PATRIMONIO EN FIDEICOMISO D. L. Nº 861, TÍTULO XI, 2013 HUNT OIL COMPANY OF PERU L.L.C., SUCURSAL DEL PERÚ

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1 PATRIMONIO EN FIDEICOMISO D. L. Nº 861, TÍTULO XI, 2013 HUNT OIL COMPANY OF PERU L.L.C., SUCURSAL DEL PERÚ Informe con Estados Financieros 1 al 31 de diciembre 2013 Fecha de comité: 23 de Mayo de 2014 Sector Hidrocarburos Perú Fiorella Domínguez S. (511) fdominguez@ratingspcr.com Aspecto o Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva Tercer Programa de Bonos de Titulización HOCP Emisión Serie Monto Plazo Sétima A Hasta USD MM Hasta 10 años Octava B Hasta USD MM Hasta 5 años paaa Estable Décima C Hasta USD MM Hasta 10 años Décimo Segunda D Hasta USD MM Hasta 5 años Significado de la Clasificación paaa: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes. La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales, sin embargo no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos. Racionalidad En comité de clasificación de riesgo, PCR acordó ratificar la clasificación concedida de paaa al Tercer Programa de Bonos de Titulización HOCP; decisión sustentada en la experiencia del Grupo Económico en el sector de hidrocarburos, así como en la autonomía y estructura legal de la titulización que además permite cubrir de manera segura las obligaciones contraídas además dicha estructura obliga al originador a transferir fondos al Patrimonio Fideicometido a fin de cubrir la cuenta de reservas y de operaciones en el caso que se presente una reducción en los flujos de sus ingresos. Asimismo la calificación también toma en cuenta el dinamismo del sector hidrocarburos, respaldado por la demanda de los sectores eléctrico e industrial. Resumen Ejecutivo La experiencia y el conocimiento en el negocio por parte de HOCP. HOCP pertenece al Grupo económico Hunt Oil Company, compañía fundada en Estados Unidos con más de setenta años de experiencia en el sector hidrocarburos. Asimismo, mantiene actividades en desarrollo inmobiliario, energía, ganadería e infraestructura. HOCP se constituyó con el propósito de participar en el concurso convocado por el Comité Especial del Proyecto de Camisea (CECAM). Cuenta con una participación dentro del Consorcio de 25.20% sobre el Contrato de Licencia del Lote 88. Estructura de deuda respaldada por un Patrimonio Fideicometido. Los bonos titulizados se encuentran respaldados bajo el patrimonio en fideicomiso, el cual es autónomo y permite cubrir mediante los flujos futuros de las cobranzas el total de la obligación contraída, por tanto no está afecta a la desmejora de la relación deuda a patrimonio del originador, relación mitigada por la adecuada capacidad de generación y liquidez. Además, dicha estructura mantiene resguardos financieros, que a diciembre 2013 se vienen cumpliendo. El buen nivel de reservas del Lote 88, las cuales, considerando las proyecciones de demanda, aseguran una vida útil para este yacimiento mayor al vencimiento de este Programa (las proyecciones van hasta el año 2040, mientras que el programa tendrá una vigencia de 10 años). Proyecciones favorables en distintos escenarios para el cumplimiento de los resguardos financieros. En todos los escenarios el patrimonio presenta flujos holgados para cumplir con sus obligaciones, así como el valor presente de los flujos proyectados, que se encuentran por encima de las obligaciones contraídas. Sin embargo, en el caso que los precios de los marcadores presenten tendencia decreciente y alcancen un escenario mínimo de USD 65/BBls (WTI), HOCP está obligado a hacer aportes adicionales de caja al Patrimonio Fideicometido a efecto de cubrir las cuentas de reservas y de operaciones Riesgos asociados al negocio de hidrocarburos, el cual se encuentra expuesto a la variación de los precios de petróleo y gas natural, los cuales tienen repercusión sobre el precio de venta de los líquidos de gas natural y de gas natural que 1 Patrimonio en Fideicomiso Auditado por Ernst &Young, presentados Razonablemente // Originador del Fideicomiso Auditado por KPMG en Perú, presentados Razonablemente. 1

2 dic2000 dic2001 dic2002 dic2003 dic2004 dic2005 dic2006 dic2007 dic2008 dic2009 dic2010 dic2011 dic2012 dic2013 comercializa el originador, sin embargo las estructura de las obligaciones del fideicomiso permite ser cubierta bajo la volatilidad de los precios. Análisis Sectorial Mercado de combustibles La demanda mundial 2 de combustibles líquidos a diciembre 2013 se encuentra en 90.4 MM de barriles por día, con un crecimiento de 1.40% en relación al año anterior (89.2 MM de barriles por día a diciembre 2012). Este crecimiento estuvo impulsado esencialmente por Estados Unidos y China, países que han presentado un crecimiento de 2.10% y 3.70% respectivamente. De otro lado, se debe señalar que las proyecciones de la demanda mundial de crudo para el 2014 denotan que alcanzará los 91.6 MM de barriles por día teniendo como factor de impulso a China (+3.70%). Desde el punto de vista de la oferta, el cual incluye los inventarios disponibles, la demanda mundial de combustibles líquidos fue abastecida a pesar de la menor producción de los países que conforman la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC) los cuales disminuyeron su producción en 2.40% en relación al 2012, estableciéndose en 35.8 MM de barriles diarios. La disminución denotada fue compensada por la mayor producción de Estado Unidos ascendiendo a MM de barriles diarios, siendo 10.90% más que el año anterior por el desarrollo de los campos de shale gas 3 y shale oil 4. Localmente se observa que la demanda nacional de combustibles líquidos del Perú mantiene una tendencia positiva observada en periodos anteriores. En base a la información publicada por la Dirección General de Hidrocarburos se puede apreciar que el crecimiento de los combustibles líquidos de 2013 sumó MM de barriles diarios, con un crecimiento de 5.3% mayor al mismo periodo del año 2012 que tuvo una cifra de MM de barriles diarios. Las gasolinas, el turbo, el diesel y residuales tuvieron un crecimiento de 7.10%,9.50%,4.0% y 5.2%, respectivamente. Precios y Márgenes internacionales A diciembre 2013 se presentó un alto grado de volatilidad en el precio del crudo por los sucesos ocurridos dado el acuerdo entre Irán y Occidente (G5+1) en el uso de material nuclear y las expectativas de aumento de exportaciones de Irak y Libia, contrarrestado en parte por las buenas expectativas de la economía de los Estados Unidos. En ese sentido, el promedio del crudo Brent decreció en 9.60% frente al 2012 cerrando a diciembre 2013 en USD/bbl. De