GAS NATURAL DE LIMA Y CALLAO S.A.

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1 GAS NATURAL DE LIMA Y CALLAO S.A. Fecha de comité: 25 de noviembre del 2015 con EEFF 1 al 30 de septiembre del 2015 Aspecto o Instrumento Clasificado Solvencia Financiera Clasificación AAA Sector Hidrocarburos, Perú Equipo de Análisis Patricia Esquivel G. pesquivel@ratingspcr.com Carla Miranda P. cmiranda@ratingspcr.com (511) Categoría AAA: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes. Estas categorizaciones podrán ser diferenciadas mediante signos (+/-) para distinguir a las instituciones en categorías intermedias. La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales; sin embargo, no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos. Racionalidad En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió otorgar la clasificación de AAA a la clasificación de la Solvencia Financiera de Gas Natural de Lima y Callao S.A. (en adelante la Compañía o Cálidda ). Esta decisión se basa en el continuo crecimiento de los ingresos de distribución de gas natural, apoyado en los contratos en firme celebrados entre Cálidda y sus clientes, asimismo, la tendencia creciente en la generación de caja que le permite tener adecuados niveles de cobertura. Por otra parte, Cálidda tiene presencia monopólica en su área de concesión y cuenta con el respaldo del Grupo Energía de Bogotá. La clasificación también considera el avance del proyecto de inversión que permite el incremento en la capacidad de distribución y soporte del crecimiento de sus operaciones. Resumen Ejecutivo La clasificación otorgada a Gas Natural de Lima y Callao S.A., se soporta en los siguientes aspectos: - Respaldo y experiencia en el negocio de sus accionistas. Cálidda cuenta con el respaldo del Grupo Energía de Bogotá, de origen colombiano, principal accionista a través de EEB Perú Holdings LTD. Dicho grupo tiene más de 100 años de experiencia en el sector eléctrico y 22 años en el sector del gas natural, asimismo, es uno de los grupos empresariales más importantes de Colombia y actualmente tiene presencia en gran parte del territorio de Colombia, Perú, Guatemala y Brasil. Por otro lado, Promigas S.A. E.S.P., propietario del 40% de las acciones restantes de la Compañía, es una de las mayores empresas de distribución de gas natural y de transporte en Colombia. - Expansión de la Infraestructura. La Compañía viene expandiendo su red de distribución con el propósito de respaldar la progresiva demanda de gas natural en la zona de concesión. A septiembre 2015, ejecutó inversiones por US$56MM en la expansión de la red, aunque en menor proporción con su símil del periodo anterior (US$62MM, Var %). De acuerdo al Plan de Inversión Quinquenal , se espera que los gastos de capital para la expansión de la red de distribución sea de US$538 millones para el final de dicho periodo. - Solidez en la cartera de clientes y sostenido incremento de los ingresos. Cálidda mantiene un progresivo incremento en la cartera de clientes, siendo a septiembre 2015: 316,639 usuarios en el segmento Residenciales y Comerciales, 502 plantas industriales, 230 estaciones de servicio de Gas Natural Vehicular y 16 empresas generadoras de energía eléctrica. La Compañía mantiene 21 contratos de volumen contratados a firme (también llamados take or pay) con empresas del sector Industrial y generadoras de energía eléctrica, los cuales aseguran un flujo de ingresos estable y un flujo de caja predecible; tales ingresos representan más del 50% de los ingresos de distribución. En el último quinquenio, los ingresos por servicios de distribución han mostrado una tendencia creciente y constante, siendo la tasa de crecimiento promedio anual de 24.82% debido al incremento progresivo de sus clientes y al incremento de la tarifa del servicio de distribución. - Adecuados niveles de liquidez y capacidad estable de generación del flujo de caja. Los niveles de liquidez de la Compañía se encuentran en un nivel adecuado (liquidez general: 1.62 veces y prueba ácida: 1.44 veces) en línea con la mayor generación de efectivo, debido principalmente por los ingresos provenientes de los contratos take or pay. Por otra parte, es de mencionar que la actual política de dividendos establece que los dividendos serán distribuidos solamente después de financiar las inversiones de capital del año en su mayoría con el flujo de caja operativo. 1 No Auditados. 1

2 - Crecimiento del resultado neto y mejores márgenes e indicadores de rentabilidad. El resultado del ejercicio ha sido positivo y presenta una tendencia creciente a lo largo de los años, sustentada principalmente en los ingresos por servicios de distribución. En consecuencia, los márgenes bruto, operativo y neto han mostrado un crecimiento respecto de su símil en el periodo anterior. Por su parte, los niveles de rentabilidad medidos como ROE y ROA anualizados (12M) registraron 13.44% y 5.05% respectivamente. - Apalancamiento moderado y holgada cobertura. El endeudamiento patrimonial 2 de la Compañía mostró un leve incremento respecto de diciembre 2014 (1.66 veces a Sept.2015 vs 1.49 veces a Dic. 2014) debido al aumento de las obligaciones financieras proveniente de los nuevos préstamos recibidos de dos bancos locales: Interbank y Scotiabank. Por otro lado, el EBITDA le permite cubrir satisfactoriamente el servicio de la deuda (3.71 veces). En tal sentido, Cálidda cuenta con niveles de endeudamiento controlados y alta capacidad de pago para cumplir con nuevas obligaciones, en caso se requieran. Por otra parte, se permitirá la distribución de dividendos si se mantiene un nivel de apalancamiento (Deuda/EBITDA) no superior a 3.5 veces. Análisis Sectorial Entorno Macroeconómico Durante el primer semestre del 2015 la economía mundial se ha comportado de forma dispareja ya que mientras Estados Unidos se recupera con auspiciosas tasas de crecimiento trimestral (0.6% y 3.7% respectivamente) 3, la zona euro sigue en un proceso de lenta recuperación con tasas cercanas a cero. Por su parte Latinoamérica, Asia y en especial China se encuentran en una fase de rápida desaceleración económica que se evidencia en las constantes revisiones hacia la baja en sus expectativas de crecimiento. En ese sentido, la proyección de la Economía Mundial por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) ha sido revisado constantemente a la baja de 3.5% a 3.3% en Julio y a 3.1% en el último estimado para el Mientras para el 2016 fue reducido de 3.8% a 3.6% en la última proyección. Por su