PERU LNG S.R.L. Mary Carmen Gutiérrez E.

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1 PERU LNG S.R.L. Fecha de comité: 28 de mayo del 2015 con EEFF 1 al 31 de diciembre del 2014 Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva Bonos Corporativos paa+ Estable Equipo de Análisis Mauricio Jasaui C. mjasaui@ratingspcr.com Mary Carmen Gutiérrez E. mgutierrez@ratingspcr.com Sector Hidrocarburos, Perú (511) paa: Agrupa emisiones con alta calidad crediticia. Los factores de protección son fuertes. El riesgo es modesto, pudiendo variar en forma ocasional por las condiciones económicas. La categorías de las emisiones de mediano, largo plazo y de acciones preferentes podrán ser complementadas si correspondiese, mediante los signos (+/-) para mejorar o desmejorar, respectivamente la clasificación alcanzada entre las categorías paa y pb. 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 realizar un downgrade a la clasificación del Primer Programa de Bonos Corporativos de Perú LNG de paaa a paa+. La decisión se sustenta en los bajos niveles de cobertura que presenta la compañía, consecuencia de los menores ingresos obtenidos durante el año. Dado el contrato de SITME con el CFE de México, se debe exportar aproximadamente el 70% de la producción a esa región, donde Henry Hub es el marcador guía. De esta manera, sus ingresos se van a seguir manteniendo bajos dado que HH es el marcador con menor valor en comparación con diferentes mercados. A pesar de la baja cobertura, PLNG cuenta con niveles suficientes de caja para cubrir la totalidad de la deuda senior. Por otro lado, la clasificación toma en cuenta el Contrato Take or Pay el cual garantiza sus operaciones y sus ingresos, el Contrato de Licencia con el Estado Peruano que le brinda estabilidad impositiva, además de la experiencia de sus actuales sponsors en el sector de hidrocarburos Resumen Ejecutivo Los fundamentos específicos sobre los cuales se basa la clasificación asignada, son los siguientes: Ingresos garantizados además de la experiencia del nuevo Offtaker, lo que permitirá la expansión hacia otros mercados. Por medio del contrato Take or Pay con Shell, que involucra todo el volumen procesado en la planta (620 MMPCD) durante 18 años, los ingresos generados permitirán cubrir los costos y gastos operativos de PLNG. Esto originará una holgada caja disponible para cumplir con el servicio de la deuda financiera, proyectando que el ratio de cobertura anual 2 se mantendría en promedio en 1.3 veces desde el 2012 hasta el 2026, año en el cual la deuda financiera se amortizará. Por otro lado, Shell es una empresa transnacional que posee sólidas relaciones comerciales con diversos clientes en los diferentes mercados regionales a nivel mundial; esta cuenta con la más alta calificación crediticia dentro del grupo de los sponsors de Peru LNG, en ese sentido, la calificación que obtuvo de dos agencias internacionales de clasificación fue de AA/Negativa y Aa1/Negativa 3. Experiencia de los Sponsors. El amplio conocimiento y experiencia que poseen los Sponsors en las operaciones de hidrocarburos y gas natural a nivel mundial permiten mitigar la presencia de problemas operativos en el suministro y transporte de gas natural. Adicionalmente, se debe precisar que los Sponsors poseen clasificaciones de grado de inversión otorgadas por las principales agencias de riesgo internacionales, lo que demuestra la sólida capacidad de pago de sus compromisos financieros. Importancia para el Estado Peruano. PLNG representa un incremento de la inversión privada, de la creación de puestos de trabajo y de la mejora en la recaudación fiscal por impuestos directos e indirectos. En enero de 2006, PLNG y el Estado Peruano (a través de la Dirección General de Hidrocarburos y el Banco Central de Reserva del Perú) firmaron un Convenio de Inversión por un periodo de 40 años bajo la modalidad de Contrato Ley a través del cual se otorgan beneficios y garantías a PLNG para instalar, operar y mantener una planta de procesamiento de gas natural e instalaciones 1 Auditados por KPMG 2 Caja disponible para el servicio de la deuda/servicio de la deuda 3 Standard and Poor s y Moody (Abril 2015) 1

