PLUSPETROL LOTE 56 S.A.

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1 PLUSPETROL LOTE 56 S.A. Fecha de comité: 28 de marzo del 2016 con EEFF 1 al 30 de junio del 2015 Sector Hidrocarburos, Perú Aspecto o Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva Bonos Corporativos paaa Estable Equipo de Análisis Stephania Valencia O. svalencia@ratingspcr.com Carla Miranda P. cmiranda@ratingspcr.com paaa: Emisiones con la más alta calidad de Crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes. (511) La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales; sin embargo, no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos. Racionalidad En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió mantener la clasificación paaa a la Primera y Segunda emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos en base a la relevancia del Proyecto Camisea, el cual es el yacimiento gasífero más importante del país y del que Pluspetrol Lote 56 posee participación para la exportación de LNG a través de PLNG. La calificación se basa en la estructura de asignación de flujo bajo una garantía formada por un fideicomiso bancario que se soportan en los óptimos estándares del desempeño operacional. Además, se considera la experiencia del grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación a nivel mundial. Finalmente, la calificación también considera los efectos negativos producidos por la disminución continua de los precios de los hidrocarburos, los cuales se han generado por factores coyunturales en la economía mundial y que han afectado los niveles de rentabilidad de la compañía. Resumen Ejecutivo -Relevancia del Yacimiento Camisea. Es el yacimiento de gas más importante del país y donde el Lote 56 posee la segunda más alta participación de reservas representando el 25% del total de reservas del yacimiento. Garantizando ventas de gas natural y líquidos de gas natural por encima de la vigencia de los bonos (2015 y 2020) denotado en el plan de producción hasta el La producción total de gas natural se encuentra destinada para la venta a la planta de licuefacción de PLNG dirigidas a la exportación. -Reducción de la utilidad neta de Pluspetrol Lote 56, consecuencia de la constante disminución en los precios. ada la reducción de los precios del GN en un 70.07%, la participación del mismo sobre el total de las ventas disminuyó de 20.99% a 11.89%, lo que ocasionó menores ingresos y una evolución negativa de todos los márgenes de la Compañía, así como el ROA y ROE anualizados que pasaron de 22.47% y 74.23% a 8.88% y 26.76%, respectivamente. Sin embargo, pese a esta disminución, la Compañía sigue mostrando niveles muy atractivos de retorno a la inversión. Cabe destacar que se ha conseguido una utilidad neta positiva y se ha logrado reducir los gastos operativos a pesar de los menores ingresos. -Reestructuración de la deuda de corto plazo, ocasionando mayores niveles de liquidez. A través de la obtención de un préstamo de mediano plazo por US$ MM en junio 2015, la Compañía ha logrado reestructurar sus deudas de corto plazo, lo que ha generado que el pasivo corriente disminuya en 46.43%, traduciéndose en un mayor ratio de liquidez al pasar de 0.80 veces a 1.81 veces en junio Asimismo, dada la disminución del pasivo corriente, el capital de trabajo ha incrementado y ha resultado positivo. -Efectos de un mayor nivel de capex (no programado). Un aumento del requerimiento de inversiones en capital no programado tendría un efecto negativo en el nivel de utilidad por el incremento de las obligaciones financieras correlacionadas. Sin embargo, PCR considera que dicho evento tiene un bajo nivel de probabilidad en el contexto actual. -La experiencia del grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación. La experiencia y el conocimiento en el negocio de cada uno de los accionistas que conforman el Consorcio que desarrolla la explotación del Proyecto Camisea. Adicionalmente Pluspetrol participa en la elaboración de otros proyectos vinculados al sector hidrocarburos e infraestructura del desarrollo del mercado interno de gas natural. 1 No Auditados 1

2 Análisis Sectorial Entorno Macroeconómico urante 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) 2, 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 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. el crecimiento más bajo de lo previsto se debe a la baja tasa del primer semestre que a 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 son 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. urante el año se ha seguido muy de cerca la evolución 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 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 en sus respectivos reportes. PRINCIPALES INICAORES MACROECONÓMICOS INICAORES 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 (US) %** 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 (US MM) 35,565 46,268 45,639 41,939 37,994 16,244 33,767 34,573 Importaciones (US MM) 28,815 36,967 41,113 42,003 40,809 18,253 35,874 36,609 *BCRP Reporte de Inflación Setiembre 2015 / ** Var% TC nominal esperado/ *** Var% Inversión Fuente: MINEM-BCRP / Elaboración: PCR Mercado de combustibles Según lo reportado por EIA 3, la demanda mundial de combustibles para el primer semestre del 2015 se ubicó en aproximadamente MM bbl/d (barriles por día), representando un crecimiento de 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. ichas proyecciones se sustentan principalmente en las expectativas de consumo de las 2 Tasas de crecimiento revisadas por el gobierno de Estados Unidos a Agosto Energy Information Administration (EIA)- Short Term Energy and Winter Fuels Outlook, Octubre