parte, el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) también disminuyó sus estimados del crecimiento de la economía mundial para el 2015 y 2016 siendo de 3.0% y 3.6% respectivamente. En el anterior reporte emitido por el BCRP se había pronosticado un 3.2% y 3.7% para los años mencionados. Según cifras preliminares del FMI el crecimiento mundial del primer semestre del 2015 fue de 2.9%, casi 0.3% por debajo de las proyecciones de abril de este año. Las cada vez más débiles cifras se sustentan principalmente en el bajo crecimiento de las grandes economías. En el caso de EE.UU. su crecimiento más bajo de lo previsto se debe a la baja tasa del primer semestre que su vez se debió al intenso frío del invierno que imposibilitó el normal flujo del comercio. En la zona euro se equilibra el mejor crecimiento de Italia, Irlanda y España con el débil ritmo económico de Alemania. En Asia, Japón tuvo un alto crecimiento en el primer trimestre seguido de una contracción en el segundo. Mientras tanto, en China el crecimiento de la inversión, las exportaciones e importaciones fueron más lentas que las del año pasado generando la ralentización de la actividad productiva. Según el FMI se mantiene la expectativa del crecimiento de la economía china a una tasa de 6.8%, mientras que el BCRP espera una expansión de 6.7% para ese país al año La mayor revisión a la baja es para la economía de América Latina que es la zona que atraviesa una mayor desaceleración. El FMI pronostica un crecimiento de - 0.3% y el BCRP una tasa de 0.2% con disminuciones de 0.8% y 0.6% respectivamente con respecto a sus anteriores previsiones en los reportes de inflación. Esto es debido a la recesión de Brasil y al estancamiento de las economías más grandes de Latinoamérica. Punto aparte es las recesiones que atraviesan Rusia en Europa y Venezuela en América. La inflación se mantiene estable a nivel global disminuyendo en algunos países desarrollados debido a la disminución del precio del petróleo y algunas materias primas. El caso es opuesto en ciertos países latinoamericanos en el que la inflación ha aumentado debido a políticas monetarias expansivas así como a la depreciación de sus monedas, este es el caso de Colombia, Chile, Perú, entre otros. En otros el caso es muy preocupante como en Argentina y Venezuela. El desempleo ha disminuido en países que mantenían medianas o altas tasas como es el caso de España y Estados Unidos. Durante el año se ha seguido muy de cerca la solución de la crisis económica griega, la volatilidad de los índices bursátiles chinos y la expectativa de un alza de la tasa de interés de la Reserva Federal. Por su parte el Perú registró un crecimiento de 2.44% en el primer semestre del 2015, ligeramente superior a la cifra anual del 2014 que fue de 2.40%. Esta pequeña cifra es explicada por el débil crecimiento del consumo, el gasto público así como por el retroceso de la inversión y las exportaciones. A su vez este bajo crecimiento es solo sustentado por el aumento de la producción minera, en el sector servicios y la pesca. Mientras que la manufactura y la industria presentaron tasas negativas que arrastraron el crecimiento del primer semestre hacia abajo. El BCRP pronostica que el crecimiento de este año será de 3.1%, mientras que el del 2016 será de 4.2%. Tasas inferiores a sus anteriores predicciones que presenta el banco en sus respectivos reportes. 2 Total Pasivo/Patrimonio. 3 Tasas de crecimiento revisadas por el gobierno de Estados Unidos a Agosto

3 PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS INDICADORES ANUAL 2015 PROYECCIONES ANUAL* I Sem PBI (var. % real) 8.45% 6.45% 5.95% 5.78% 2.40% 2.44% 3.10% 4.20% PBI Electr & Agua 8.12% 7.58% 5.82% 5.54% 4.90% 5.1% 5.10% 5.5% PBI Minero (var. % real) -4.90% -3.60% 2.80% 4.90% -0.90% 5.5% 4.20% 10.60% PBI Construcción (var. % real) 17.40% 3.00% 15.10% 8.90% 2.10% -7.9% 1.90% 3.00% Consumo Privado (var. % real) 8.70% 6.00% 6.10% 5.30% 4.30% 3.35% 3.50% 3.50% Remuneración Mínima Vital (S/.) Inflación (var. % IPC) 0.17% 0.39% 0.22% 2.86% 3.20% 2.51% 3.5%-4.0% 2.5%-3.0% Tipo de cambio promedio (USD) %** 3.0%** Inversión Privada (S/. MM) 80,457 89, , , ,834 56, %*** 2.0%*** Inversión Pública (S/. MM) 24,747 22,667 27,466 31,823 30,677 9, %*** 8.5%*** Exportaciones (USD MM) 35,565 46,268 45,639 41,939 37, ,767 34,573 Importaciones (USD MM) 28,815 36,967 41,113 42,003 40,809 18,253 35,874 36,609 *BCRP Reporte de Inflación Septiembre 2015 / ** Var% TC nominal esperado/ *** Var% Inversión Fuente: MINEM-BCRP / Elaboración: PCR Mercado de combustibles Según lo reportado por EIA 4, la demanda mundial de combustibles para el primer semestre del 2015 se ubicó en aproximadamente MM bbl/d (barriles por día), representando un crecimiento en 1.59% (+1.46MM bbl/d) respecto al promedio registrado durante el mismo periodo del Asimismo, las proyecciones para el año 2016 son positivas y ascendentes a MM bbl/d. Dichas proyecciones se sustentan principalmente en las expectativas de consumo de las economías emergentes y No-OPEC; en particular, se espera que el consumo de China se incremente en 0.3 MM bbl/d para los años 2015 y 2016, por debajo del crecimiento registrado en el 2014 (0.4 MM bbl/d) asociado al debilitamiento y la desaceleración de su economía. De otro lado, la oferta mundial de crudo y combustibles líquidos ascendió a MM bbl/d para el primer semestre del 2015, explicado por una mayor oferta de los países de la OPEC en +3.98% (+1.43 MM bbl/d) asociado a la mayor producción por parte de Estados Unidos en 7.59% (+1.06 MM bbl/d) con respecto a junio EIA proyecta una mayor producción por parte del OPEC en 0.8MM bbl/d para el año 2015 y espera que se mantenga el mismo nivel para el 2016, asimismo, se estima que la producción de Canadá aumente durante el segundo semestre del año y durante el 2016, aunque hayan varios proyectos que aún se encuentran planeados y no ejecutados. Finalmente, en el mercado de Gas Natural, se espera que el volumen de consumo al cierre del 2015 se ubique en 76.2 BCF/d (+4.24% vs 2014) y 76.4 BCF/d (+0.26%) en el 2016, dado una mayor demanda de los sectores eléctrico. A junio 2015, en el mercado nacional la demanda de combustibles líquidos ascendió a miles de barriles por día (MBPD), lo que significó un aumento de MBPD (+9.96%) respecto al mismo periodo del año anterior. De manera desagregada, dicha variación fue impulsada por el incremento de demanda en los principales derivados tales como el gasohol 90 (+21.09%), diesel B-5 (S-50) (15.07%) y diesel B5 (+3.00%). Precios y márgenes internacionales