otro lado, la brecha entre el WTI y el Brent aumentó en relación al cierre del tercer trimestre al pasar de 5.24 USD/bbl a USD/bbl de diferencial promedio del cuarto trimestre producto de que el promedio trimestral del WTI descendió de USD/ bbl a USD/bbl al cuarto trimestre. El precio del gas natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación), sin embargo luego de la crisis energética del , se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y GN. El Henry Hub (HH) aumentó en diciembre 2013 en 26.95% por patrones estacionales. Así en los primeros cinco meses del 2013, los precios subieron y superaron los $ 4.00/ MMBTU (British termal unit) en abril, un nivel que no alcanzaba desde septiembre del Sin embargo, este resultado continúa siendo bajo en términos históricos. Los meses restantes al cierre del año, los precios presentaron una disminución a partir de mayo y promediaron $ 3.63 /MMBTU teniendo en diciembre 2013 ($ 4.24 /MMBTU) debido al clima estacional de frío que impulsó los precios. EVOLUCION DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES HH (US$/MMBTU) WTI y Brent (US$ por barril) Henry Hub WTI Brent Fuente: EIA/ Elaboración PCR 2 Energy Information Administration (EIA) Informe de enero del El gas de lutita, también conocido como gas de esquisto o gas pizarra (shale gas), es un hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en la formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino. Este tipo de gas natural se extrae de zonas profundas en terrenos donde abunda el esquisto, las lutitas o las argilitas ricas en materia orgánica. 4 El petróleo de esquistos bituminosos o shale oil, es un petróleo no convencional producido a partir de esquistos bituminosos mediante pirólisis, hidrogenación, o disolución térmica. Estos procesos convierten a la materia orgánica contenida dentro de la roca (querógeno) en petróleo sintético y gas. 5 Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 2

3 Del lado de los combustibles, los precios promedio en el U.S. General Contracting (USGC) a diciembre 2013 fueron menores a los denotados en el periodo anterior. El promedio anual 2013 de la gasolina fue de USD/bbl, el diesel en USD/bbl y del residual en USD/bbl, mientras que el promedio anual del 2012 fue de USD/bbl en la gasolina, USD/bbl en el diesel y USD/bbl en el residual. Al cuarto trimestre del año, los diferenciales de los combustibles en relación al crudo Brent fueron inferiores en todos los productos en relación a similar periodo del año anterior. El diferencial promedio para el marcador de la gasolina fue de 3.01 USD/bbl, del diesel USD/bbl y el residual USD/bbl, frente a los diferenciales promedio presentados en el Posición competitiva En términos de Líquido de Gas Natural (LGN), Qatar es el país que más exporta con BCM 6 (2012) por lo que tiene el 32.14% de la participación a nivel mundial. Seguido por Malasia y Australia con 9.69% y 8.57%, respectivamente. El total de volumen exportado en el 2012 ascendió a BCM. En América, son cuatro los países que exportan LGN: Trinidad y Tobago (19.1 BCM), Perú (5.4 BCM), EE.UU. (0.8 BCM) y Brasil (0.1 BCM). El Perú es el segundo país exportador en América con una participación de 21.10% y 1.64% a nivel global. Por el lado de las importaciones, Japón, Corea del Sur y España concentran el 57.91% de la importación de LGN. Japón es el principal importador mundial concentrando un 36.23% y posee un mercado diversificado: 18.18% proviene de Australia, 17.93% de Qatar y 16.75% de Malasia. Lo siguen Corea del Sur con 15.16% y España con 6.53% catalogándose como el principal importador de Europa. Este último ha tenido un gran crecimiento gasífero y algunas de sus terminales operan bajo control estatal y otras bajo un consorcio de empresas. Dentro de América, Argentina es el principal importador de LGN de todo el continente superando a Estados Unidos quien se posicionaba como el mayor importador. Este cambio se dio por la puesta en marcha de la segunda terminal de regasificación en Escobar (Buenos Aires), mientras que la reducción en las compras de los norteamericanos se debió al incremento en su producción de shale gas. En tercer lugar, se encuentra México que ha venido incrementando sus compras del exterior básicamente por la entrada en operaciones en los últimos meses del 2012 del nuevo terminal Manzanillo, que recibe gas natural de Perú. Se debe indicar que México es el segundo importador de gas natural de Perú con una participación sobre el total de sus importaciones de 22.64%, gas natural que se exporta desde el Lote 56. Reservas El descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el 2004 estableció un hito en la historia del gas natural 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 líquidos de gas natural 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 gas natural en el Perú. Las reservas probadas de gas natural en el país, ascienden a TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y 88) representan el 86.90%. Dichas reservas probadas de gas natural representan el 54% de las suma de todas las reservas (probadas, probables y posibles). En cuanto a los líquidos de gas natural, las reservas probadas ascienden a MMBLS, en donde las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y Lote 88) representan el 93% y denotan el 53% del total de reservas (probadas, probables y posibles). Si bien los Lotes 56 y 88 operados por Pluspetrol poseen la mayor participación en esta región se cuenta con otros siete lotes explorados los cuales son: Lote 1AB (Pluspetrol Norte), Lote 8 (Pluspetrol Norte), Lote 67 (Perenco), Lote 31B/D (Maple), Lote 31C (Aguatía), Lote 31E (Maple) y Lote 57 (Repsol). Este último posee 1,845 BCF de reservas probables en explotación y se posicionaría como uno de los focos de explotación por su nivel de recursos. RESERVAS DE GN LNG: CONTRATOS EN EXPLOTACIÓN/ EXPLORACIÓN DICIEMBRE 2012 Gas Natural ( BCF) Líquido de Gas Natural (MSTB) Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles XIII OLYMPIC Subtotal Costa Z2B SAVIA ,363 4,034 5,725 Z1 BPZ ,814 6,638 Subtotal Zócalo ,363 16,221 13, PLUSPETROL 2, ,476 76,682 34, REPSOL 563 1, , ,518 30, PLUSPETROL 10,315 1,642 2, ,072 99, ,442 Subtotal Selva 14,194 4,610 3, , , ,792 Total contratos en explotación 15,376 5,444 4, , , , PETROBRAS 0 2, ,882 46,214 Subtotal Selva 0 2, ,882 46,214 Total de contratos en exploración 0 2, ,883 46,214 Total país 15,376 7,710 5, , , ,601 Fuente: MINEM Elaboración PCR Producción El yacimiento Camisea (operado por Pluspetrol) explica el 97% de la producción al cierre de diciembre 2013, a partir de ello, centraremos el análisis prioritariamente en el Proyecto antes mencionado. El acrecentamiento de la producción de GN inició con la producción del Lote 88 en el 2004 y del Lote 56 en el 2010 observándose una tasa de crecimiento promedio anual de 38.55% en el periodo , siendo la producción a diciembre 2013 de 1.19 Miles de MMPCD superior en 4.43% en 6 Billion Cubic Meter 3

