicación de nuevos datos por la evaluación de los descubrimientos de Urubamba y Picha y por la evaluación de la sísmica de las estructuras en los Lotes 88, 56, 57 y 58. Hidrocarburos Líquidos Las reservas probadas de hidrocarburos líquidos, al 31 de diciembre de 2010, ascendieron a 1,240.0 millones de barriles. Las reservas probadas de petróleo, al 31 de diciembre de 2010, ascendieron a millones de barriles, 14.6% superior a las registradas en el 2009, lo cual se debe a los resultados de la perforación de 233 pozos (6 pozos exploratorios, 3 pozos confirmatorios y 214 pozos de desarrollo), representando el número de pozos sobre base anual más alto de la historia peruana. Asimismo, el Perú posee millones de barriles de reservas probables y 1,828.7 millones de barriles de reservas posibles que podrían ser explotadas en la medida que las exploraciones aseguren su potencial de explotación, los precios internacionales lo ameriten y que los costos de extracción de dichos recursos sean lo suficientemente atractivos para que sean rentables. Por otro lado, las reservas probadas de LGN ascendieron a millones de barriles, incrementándose en 4.2% respecto a las del 2009; así mismo, las reservas probables y posibles se incrementaron en 65% y 29% respectivamente a las reportadas en el Con información del Libro Anual de Reservas 2008 publicado en el mes de mayo de TCF: Tera Pies Cúbicos (10 12 ) 13

14 El en siguiente cuadro se observa el resumen de reservas a diciembre de 2010: Cuadro 9: Reservas 2010 Hidrocarburo Probadas Probables Posibles Total Petróleo (Millones de Barriles) , ,352.6 Líquidos de Gas Natural (Millones de Barriles) , ,378.1 Total Hidrocarburos Líquidos 1, , , ,730.7 Gas Natural (BCF) , ,333.2 Regalías 19 Fuente: MEM / Elaboración: PCR Los Contratistas pagaran la regalía por cada Contrato de licencia en función de la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos provenientes del área de dicho Contrato. En este caso el Contratista pagará al Estado la regalía en efectivo, de acuerdo con los mecanismos de valorización y de pago que se establecerán en cada Contrato, teniendo en cuenta que los hidrocarburos líquidos serán valorizados sobre la base de precios internacionales y el gas natural sobre la base de precios de venta en el mercado nacional o de exportación, según sea el caso. La regalía será considerada como gasto. 20 Cabe resaltar, que la regalía se pagará conforme se acuerde en cada Contrato de Licencia. El monto que el Contratista pagará al Estado Peruano por concepto de regalía es calculado de la siguiente manera: Producción Análisis Financiero US$ BBL BBL CanastaAplicable Valor Producción US$ Valor Producción US$ RegalíaEf ectiv a% Monto Regalía US$ La información financiera para este análisis corresponde a los estados financieros auditados de Pluspetrol Lote 56 S.A. al 31 de diciembre de Es importante tomar en consideración que las abruptas variaciones que se pueden observar en algunos indicadores radican en que a partir del 2008 la empresa empezó a tener actividades operativas. a. Etapa pre-operativa La empresa Pluspetrol Lote 56 S.A. se constituyó en junio de 2005, con el objetivo principal de explotar y producir hidrocarburos en el distrito de Echarate en Cusco. La implementación del proyecto en su etapa pre-operativa destino una inversión de US$ 876 MM, de los cuales US$ 219 MM son provenientes de recursos propios. Al año 2008 (periodo donde empieza la fase operativa) se invirtió US$ 30.0 MM en nuevas instalaciones y US$ 141 MM en planta, maquinaria y equipo. En este contexto, se observa una volatilidad muy grande los indicadores financieros, como consecuencia de los múltiples incrementos de capital y deuda para la adquisición de activos. b. Etapa Operativa Análisis de resultados: A diciembre de 2010, las ventas netas de Pluspetrol fueron de US$ MM y registraron un incremento de US$ 40.0 MM (+63.62%) respecto de Este incremento es explicado por las mayores ventas de gas natural y de gas licuado de petróleo (GLP), las cuales representaron el 13% y el 33% de las ventas totales. Por otro lado, la venta de naptha representó el 38% del total. 19 El punto Regalías es tratado en los artículos 45, 46 y 47 de la Ley N 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos 20 Artículo N 45 de la Ley N