Los precios del petróleo han empezado a disminuir de manera sostenida a partir de junio 2014, alcanzando del primer semestre del 2015 una variación promedio anual de -4.15% y -4.07% para el caso del precio del crudo Brent y WTI, respectivamente. Según el EIA, este comportamiento responde a factores como i) el incremento de producción de tight oil por parte de EE.UU, ii) el exceso de oferta mundial; y iii) el deterioro de las expectativas de crecimiento de la economía mundial y demanda de petróleo. Respecto al primer factor, en los últimos años EE.UU ha ejecutado grandes inversiones en el fracking, lo cual refiere a la fracturación hidráulica de rocas que contienen petróleo, con el fin de extraer el llamado shale oil; ello le ha permitido incrementar su oferta y también convertirse en un probable exportador a Europa. Ligado al aspecto anterior, influye en la reducción del precio del crudo la decisión de los miembros de la OPEC en mantener su objetivo de producción en 30 MM bbl/d, con el fin de mantener su participación del mercado; sin embargo, esto contribuye al incremento de inventarios y por tanto afecta negativamente la evolución del precio. Por último, el precio también es influenciado por las menores expectativas de demanda mundial de petróleo, ligado al debilitamiento de crecimiento esperado en economías emergentes como China. Bajo este escenario, al cierre del primer semestre del 2015 el precio del crudo Brent se ubicó en USD/bbl, siendo menor en 45.01% respecto al precio registrado a junio 2014 ( USD/bbl). Por su parte, el precio del crudo WTI se redujo en 43.45%, pasando de USD/bbl (junio 2014) a USD/bbl (junio 2015). La brecha entre ambos precios fue de 1.66 USD/bbl, el cual ha presentado una tendencia decreciente durante el año Cabe indicar que EIA estima que el precio del crudo Brent promedie 54 US$/bbl a finales del 2015 y 59 US$/bbl en el 2016, mientras que el precio del WTI se ubique en 4 US$/bbl y 5 US$/bbl por debajo del crudo Brent para los respectivos años. Los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) comenzaron a disminuir desde inicios del segundo semestre 2014, contando con una ligera recuperación desde comienzos del De esta manera, a junio 2015 el precio de la gasolina se ubicó en 1.95 USD/galón y el diesel 1.80 USD/galón, representando una disminución en 31.73% y 38.31% a comparación de los precios al cierre del 2013, respectivamente. 4 Energy Information Administration (EIA)- Short Term Energy and Winter Fuels Outlook, Octubre

4 HH y MBT (US$/MMBTU) EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES 0 0 jun-2005 jun-2006 jun-2007 jun-2008 jun-2009 jun-2010 jun-2011 jun-2012 jun-2013 jun-2014 jun-2015 Henry Hub Mont Belvieu Texas WTI Brent Fuente: EIA/ Elaboración PCR WTI y Brent (US$ por barril) El precio del Gas Natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación) hasta el 2008; sin embargo, luego de la crisis energética de ese año 5, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y Gas Natural. A junio 2015, el precio promedio del Henry Hub (HH) ha presentado la misma tendencia decreciente del petróleo, ubicándose en 2.78 US$/MMBTU (Junio 2014: 4.59 US$/MMBTU). De esta manera, las expectativas sobre el precio para el 2015 son decrecientes siendo el promedio 2.81 US$/MMBTU, recuperándose en el 2016 con 3.05 US$/MMBTU. Producción de Hidrocarburos Actualmente en el Perú existen diez empresas en fase de extracción de gas natural (GN), siendo únicamente la producción extraída del yacimiento Camisea la que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El remanente de empresas vende el GN a menor escala y lo destinan a empresas industriales, con las que mantiene contratos, o a empresas de generación eléctrica de terceros como en el caso de Petrotech (Savia) y Aguaytía Energy. La tendencia positiva en la producción de GN se inició con la apertura de producción del Lote 88 en el 2004 y del Lote 56 en el 2010, ambas compañías de Pluspetrol Resources Corporation. Cabe mencionar que la producción de gas natural del país ha registrado una tasa de crecimiento promedio anual del 31.13% 6 durante los últimos 10 años. El 52.51% (1S 2014: 4.89%) de la producción promedio de GN en Mcfd proviene del lote 88 de Pluspetrol y el 36.54% del lote 56 de Pluspetrol, mientras que el 10.95% de la producción proviene de REPSOL (Lote 57), CNPC (Lote X), Aguaytía (Lote 31-C), Olympic (Lote X IIII), GMP (Lote I), Savia (lote Z-2B), Sapet (Lote VII y VI) y de Petromont (Lote II). Es así que la producción de GN acumulada a junio 2015 fue de 1, MMPC, cifra superior en 21.42% ( MMPC) con respecto a similar periodo de análisis del 2014, explicada principalmente por la mayor producción del Lote 88 de Pluspetrol ( MMPC, +1,204.61%) y del Lote 56 de Pluspetrol ( MMPC, %). Es importante mencionar que la Selva produce el 96.53% del GN, llegando a registrar una producción de 40, mil MPC a junio La producción de Líquidos de Gas Natural (LGN) registró un promedio de MBPD a junio 2015, mostrando una tasa de crecimiento interanual del 2.21%, a raíz de la mayor producción del Lote 56 de Pluspetrol, no obstante, se observa una reducción de la producción de LGN en el Lote 88 de Pluspetrol. El 90.97% de la producción promedio de líquidos de gas natural se produce en los lotes 56 y 88 de Pluspetrol y el resto proviene de Repsol Lote 57 (5.89%), Aguaytía (1.30%) y de Savia (1.30%). Es de mencionar que el 27 de marzo de 2014 Repsol Exploración Perú (Sucursal Perú) inició la extracción comercial del GN y LGN en el Lote 57; yacimiento ubicado en la Selva Sur entre las provincias de Satipo Junín. El GN proveniente de este Lote beneficiará a Lote 56 en el largo plazo al alargar su vida útil, el cual permitirá mantener la producción del Lote 88 para el consumo doméstico. El GN obtenido es procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas mientras que los LGN son procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. Cabe destacar que la Planta de Fraccionamiento de Pisco se encuentra en proceso de ampliar su capacidad de procesamiento y almacenamiento de líquidos de gas natural (LNG) y de productos, con lo cual se espera ampliar su capacidad de procesamiento entre un rango de MMBPD hasta 120 MMBPD para el Por otro lado, la producción promedio de petróleo se situó a junio 2015 en mil barriles por día (MMBD) y disminuyó en 23.51% con respecto a junio 2014 (72.04 MMBD) debido principalmente a la venta de sus activos de Petrobrás a la Corporación Nacional de Petróleos de China CNPC por USD millones, además se reportó la no producción del lote Z1 de BPZ. Cabe mencionar que al primer semestre 2015 se terminaron los contratos de licencia temporales para los Lotes III y IV con la empresa Interoil, mientras que en mayo entraron en vigencia los contratos de licencia de los Lotes III y IV con GMP. Cabe mencionar que existen 30 contratos (Junio 2014: 27 contratos) en estado suspendidos por situación de fuerza mayor, producto de conflictos sociales y aspectos relacionados a Estudios de Impacto Ambiental principalmente. El 32.55% de la producción petrolera proviene de Pluspetrol Norte (opera los Lotes 8 y 1-AB), seguido de CNPC con el 18.90%, Savia (14.89%) y otros (30.23%) Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 6 Según PERUPETRO es la tasa de crecimiento promedio anual. Para el cálculo se ha tomado como referencia los cierres de año del 2004 y