4 * * relación a diciembre 2012 (1.14 Miles de MMPCD). A agosto 2013, la producción del Proyecto Camisea (Lote 56 y Lote 88) alcanzó el 96.49% del total producido. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL MILLARES MMPC PRODUCCIÓN DE LGNMBPD Total Costa Norte y Zocalo Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Aguatía Aguaytía Petrotech Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Fuente: MINEM*Las cifras del 2013 equivale al acumulado de la producción al mes de agosto/ Elaboración PCR A diciembre 2013, la producción fiscalizada total fue de M MMPC (34.26 M MMPC a diciembre 2012) presentando un crecimiento de 7.39% como resultado del incremento de la producción del lote 88 (Pluspetrol Camisea) que tuvo un aumento de 1.43 M MMPC cerrando con M MMPC, el segundo incremento más importante lo tuvo el Lote 56 que pasó de M MMPC (Diciembre 2012) a M MMPC (Diciembre 2013). En ese sentido el total de la producción de la selva incrementó en 2.37 M MMPC (+7.08%), seguido por el total costa con 101,237 MPC (+15.83%) y el total zócalo con 56,728 MPC (+66.57%). Aspectos Fundamentales 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 kilometros al este de Lima. En mayo de 1999, el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM) convocó a concurso público para adjudicar el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 88 y las concesiones para el Transporte de GN y LGN hacia la costa y la distribución de Gas para Lima y Callao. Es en ese sentido que, el 16 de febrero de 2000, se adjudicó la buena pro del concurso público para la concesión de explotación de hidrocarburos del lote 88; y en el año 2004, se adjudicó la buena pro para la concesión de explotación de hidrocarburos del Lote 56, ambos bajo la modalidad de Contrato Ley. La buena pro para la concesión de ambos lotes, se adjudicó a un consorcio de empresas denominado Consorcio Productor Camisea (CPC), el cual estuvo conformado por Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú ( HOCP ), Pluspetrol Perú Corporation, Sucursal del Perú ( Pluspetrol ) y SK Innovation, Sucursal Peruana (antes SK Enery, Sucursal Peruana). Posteriormente en el mes de octubre de ese mismo año, se incorporó a dicho Consorcio la empresa Hidrocarburos Andinos SAC, que fue luego reemplazada por Tecpetrol del Perú S.A.C. (organización de propiedad del grupo Techint). Finalmente, el 7 de diciembre de 2000, Perupetro en representación del Estado Peruano y el Consorcio firmaron y aprobaron el Contrato de Licencia. Los Contratos de Licencia (Contratos Ley) para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 88 y 56 fueron firmados entre el Estado Peruano y el CPC y tienen una duración de 30 años para la exploración de petróleo y 40 años para la explotación de GN y condensado. Consorcio Productor Camisea (CPC) Al 31 de Diciembre del 2013, las empresas que tienen participación en el Contrato de Licencia del Lote 88 son filiales de organizaciones internacionales de reconocido nivel y con experiencia suficiente para asegurar una buena gestión del proyecto Camisea a lo largo de su operación. ESTRUCTURA ACCIONARIA DEL CONSORCIO Accionista Part. Matriz Calificación de la Matriz Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú 25.20% Hunt Oil Company BBB (S&P) y Baa2 (Moody s) Pluspetrol Camisea S.A % Pluspetrol Resources Corporation Pluspetrol Peru Corporation S.A. 2.20% Pluspetrol Resources Corporation SK Energy, Sucursal Peruana 17.60% SK Innovación Baa2 (Moody s) y BBB (Fitch) Tecpetrol del Peru S.A.C % Techint Sonatrach Peru Corporation S.A.C % Sonatrach Int. Holding Corp. Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú 10.00% Repsol Total % 4

5 Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (HOCP), es una sucursal de Hunt Oil Company of Peru L.L.C. la cual se encuentra constituida en Delaware, Estados Unidos. La sucursal se constituyó en el año 2000 con el propósito de participar en el concurso convocado por el Comité Especial del Proyecto de Camisea (CECAM). Su principal actividad económica está dirigida a la exploración y explotación de hidrocarburos, así como cualquier otra actividad que incluya la compra y venta de los mismos. Actualmente, posee una participación de 25.20% en el Lote 88 y 25.20% en el Lote 56. Hunt Oil Exploration and Production Company of Peru LLC, Sucursal del Perú (HOEP) tiene una participación de 35% en el lote 76 (actualmente en etapa exploratoria). El grupo económico de Hunt Oil tiene participación del 50.00% en Perú LNG, empresa dedicada a la licuefacción del Gas Natural. HOCP, pertenece a Hunt Oil Company, empresa creada en Dallas, Texas en 1934, es una de las compañías privadas de petróleo y gas más grande de Estados Unidos de Norteamérica. Hunt forma parte del Hunt Consolidated Inc., compañía holding de propiedad de Ray L. Hunt y de su familia. Además de las inversiones en explotación y transporte de hidrocarburos, Hunt Consolidated tiene inversiones en la industria de refinación, desarrollo inmobiliario, generación de energía eléctrica, agroindustria e inversiones en fondos de capital de riesgo. Las principales áreas de producción de petróleo y gas de Hunt están localizadas en Estados Unidos de Norteamérica, Canadá, Yemen y Perú. Asimismo, posee licencias de exploración en Australia, Italia, Iraq (Kurdistán), Benín y Rumania. ESQUEMA ORGANICO DE HOCP PROCESO DE UPSTREAM DE PLUSPETROL EN CAMISEA Hunt Consolidated, Inc. Hunt Oil Company (Delaware, USA) CAMISEA PLUSPETROL (Operador del CPC) UPSTREAM MALVINAS Hunt Overseas Oil Company (Delaware, USA) Hunt Oil Development (Perú), L.P. (Delaware, USA) Hunt Perú (Block 56) Development Company (Caiman Islands) Lote 88: San Martin Cashiari (Cuenca Ucayali Cusco) Gas Liquido LGN Gas GN Reinyectado Planta de Separación (Rio Urubamba Cusco) Acciones Serie A (Lote 88) Hunt Oil Company of Peru, LLC. (Delaware, USA) Acciones Serie B (Lote 56) Contrato de Licencia para la explotación Fuente: Osinergmin / Elaboración: PCR Pluspetrol Peru Corporation S.A., es sucursal de Pluspetrol Resources Corporation, en febrero de 2000 se convirtió en el operador estratégico del Upstream del Proyecto Camisea y en el Midstream participó con el 12.38% del