3 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. e 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 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 del sector eléctrico. A junio 2015, la demanda nacional de combustibles líquidos ascendió a miles de barriles por día (MBP), lo que significó un aumento de MBP (+9.96%) respecto al mismo periodo del año anterior. e 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 diésel 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, también 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 economías emergentes como China. Bajo este escenario, al cierre del primer semestre del 2015 el precio del crudo Brent se ubicó en US/bbl, siendo menor en 45.01% respecto al precio registrado a junio 2014 ( US/bbl). Por su parte, el precio del crudo WTI se redujo en 43.45%, pasando de US/bbl (junio 2014) a US/bbl (junio 2015). La brecha entre ambos precios fue de 1.66 US/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 e esta manera, a junio 2015 el precio de la gasolina se ubicó en 1.95 US/galón y el diesel 1.80 US/galón, representando una disminución en 31.73% y 38.31% a comparación de los precios al cierre del 2013, respectivamente HH y MBT (US$/MMBTU) EVOLUCIÓN E LOS PRINCIPALES MARCAORES INTERNACIONALES 0 0 jun-2005 jun-2006 jun-2007 jun-2008 jun-2009 jun-2010 jun-2011 jun-2012 jun-2013 jun-2014 jun-2015 Henry Hub Mont Belvieu Texas WTI Brent Fuente: EIA / Elaboración: PCR El precio del Gas Natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación) hasta el 2008; sin embargo, luego de la crisis energética de ese año 4, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y Gas Natural. A junio 2015, el precio promedio del Henry Hub (HH) ha presentado la misma tendencia decreciente del petróleo, ubicándose en 2.78 US$/MMBTU (Junio 2014: 4.59 US$/MMBTU). e esta manera, las expectativas sobre el precio para el 2015 son decrecientes siendo el promedio 2.81 US$/MMBTU, recuperándose en el 2016 con 3.05 US$/MMBTU. Análisis Cuantitativo WTI y Brent (US$ por barril) Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 3

4 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% 5 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 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 MBP 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. Por otro lado, la producción promedio de petróleo se situó a junio 2015 en mil barriles por día (MMB) y disminuyó en 23.51% con respecto a junio 2014 (72.04 MMB) debido principalmente a la venta de sus activos de Petrobrás a la Corporación Nacional de Petróleos de China CNPC por US 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 % de la producción petrolera proviene de Pluspetrol Norte (opera los Lotes 8 y 1-AB), seguido de CNPC con 18.90%, Savia (14.89%) y otros (30.23%). Pluspetrol Norte PROUCCIÓN E PETRÓLEO POR EMPRESA (%) CNPC Savia Olympic CEPSA GMP Sapet Perenco Petromont Maple Unipetro BPZ Petrobrás Interoil 1.73% 0.80% 0.44% 0.17% 0.00% 0.00% 0.00% 7.34% 7.29% 6.30% 6.16% 18.90% 18.31% 32.55% PROUCCIÓN E LGN-MM BLS jun-14 jun-15 1S S 2014 Repsol Lote 57 Aguaytía Savia Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Fuente: PERUPETRO / Elaboración: PCR Reservas de Hidrocarburos El Perú posee tres áreas de explotación del GN y LGN: el yacimiento de Aguaytía (Cuenca del Ucayali), la Costa Norte (Piura- Tumbes) y Camisea (Cusco). El descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el 2004 estableció un hito en la historia del GN del Perú, debido a la cantidad de reservas probadas que poseía siendo 16 veces el tamaño del yacimiento de Aguaytía y casi 32 veces el tamaño de los yacimientos de la Costa Norte. Asimismo, las reservas de LGN de Camisea son cuantiosas en relación al resto de yacimientos (28.5 veces el tamaño de las reservas de Aguaytía). Esto determina que Camisea se constituya en la base más importante para el desarrollo de la industria del GN en el Perú. En el caso del petróleo, existen tres zonas en donde se estima la existencia de reservas de petróleo, estas son el Zócalo norte, el Noroeste peruano (Costa Norte) y la Selva peruana (selva norte y selva central). La última ubicación, y en especial la Selva Norte, posee una posición predominante con el mayor nivel de reservas del país. Los lotes considerados dentro de esta zona son el Lote 8, Lote 1-AB ambos a cargo del operador Pluspetrol Norte, Lote 102, Lote 67 y Lote 95 bajo las operaciones de Pluspetrol E&P, Perenco y Gran Tierra, respectivamente Tasa de crecimiento promedio anual. Para el cálculo se ha tomado como referencia los cierres de año del 2004 y Fuente: PERUPETRO. 4