5 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (%) PRODUCCIÓN DE LGN-MM BLS Pluspetrol Norte 32.55% 120 CNPC 18.90% Savia 18.31% 100 Olympic 7.34% 80 CEPSA 7.29% GMP 6.30% 60 Sapet 6.16% Perenco 1.73% 40 Petromont 0.80% Maple 0.44% 20 Unipetro 0.17% 0 BPZ 0% jun-14 jun-15 Petrobrás 0% 1S S 2014 Repsol Lote 57 Aguaytía Savia Interoil 0% Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR Aspectos Fundamentales Reseña Gas Natural de Lima y Callao S.A. se constituyó en Lima el 8 de febrero de 2002 e inició operaciones en agosto de 2004; su principal actividad económica es la distribución de gas natural a través de una red de ductos, incluyendo la comercialización de equipos, su instalación, mantenimiento y la realización de actividades vinculadas a los hidrocarburos y/o su distribución en su zona de concesión. En diciembre 2004, la empresa presenta oficialmente su nueva marca denominada Cálidda. Posteriormente, desde febrero de 2011 es subsidiaria de Empresa de Energía de Bogotá S.A. ESP, la cual a través de EEB Perú Holdings LTD posee 60% de las acciones con derecho a voto representativas del capital social, y siendo Promigas S.A. ESP titular del 40% restante. Grupo Económico Cálidda pertenece al Grupo Energía de Bogotá, el cual tiene más de 100 años de experiencia en el sector eléctrico y 22 años en el sector del gas natural. A partir de su modelo de gestión público privado, es uno de los grupos empresariales más importantes de Colombia y actualmente tiene presencia en gran parte del territorio de Colombia, Perú, Guatemala y Brasil; su propósito es convertirse en el líder del sector energético en Latinoamérica. Además, tiene inversiones relevantes en otros negocios de la cadena de electricidad (generación y distribución/comercialización) y de gas natural (distribución y comercialización) en alianza con socios muy reconocidos a nivel internacional. Cabe señalar que Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P., empresa matriz del Grupo, cuenta con una calificación de emisor internacional a septiembre 2015 de Baa2 por Moody s, BBB- por S&P y BBB por Fitch. Por su parte, Promigas S.A. E.S.P. posee el 40% de las acciones restantes y es la empresa pionera en la masificación del gas natural en Colombia. Transporta 80% del gas natural en ese país y cuenta con más de 1.6 millones de usuarios, de los cuales el 86% pertenece a los sectores socio económicos menos favorecidos. En el 2015, las emisiones de bonos de Promigas cuentan con una calificación de AAA (col) por Fitch, la cual se soporta principalmente en la fuerte posición competitiva de la empresa en el mercado de transporte y distribución de gas natural en Colombia, su adecuada liquidez y el fortalecimiento de su flujo de caja operativo. Accionariado, Directorio y Plana Gerencial Al cierre del tercer trimestre del 2015, el capital social de la Compañía ascendió a US$230.35MM, representado por un total de 230,351,593 acciones, de las cuales 153,069,513 son acciones comunes con derecho a voto, íntegramente suscritas y pagadas, con valor nominal de US$1 cada una y 77,282,080 son acciones de clase B 7, suscritas y pagadas. El Directorio de la Compañía se encuentra conformado por ejecutivos de reconocido prestigio. Dicho órgano es presidido por el Sr. Ricardo Roa Barragán, quien posee amplia experiencia en planeación dirección, administración, estudio y desarrollo de actividades y proyectos en el sector energético; todos los miembros del directorio que lo acompañan son de nacionalidad colombiana. El Sr. Adolfo Gustavo Heeren Ramos, quien ocupaba el cargo de Gerente General de Gas Natural de Lima y Callao S.A. desde el 2011 hasta agosto del 2015, posee una experiencia de más de 19 años en la Industria. 7 Con fecha 27 de junio 2013, mediante Sesión de Junta General de Accionistas, se acordó por unanimidad crear y emitir una nueva clase de acciones denominadas B. Las acciones de clase B no confieren a sus titulares el derecho a percibir dividendos. 5

6 COMPOSICIÓN DE DIRECTORIO Y PLANA GERENCIAL ( ) DIRECTORIO PLANA GERENCIAL Ricardo Roa Barragán Presidente Tatiana Rivas Gerente de Planeamiento Estratégico Sonia Roció Sanabria Morales Director Carolina Hernández Gerente de Auditoría Interna Luis Ignacio Justiniano Betancur Escobar Director Carlos Cerón Gerente Comercial David Alfredo Riaño Alarcón Director Jorge Monterroza Gerente de Operaciones José Elías Melo Acosta Director Tania Silva Gerente de Relaciones Externas Antonio Celia Martínez Aparicio Director Patricia Pazos Gerente Abastecimiento Luis Ernesto Mejía Castro Director Isaac Finger Gerente Financiero Nubia Prada Sanmiguel Director alterno Amadeo Arrarte Gerente Legal y Asuntos Regulatorios Álvaro Torres Macías Director alterno Victoria Irene Sepúlveda Ballesteros Director alterno Nixon Jose Arcos Rodríguez Director alterno Gustavo Ramírez Galindo Director alterno Aquiles Ignacio Mercado González Director alterno Rodolfo Enrique Anaya Abello Director alterno Desarrollos Recientes - A septiembre 2015, Cálidda ha invertido US$56MM en la expansión de la red, principalmente en la construcción de redes de polietileno para la conexión de hogares. - El 3 de julio 2015, la Junta General de Accionistas acordó reducir el capital social de la Compañía en US$5 231, Operaciones y Estrategia Operaciones e Infraestructura Las operaciones de Cálidda están centralizadas en el Perú, específicamente en el departamento de Lima y en la Provincia Constitucional del Callao. A septiembre 2015, la Compañía cuenta con una sede principal ubicada en el departamento de Lima, con un City Gate en Lurín y cuatro locales de atención al cliente en la ciudad de Lima. Asimismo, cuenta con 371 