15 Gráfico 11 Gráfico 12 0,30 0,25 0,20 Ingresos y Costos de ventas (En MM de Nuevos Soles) Composición de las Ventas de Hidrocarburos 15% 14% 0,15 0,10 0,05 0,00 38% 33% dic-08 dic-09 dic-10 Total de Ingresos Brutos Costos de Venta Gas Natural (MMBTU) Naphta (Barriles) GLP/Propano/Butano (TN) MDBS (Barriles) Fuente Pluspetrol Lote 56 S.A. /Elaboración: PCR Por su parte, los costos de ventas fueron de US$ MM y se incrementaron 56.21% respecto de Al analizar la estructura de costos, se observa que las regalías representan el 65.03% del total, seguida de la depreciación con el 14.73%. A continuación se presenta la estructura de manera detallada. Cuadro 10: Composición del Costo de Ventas (2010) Sector % Costo de Ventas % de Ventas Regalías 65,03% 36.47% Costos de Producción 9.38% 5.26% Depreciación 14.73% 8.26% Transporte de Líquidos 1.02% 0.57% Fluctuaciones de precios de Líquidos de Gas 10.83% 6.07% Fuente Pluspetrol Lote 56 S.A. /Elaboración: PCR. La utilidad bruta de la empresa fue de US$ MM, la cual se incrementó en US$ 36.1 MM (+49.98%) y esta muestra un crecimiento exponencial desde el inicio del funcionamiento de las operaciones en el lote 56. Por su parte, los gastos operativos representaron un valor de U$$ 2.7 MM. En relación a la cuenta de otros ingresos netos, estos tienen un saldo positivo y registraron un valor de US$ 2.9 MM. Al incorporar estas cuentas se obtiene un resultado operativo de US$ MM, el cual se incrementó en 62.81% respecto de Por su parte la utilidad neta del ejercicio en el año 2010 fue de US$ 72.1 MM y esta se ha incrementado en US$ 29.8 MM (+70.76%) respecto de Al realizar un análisis porcentual del estado de ganancias y pérdidas, el 55% de las ventas totales corresponden a los costos directos. Indicadores de rentabilidad: A diciembre de 2010, el margen bruto fue de 44.75% y este presentó una ligera reducción de 0.99% respecto del mismo periodo del año pasado. Por otro lado, el margen operativo fue de 44.85% y registró un incremento de 2.60%. A su vez, el margen neto fue de 29.80% y muestra una tendencia creciente desde el inicio de operaciones del negocio. Al analizar los márgenes de rentabilidad, se observa que tanto el ROA como el ROE tienen una tendencia creciente mostrando valores a 2010 de 0.24% y 0.74% respectivamente. 15

16 Gráfico 13 Gráfico 14 Márgenes de Rentabilidad Evolución de Indicadores de Rentabilidad 45,0% 80,0% (12 meses) 40,0% 70,0% 60,0% 35,0% 50,0% 30,0% 40,0% 30,0% 25,0% 20,0% 10,0% 20,0% 0,0% dic-08 dic-09 dic-10 dic-08 dic-09 dic-10 Margen Operativo Margen Neto ROE (12 meses) ROA (12 meses) Indicadores de Liquidez y Solvencia: Fuente Pluspetrol Lote 56 S.A. /Elaboración: PCR La liquidez general de la empresa (la cual es medida como el ratio de activos corrientes sobre pasivos corrientes) fue de 1.82 veces a diciembre de 2010 y se observa un incremento de 1.07 veces respecto de Este comportamiento es explicado principalmente por el incremento de los activos corrientes y en particular de las cuentas por cobrar comerciales ( % respecto de 2009) como consecuencia de las actividades operativas de la empresa. Por otro lado, la prueba ácida fue de 1.65 veces y también registró una tendencia creciente. Al analizar los indicadores de solvencia se observa que el ratio de pasivos totales sobre EBITDA fue de 1.58 veces y registró una reducción de 0.81 veces respecto de Este comportamiento es explicado por el incremento sustancial de las utilidades netas de la empresa durante el periodo Gráfico 15 Gráfico 16 Indicadores