5 Las reservas probadas de GN en el país, ascienden a TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56, 57 y 88) representan 93.56%. En cuanto a los LGN, las reservas probadas ascienden a MMBLS, en donde las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y Lote 88) representan 96.22%. Si bien el Lote 56 y 88 operado por Pluspetrol posee la mayor participación, en esta región se cuenta con otros siete lotes explorados: Lote 1AB (Pacific Stratus Energy) 6, Lote 8 (Pluspetrol Norte), Lote 67 (Perenco), Lote 31B/ (Maple), Lote 31C (Aguaytía), Lote 31E (Maple) y Lote 57 (Repsol). Por último, las reservas probadas de petróleo ascienden a MMBLS, de las cuales las reservas de la zona de selva representan 48.89% del total. RESERVAS E GN Y HIROCARBUROS LÍQUIOS EN EXPLOTACIÓN/EXPLORACIÓN ICIEMBRE 2014 GAS NATURAL ( BCF) LÍQUIO E GAS NATURAL (MSTB) PETRÓLEO (MSTB) Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles XIII OLYMPIC , , ,500.0 X CNPC , , ,349.0 Subtotal Costa , , ,152.0 Z-2B SAVIA , , , , , ,984.0 Z-1 BPZ , , , , ,867.0 Subtotal Zócalo , , , , , , PLUSPETROL 2, , , , REPSOL , , , PLUSPETROL 10, , , , , , Subtotal Selva 13, , , , , , , , ,632.0 Total en explotación 14, , , , , , , , , CNPC 0.0 2, , , , Subtotal Selva 0.0 2, , , , , ,042.0 Total en exploración 0.0 2, , , , , ,042.0 Total país 14, , , , , , , , ,677.0 Fuente: MINEM / Elaboración: PCR Aspectos Fundamentales Reseña Pluspetrol Lote 56 S.A. se constituyó en el Perú el 1 de junio de 2005 en virtud del acuerdo de escisión de la Junta General de Accionistas de Pluspetrol Perú Corporation S.A. de fecha 13 de abril de 2005, iniciando operaciones en septiembre 2008, con la extracción de los LGN del yacimiento Pagoreni, el cual es parte del Consorcio Productor Camisea (CPC). La producción de GN está destinada en exclusividad al proyecto de exportación y licuefacción de Gas Natural de Perú LNG (PLNG), que inició operaciones en junio El Grupo Pluspetrol participa en el CPC por medio de sus subsidiarias Pluspetrol Camisea (25% del Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (25% del Lote 56) y Pluspetrol Perú Corporation (2.2% de cada Lote), siendo esta última operador del yacimiento. Pluspetrol nace con operaciones en Argentina en el año 1976 con un proyecto de recuperación secundaria en la provincia de Neuquén e involucra a varias empresas inmersas en la exploración y explotación de hidrocarburos y la generación y comercialización de energía eléctrica. ESTRUCTURA ORGANIZATIVA-JUNIO 2015 ACCIONISTA PARTICIPACIÓN PAÍS IRECTORIO CARGO Pluspetrol Resources Corporation 99.99% Islas Cayman Germán T. Jiménez Vega irector y Presidente Otros accionistas 0.01% Argentina Esteban José iez Peña irector TOTAL % Luis Alberto Silvestre irector Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A. Elaboración PCR Proyecto Camisea El proyecto Camisea comprende la exploración y explotación de los yacimientos de GN y LGN del Lote 88 ubicado en los campos de San Martin y Cashiari, y del Lote 56 ubicado en Pagoreni y Mipaya, todas las zonas se encuentran en el sector Amazónico del Cusco, a 431 kilómetros al este de Lima. La explotación comercial del Lote 56 inició en el año 2008 y denotó el desarrollo del mercado de GNL en el Perú para la exportación. Las empresas que tienen participación en el contrato de Licencia del Lote 88 y 56 son filiales de empresas internacionales y con experiencia suficiente para asegurar una buena gestión del proyecto Camisea a lo largo de su operación. ESTRUCTURA ACCIONARIA EL CONSORCIO EL LOTE 56-JUNIO 2015 ACCIONISTA PARTICIPACIÓN Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú 25.20% Pluspetrol Lote 56 S.A % SK Innovation, Sucursal Peruana 17.60% Tecpetrol Bloque S.A.C % Sonatrach Peru Corporation S.A.C % Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú 10.00% Pluspetrol Peru Corporation S.A. 2.20% Total % Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A / Elaboración: PCR 6 Actualmente lote 192, fue operado por Pluspetrol Norte hasta agosto del

6 Sponsors Hunt Oil Company (BBB y Baa2) 7 : Camisea LNG (Holding) Company y Peru Hunt LNG Funding Company son subsidiarias de Hunt Oil Company, la cual es una de las compañías privadas de Petróleo y Gas más grandes de Estados Unidos, con 50% de participación indirecta en el Proyecto de PLNG. Las principales áreas de producción de petróleo y gas de Hunt se encuentran localizadas en Estados Unidos, República de Yemen y Perú; asimismo, posee licencias de exploración en Rumania, Australia, Italia y Perú. En el Perú, Hunt Oil Company es consorciante del CPC 8, para la explotación de Gas Natural en los Lotes 56 y 88, en el cual posee una participación del 25.20%, donde también participan SK Innovation, Tecpetrol del Peru (en el Lote 88) y Tecpetrol Bloque 56 (en el Lote 56), Sonatrach, Pluspetrol Camisea (en el Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (en el Lote 56), Pluspetrol Peru Corporation y Repsol. Hunt Oil Company también mantiene una participación