colaboradores (362 a diciembre 2014). El sistema de distribución de gas natural en Lima y Callao está compuesto por un ducto principal y ductos secundarios. La tubería principal consiste en una tubería de acero de 62 km. de longitud y 20 pulgadas de diámetro la cual une Lurín con Ventanilla atravesando 14 distritos. Más, la ampliación de dicha Troncal que es de aproximadamente 42 Km, 36 Km de 30 de diámetro y 6 Km de 20 de diámetro. Tiene una cámara de válvulas ubicadas cada 7 kilómetros para facilitar el mantenimiento y solucionar problemas operativos. Por su parte, los ductos secundarios o ramales están comprendidos por tuberías de acero de 10 pulgadas de diámetro y tuberías de polietileno las cuales hasta la fecha se vienen instalando de acuerdo al Plan de Expansión presentado por la Compañía en cumplimiento de lo establecido en el Contrato BOOT Concesión de la Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao. Al cierre del tercer trimestre 2015, Cálidda ha construido 879km, de los cuales 23 km son tubería de alta presión en acero y el restante 856 km son tubería de polietileno. El sistema de distribución de Cálidda alcanza los 5,557 km de tuberías subterráneas (4,678 km a diciembre 2014). Con relación a la eficiencia, la tasa de penetración de la red 8 es de 56% (55% a diciembre 2014). Cálidda estima que existen más de 563,000 clientes potenciales (entre hogares y otros tipos de clientes) localizados frente a la red de distribución de Cálidda, de los cuales 317,387 están conectados en la actualidad. Cabe mencionar que la tasa de penetración se ha incrementado durante el último quinquenio debido a la estrategia comercial de Cálidda enfocada principalmente en distritos que se caracterizan por la presencia de familias con ingresos medianos y bajos, en donde el ahorro producido por el uso de gas natural, en comparación de otros combustibles, es más apreciado, y por lo tanto, existe una mayor aceptación por el servicio brindado. 8 Medido como el número de clientes conectados sobre el número de clientes potenciales (localizados en frente de la red de distribución de Cálidda). 6

7 KM 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 RED DE DISTRIBUCIÓN TASA DE PENETRACIÓN DE LA RED N (%) dic-10 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 sep-15 Redes de Acero Redes de Polietileno Clientes Potenciales - eje izq. Total Redes Clientes Conectados - eje izq. Tasa de Penetración - eje der % 50% 40% 30% 20% 10% 0% Clientes y Proveedores La Compañía mantiene un incremento sostenido de sus clientes, alcanzando a septiembre 2015 un total de 317,387 clientes, viéndose incrementado en 35% comparado con su símil del periodo anterior ( 235,273 clientes a Sept.2014), explicado principalmente por el aumento del número de clientes del segmento Residenciales y Comerciales ; si bien más del 99% del total de clientes( 316,639 clientes a Sept.2015) corresponde a dicho segmento, en términos de consumo de gas natural explicó una proporción menor (1.38% sobre el total del consumo de gas natural), ello se debe a la naturaleza de los clientes de los segmentos Industrial, Generadoras de Energía eléctrica y Estaciones de Servicio GNV, quienes a pesar de tener una pequeña participación dentro de la base total de clientes, ostentan un mayor consumo per cápita de gas y generan los mayores ingresos para la Compañía. Durante los primeros 9 meses del 2015, la Compañía ha agregado 61,473 clientes en el segmento Residencial y 886 clientes en el segmento Comercial demostrando así sus esfuerzos por conectar más hogares y negocios al sistema de distribución. A la fecha son 17 distritos de Lima Metropolitana que ya cuentan con el servicio público de gas natural. En el segmento Industrial, la Compañía ha conectado un total de 13 nuevas plantas industriales y en el segmento Estaciones de Servicio GNV se ha incorporado al sistema de distribución 10 nuevas estaciones de servicio GNV y actualmente hay más de 212,000 vehículos convertidos al gas natural que recorren Lima y Callao; se espera un incremento en el consumo de gas natural dado a que el transporte público de Lima se está convirtiendo poco a poco de diesel a gas natural. En estos dos últimos segmentos, Cálidda tiene presencia en más de 34 distritos. Con relación al segmento Generadores de Energía eléctrica, Cálidda atiende a 16 generadoras siendo las principales: Enersur, Kallpa, Edegel Ventanilla, Edegel Santa Rosa, Duke Energy, Termochilca, Fénix Power y SDF Energía. Es de importancia mencionar que a septiembre 2015, la Compañía tiene firmados 21 contratos bajo la modalidad de volumen contratados a firme take or pay 9 con 21 Compañías, 8 de ellas son empresas generadoras de energía eléctrica y las restantes (13) son importantes empresas industriales con un volumen total contratado de MMPCD 10 y 29.58MMPCD, respectivamente; la mayoría de estos contratos (12) cuentan con un periodo de vigencia hasta el año 2033, los cuales garantizan operaciones e ingresos a la Compañía que le permitirán cubrir los costos y gastos operativos. Respecto al volumen, a septiembre 2015 la Compañía registró un volumen total consumido de 532MMPCD representando una ligera disminución interanual de 0.51% y un volumen total facturado de 689MMPCD (+3.71%, 673MMPCD a septiembre 2014). Por otra parte, los clientes regulados 11 registraron una participación sobre el total del volumen total facturado de 21.92% mientras que los clientes no regulados 12 registraron un 78.08%. El segmento Generadoras de Energía eléctrica y Residenciales y comerciales contribuyeron positivamente sobre el volumen facturado con tasas de crecimiento de 4.61% y 30.91%, respectivamente, durante los 12 últimos meses producto del mayor número de clientes. Por el lado de los proveedores, Cálidda ha establecido procedimientos para calificar y evaluar de manera periódica a los proveedores que suministran bienes y servicios críticos y no críticos conforme a los estándares establecidos. Para el caso de proveedores antiguos, se realiza mensualmente la evaluación del contratista. Cada tres meses, el área de Gestión de Proveedores, concilia la información y elabora un informe final, que es presentado a las diferentes áreas involucradas, así como a los contratistas, con el fin de determinar el nivel de desempeño de la contratista, que permita verificar el grado de cumplimiento de las responsabilidades, criterios y condiciones, acordados en los contratos, así como definir planes de acción y mejora. La evaluación y calificación de proveedores de bienes y servicios críticos primarios se realiza con una empresa certificadora externa definida por la Compañía y/o la Casa Matriz. 9 Los contratos "take or pay", son un modelo de Contrato de compra y venta de un determinado producto en que el comprador queda obligado a pagar por la encomienda que hace, consumiendo o no el producto; es decir, en el caso de que no consuma el producto en la fecha prevista, el contrato exige que se efectúe el pago, independientemente de haber existido consumo. 10 Millones de pies cúbicos por día. 11 A los clientes regulados se les provee el servicio de gas, transporte y distribución. 12 Los clientes independientes contratan directamente el servicio de gas y transporte. Cálidda le brinda solamente el servicio de distribución. 7