de Liquidez Indicadores de Solvencia 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 dic-08 dic-09 dic-10 dic-08 dic-09 dic-10 Liquidez General Prueba Ácida Pasivo Total / EBITDA (12 meses) Pasivo No Corriente / EBITDA (12 meses) Análisis de endeudamiento y cobertura: Fuente Pluspetrol Lote 56 S.A. /Elaboración: PCR Desde el inicio de las operaciones de la compañía, la estructura de la deuda no ha tenido cambios sustanciales y solo registra un ligero incremento de 6.43% entre el 2009 y Este comportamiento es explicado por la evolución de las cuentas por pagar en el último periodo, registrando un valor de US$ 32.6 MM. Por otro lado el patrimonio si tiene un incremento sustancial desde el inicio de operaciones, y ha registrado un incremento de US$ 30.1 MM respecto de Al analizar la estructura a 2010, se observa que pasivo y el patrimonio tienen una proporción de 2 a

17 Gráfico 17 Gráfico 18 Total Pasivo y Patrimonio (En MM de nuevos de soles) Estructura del Pasivo y Patriomonio , ,00 PATRIMONIO 33% , , , , , , , ,00 0,00 dic-08 dic-09 dic-10 TOTAL PASIVO 67% TOTAL PASIVO PATRIMONIO Fuente Pluspetrol Lote 56 S.A. /Elaboración: PCR El índice de endeudamiento patrimonial obtuvo un valor de 2.08 veces y este se ha reducido en 0.74 veces respecto de Desde el inicio de las operaciones, se observa que ha tenido una tendencia decreciente por el incremento del patrimonio. Por otro lado, el ratio de pasivos totales sobre EBITDA a 12 meses nos permite observar que la generación de recursos propios de la empresa permitiría cancelar sus obligaciones en aproximadamente en 1.58 años. (2.4 años a diciembre de 2009). Gráfico 19 Gráfico 20 Endeudamiento Patrimonial Endeudamiento Patrimonial 3,40 10,00 3,20 3,00 8,00 2,80 6,00 2,60 4,00 2,40 2,20 2,00 2,00 dic-2008 dic-2009 dic ,00 dic-2008 dic-2009 dic-2010 Pasivo Total / Patrimonio Pasivo Total / EBITDA (12 meses) Fuente Pluspetrol Lote 56 S.A. /Elaboración: PCR Análisis del Balance General: A diciembre de 2010 la empresa tiene activos por un valor de US$ MM, afronta deudas por un monto de US$ MM y un patrimonio de US$ 98.1 MM. Análisis de los activos: El giro del negocio requiere que la empresa sea intensiva en la incorporación de capital para su funcionamiento. En este sentido, se observa la estructura del activo está conformada por activos no corrientes principalmente, el cual representa el 70.48% del total, con un monto de US$ MM, el cual ha mostrado reducción de US$ 6.9 MM (-3.19%) en relación a Esta reducción es explicada por el incremento de la depreciación acumulada que pasó de US$ 16.6 MM en 2009 a US$ 36.6 MM en el Por otro lado, el activo corriente fue de US$ 89.1 MM y registró un incremento sustancial de 124.5% respecto de Al analizar sus cuentas se observa que el rubro de caja y bancos registró un valor de US$ 44.4 MM y se incrementó en %. A su vez, las cuentas por cobrar registraron un valor de US$ 36.3 MM y se incrementaron en %. Análisis de los pasivos: Debido a la estructura de los activos, la deuda de la empresa en su mayoría de largo plazo. Al respecto se observa que los pasivos no corrientes representan un valor de US$ MM y se incrementaron en US$ 16.6 MM (+12.03%) respecto de Al analizar la estructura de la parte no corriente, se observa que los dos programas de bonos corporativos representan un monto de US$ MM. También se debe tomar en consideración que durante el 2010 la empresa constituyó un fideicomiso, por el cual cede los flujos de ingresos y los derechos de cobranza de sus ventas, lo que es utilizado como garantía de las emisiones de los bonos corporativos. En relación a la parte corriente, esta representó el 24.05% del total y registró un monto de US$ 48.9 MM, el cual se redujo en US$ 4.3 MM (-8.10%) respecto de Al observar sus componentes, las cuentas por pagar comerciales se incrementaron en US$ 16.2 MM, mientras que las otras cuentas por cobrar fueron de US$ 32.6 MM 17