del 50% en el Lote 76 en el Perú. SK Innovation (Baa2/Estable y BBB/Estable) 9 : Es una empresa Coreana que forma parte de SK Group, dedicada a la industria energética y química. SK Innovation se dedica a la exploración, refinamiento y comercialización de gas y petróleo, contando con 20% de participación indirecta en PERU LNG. En la actualidad, desarrolla actividades en 20 países como República de Yemen, Costa de Marfil, Egipto, Estados Unidos, Brasil, Australia y Perú. Asimismo, la empresa presenta experiencia en proyectos de LNG tales como: Oman LNG, Yemen LNG y Ras Laffan LNG. La presencia de SK Innovation en el Perú se inicia en 1996 con la adquisición del 8.33% de participación del Lote 8. Actualmente, participa en la exploración y explotación de los lotes 8, 56 y 88 y es socio del CPC para la explotación de los Lotes 56 y 88, junto a Hunt Oil Company, Tecpetrol del Peru (en el Lote 88) y Tecpetrol Bloque 56 (en el Lote 56), Sonatrach, Pluspetrol Camisea (en el Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (en el Lote 56), Pluspetrol Peru Corporation y Repsol, con una participación del 17.60%; asimismo, es socio de TGP donde tiene una participación directa de 11.19%. Tecpetrol del Perú S.A.C. y Tecpetrol Bloque 56 S.A.C: ambos participan en la exploración y extracción de gas en los yacimientos de Camisea, para luego procesarlo en la planta de separación de Malvinas. esde fines del 2010, opera además el bloque 174 cercano a los yacimientos de Camisea. También lideró la construcción y participa en la operación del Sistema de Transporte por uctos. Grupo Energía de Bogotá adquirió el 23.61% de las acciones de Techint en TGP el 16 de enero Sonatrach Perú Corporation S.A.C.: Es una empresa argelina dedicada a la exploración de hidrocarburos. La diversidad de actividades que realiza esta empresa abarcan todos los aspectos de la producción: la exploración, extracción, transporte y refinación. Además, se ha diversificado en la petroquímica y la desalinización del agua de mar. Repsol Exploración del Perú, Sucursal del Perú: Es una compañía energética integrada y global con amplia experiencia en el sector, que desarrolla actividades de Upstream y ownstream en todo el mundo. Pluspetrol Perú Corporation S.A.: Es el socio operador de los Lotes 88 y 56. Sus actividades comprenden el desarrollo, la explotación y/o venta de gas y líquidos de gas de estos lotes. esarrollos Recientes - El 21 de mayo del 2015, la Compañía y las Compañías que forman parte del Consorcio Camisea fueron notificadas por el CIAI 10 debido al laudo arbitral respecto al pago de regalías correspondientes a diez cargamentos exportados entre los años 2010 y El fallo ordena al Consorcio Camisea pagarle a Perupetro S.A. por ajuste en regalía el importe de US$ ,603 más los intereses correspondientes que se devenguen desde el 01 de enero del 2015 hasta la fecha de pago. La Compañía deberá pagar 25% de la mencionada cifra (US$ , más el 25% de los intereses). Operaciones El gas extraído del Lote 56 es vendido a Perú (PLNG) 11, quien lo transporta desde Planta Malvinas a su planta de licuefacción en Melchorita para la producción de LNG que es vendido exclusivamente a Shell International Trading Middle East Limited (SITME) para su posterior exportación. e otro lado, el gas extraído del Lote 88 es enviado al City Gate en Lima para el consumo nacional que incluye el uso industrial, GNV, residencial y generación de energía siendo distribuidos por Calidda y Contugas, ésta última encargada de la distribución para la Concesión de Ica. Los hidrocarburos líquidos de ambos lotes se envían por ducto a la planta de fraccionamiento en Pisco donde se obtiene propano, butano, nafta y MBS. En el 2014, la compañías firmó un contrato con Repsol Exploración Perú S.A y Petrobrás Energía Perú S.A (actualmente CNC Perú S.A) para la compra de gas y líquido de gas producidos en el Lote 57. Inversiones & Obras Las actividades de geología de exploración en el lote 56 están focalizadas en identificar nuevos prospectos exploratorios para elevarlos a nivel de proyectos con el objetivo de descubrir e incrementar las reservas de gas y condensado en el lote. En ese sentido se realizó una re-interpretación estructural y análisis tectónico, así mismo estudios para entender el sistema de hidrocarburos de 7 Standard and Poor s y Moody s Investor Service 8 Consorcio Productor Camisea 9 Moddy s Investor Service (07 de Febrero 2014) y Fitch (06 de marzo del 2014) 10 Centro Internacional de Arreglo de iferencias Relativas a Inversiones 11 El proyecto de LNG (PLNG) inició en junio