8 A septiembre 2015, entre sus principales proveedores figuran: Transportadora de Gas del Perú, PAT en Fideicomiso-Hunt Oil Compañy, Pluspetrol Camisea Fideicomiso /LF, SK Innovation Sucursal Peruana y Repsol Exploración Perú. Contrato de Concesión de Distribución BOOT 13 Con fecha 2 de mayo de 2002, Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP), Cálidda y el Estado Peruano, suscribieron un convenio de cesión de posición contractual, mediante el cual Cálidda recibió a título gratuito, de TGP, todos los derechos y las obligaciones del Contrato BOOT de Concesión para la distribución de gas natural por red de ductos en el Departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao y la explotación de los bienes de la concesión, adquiriendo la denominación de Concesionaria en el referido contrato. Los principales aspectos del Contrato BOOT se resumen a continuación: - Cálidda tiene el derecho de distribuir gas natural vía red de ductos en el departamento de Lima y la provincia constitucional del Callao entre la puesta en operación comercial y el vencimiento del plazo del Contrato, que se establece en 33 años contados a partir del 9 de diciembre del Al vencimiento del Contrato, Cálidda podrá solicitar la prórroga del plazo con una anticipación no menor de 4 años a la fecha de su vencimiento o de cualquiera de sus prórrogas; cada plazo de prórroga no podrá ser superior a 10 años y podrá otorgarse sucesivamente sin sobrepasar el plazo máximo acumulado de 60 años. - La Compañía asumió el compromiso a partir del 8 de mayo del 2010, fecha de entrada en vigencia de la Tarifa Única de Distribución, estar en condiciones de prestar efectivamente el Servicio de Distribución por lo menos a la siguiente cantidad de consumidores: Año Consumidores por año Consumidores por año acumulado Al finalizar el primer año 12,000 12,000 Al finalizar el segundo año 15,000 27,000 Al finalizar el tercer año 18,000 45,000 Al finalizar el cuarto año 21,000 66,000 Al finalizar el quinto año 25,000 91,000 Total al quinto año 91,000 - Mediante el Contrato, Cálidda asume la responsabilidad de atender la capacidad mínima en la Red de Alta presión según los controles a establecerse antes de las conexiones Cementos Lima S.A., la Central Térmica de Santa Rosa (Edegel S.A.) y la Central Térmica de Ventanilla (Edegel S.A.A.). Asimismo, cumplir con el cronograma de las actividades de construcción de las Obras Comprometidas Iniciales sin exceder el plazo para la puesta en operación comercial. Cabe resaltar que para garantizar el cumplimiento de las obligaciones a partir de la puesta en operación comercial, la Compañía entregó al concedente una garantía de fiel cumplimiento de US$ 1,000 Miles, la misma que debe mantenerse durante la vigencia del contrato de concesión. A septiembre 2015, esta garantía consiste de una carta fianza otorgada por el Banco de Crédito del Perú, con vencimiento el 9 de agosto de 2016, la cual se renueva periódicamente a su vencimiento. Tarifas Con fecha 6 de mayo de 2010, el Estado Peruano y la Compañía, suscribieron una adenda al contrato BOOT a fin de incorporar el nuevo esquema tarifario en el Área de Concesión, el cual integró la Tarifa de la Red Principal de Distribución y la Tarifa de Otras Redes en una única tarifa, la Tarifa Única de Distribución. Con este esquema tarifario, el precio final que pagan ahora los consumidores finales por el servicio está compuesto por: (i) el precio del gas natural, (II) la tarifa por el servicio de transporte y (iii) la Tarifa Única de Distribución. La Tarifa Única de Distribución sólo es establecida de acuerdo a categorías de cliente o consumidores según rangos de consumo. Plan Quinquenal de Inversiones El Plan Quinquenal de Inversiones 14 contiene el inventario de las instalaciones proyectadas a ejecutar por Cálidda en el periodo , en el cual la Compañía proyecta conectar durante el quinquenio a 463,755 nuevos usuarios residenciales y comerciales, 119 nuevas industrias y 74 nuevas estaciones de GNV. A nivel geográfico, al final del quinquenio, 13 nuevos distritos contarían con redes de distribución de gas natural y harían un total de 25 distritos atendidos; mientras que 37 distritos contarían con estaciones de servicio de GNV y 32 tendrían servicios de gas natural a nivel industrial. Para alcanzar estas cifras de usuarios Cálidda planea tender 6 007km de redes de polietileno y 175km de redes de acero realizando una inversión de US$ 429,6 millones y US$ 77 millones respectivamente. Además también se tiene planeado invertir US$ 30 millones en ERPs y US$ 1,6 millones en obras especiales, lo que hace un monto total de US$ 538 millones durante el periodo Cabe señalar que durante este periodo también se contempla expandir las redes de distribución a los distritos de Imperial y Cañete. 13 Los Contratos BOOT (Build, Own, Operate and Transfer) fueron firmados el 9 de diciembre de 2000 por los representantes del Concedente y de la Sociedad Concesionaria (Ministerio de Energía y Minas y TGP). 14 Presentado por Cálidda al Ministerio de Energía y Minas en julio del