2 relacionadas, así como para exportar lo producido en ella. Dicho Convenio de Inversión, materializa el compromiso del Estado Peruano de llevar adelante el Proyecto proporcionando el mayor grado de protección jurídica. Menores ingresos obtenidos durante el 2014, debido al contrato firmado con SITME y CFE. A través de este contrato, se estipulaba que para el 2014 PLNG debía exportar un mínimo de 67% (MMPCD) de su producción a la región de Manzanillo México, destino que está guiado por el marcador Henry Hub, siendo el de menor valor a comparación de otros destinos como el JKM o NBP. Es así que para el 2014, PLNG exportó el 73.42% de su producción a México en 43 buques de carga, mientras que solamente el 1.85% fue exportado al marcador JKM (marcador de mayor valor) a través de 1 buque de carga con respecto a los 12 buques enviados en el Dedicación completa de suministro de GN de los Lotes 56 y 57. A través del los Contratos de Venta de Gas Natural del Lote 56 y Lote 88 Modificados y Reformulados, PLNG va a recibir el GN del Lote 56, además del GN que el Lote 57 entregue a los titulares del Lote 56. De esta manera, el Lote 88 solamente entregará GN para el consumo interno de la planta de LNG. Asimismo, existe un aumento en las reservas del Lote 56 según el reporte de DeGoyler and MacNaughton con certificación a diciembre 2013, con lo que permite asegurar una mayor oferta. Análisis Sectorial Entorno Macroeconómico Durante el año 2014 se ha presentado un comportamiento mundial desigual; por un lado, el crecimiento sostenido y pausado de la economía estadounidense, y por el otro, estancamiento de la zona euro, deterioro de las economías latinoamericanas, ralentización de la actividad en China y una desaceleración en Japón. En ese sentido, la Perspectiva de la Economía Mundial por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) para el 2014 se ubicó en 3.3%; es decir, 0.4 puntos porcentuales por debajo de los proyectado previamente. En la misma línea, la proyección para el 2015 se redujo a 3.8% desde el 4.0% estimado con anterioridad. Por su parte, el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) estima un crecimiento de la economía mundial para el 2015 y 2016 de 3.5% y 3.7%, respectivamente. La percepción de una recuperación mundial es frágil aún con mejoras en las perspectivas a consecuencia de la moderación de la consolidación fiscal, una política monetaria activa y menores tensiones geopolíticas. El debilitamiento del crecimiento mundial estuvo influenciado por la economía China, la cual ha consignado un crecimiento en base al consumo interno con menor influencia de las exportaciones. El BCRP pronosticó un crecimiento para China de 7.0% en el año 2014 debido a los problemas de crédito interno principalmente. También, se han presentado retracciones en América Latina, especialmente Brasil; Rusia, a causa de la caída de la inversión y grandes salidas de capital influenciados por las tensiones con Ucrania; y la desaceleración de la economía de Japón. Las perspectivas de crecimiento del BCRP para el 2015 se han ajustado a la baja en los mercados en desarrollo (4.4%), sin embargo, se espera una mejora para las economías avanzadas (2.3%), en especial Estados Unidos (3.1%). Esto se ve supeditado al comportamiento de diferentes factores de riesgo; el crecimiento como la caída abrupta en el precio de petróleo, la deflación en la Eurozona y Japón así como la desaceleración de China. El Perú registró un crecimiento de 2.4% en el 2014, menor a lo alcanzado durante el año 2013 (5.8%), explicado por el menor crecimiento del consumo y la inversión, ante el deterioro de los términos de intercambio, así como por disminución del gasto público, dadas las dificultades en