accionariado de Transportadora de Gas del Perú TGP (en forma directa e indirecta), del cual vendió su participación en marzo Pluspetrol Resources Corporation, fue constituida en 1976 como una compañía dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas; inició su proceso de internacionalización en la década de los 70 con sus inversiones en Colombia. En la actualidad desarrolla operaciones en campos de gas y petróleo en Argentina, Perú y Bolivia. Actualmente es la tercera empresa productora de gas natural en Argentina y el mayor productor de petróleo en el Perú. A su vez, participa con el 27.20% en el CPC a través de Pluspetrol Camisea SA. Operaciones El proceso de explotación de Gas del Lote 88 se inicia con la captación y transporte de los gases provenientes de los campos San Martin y Cashiriari hacia la planta de tratamiento ubicada en las Malvinas donde se separan los líquidos contenidos en el Gas Natural, es así que el gas seco resultante es enviado a un sistema de compresión el cual comprime el gas destinado a la venta hacia el Gaseoducto operado por TGP 7, para su posterior distribución al mercado interno a través de Cálidda. El gas excedente (es decir aquella cantidad por encima de la demanda) es inyectado nuevamente en los reservorios. Infraestructura El Consorcio hacia principios del ejercicio 2004 culminó con éxito la fase de perforación, cumplimiento y prueba de 4 pozos productores y 3 pozos inyectores, los que se encuentran ubicados en la zona de San Martín. Adicionalmente a ello, el Consorcio reacondicionó un pozo productor y un pozo inyector. Actualmente a diciembre 2013, el CPC cuenta para el Lote 88 con 3 pozos productores, de los cuales se recolecta el gas natural húmedo y luego es llevado a su planta en Malvinas para tratamiento, y 5 pozos de reinyección; mientras que en Cashiriari tiene 10 pozos productores. Además, mantiene las Tuberías de Flujo (Flowlines) que se terminaron de construir en septiembre de 2003 y que sirven de medio de transporte para llevar el Gas Natural desde los pozos productores de San Martín hacia la Planta de Separación de Líquidos y reinyectar el gas seco en el pozo SM3X. 7 Transportadora de Gas del Perú, empresa encargada de transportar el GN y LGN desde los yacimientos 88 y 56 hacia el Citi Gate y empalmar hacia al ducto de PLNG y hacia la planta de fraccionamiento. 5

6 De otro lado, el Consorcio construyó una Planta Criogénica de Separación de Líquidos y una Planta de Compresión de Gas para Reinyección y Transporte de Gas ubicadas en Malvinas (orillas del río Urubamba). En estas facilidades se realiza la separación primaria que consiste principalmente en la eliminación de impurezas como azufre y agua del gas natural, para luego aislar los componentes del mismo mediante cambios en la presión y la temperatura con la finalidad de obtener Gas Natural Seco de uso industrial que es transportado a través de ductos hacia la ciudad de Lurín (City Gate), y Líquidos de Gas Natural (LGN) que son transportados por medio de un poliducto hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco. Luego de realizadas las pruebas pertinentes, se inició el llenado del Gaseoducto construido por Transportadora de Gas del Perú (downstream) marcando como fecha de inicio de la etapa de Extracción Comercial el 2 de junio de En octubre 2012, se culminó los trabajos de ampliación de ducto de Camisea para demanda interna lo cual logró incrementar la capacidad de procesamiento de GN húmedo de 1,820 MMpcd en Malvinas y LGN de 120,000 Bbld en Pisco. Este proceso se inició a mediados de junio de 2007, cuando la demanda del gas natural en los contratos en firme (que genera la ampliación del sistema de transporte de gas) todavía no se había dado. Asimismo, el nivel de contratos que había con TGP durante ese año era muy inferior respecto a la capacidad actual del transporte del sistema; por ello y en coordinación con el Ministerio de Energía y Minas (MEM) se decidió adelantar la ampliación del sistema de transporte. Dado los constantes incrementos de la demanda, se han realizado diversos proyectos divididos por etapas con el fin de ampliar el sistema de transporte de gas natural y poder abastecer de esta manera la sobredemanda. Contrato de Licencia Contratoley que no puede ser modificado unilateralmente por el Estado ni por norma con rango de ley. Adicionalmente confiere a las empresas que conforman el Consorcio estabilidad jurídica en materia tributaria y cambiaria. El plazo para la fase de explotación de petróleo es de treinta años, contados a partir de la fecha de suscripción del Contrato de Licencia, mientras que el plazo para la fase de explotación de GN No Asociado y GN Asociado y LGN, es de cuarenta años contados a partir de la fecha de suscripción del Contrato de Licencia. Perupetro autoriza al Consorcio a realizar operaciones de exploración y explotación de Hidrocarburos, a cambio de ello el Consorcio debe pagar a Perupetro como contraprestación la Regalía establecida en el Contrato de Licencia. El Consorcio tiene el derecho de propiedad sobre los Hidrocarburos extraídos. Joint Operating Agreement (JOA) Los derechos y las obligaciones de las partes del Consorcio en las operaciones vinculadas con el Contrato de Licencia son reguladas por el JOA (firmado el 28 de febrero del 2006 y sus respectivas adendas), el cual: (i) establece los términos de la operación del Lote 88; (ii) designa a Pluspetrol Peru Corporation S.A. como operador entre las Partes del Consorcio; (iii) establece los procedimientos de toma de decisiones; y, (iv) establece los derechos y obligaciones entre el operador y cada Parte del Consorcio, entre otros. Cada parte del Consorcio debe pagar los montos que le corresponden de acuerdo con los cash calls (Reportes de Requerimiento de Fondos), por concepto de inversiones, gastos operativos y gastos comerciales vinculados a su participación en el Proyecto. En el caso de GN y LGN, las ventas y las cobranzas son hechas por cada parte del Consorcio a prorata, mientras que los esfuerzos comerciales son realizados a través del Operador. Alternativamente, cada parte del Consorcio tiene el derecho de disponer, en especie, de su parte proporcional de la producción del Lote 88 y celebrar contratos de compraventa separados con terceros. El comité de operaciones realiza la supervisión general y dirección de las operaciones conjuntas y está compuesto por representantes de cada una de las Partes del Consorcio. Las decisiones del comité de operaciones se deciden con el voto afirmativo de por lo menos el 51% de las participaciones, salvo que se trate de