7 Camisea. Se identificaron nuevos prospectos en la denominada Zona Triangular de Pagoreni. Así mismo en el yacimiento Pagoreni se está estudiando los horizontes de reservorios profundos del Grupo Copacabana y Tarma luego de los buenos resultados obtenidos en el yacimiento Mipaya. Medio ambiente Se mantuvo en implementación los programas de gestión ambiental establecidos en los Estudios de Impacto Ambiental para las operaciones del Lote 56, como son el monitoreo de la calidad ambiental, el manejo de residuos, la capacitación ambiental, seguimiento a los programas de control de erosión y revegetación. Marco Legal y Contratos Cabe resaltar que gracias a que el Contrato de Licencia es un Contrato Ley, el mismo no puede ser modificado unilateralmente por el Estado ni por nuevas leyes, brindándoles así un reducido riesgo político. Los contratos en los cuales se encuentra amparado todo el proyecto Camisea se detallan a continuación. -Joint Operating Agreement (JOA): La última versión fue modificada el 28 de febrero de Se encuentra firmado entre los integrantes del Consorcio Camisea con la finalidad de delimitar los derechos y responsabilidades de cada uno de los participantes del Proyecto Camisea y del Operador del mismo en relación a las actividades que desarrollarán como parte del Contrato de Licencia del Lote 56 (las operaciones conjuntas ). En este acuerdo se designó a Pluspetrol Perú Corporation S.A. como Operador del Proyecto Camisea y se delimitaron sus funciones, derechos y responsabilidades, dentro de las que se encuentran la contratación de personal, la representación del Consorcio ante demandas judiciales que no excedan los US$ 50 mil (este límite es sólo referencial, con la autorización de socio puede representarlos por montos mayores), la contratación de las pólizas de seguros necesarias para la operación, entre otras. En el JOA se ha acordado la formación de un Comité Operativo compuesto por un representante titular de cada uno de los partícipes del Consorcio y por un representante alterno. El Comité Operativo tiene a su cargo la supervisión de las actividades conjuntas, así como la adopción de acuerdos con relación a dichas operaciones. -Contrato de Licencia de explotación del Lote 56: Con fecha 07 de septiembre de 2004, PERUPETRO suscribió el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 56 con el CPC. -Contrato de Transporte de LGN: Contrato firmado en el 2009, de tipo Ship or Pay, establece las condiciones del transporte de LGN desde Malvinas hasta la planta de fraccionamiento en Pisco. Según las cuales la capacidad contratada (firme) actual es de 45,000 BP y tiene vigencia hasta 31/12/2020, la misma que ha contado con un aumento constante en su capacidad de 10,000 15,000 y 40,000 BP hasta 23/03/2014. A partir del 2021 hasta el 2028 empezará a reducirse dicha capacidad contratada en steps de 30,000 20,000 15,000 5,000 BP. El costo inicial definido en este contrato fue de 4.00US$/Bbl, el cual fue modificado a 3.51US$/Bbl desde 2012 con vigencia hasta finales del Contrato de Venta de Gas Natural entre PLNG y el CPC: El 28 de febrero de 2006, los socios del CPC - Lote 56 y PLNG firmaron los Contratos de Suministro de GN de dicho Lote bajo la modalidad de Take or Pay 12 por un volumen anual total de ,000 MMBTU para un periodo de 18 años. icho 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. -Contrato Compraventa de Gas Lote 57: El 6 de agosto 2014 (Fecha Efectiva) entra en vigencia el contrato de compraventa de Gas de Lote 57, celebrado por los titulares del Lote 56 y los titulares del Lote 57. A través de este contrato, los titulares del Lote 56 adquirirán ciertas cantidades de suministro de gas natural de los titulares de Lote 57, que en la fecha efectiva será equivalente a 85 millones de pies cúbicos estándar por día de gas. El plazo del GSA de Lote 57 se extiende hasta el 30 de junio de 2028 o hasta la fecha de terminación del GSA del Lote 56 Modificado y Reformulado; la que ocurra primero. -Contrato Compraventa de Gas del Lote 56 Modificado y Reformulado: El 6 de agosto 2014 entra en vigencia el contrato entre los titulares de Lote 56 y Perú LNG. Este contrato modifica y reformula el contrato de compraventa de Gas del Lote 56 establecido el 28 de febrero Consecuentemente, el gas natural que sea adquirido por el Lote 57 de conformidad con el GSA del Lote 57 será entregado por los titulares del Lote 56 a Perú LNG de acuerdo con los términos del GSA del Lote 56 Modificado y Reformulado, junto con los volúmenes provenientes del Lote 56. Precio y uración de Contrato El precio de venta que pagará PLNG al CPC - Lote 56 será por MMBTU de manera mensual y se basará en la siguiente fórmula: MP = (Q 1 x CP 1) + (Q 2 x CP 2) onde: (i) MP es el pago mensual, (ii) Q 1 es la cantidad de gas (en MMBTU) entregada a PLNG por los 15 primeros días del mes, (iii) Q 2 es la cantidad de gas (en MMBTU) entregado a PLNG por los demás días del mes (inicia el día 16), (iv) CP 1 es el monto (US$ por MMBTU) a pagar por PLNG por la entrega de gas en los 15 primeros días conforme a un esquema de cálculo establecido en función del Valor de Referencia correspondiente a ese período y v) CP 2 es el monto (US$ por MMBTU) a pagar por PLNG por la entrega de gas en los 15 días restantes conforme a un esquema de cálculo establecido en función del Valor de Referencia correspondiente a ese período. 12 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. 7