la ejecución de los programas de inversión, y los factores de oferta transitorios los cuales afectaron severamente a la producción primaria. Según el reporte de inflación presentado por el BCRP a enero 2015, la proyección del crecimiento del PBI para el 2015 sería 4.8%, sustentado en la expectativa de reversión parcial de los choques de oferta, recuperación de la demanda ante un mayor gasto público y la recuperación de la confianza empresarial. A su vez, la autoridad monetaria proyecta un crecimiento de la economía peruana del 6.0% para el 2016 dado el aumento esperado de las exportaciones como consecuencia de los proyectos mineros Constancia y Las Bambas. PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS INDICADORES ANUAL PROYECCIONES ANUAL* PBI (var. % real) 1.05% 8.45% 6.45% 5.95% 5.78% 2.40% 4.80% 6.00% PBI Electr & Agua 1.06% 8.12% 7.58% 5.82% 5.54% 4.90% 5.30% 6.10% PBI Minero (var. % real) -1.40% -4.90% -3.60% 2.80% 4.90% -0.90% 5.60% 10.50% PBI Construcción (var. % real) 6.10% 17.40% 3.00% 15.10% 8.90% 2.10% 5.70% 7.00% Consumo Privado (var. % real) 2.80% 8.70% 6.00% 6.10% 5.30% 4.30% 4.50% 4.80% Remuneración Mínima Vital (S/.) Inflación (var. % IPC) 0.02% 0.17% 0.39% 0.22% 2.86% 3.20% 1.5%-2.5% 1.5%-2.5% Tipo de cambio promedio (US$) %** 2.2%** Inversión Privada (S/. MM) 64,215 80,457 89, , , , %*** 5.2%*** Inversión Pública (S/. MM) 20,977 24,747 22,667 27,466 31,823 30, %*** 11.60%*** Exportaciones (US$ MM) 26,962 35,565 46,268 45,639 41,939 37,994 36,090 39,871 Importaciones (US$ MM) 21,011 28,815 36,967 41,113 42,003 40,809 38,903 41,918 *BCRP Reporte de Inflación Enero 2015 / ** Var% TC nominal esperado/ *** Var% Inversión Fuente: MINEM-BCRP / Elaboración: PCR 2

3 Mercado de combustibles Según lo reportado por EIA 4, la demanda mundial de combustibles para el 2014 se ubicó en aproximadamente 92.1 MM bbl/d (barriles por día), representando un crecimiento en 0.99% (+ 0.9MM bbl/d) respecto al promedio registrado durante el año Asimismo, las proyecciones para el año 2015 son positivas y ascendentes a 93.1 MM bbl/d. Dichas proyecciones se sustentan principalmente en las expectativas de consumo de las economías emergentes y No-OPEC; en particular, se espera que el consumo de China se incremente en 0.3 MM bbl/d asociado al desarrollo de su sector manufacturero. No obstante, es de mencionar que estas expectativas se corrigieron a la baja (versus expectativas 2014) debido a la ralentización del crecimiento de China y Rusia. De otro lado, la oferta mundial de crudo y combustibles líquidos ascendió a 92 MM bbl/d para el 2014 guiado por la producción en los países No-OPEC (destacan Estados Unidos, Canadá, Rusia y países ex soviéticos). EIA proyecta un crecimiento mucho menor para la oferta en el año 2015, a un ritmo de 0.8 MM bbl/d explicado por la menor producción bajo el contexto de menores precios del petróleo. Finalmente, en el mercado del Gas Natural, el volumen de consumo al cierre del 2014 fue de 73.3 BCF/d (+2.7 vs 2013); cabe indicar que para el 2015 se espera un incremento en un promedio de 1.00 BCF/d (+1.36%) derivado del avance en el consumo en el sector industrial y eléctrico. En relación al mercado nacional, la demanda de combustibles líquidos a diciembre 2014 ascendió a MM de barriles, significando una disminución en 9.79% respecto al mismo periodo del año anterior. De manera desagregada, dicha variación obedece al decremento de demanda en los principales derivados tales como el diesel B-5 (S-50) (-7.37%), diesel B5 ( %) y gasohol 90 (-1.63%). Precios y márgenes internacionales Durante la primera mitad del año 2014, los distintos marcadores de precios mantuvieron una tendencia positiva debido a la disminución de inventarios en Cushing (Oklahoma) a consecuencia de las mejoras en el proceso de refinación. No obstante, a partir de junio 2014, los precios del petróleo empezaron a disminuir de manera sostenida, alcanzando al cierre del año una variación promedio de -3.85% y -4.64% 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 para la explotación en el fracking, lo cual refiere a la fracturación hidráulica de rocas que contienen petróleo, con el fin de extraer el llamado shale oil; ello le ha permitido incrementar su oferta y también convertirse en un probable exportador a Europa. Ligado al aspecto anterior, influye en la reducción del precio del crudo la decisión de los miembros de la OPEC en mantener su objetivo de producción en 30 MM bbl/d, con el fin de mantener su participación del mercado; sin embargo, esto contribuye al incremento de inventarios y por tanto afecta negativamente la evolución del precio. Por último, el precio también es influenciado por las menores expectativas de demanda mundial de petróleo, ligado al debilitamiento de crecimiento esperado en economías emergentes como China. Bajo este escenario, al cierre del año 2014 el precio del crudo Brent se ubicó en 62 US$/bbl, siendo menor en 43.72% respecto al precio registrado a diciembre 2013 ( US$/bbl). Por su parte, el precio del crudo WTI se redujo en 39.27%, pasando de US$/bbl (diciembre 2013) a US$/bbl (diciembre 2014). La brecha entre ambos precios fue de 3.05 US$/bbl, el cual ha presentado una tendencia creciente durante el año 2015; cabe indicar que EIA estima que dicha brecha se ubique alrededor de 3 US$/bbl para el 2015 y 4 US$/bbl para el Los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) comenzaron a disminuir desde finales del primer semestre De esta manera, a diciembre 2014 el precio de la gasolina se ubicó en 1.42 US$/galón y el diesel 1.78 US$/galón, representando una disminución en 39.59% y 43.53% a comparación de los precios al cierre del 2013, respectivamente HH y MBT (US$/MMBTU) EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES 0 0 dic-2000 dic-2001 dic-2002 dic-2003 dic-2004 dic-2005 dic-2006 dic-2007 dic-2008 dic-2009 dic-2010 dic-2011 dic-2012 dic-2013 dic-2014 Henry Hub Mont Belvieu Texas WTI Brent Fuente: EIA/ Elaboración PCR WTI y Brent (US$ por barril) Energy Information Administration (EIA) - Short Term Energy Outlook Febrero

4 El precio del Gas Natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación) hasta el 2008; sin embargo, luego de la crisis energética de ese año 5, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y Gas Natural. A diciembre 2014, el precio promedio del Henry Hub (HH) disminuyó a 3.48 US$/MMBTU (diciembre 2013: 4.24 US$/MMBTU). Las expectativas de este precio son decrecientes, siendo de 3.05 US$/MMBTU para el Reservas 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 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. RESERVAS DE GN Y HIDROCARBUROS LIQUIDOS EN EXPLOTACIÓN/EXPLORACIÓN DICIEMBRE 2013 GAS NATURAL ( BCF) LÍQUIDO DE GAS NATURAL (MSTB) PETRÓLEO (MSTB) Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles XIII OLYMPIC , , ,500.0 Subtotal Costa , , ,698.7 Z-2B SAVIA , , , , , ,577.4 Z-1 BPZ , , , , ,270.7 Subtotal Zócalo , , , , , , PLUSPETROL 2, , , , REPSOL , , , PLUSPETROL 10, , , , , , Subtotal Selva 14, , , , , , , , ,814.6 T. contratos en explotación 15, , , , , , , , , PETROBRAS 0.0 2, , , , Subtotal Selva 0.0 2, , , , , ,173.2 T. contratos en exploración 0.0 2, , , , , ,173.2 Total País 15, , , , , , , , ,944.6 Fuente: MINEM / Elaboración: PCR Las reservas probadas de GN en el país, ascienden a TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y 88) representan el 86.04%. 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 el 95.21%. 