asuntos relevantes en cuyo caso se requerirá la unanimidad o en el caso de existir más de dos partes en el JOA, al menos 2/3 del voto afirmativo de las participaciones de partes no afiliadas, salvo en el caso de modificaciones a los programas de desarrollo especificados en el Contrato de Licencia, en los que se requerirá una mayoría de al menos 75%. Reservas Las reservas son clasificadas por grado de certeza como probadas, probables o posibles. Se considera que las reservas probadas son económicamente producibles en el futuro de reservorios conocidos bajo las condiciones económicas y de operación existentes y se asume la continuación de las actuales prácticas reglamentarias usando métodos y equipos convencionales de producción. Dichas reservas han sido comprobadas con un alto grado de certidumbre por análisis del historial de producción de los reservorios y/o por análisis volumétrico de geología e ingeniería adecuados. Se consideran reservas probables las que son susceptibles a ser probadas, que están basadas en la evidencia razonable de hidrocarburos producibles dentro de los límites de la estructura o reservorio pero definidas en un grado menor de certidumbre debido a un control de pozo más limitado y/o la falta de pruebas de producción definitivas. Las estimaciones de las reservas han sido realizadas por DeGolyer & MacNaughton, los cuales corresponden a estimaciones de los volúmenes de producción de líquidos de gas y de gas recuperable proyectados desde el año 2013 al

7 YACIMIENTO GAS DEL LOTE 88 DICIEMBRE 2012 Yacimiento de Gas Participación Hunt Oil Reservas GN (BPC) LGN (MMBBL) GN (BPC) LGN (MMBBL) Probadas 8, , Probadas y Probables 7, , Fuente: D&M / Elaboración: PCR La cantidad contractual anual del GN es de ,000 millones de Btu (MMBtu) a razón de 620 MMPCD aproximadamente, por un plazo de 18 años a partir del inicio de operaciones de la planta de Peru LNG (PLNG), y por un acumulado de 4.2 TPC. Ambos contratos son sustancialmente similares, sin embargo se establece que el 100% de las reservas del Lote 56 son de exclusividad de PLNG y la diferencia será abastecida por el Lote 88, hasta un máximo de 0.57 TPC, el cual se redujo de un nivel inicial de 2.5 TPC debido al incremento de reservas certificadas del Lote 56, por lo que la oferta del Lote 88 hacia el mercado doméstico es menor. Es en ese sentido que, desde que se firmó la adjudicación de los lotes, los distintos gobiernos de turno se encuentran en la búsqueda de un nuevo yacimiento con mayor capacidad que permita cubrir el desfase del lote 56, para que de esta manera el uso del total de las reservas del Lote 88 sea destinado exclusivamente a consumo nacional. Regalías En el 2013, los ingresos por regalías de líquidos de gas natural (LGN) fueron de US$ MM (Selva Central y Selva Sur) y de gas natural (GN) ascendieron a US$ MM. Para el caso de los líquidos de gas natural, los lotes 88 y 56 representan el 95.84% y para el caso de gas natural poseen un 96.13% sobre el total de regalías. 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%). REGALIAS ACUMULADO 2013 Ubicación Operador Lote Regalía GN (USD MM) Participación Regalía LNG (USD MM) Participación Selva Central Aguaytia 31C % % Selva Sur Pluspetrol % % Pluspetrol % % Otros con participación al 1% % Total % % Fuente: Petroperu/ Elaboración PCR El Consorcio, según el Contrato de Licencia deberá pagar la regalía en efectivo, sobre la base de los hidrocarburos fiscalizados. GAS NATURAL: El porcentaje de regalía es igual a: KG1 + ZG1 * (QG1.00), donde: KG1= (Precio Realizado del Gas Precio de Referencia del Gas) / (Precio de Referencia del Gas) * (Incremento en el porcentaje de la regalía por incremento del Precio Realizado del Gas)+ Porcentaje de Regalía Base (37.24%). ZG1= Incremento del porcentaje de la regalía por unidad de Producción Acumulada. Este incremento será de 3% por cada Trillón de Pies Cúbicos de producción fiscalizada. QG= Gas Acumulado expresado en trillones de pies cúbicos. En ningún caso el porcentaje de regalía podrá ser superior o inferior al 37.24%. PETRÓLEO Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL El porcentaje de regalía es igual a: KL1 + ZL1 * (QL1.00), donde: KL1= (Precio de la Canasta de Petróleo o LGN Precio de Referencia del Petróleo o LGN) / (Precio de Referencia del Petróleo o LGN) * (Incremento en el porcentaje de la regalía por incremento del precio de la Canasta de Petróleo o LGN) + Porcentaje de Regalía Base (37.24%). ZL1= Incremento del porcentaje de la regalía por unidad de Producción Acumulada. Este incremento será de 3% por cada 100MMBbls de producción fiscalizada. QL= Petróleo Acumulado o Líquidos del Gas Acumulado, expresados en cientos de millones de barriles. En ningún caso el porcentaje de regalía podrá ser superior o inferior al 37.24%. Adicionalmente a ello, el Consorcio se verá beneficiado con un descuento sobre el porcentaje de regalía en la medida que aplique programas de reinyección de acuerdo con el volumen de producción fiscalizada por encima de los 20,000bld. Estos descuentos van desde 1.0 puntos porcentuales hasta 4.0 puntos porcentuales. Característica del Instrumento Tercer Programa de Bonos de Titulización HOCP Lote 88 Para la emisión de este Tercer Programa, el cual permite la emisión de Bonos de Titulización hasta por un monto máximo de emisión de USD MM, se rescató el 06 de marzo de 2013 los Bonos del Primer Programa de Bonos de Titulización de Hunt HOCP que fue colocado en diciembre Para el rescate del Primer Programa, HOCP tomó un préstamo puente con el Banco de Crédito del Perú (BCP), por la suma de USD millones 8. Es así que, el nuevo Patrimonio Fideicometido se constituyó el 27 de junio de 2013 y en virtud del Contrato de Préstamo, el BCP asumió el compromiso para desembolsar un préstamo al Patrimonio Fideicometido por USD MM. Como consecuencia, el BCP fue Acreedor de este Patrimonio y tuvo derecho a participar en ciertas decisiones 8 Préstamo aprobado de hasta US$ millones 7