8 El Valor de Referencia será el marcador que corresponda a un punto de transacción cercano al terminal de importación que reciba el GN de la planta de PLNG y debe determinarse mediante un Acuerdo de Valorización a ser firmado entre Perupetro y los licenciatarios del Lote 56. Condiciones Iniciales del Contrato de Compra-Venta Las obligaciones de los vendedores de entregar gas están sujetas a las siguientes condiciones: Acabado mecánico y comisionado exitoso de las facilidades para producir, comprimir, reinyectar y procesar hidrocarburos provenientes del Lote 56 y acabado mecánico y comisionado exitoso de las facilidades de TGP para (a) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de gas, (b) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de LGN y (c) transportar gas desde la Planta de Malvinas hasta la planta de PLNG. Las obligaciones del comprador de recibir y pagar por el gas están sujetas a las siguientes condiciones: acabado mecánico y comisionado exitoso de la planta de PLNG; y acabado mecánico y comisionado exitoso de las facilidades de TGP para (a) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de gas, (b) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de LGN y (c) transportar gas desde la Planta de Malvinas hasta la planta de PLNG. uración del contrato El contrato firmado entre el CPC - Lote 56 y PLNG expirará cuando ocurra lo primero entre (i) el transcurso de 18 años desde la Fecha de Comienzo (período que podrá extenderse en algunos casos especificados en el contrato) y (ii) la producción y entrega al comprador de un volumen de 4.2 Tcf de gas en conjunto bajo los contratos celebrados con los licenciatarios de los Lotes 88 y 56. Se define como Fecha de Comienzo al primer día del mes que suceda al mes en el cual se vencen los 90 días que comienzan a transcurrir desde la fecha de comienzo de las entregas de gas. Las empresas miembro del CPC - Lote 56 no pueden vender, con algunas excepciones, GN del Lote 56 a cualquier otra empresa que no sea PLNG. Regalías A junio 2015, las regalías recaudadas por la extracción de Líquidos de Gas Natural (LGN) ascendieron a US MM ( % vs junio 2014), sobre los cuales el Consorcio de Productores de Camisea (lotes 56 y 58) representaron en conjunto el 95.61% del total. e otro lado, las regalías asociadas a la actividad de Gas Natural (GN) alcanzaron los US MM representando una disminución de US 35.56MM (-22.28%) frente a lo registrado en el año anterior, debido en parte a la menor producción así como al menor precio dado el cambio de destino de los embarques de PLNG (principal cliente del Lote 56). Al igual que en el caso de LGN, la mayor participación provino de los lotes del CPC con el 92.19% del total de regalías. Cabe indicar que las tasas de regalías varían por lote, en promedio estos representan 34% del valor del recurso extraído. e acuerdo al Contrato de Licencia del Lote 56, el valor del gas natural fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de gas natural, medido en MMBTU, por el precio. Para el caso de los líquidos de gas natural, el valor fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de LGN por un valor referencial equivalente al precio de canasta de liquidación de gas natural menos US$ 6.40 por barril, aplicándose una regalía entre el 20% al 40%. Para el caso de las regalías vinculadas al mercado externo, estas fluctúan entre 30% y 38%, de acuerdo a los diversos precios de valorización para el GN exportado que están correlacionados con los valores de referencia del mercado comprador. REGALIAS E GAS NATURAL Y LGN ACUMULAO A JUNIO 2015 UBICACIÓN OPERAOR LOTE REGALÍA GN (US MM) PARTICIPACIÓN REGALÍA LNG (US MM) PARTICIPACIÓN Selva Central Aguaytía 31-C % % Selva Sur Pluspetrol % % Pluspetrol % % Otros con participación menor al 1% % % Total % % Fuente: PERUPETRO/ Elaboración PCR El impuesto a la renta proviene de cada actividad: explotación, transporte y distribución. El canon para la región Cusco es el 50% de las regalías y el 50% del impuesto a la renta. El monto restante de las regalías se reparte para un fondo de las regiones (25%) y para el gobierno central (75%). Reservas Las estimaciones de las reservas han sido realizadas por NSAI, los cuales corresponden a estimaciones de los volúmenes de producción de líquidos de gas y de gas recuperable proyectados desde el año 2014 al La participación en las reservas para Pluspetrol Lote 56, corresponde a Pluspetrol Lote 56 S.A. (25.00%) y a Pluspetrol Peru Corporation S.A. (2.20%). YACIMIENTO GAS EL LOTE 56 - ICIEMBRE 2014 YACIMIENTO E GAS PARTICIPACIÓN PLUSPETROL LOTE 56 RESERVAS GN (BPC) LGN (MMBBL) GN (BPC) LGN (MMBBL) Probadas 2, Probadas y Probables 3, Fuente: PLUSPETROL/ Elaboración: PCR En adición a la totalidad de las reservas de gas del lote 56, parte de las reservas del Lote 88 estaban comprometidas para el proyecto de exportación de Gas realizado por PLNG, y es que para que el proyecto de exportación de gas sea económicamente 8