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 (Pluspetrol Norte), Lote 8 (Pluspetrol Norte), Lote 67 (Perenco), Lote 31B/D (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 el 52.72% del total. Producción de Hidrocarburos Actualmente en el Perú existen diez empresas en fase de extracción de 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 inició con la apertura de producción del Lote 88 en el 2004 y del Lote 56 en el 2010, alcanzando una tasa de crecimiento promedio anual de 35.17% para el periodo La producción acumulada de GN a diciembre 2014 fue de 456,406 MMPC, superior en 6.00% respecto a diciembre 2013 (430,559 MMPC); mientras que el volumen promedio paso de 1,179 MMPCD (2013) a 1,250 MMPCD (2014). Cabe precisar que el yacimiento Camisea (Lotes 56, 88) explicó cerca del 90.94% de la producción al cierre del año 2014, por lo cual el análisis se centra en el Proyecto asociado a este. En ese sentido, la evolución de la producción total obedece al incremento de extracción del Lote 88 en 38,478 MMPC (+20.69%) y la introducción del Lote 57 el cual generó 22,610 MMPC. Cabe destacar que con el ingreso del Lote 57, la producción del Lote 56 se ha restringido, reduciendo su caudal en 17.08%. De otro lado, los lotes de menor tamaño aportaron un volumen menor, donde la selva central acumuló una producción de 5,298 MMPC, mientras que el noroeste junto al zócalo alcanzaron 13,439 MMPC. Respecto a la producción de Líquidos de Gas Natural (LGN), ésta registró un promedio de MMBPD (2013: MMBPD), y un volumen acumulado de MMBLS (barriles) representando una ligera disminución de 1.14% respecto al cierre del año Dicha variación estuvo explicada por la reducción de producción de todos los lotes destinados a la 5 Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 4

5 explotación de este hidrocarburo, a excepción de la producción del Lote 57, la cual inició en marzo Asimismo, al igual que para el caso de la explotación de GN, los Lotes 56 y 88 (operados por Pluspetrol) mantienen una participación mayoritaria, representando el 92.42% de la producción total de LGN. Estos son seguidos por el Lote 57 (operado por Repsol) con una participación de 4.26%, Lote 31-C operado por Aguaytía (2.08%) y Lote Z-2B Savia (1.24%). 540 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL MILES MMPC 40 PRODUCCIÓN DE LGN-MM BLS Repsol Lote 57 Total Costa Norte y Zocalo Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Repsol Lote 57 Aguaytía Savia Aguaytía Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR 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 a alargar su vida útil, el cual permitirá mantener la producción del Lote 88 para el consumo peruano. El GN obtenido es procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas mientras que los LGN son procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. Al cierre del año 2014, la producción de este lote ascendió a 22,160 MMPC y 1.61 MMBLS para los productos de GN y LGN, respectivamente. Por su parte, la producción promedio de petróleo registró una mejora pasando de MBPD (2013) a MBPD (2014); ello también se tradujo en el incremento de la producción acumulada que alcanzó los MMBLS a diciembre 2014, siendo mayor en 10.19% respecto a lo alcanzando al cierre del 2013, producto de la mayor producción en diferentes lotes como el XIII, Z-2B, 67. En términos de participación, Pluspetrol Norte (lotes 8 y 1-AB) se posicionó como la empresa con mayor producción, alcanzando una representación del 32.51% (8.22 MMBLS), seguido de Savia (Lote Z-2B) (15.44%) y Corporación Nacional de Petróleos de China - CNPC 6 (Lote X) con el 14.55%. Aspectos Fundamentales Reseña Perú LNG (PLNG) es una compañía que se constituyó el 24 de marzo del año 2003 y que tuvo como Sponsors a Hunt Oil Company, SK Innovation Co. Ltd., Repsol S.A. y Marubeni Corporation, quienes en conjunto se comprometieron al desarrollo, construcción y operación de la planta de Gas Natural Licuado (LNG). Sin embargo, esta composición cambió pues el 31 de diciembre del 2013 Repsol vendió su participación al Grupo Royal Dutch Shell. La empresa se constituyó con la finalidad de desarrollar el proyecto para la instalación, operación y mantenimiento de una planta de procesamiento de GN para la obtención de LNG mediante el uso de las reservas que se encuentran en el Lote 56 y Lote 88, ubicados en Cusco. El Proyecto de PLNG comprendía