9 Análisis Financiero Eficiencia Operativa Cálidda sostiene sus ingresos operacionales a partir de 5 elementos: (i) ingresos de distribución, derivado de las ventas de distribución de gas natural, (ii) Servicios de instalaciones internas, generados por la construcción de la red de gas natural dentro de los hogares, (iii) Ingresos por servicios de suministro de gas y de transporte de gas (Ingresos Pass-Through 15 ), (iv) Ingresos por ampliación de la red principal, registrados de acuerdo a la IFRIC y (v) Otros Ingresos, que comprende el mantenimiento y otros servicios no recurrentes. A septiembre 2015, los ingresos operacionales totales ascendieron a US$394.84MM, tras un incremento interanual de 3.80%, compuesto principalmente por la venta de gas natural con un participación de 36.37% sobre el total de ingresos, seguido de la prestación de servicios de distribución (24.37%) y el transporte de gas natural (12.37%). En cuanto al desempeño de sus ingresos ajustados 17, se incrementaron en 5.02% durante los 12 últimos meses al pasar de US$139.62MM a US$146.63MM, impulsado principalmente por los ingresos por distribución y los otros ingresos, los cuales aumentaron en 12.93% y %, respectivamente, sin embargo, los ingresos por servicio de instalaciones disminuyeron en 18.07% (-US$9.23MM). Respecto a los ingresos por distribución, a septiembre 2015 totalizaron US$96.28MM y representaron el 65.66% del total de los ingresos ajustados, la mayor parte de los ingresos de distribución (52.62%) son generados por el segmento Generadores de Energía eléctrica, seguido de los ingresos provenientes del segmento Industrial (23.62%), los cuales mantienen una tendencia creciente a lo largo de los años, asimismo, los segmentos Estaciones de Servicio GNV y Residenciales y Comerciales han contribuido positivamente aunque en menor proporción al incremento de los ingresos, dado el mayor número registrado de clientes durante los últimos años y la reforma tarifaria de distribución establecida para el periodo , la cual es mayor en 6.37% comparada con la tarifa promedio del periodo Por su parte, el costo de ventas se vio incrementado en un 2.49% respecto de septiembre 2014, gran parte de dicho incremento derivan del mayor consumo y transporte de gas. En tal sentido, la utilidad bruta ascendió a US$88.78MM evidenciando un incremento (+8.62%, +US$7.05MM) respecto de septiembre del La mejora en la utilidad bruta se debe principalmente al mayor crecimiento de los ingresos operacionales (+US$14.47MM) con relación al incremento del costo de ventas (+US$7.42MM). Asimismo, en términos relativos, la utilidad bruta pasó de 21.49% (Sept.2014) a 22.49% (Sept.2015). INGRESOS Y COSTOS DE VENTAS INGRESOS AJUSTADOS POR SEGMENTOS DE CLIENTES US$MM (%) US$MM 60 90% % 70% % % 40% % % 10% 0% Ingresos Operacionales - eje izq. Residencial y comerciales Industrial Costo de ventas - eje izq. Estaciones de GNV Generadoras de energía Crec. U.Bruta (%) - eje der. Instalaciones Otros Ing. Por el lado de los gastos operativos 18, ascendieron a US$26.33MM tras disminuir en 2.80% durante los 12 últimos meses debido a los menores gastos de ventas (-2.89%, -US$0.58MM) y administrativos (-2.53%, -US$0.18MM). La reducción de los gastos operativos responde a las menores cargas de personal, servicios prestados por terceros y depreciación y amortización. En consecuencia, a septiembre 2015 el EBIT anualizado ascendió US$77.44MM tras crecer en 9.81%, esto se vio impulsado principalmente por la tendencia alcista de los ingresos operacionales así como la reducción de los gastos operativos. Por su parte, la depreciación y la amortización anualizada ascendió a US$27.10MM tras crecer en 21.79% durante los 12 últimos meses, con lo cual Cálidda generó un EBITDA 12M positivo y ascendente a US$104.54MM, presentando un incremento interanual de 12.69%, fundamentado en el buen desempeño de sus ingresos lo que contrarrestó el crecimiento del costo de ventas y gastos operativos, lo que evidencia que la Compañía mantiene una tendencia creciente y sostenida en la generación de efectivo. Rendimiento Financiero Al cierre del tercer trimestre 2015, la utilidad neta ascendió a US$30.57MM presentando un incremento interanual de 4.79% 15 Conforme a lo establecido en el Contrato BOOT, la tarifa regulada para los servicios de distribución de gas natural incluye los cargos de paso a través de servicio de suministro de gas y de transporte de gas (los cuales también representan un costo de venta, sin un margen) 16 Norma Contable para las inversiones de la concesión. 17 Sin incluir ingresos Pass-through e ingresos por IFRIC Gastos de ventas y administrativos 9

10 (+US$1.40MM), en términos relativos creció de 7.67% (Sept.2014) a 7.74% (Sept.2015), en concordancia con el aumento de los ingresos operativos y la reducción de los gastos operativos. Respecto a los ingresos financieros, estos ascendieron a US$1.48MM, tras crecer en % durante los últimos 12 meses, mientras que los gastos financieros totalizaron US$11.54MM incrementándose en 7.02% ante un mayor gasto en intereses por préstamos bancarios y otros gastos financieros. Por otro lado, se presentó un efecto neto por la diferencia de cambio de US$4.50MM (pérdida). Por su parte, el margen operativo anualizado 19 mostró un incremento interanual (38.48% a Sept.2014 vs 40.17% a Sept.2015), en concordancia con la reducción de los gastos operativos, mientras que el margen neto anualizado presentó una ligera reducción al pasar de 19.84% (Sept.2014) a 19.04% (Sept.2015) debido al menor crecimiento presentado de la utilidad neta anualizada en comparación del crecimiento de los ingresos de distribución ajustados. Como consecuencia, el ROA anualizado pasó de 5.51% (Sept.2014) a 5.05% (Sept.2015), dado el mayor crecimiento de los activos totales (+4.45%) respecto del crecimiento de la utilidad neta anualizada (+0.93%). Por su parte, el ROA 12M disminuyó ligeramente de 5.51% (Sept.2014) a 5.05% (Sept.2015), debido al mayor incremento del activo total con relación al mismo periodo del 2014, dado las mayores inversiones en el activo intangible. Por otro lado, el ROE 12M creció de 13.30% a 13.44% (Sept.2014 vs Sept.2015), dado que el crecimiento del patrimonio fue en menor medida que el crecimiento de la utilidad neta. 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% MÁRGENES DE RENTABILIDAD (%) EVOLUCIÓN DE LOS INDICADORES DE RENTABILIDAD 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Margen Bruto 12M Margen Operativo 12M ROE 12 meses ROA 12 meses Margen EBITDA 12M Margen Neto 12M Liquidez A septiembre 2015, los activos corrientes totalizaron US$183.40MM tras una disminución de 4.83% respecto a diciembre 2014, originado principalmente por la disminución del efectivo (-7.05%,-US$5.60MM), derivado de los pagos corrientes de la actividad, pago de dividendos y desembolsos realizados por inversión en bienes de la concesión. De igual forma, se vieron disminuidas las cuentas por cobrar comerciales, debido a la menor provisión de servicios no facturados, la mayor estimación de deterioro de cuentas por cobrar y a la mejora del periodo promedio de cobro que pasó de 52 días (diciembre 2014) a 37 días (septiembre 2015). Asimismo, en el activo corriente no se ha registrado crédito por impuesto a las