9 viable se tuvo que asegurar un respaldo de reservas, las cuales comprendían hasta 2.5 TCF de las reservas del Lote 88 a ser usadas en caso sea necesario y solo si las reservas del Lote 56 no eran suficientes. Es en ese sentido que, con la finalidad de dedicar la totalidad de las reservas del lote 88 al consumo nacional, se realizaron una serie de modificaciones a los contratos existentes para reemplazar las reservas del lote 88 con reservas del lote 57. Es en ese sentido que desde fines de marzo en virtud de acuerdos preliminares-, el Lote 57 inició su producción la cual es procesada en la Planta de Malvinas y luego de pagada su regalía, es vendida a los Contratistas del Lote 56 quienes mantienen el compromiso de suministrar GN a PLNG que luego es destinado a su exportación, en reemplazo de las reservas del lote 88. Análisis Financiero Eficiencia Operativa A junio 2015, el nivel de ventas disminuyó en US$ MM (-50.49%), ubicándose en US$ 95.71MM producto del menor precio del gas (-70%) en comparación al periodo similar del año anterior, debido a que los embarques de GN han tenido como destino a los marcadores internacionales HH (Henry Hub México) y NBP (National Balancing Point España), los cuales cuentan con un menor valor que el JKM (Japan-Korea Market). Asimismo, hubo una disminución de los precios de los líquidos de gas en un promedio de 45% en comparación a junio 2014, ello debido a la constante baja de precios a nivel internacional. La producción de GN del Lote 56 se redujo en 3.00 MMBTU (-10.80%) llegando a alcanzar MMBTU y generando ventas por US$ 10.56MM, siendo esto una reducción significativa de US$ 28.98MM (-73.30%) respecto a junio 2014, producto del menor precio del GN, donde el promedio para el primer semestre 2015 fue de US$ 0.42 en comparación con los US$ 1.42 a junio 2014 (-70.07%). Esto originó que la participación sobre las ventas del GN disminuya de 20.99% a 11.89%. EVOLUCIÓN E LOS INGRESOS POR PROUCTO Y ESTINO (MM US$) INGRESOS, COSTOS Y UTILIA OPERATIVA (MM US$) X X X jun jun15 : omestico / X:Exportaciones X X Gas Natural MBS GLP Nafta x X Fuente: Pluspetrol Lote 56 S.A. Elaboración PCR 0 dic-10 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 jun-14 jun-15 Ingresos Totales Costos de Ventas Utilidad Operativa El volumen del Propano/Butano presentó una reducción de MBBLS (-2.46%) sustentado principalmente en la producción de exportación, la cual disminuyó en MBBLS (-12.91%), y en menor medida por la reducción de 0.31 MBBLS (-0.04%) en la producción local. Por otro lado, el precio del Propano/Butano disminuyó en US$ (-46.92%) con respecto a junio 2014, ocasionando que las ventas totales desciendan a US$ MM ( MM, %). Cabe mencionar que la evolución del precio de mercado del propano está correlacionado con la evolución del mercado de referencia (Mont Belvieu- TX Propane Spot Price FOB-US$/Galón), el cual con respecto al promedio del primer semestre del 2014 ha disminuido en 57.98%. Se debe tomar en cuenta que el precio desde el segundo semestre del 2014 ha presentado variaciones en su comportamiento, siendo su variación a junio 2015 de % respecto de junio Para el caso de la Nafta, se presentó una disminución en la producción en MBBLS (-5.28%), lo que ocasionó que los ingresos se redujeran en US$ MM (-49.20%), debido a la menor producción de líquidos. Por el lado de MBS, se presentó una reducción de los ingresos en US$ 8.67 MM (-39.63%) ocasionado por la reducción en su precio en US$ (-41.72%) a pesar del aumento en la producción en 6.44 MBBLS (+3.59%). La utilidad operativa disminuyó en US$ MM (-83.08%) descendiendo a US$ MM, producto, principalmente de los menores ingresos obtenidos durante el primer semestre del 2015, acompañado de una mayor participación del costo de ventas sobre el total de los ingresos por ventas y servicios (%) por favor revisar, no corresponden los años, explicado por un aumento en la depreciación y amortización en US$ 5.42 MM y a una mayor costo de transporte de gas y líquidos de gas (+US$ 1.61MM), sin embargo, tales incrementos se vieron compensados con la reducción de las regalías en US$ 23.75MM, importe que incluye un ajuste como resultado del laudo arbitral por US$ 12.20MM. Otro factor que mitigó en menor proporción la fuerte reducción de las ventas fueron los otros gastos operativos que se redujeron en US$ 1.98 MM, debido al menor impuesto asumido de terceros. e esta forma el margen operacional 12M pasó de 46.43% (junio 2014) a 22.93% (junio 2015). 9

10 Por otra parte, el EBITA 12M cerró en US$ MM, reduciéndose en US$ MM (-55.99%) respecto al mismo periodo del año anterior, producto de los menores ingresos obtenidos por la compañía, lo que trae consigo un menor resultado operativo. Rendimiento financiero A junio 2015, la utilidad neta de la Compañía disminuyó significativamente en US$ MM (-90.72%) alcanzando US$ 5.28 MM, producto de los menores ingresos obtenidos y a los mayores gastos financieros, los cuales ascendieron a US$ 5.61 MM respecto a los US$ 1.84 MM de junio El riesgo de tipo de cambio se da por la fluctuación del tipo de cambio de las transacciones realizadas en monedas diferentes al dólar. Al estar los ingresos y la mayoría de los costos y gastos de la Compañía denominados en dólares estadounidenses, su actual exposición al riesgo de tipo de cambio de otras monedas es limitada. Por tanto, el monto de la ganancia o pérdida por diferencia de cambio a junio 2015 es aceptado