8 en los términos establecidos en el Contrato Marco. A Noviembre 2013, BCP había desembolsado USD MM a un plazo 10 años (vencimiento junio 2023), sin embargo se consideró reperfilar las obligaciones y cancelar dicho préstamo, por ello se realizó en diciembre 2013 y febrero del 2014 las emisiones Décimo y Décimo Segunda, respectivamente. El Programa establece la realización de múltiples emisiones de Bonos, cada una de las cuales podrá constar de una o más series de un valor nominal a ser determinado en el respectivo contrato complementario de cada Emisión. La vigencia del programa es de dos años contados a partir de su inscripción en el Registro Público del Mercado de Valores de la SMV. Dicho plazo podrá renovarse, de acuerdo con las Leyes Aplicables y a sólo criterio de las personas facultadas por el Emisor. Destino de los recursos: Los recursos del Programa serán transferidos al Originador, con la finalidad que los utilice del modo siguiente: (i) para la refinanciación de pasivos relacionados al Lote 88; y/o (ii) para el desarrollo de actividades relacionadas al Lote 88 o propias de su objeto social. PRINCIPALES TÉRMINOS Y CONDICIONES DE CADA EMISIÓN Características Sétima Emisión Octava Emisión Décima Emisión Decima Segunda Emisión Serie A B C D Monto de la Emisión USD$ MM USD$ MM USD$ MM USD$ MM Monto inscrito USD$ MM USD$ MM USD$ MM USD$ MM Saldo en circulación al USD$ MM USD$ MM USD$ MM Se emitió en Febrero 2014 Tasa de interés LIBOR 180d % % LIBOR 180d % % Fecha de Emisión 17 de Julio de Julio de Diciembre de Febrero 2014 Fecha de Redención 27 de Junio de junio de Junio de Diciembre 2018 Plazo 10 años 5 años 9 años 4 años y 9 meses Periodo de Pago de Intereses Semestral Semestral Semestral Semestral Cupón A partir del Periodo 11 Tipo de Bono Bullet Bullet Bullet Emisor y Fiduciario Originador y Servidor Máximo monto de emisión del programa Respaldo Opción de rescate Credicorp Capital Sociedad Titulizadora SA Hunt Oil Company of Peru L.L.C, Sucursal del Perú (HOCP). Hasta por US$ ,000 o su equivalente en nuevos soles (PEN). Los activos que integran el patrimonio fideicometido. El Emisor podrá rescatar las Obligaciones en los casos establecidos en los numerales 1, 2, 3 y 4 del artículo 330 de la Ley General, y siempre que cumpla con lo previsto en el artículo 89 de la Ley. El Contrato Complementario y el Prospecto Complementario establecerán, de ser el caso, las condiciones para el rescate de las Obligaciones. Resguardos Financieros Los resguardos financieros se vienen cumpliendo holgadamente con sus compromisos financieros. CUMPLIMIENTO DE RATIOS Resguardo Financiero Fórmula Límite Actual Ratio de Valor Presente (VP) de VP del Flujo para Cobertura de Reservas 9 / Monto Pendiente de Reservas Amortización 10 (Medido una vez por año 11 > 1.75x A partir May14 ) Flujo de Caja de SD 12 / Servicio de Deuda (12m) 13. (Revisión de forma Ratio de Cobertura del Fideicomiso >1.50X semestral el 30 de Junio y el 31 Diciembre de cada año) Característica de la Estructuración El programa consiste en la titulización de flujos futuros derivados de la participación del originador (Hunt Oil Company of Peru L.L.C, Sucursal Perú HOCP) dentro del Consorcio asociado al Lote 88. Para ello, los derechos de los activos que pertenecían a HOCP han sido transferidos al Patrimonio Fideicometido en virtud del contrato marco. Cabe indicar que los activos incluyen todo tipo de pagos por concepto de intereses, penalidades, indemnizaciones y conceptos similares que eventualmente pueden generar o generarse por su no pago o pago tardío. Los derechos transferidos son los siguientes: Los Derechos del Contrato de Licencia Los Derechos sobre el Joint Operating Agreement (JOA): El Originador no podrá ejercer el derecho a retirarse del Consorcio (Right of Withdrawal) previsto en el JOA, sin el consentimiento previo y por escrito del Fiduciario. El Fiduciario sólo estará autorizado a ejercer los Derechos del JOA con el consentimiento escrito del Originador. 9 Se calcula descontando los flujos futuros del Flujo para Cobertura de Reservas (EBITDA Capex Neto Impuestos) a la tasa ponderada del monto pendiente de amortización. 10 Es el saldo del monto del préstamo del BCP o de los bonos emitidos que aún faltan amortizar. 11 La fecha de medida se realiza en un plazo de 45 días luego que se tenga la información auditada de reservas por DeGolyer & MacNaughton. El informe de reservas se obtiene en el mes de mayo, por tanto el ratio de VPR recién se calculará para el año EBITDA más saldo en las cuentas de Servicios de Deuda menos Capex Neto y menos impuesto a la renta. 13 Es la suma de la amortización total o parcial de las obligaciones correspondientes a una fecha de vencimiento más los interés, a ser pagado a los Obligacionistas, más los pagos que corresponda realizar por concepto de préstamos adquiridos por el Patrimonio Fideicometido. Cálculo se basará en la suma de los doce (12) Meses consecutivos inmediatamente anteriores a la Fecha de Medición (Periodo de Medición). 8

9 De ocurrir un Evento de Incumplimiento que no haya sido subsanado dentro del período correspondiente a dicho evento, el Fiduciario podrá enviar a los miembros del Consorcio una comunicación en la que informe la existencia de dicho evento y que ejercerá todos los Derechos del JOA sin limitaciones. Los Derechos sobre las Pólizas de Seguros, El Fiduciario tiene el derecho a recibir el producto de la ejecución de las Pólizas de Seguros vinculadas a la participación de HOCP en el Lote 88. Los Derechos de Cobro por la Venta de Hidrocarburos, HOCP, en su calidad de Originador y Servidor de flujos, cederá sus derechos de cobro sobre las ventas que le correspondan a su participación del Lote 88 (25.20%) al Patrimonio Fideicometido. Los clientes del Consorcio serán instruidos a depositar directamente en la Cuenta de Recaudación (a nombre del Patrimonio) la parte correspondiente a HOCP a más tardar dentro de los diez (10) Días Hábiles siguientes de haberse generado la obligación de pago de los Derechos de Cobro por Venta de Hidrocarburos, con lo cual los flujos provenientes de las ventas pasan a estar bajo responsabilidad del Fiduciario y no de HOCP. El respectivo comprobante de pago deberá evidenciar la transferencia fiduciaria. Los Derechos de Cobro por la Venta de la Participación, es el derecho a recibir flujos, producto de la participación de HOCP en el Lote 88 (25.20%), independientemente del mecanismo utilizado para la venta. Fideicometido en virtud del Contrato Marco El Monto Resultante de las Indemnizaciones por Transporte, son los derechos de HOCP a recibir de TGP pagos indemnizatorios derivados de daños o pérdidas vinculados con el transporte de hidrocarburos del Lote 88, de acuerdo con lo dispuesto en el Natural Gas Liquids Transportation Agreement. Los flujos futuros derivados de los derechos antes mencionados. Operativa del Fideicomiso Lote 88 El Operador del proyecto (Pluspetrol) envía mensualmente un Requerimiento de Fondos (Cash Call) a cada socio detallando los gastos correspondientes al mes siguiente, de acuerdo con un cronograma de trabajos y gastos previamente aprobados por el Comité de Operaciones 14. Entre los gastos que incluye el Cash Call se encuentran