ganancias debido a que el resultado generó un pasivo por este concepto. Respecto a las cuentas por cobrar comerciales, representan el 39% del total de activos corrientes y el 92% de estas cuentas corresponde a clientes con saldos no vencidos o vencidos menores a 30 días; el 13.80% está concentrado en 80 clientes importantes y no hay clientes que representen individualmente, igual o más del 0.10% del total del saldo de las cuentas por cobrar comerciales. Cabe mencionar que las concentraciones de riesgo de crédito con relación a las cuentas por cobrar son limitadas debido al gran número de clientes que posee la Compañía. Por otra parte, a septiembre 2015 el pasivo corriente de la empresa ascendió a US$113.17MM viéndose incrementado en 30.80% durante los 9 meses, explicado por el incremento de la parte corriente de las obligaciones financieras a consecuencia de los préstamos obtenidos del Interbank y Scotiabank. Adicionalmente, contribuyeron al pasivo circulante las mayores cuentas por pagar a relacionadas, las cuales provienen de servicios recibidos de EEB Holding Ltd., Promigas S.A. E.S.P., y EEB SA, y el incremento de las otras cuentas por pagar, derivado principalmente por el mayor saldo por pagar por concepto del Nuevo Fondo de Promoción Osinergmin 20 (US$20,023) conformado por fondos recaudados por US$26.25MM y descuentos otorgados por US$6.22MM. En contraste, las cuentas por pagar comerciales disminuyeron en 9.64% (- US$4.81MM), esta variación se vio influenciada en parte por la disminución del periodo promedio de pago, el cual pasó de 44 (diciembre 2014) a 29 días (septiembre 2015). La Compañía presentó un capital de trabajo positivo, totalizando US$70.23MM a septiembre Para el mismo periodo, los indicadores de liquidez corriente y prueba ácida 21 ascendieron a 1.62 veces (2.23 veces a diciembre 2014) y 1.44 veces (1.98 veces a diciembre 2014) respectivamente, reportando una ligera disminución en comparación a los niveles presentados al cierre del año anterior. Dicha disminución fue influenciada principalmente por la disminución del efectivo en el activo corriente y el incremento de las obligaciones financieras de corto plazo en el pasivo corriente. A pesar de la disminución, los indicadores de liquidez son adecuados y permiten que la Compañía cubra sus obligaciones de corto plazo, lo que evidencia una alta capacidad financiera. 19 Determinado sobre el total de Ingresos ajustados (sin incluir Pass-Through e IFRIC 12) 20 Creado en el 2012 mediante D.S. N EM. Se forma mediante tarifa única de distribución para beneficiar a los clientes residenciales dentro de las zonas de promoción (por regulación OSINERGMIN) a obtener un descuento en las instalaciones internas. 21 (Activo Corriente Inventarios) / Pasivo Corriente. 10

11 INDICADORES DE LIQUIDEZ EVOLUCIÓN DEL PMC Y PMP US$ MM Capital de Trabajo - eje izq. Liquidez Ácida - eje der. Veces Liquidez General - eje der. Días Periodo medio de Pago (PMP) Periodo medio de Cobro (PMC) Endeudamiento y Solvencia Al cierre de tercer trimestre 2015, la Compañía registró un pasivo total ascendente a US$453.59MM, tras un incremento de 8.98%, explicado en su mayoría por el incremento del pasivo corriente (+30.80%, +US$26.65MM) originado por el incremento de la parte corriente de la deuda financiera, las cuentas por pagar a relacionadas y las otras cuentas por pagar. La deuda financiera de la Compañía totalizó US$340.65MM (75.10% del pasivo total) compuesta en su mayoría por bonos, los cuales fueron colocados en marzo de 2013 en el mercado internacional por un monto de US$320MM a un plazo de diez años, sin garantías y con una tasa cupón de 4.375%, el destino de los recursos captados fue empleado para prepagar los préstamos International Finance Corporation (IFC), Corporación Andina de Fomento (CAF), Infraestructure Crisis Facility Debt Pool (ICF), Citibank del Perú S.A y el préstamo subordinado de accionistas, asimismo, el remanente sirvió para financiar inversiones como la ampliación de la red de gas en Lima y el Callao durante el 2013 y Es preciso mencionar que la clasificación de los bonos internacionales de la Compañía en el 2015 es de Baa3 por Moddy s y de BBB- por Fitch Ratings y S&P, dicha calificación se sustenta en la estable generación de flujos de efectivo, derivada por el bajo riesgo de la industria y su posición monopólica en la zona geográfica donde opera. Adicionalmente, forman parte de la deuda financiera, los préstamos otorgados por los bancos locales Interbank y Scotiabank por un monto conjunto en moneda local de S/.90.6 MM; tales préstamos han sido pactados con un plazo de cuatro de años, sin garantías ni covenants y a una tasa de interés del 4.90% (Interbank) y 4.75% (Scotiabank), asimismo, han sido empleado para coberturar las cuentas por cobrar por el servicio de instalaciones internas y para financiar el CAPEX de la empresa. A septiembre 2015, el patrimonio ascendió a US$273.08MM, tras una disminución de 2.30%, explicado por la reducción del capital social (-2.22%), dado lo acordado en Junta General de Accionistas de julio 2015, y la reducción de los resultados acumulados ( %), producto del pago de utilidades retenidas del periodo 2014 por US$ 31.77MM en abril El nivel de endeudamiento patrimonial se situó en 1.66 veces, mayor a lo reportado a diciembre 2014 (1.49 veces) debido al mayor crecimiento del pasivo total y la reducción del patrimonio. Para el periodo de análisis, la relación de pasivos y deuda financiera a EBITDA (4.34 y 3.26 años) indica que la totalidad de las obligaciones financieras podrían ser amortizadas en el mediano plazo. Por su parte, la capacidad de generación de la Compañía en términos de EBITDA le permite cubrir holgadamente los intereses financieros incurridos en sus actividades de financiamiento (6.84 veces a Sept.2015), nivel superior a lo reportado a diciembre 2014 (6.30 veces) debido al mayor EBITDA registrado. De adicionar la porción corriente de la deuda financiera a los gastos financieros anualizados, el nivel de cobertura sería de 3.71 veces mostrando un resultado inferior que el registrado a diciembre 2014 (6.30 veces) explicado por el incremento de la porción corriente de la deuda financiera debido a los préstamos recibidos de dos bancos locales US$ MM PASIVO, PATRIMONIO Y ENDEUDAMIENTO Veces US$ MM INDICADORES DE SOLVENCIA 10 EBITDA 12M - eje izq. Pasivo / Patrimonio - eje der. Patrimonio - eje izq. Pasivo Total / EBITDA 12M - eje der. Pasivo Corriente - eje izq. Pasivo No Corriente - eje izq. Deuda Financ. / EBITDA 12M - eje der Años