por la Gerencia de la Compañía, la cual ha decidido aceptar el riesgo cambiario de esta posición, por lo que no ha realizado operaciones de cobertura. Al cierre del primer semestre de 2015 la Compañía registró pérdidas netas por diferencia de cambio de US$ 2.94 MM. En línea con el decrecimiento de los ingresos y la utilidad neta, el ROAA y ROEA presentaron una reducción al pasar de 33.24% a 8.88% y 83.51% a 26.76% respecto a junio 2014, respectivamente. Se debe tener en cuenta que a pesar de estas fuertes disminuciones en los retornos, estos siguen siendo elevados respecto a otros sectores, ya que el sector de hidrocarburos brinda uno de los mayores retornos a los inversionistas, por lo que a pesar del menor ingreso de las ventas y la menor utilidad neta se sigue obteniendo un ingreso positivo en la inversión. Liquidez Al cierre del primer semestre 2015, el activo corriente de la Compañía ascendió a US$ MM, tras incrementar en 21.55% con relación a diciembre 2014 producto del incremento del rubro de efectivo y equivalente de efectivo en US$ MM originado por la apertura de depósitos a plazo, las cobranzas realizadas sobre los saldos por cobrar a clientes y a lo recaudado del Fondo de Estabilización de precios de combustible. Otras cuentas que contribuyeron, en menor medida, al incremento del activo corriente fueron las mayores existencias en +US$ 3.16 MM y el activo por impuesto a las ganancias en +US$ 4.16 MM, sin embargo, hubo disminución en las cuentas por cobrar que contrarrestó en parte la reducción del activo corriente (-US$ MM). Por otro lado, el pasivo corriente disminuyó en US$ MM (-46.43%) registrando US$ MM, producto de la decisión de la Compañía por reestructurar sus deudas de corto plazo al firmar dos préstamos a mediano plazo en octubre 2014 y en junio 2015, ambos por un monto de US$ MM, y de la disminución de las otras cuentas por pagar en US$ 5.46 MM. A junio 2015, la deuda de corto plazo disminuyó en US$ MM y quedó como saldo por pagar el préstamo bancario de corto plazo con Scotiabank por US$ MM. En consecuencia, el ratio general de liquidez 13 de la empresa incrementó de 0.80 veces en diciembre del 2014 hasta 1.81 veces al cierre del primer semestre del 2015, como consecuencia de la mayor reducción que experimentó el pasivo corriente (- US$ MM) en comparación al crecimiento del activo corriente (+US$ MM). entro de las cuentas con mayor facilidad de conversión, el capital de trabajo históricamente no ha tenido una tendencia marcada debido a la composición del balance general al contar con saldos positivos y negativos en diferentes periodos. A junio 2015, el capital de trabajo ascendió a US$ MM mientras que en diciembre 2014 se ubicó en -US$ MM, debido a que en el 2014 la Compañía canceló sus préstamos de corto plazo y firmó dos préstamos de mediano plazo de US$ MM, originando una reducción en sus pasivos corrientes y por consecuencia un incremento en el capital de trabajo. El Periodo Medio de Cobro se ubica en 26 días, siendo una mejora a lo presentado en diciembre 2014 (30 días). Asimismo, el Periodo Medio de Pago se encuentra en 10 días, ubicándose por debajo de los cobros, pudiendo así generar problemas de liquidez en el corto plazo. La rotación de inventarios fue de 18 días (12 días en diciembre 2014), por lo que se presenta un ciclo financiero elevado de 34 días y significa una desmejora respecto a los 30 días presentados en diciembre Solvencia El pasivo total registró US$ MM tras disminuir en US$ 3.79 MM (-1.62%) con respecto a diciembre 2014, producto de: (i) la amortización de los bonos corporativos de la Serie A y B por US$ 11.5 MM, (ii) pago de impuesto a la renta no domiciliados por distribución de dividendos por US$ 2.4 MM, (iii) reembolso a Pluspetrol Perú Corporation S.A. por US$ 3.7 MM por seguros corporativos, y (iv) el movimiento de préstamos a corto plazo por un neto de US$ 30.0 MM. Por otra parte, en junio 2015, la Compañía firmó un préstamo de mediano plazo con The Bank of Nova Scotia por un monto de US$ MM, contando con un vencimiento de cinco años, con tres años de periodo de gracia, pagados en ocho cuotas trimestrales. Cabe resaltar que dicho préstamo es respaldado por el patrimonio fideicometido constituido por los bonos corporativos y podrá servir como garantía de otros financiamientos que incurra la Compañía. Los recursos provenientes del préstamo, tienen como objetivo reestructurar la deuda de la Compañía. En consecuencia, el pasivo no corriente, se ha visto incrementado en un 29.71% con relación a diciembre 2014, debido principalmente al incremento de sus obligaciones financieras de largo plazo proveniente del nuevo préstamo asumido. En relación a los bonos corporativos, las series A de la primera y segunda emisión fueron emitidas el 9 de julio del 2010, y tenían un periodo de gracia de 7 trimestres para el pago de capital con una amortización trimestral a partir del octavo trimestre vencido. La primera emisión se amortiza en 13 pagos trimestrales, siendo la primera amortización realizada en julio 2012 y la última se realizó en 13 Activo Corriente / Pasivo Corriente 10