los relacionados a las operaciones conjuntas, es decir, al transporte de los líquidos por el ducto de TGP, las regalías que se deben pagar al Estado por las ventas, los gastos del personal asignado, los costos de campo, etc. También se incluyen los requerimientos de inversión para el desarrollo de los proyectos que hayan sido estimados necesarios por el Consorcio. De este modo, cada socio debe transferir mensualmente el importe registrado en el Reporte de Requerimiento de Fondos, el cual incluye los gastos operativos y de capital (Opex, Capex, Gastos de Transporte y Regalías) correspondiente al mes siguiente. La asignación de flujos considera los compromisos que tiene que asumir HOCP dentro del Consorcio para poder mantener su permanencia en el mismo. FlujosProvenientes de las Ventas Lote 88 HOCP 25.20% CASCADA DE FLUJOS PATRIMONIO FIDEICOMETIDO Cuentas de Recaudación Pagos diversospropios de Patrimonio Fideicometido (Tributos, comisiones y otros gastos) Cuenta de Operaciones (Monto Indicado en el Reporte de Requerimiento de Fondos). Cuenta Servicio de Deuda (Se acumula mensualmente 1/6 del Servicio de Deuda correspondiente a la siguiente fecha de vencimiento) Pago del Servicio de deuda del Préstamo (En caso se hayan tomado) Pago del Servicio de deuda de bonos (En caso se hayan emitido Obligaciones) Remesas HOCP Análisis Financiero El Originador: Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú A diciembre del 2013, los activos totales tuvieron un ligero descenso que significó el 2.52% en relación al periodo anterior, sustentado principalmente en: (i) la disminución de los depósitos a plazo en USD 37.19MM (19.77%), el cual se explica por una modificación en el procedimiento de la cascada de flujos, a raíz de la última emisión de Bonos del Lote 88 (Julio 2013), el cual está relacionado a los fondos para el pago del cash call, por lo que en vez de resguardar tres meses se pasa a resguardar solamente un mes de cash call requeridos por el Operador, (ii) la disminución de las cuentas por cobrar, las cuales se redujeron 25.79% por la menor venta al crédito hacia clientes, por lo que el periodo promedio de cobro ascendió a 12 días de los 19 días registrados en el periodo anterior; es de indicar, que esta cuenta responde a los activos titulizados que 14 integrado por todos los socios 9

10 comprende los patrimonios en fideicomiso de los Lotes 56 y 88. Ambas cuentas resultaron en un decremento de USD 49.57MM, (21.00%), lo cual se justifica por una mayor producción de líquidos y gas en el año 2013 a fin de reducir el impacto negativo de los precios de GN exportado y el precio internacional del LGN, y es que si bien, las cotizaciones de los marcadores han mantenido una ligera tendencia creciente para el presente año, la desmejora en términos de precio se refiere al cambio de destino en la exportación de los productos, de los cuales la mayor proporción se destina a países cuyo marcador es el HH, decisión que se tomó a fin de obtener mayor eficiencia en márgenes. No obstante, el este menor efecto se compensa por: (i) la mayor inversión en activo fijo para ambos lotes que resultó en un incremento neto de USD 19.82MM (+2.86%) explicado por las capitalizaciones de Obras en Curso realizadas en el periodo, las cuales comprenden trabajados de mantenimiento y reemplazo de Planta, Pozos y Ductos que incluidos dentro del presupuesto del periodo 2013, (ii) la mayor cuenta por cobrar al fondo de estabilización de precios de combustible, (iii) así como la variación positiva en las cobranzas hacia relacionadas a razón del capital de trabajo por USD 6.3MM atribuido al operador del Lote 88 (Pluspetrol Perú Corporation), saldo que va ajustándose e incluso cambiando de posición según ésta sea atribuida, además también se debe al reembolso de gastos de construcción de Ducto Compartido 15 que mantiene con Repsol Exploracion Peru para el transporte de hidrocarburos a extraerse desde el Lote 57 por USD 3.5MM la cual ya ha sido cobrada en Enero Hunt Oil mantiene adecuada liquidez producto de sus cuentas por cobrar comerciales y el efectivo generado en el periodo; si consideramos las cuentas liquidas que hacen match con sus pasivos corrientes en términos de plazo, para el periodo de evaluación presentan un ratio de liquidez acida de 2.45 veces. En relación al fondeo necesario para el financiamiento de activos, el 73.74% se concentra en los pasivos mientras que la diferencia (26.26%) está asociada al patrimonio. El pasivo total se incrementó en 20.14% (+USD MM), a razón de las nuevas emisiones de ambos patrimonios, los cuales permitieron el repago de los financiamientos obtenidos en los años 2005 y 2012, además que permite un mayor duration a través de la reestructuración de pasivos, el incremento sumó USD MM (+26.36%), principalmente por las emisiones del patrimonio en fideicomiso del Lote 88. En términos corrientes, el pasivo se reduce como consecuencia de la precancelación de las obligaciones que mantenía, por tanto para este periodo solo tiene la amortización referida al Lote 56 (USD28.62MM) y los intereses asociados a las emisiones del nuevo patrimonio del Lote 88, dado que los bonos que mantiene son Bullet. Finalmente, el patrimonio se sustenta en el resultado acumulado, el cual redujo su participación, pasando de 95.53% (diciembre 2012) a 94.17% (diciembre 2013), como consecuencia de reparto de utilidades a la Oficina Principal, monto que ascendió a USD MM ( MM, %), lo cual ha impactado en el nivel de palanca comparado con diciembre 2012, periodo que registró 1.49 veces, mientras que a diciembre 2013 se ubicó sobre 2.81 veces. En consecuencia la deuda estructural, representa un grado de apalancamiento respecto del patrimonio de 2.12 veces, comparado con el 1.07 veces obtenido en diciembre La política de dividendos que mantiene la Sucursal, es remesar utilidades a su Oficina Principal, una vez que el Fiduciario Credicorp Capital Sociedad Titulizadora determine el excedente y cumpla con aplicar el esquema de cascada desde la cuenta recaudadora hacia las otras cuentas (ya sean de servicio de deuda y/o de operaciones si fuera el caso). Cabe comentar que, si bien existe una fuerte salida de recursos como consecuencia de la política de dividendos que maneja la compañía, el flujo de efectivo asociado a Hunt Oil resulta a diciembre 2013 en USD150.89MM, luego de los pagos por las operaciones de ambos fideicomisos y del pago de las obligaciones de los financiamientos del periodo, este resultado se sustenta en los depósitos a plazo que mantiene la compañía como fondo de reserva a fin de garantizar el pago de cash calls y las cuotas de las obligaciones contraídas. Cabe señalar que la estructura legal del instrumento hace que el fideicomiso sea un patrimonio independiente del originador, por lo que las obligaciones contraídas por originador que asciende a USD MM (Lote 88) y que representan una relación de deuda a patrimonio de 2.81 veces, se encuentran aseguradas con las cobranzas cedidas al fideicomiso y que se respaldan mediante las ventas del GN y LGN, por lo cual, un incremento en el endeudamiento de la Empresa no afecta la capacidad de pago del Fideicomiso. A diciembre 2013, los ingresos mejoraron en 13.68%, cerrando el año en USD1, MM, como consecuencia de los mayores niveles de volumen vendido además del incremento en la cotización de los marcadores y es que el Henry Hub (GN) presentó un rendimiento de 27.33% durante el año 2013, mientras que el WTI (LGN) presento un rendimiento para el año 2013 de 3.03%. Los productos que contribuyeron al incremento de las ventas, son el Nafta (+33.19%) y el GLP (+20.62%) y es que estos dos concentran 56.10% del total de los ingresos; por otro lado, el GN concentra el 27.76% de los ingresos sin embargo solo reflejó un crecimiento de 1.79%. En términos de Volumen, el GLP cerró el periodo en miles de 3,857 BBLS logrando reflejar 15 HOCP participa con el 25% en la inversión de la construcción del ducto, la cual ha finalizado en diciembre 2013 y a partir de julio 2014 debería iniciar operaciones. La construcción de dicho ducto permitirá el trasporte de Gas Natural para el lote

11 mayores ingresos gracias al incremento en el volumen demandado de Petroperú en %, que además concentra el 26.26%; por su parte, el Nafta cerró el periodo en miles de 3, BBLS, 23.68% más que el periodo anterior, explicado principalmente por el mayor volumen vendido a Shell Western en 54.01% más. Es importante señalar que el GN no se está colocando de la manera que se espera por la menor capacidad de transporte que existe y por lo cual tienen que regresar los MMPC explotados, esta reinyección obedece a la mayor producción del gas en relación a la producción contratada. A medida que se firmen más contratos de compra venta de GN y conforme lo permita la capacidad del ducto de GN, disminuirá el volumen de gas reinyectado, por tanto no hay costo adicional de devolver el gas al pozo, dado que forma parte de un solo proceso de producción que se carga a las unidades producidas en ambos lotes, es un proceso continuo. Asimismo, en relación a los yacimientos, el incremento en los ingresos se sustenta por los mayores niveles de venta del Lote 88 comparado con el Lote 56, mejora que se justifica en la finalización de la segunda expansión del lote 88 (octubre 2012), lo cual se tradujo en los mayores niveles de producción además de la ampliación de la capacidad de la planta, en ese sentido el Lote 88 facturó USD MM (+31.44%, Diciembre 2012: USD MM), mientras que el Lote 56 cerró en USD MM (1.87%, Diciembre 2012: USD MM). INGRESOS POR PRODUCTO VENDIDO (%) E INGRESOS POR CLIENTE (USD MM, %) DIC13 VOLUMEN VENDIDO POR CLIENTE (BBLS, MMPC) DIC13 NAFTA 35.83% MDBS 11.10% Otros Participación PERU LNG, < 4.00%, $220.29, 18.83% GN Total Generacion $234.93, 20.08% 27.76% Electrica, $58.03, 4.96% P&B 5.04% GLP 20.27% GN DE LIMA Y CALLAO S.A., $48.78, 4.17% TRAFIGURA PTE LTD, $56.24, 4.81% PETROBRAS GLOBAL TRADING, $77.79, 6.65% REFINERIA LA PAMPILLA S.A.A, $80.42, 6.87% REPSOL GAS DEL PERU S.A., $104.66, 8.95% SHELL WESTERN S&T CO. LTD., $153.52, 13.12% PETROPERU SA, $135.34, 11.57% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 16.51% 1,012.83, 26.26% 1,662.78, 43.1% 337,200.55, 36.57% 437,882.92, 47.49% 14.12% 15.93% , 31.19% , 68.54% 802,282.72, 21.36% 1,552,273.52, 41.33% 26.40% 11.40% 32,257.19, 27.35% 66,557.12, 56.44% GLP (BBLS) MDBS (BBLS) P&B (BBLS) NAFTA (BBLS) GN (MMPC) Otros Repsol Gas del Peru S.A. Peru LNG Shell Western S&T CO. LTD. Refineria La Pampilla S.A.A Petroperu SA Zeta Gas Andino S.A. Petrobras Global Trading BV Vitol S.A. Geneva Trafigura PTE LTD Total Generación Eléctrica GN de Lima y Callao S.A. En términos operativos la empresa ha logrado mejorar en eficiencia, el margen cerró en 53.08% (USD MM), +2.17% frente lo registrado en el periodo anterior (50.92%), explicado principalmente por (i) la mejora en utilización de la planta a costos fijos, los cuales son menores por la mayor producción y la estabilización de la planta (que inició operaciones desde el 2004), por lo que el costo operativo se redujo a USD 98.73MM (2.74%); y (ii) la ausencia de los gastos de exploración como consecuencia del cierre de ciertos lotes, de los cuales el consorcio estimó que no eran factibles para explotación. Es de mencionar que, de la estructura de costos, el principal costo fijo refiere a las regalías el cual representa el 31.48% de las ventas, siendo este rubro el que impulsa el costo de ventas en 11.97% (+USD 35.13MM). El EBITDA presentó una variación positiva de 18.93%, asociado principalmente a la mayor generación del Lote 88, el cual sustenta el 54.54% (USD MM) del total EBITDA, cabe resaltar que el Lote 88 ha demostrado un mejor perfomance en relación al año anterior, dado que este año incrementó su generación en 40.31% pese al incremento de los costos y la menor depreciación asociada al lote. El EBITDA del periodo cerró en USD MM, siendo suficiente para cubrir con los gastos financieros anualizados que ascienden a USD 23.31MM, en ese sentido, la cobertura a gastos financieros es de veces, e igualmente es suficiente para cubrir con el repago de toda la deuda financiera en menos de un año (diciembre 2013: USD MM). Por otro lado, los niveles de liquidez y generación son suficientes permitiendo cubrir de manera holgada los pasivos. Así mismo, a diciembre 2013, el Ratio de cobertura de servicio de deuda es de veces, mejor en ocho veces como resultado del reperfilamiento de deuda. 1,000, , , , , , , , , ,000 EVOLUCIÓN DEL PASIVO/PATRIMONIO DE HUNT OIL EVOLUCIÓN DEL PASIVO/PATRIMONIO DEL LOTE 88 Miles USD 259, , , ,555 dic09 dic10 dic11 dic12 dic13 Veces Deuda Estructural Patrimonio Total Pasivo Palanca Patrimonial RCSD Miles USD 450, , , , , , Deuda estructural Total Pasivo RCSD Veces Total Patrinomio asignado Endeudamiento Patrimonial La utilidad neta cerró en USD MM, % en relación a diciembre 2012, como consecuencia del mejor resultado a nivel operativo pese a los mayores gastos financieros, los cuales ascendieron a USD 23.32MM explicados por los gastos originados por las nuevas emisiones vinculadas al Lote 88 y a la pérdida por diferencia de tipo de cambio que resulta en una 11