de la construcción de una planta de LNG con un terminal marítimo, desde donde se embarca actualmente el LNG, y la construcción de un ducto de gas, que se conecta con el ducto ya existente de TGP fuera de la selva peruana (a la altura de Chiquintirca - Ayacucho), el cual transporta el GN hasta la planta de LNG ubicada en Cañete, Pampa Melchorita (altura del km 167 al Sur de Lima). El 10 de junio del 2010, la planta inició operaciones y PLNG empezó a producir LNG en su planta de licuefacción, Pampa Melchorita, realizando su primera operación de venta el 22 de junio El LNG producido es exportado y vendido únicamente a Repsol CG por 4.2 TPC en 18 años (218,000 BBTU Unidades Térmicas Británicas anuales), bajo la modalidad de Take or Pay, el cual considera vender el producto principalmente a México a la Comisión Federal de Electricidad - CFE (suministro de hasta 500 MMPCD ó 189,000 BBTU anuales). Los volúmenes mínimos para los años 2011, 2012, 2013 y 2014 eran de 12,228 BBTU, 70,311 BBTU, 130,432 BBTU y 158,964 BBTU, respectivamente. Sin embargo dado el cambio accionarial, la posición de offtaker la tiene, a partir del primero de enero del año 2014, Shell International Trading Middle East (SITME). Estructura Societaria PLNG tiene como socio principal a PERU LNG COMPANY LLC con una participación del 99.5%, empresa que a su vez está conformada por los Sponsors antes señalados. 6 Hasta noviembre 2014 las operaciones las desarrollaba Petrobras, sin embargo vendió sus activos a CNPC. 5

6 ESTRUCTURA SOCIETARIA Sponsors Hunt Oil SK Innovation Royal Dutch Shell Marubeni 100% Camisea LNG Holging Company 100% Perú Hunt LNG Funding Company LNG Shipping Operation Services Netherlands BV Marubeni LNG Development 10% 40% 20% 20% 10% Grupo Económico Perú LNG Company LLC (US LLC) 100% Perú LNG Partner (US LLC) Perú 99.5% 0.5% Perú LNG SRL Los 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, Rumanía, Kurdistán y Perú; asimismo, posee licencias de exploración en Rumania 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, 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 35% 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, 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%. Por otro lado, Repsol vendió su participación al Grupo Económico Royal Dutch Shell, mediante un acuerdo de venta de sus activos de Gas Natural Licuado por US$ 6.7 Billones, que incluye las participaciones minoritarias en Atlantic LNG (Trinidad y Tobago), Perú LNG y Bahía de Bizkaia Electricidad (BBE), así como los contratos de venta y préstamos asociados. Esta operación duró un año y se completó en enero del año 2014; se acordó que Shell adquirirá los activos en efectivo por US$ 4.4 Billones y US$2.3 Billones mediante arrendamiento financiero y deuda. Con este acuerdo, Repsol supera los objetivos establecidos en el Plan Estratégico , de desinvertir entre 4 y 4.5 Billones de euros en el periodo. Royal Dutch Shell. Petrolera Anglo-Holandesa dedicada a la exploración, producción, transportre, refinación, distribución y comercialización de pétroleo crudo, gas y derivados. Shell es propietaria de 25 refinerias y tiene activos de exploración y producción en 37 países del mundo, desarrolla actividades de Upstream en América, particularmente en Sur América. Mantiene presencia en Brasil, donde es accionista al 80% y operador de los Lotes Bijupirá y Salema. Además, es accionista del 50% de los Lotes BC-10 y socio del 18% de Brazil Companhia de Gas de Sau Paulo (Comgas), empresa dedicada a la distribución de Gas en Sao Paulo. Por otro lado, también desarrolla actividades de Downstream, particularmente en Argentina. Shell cuenta con la más alta calificación crediticia dentro del grupo de los sponsors de Peru LNG superando la calificación de Repsol 10. En ese sentido, la calificación que obtuvo de las tres agencias internacionales de riesgo fue de AA/Negativo y Aa1/Negativo 11. Para el año , sus activos ascienden a US$ 353,116 MM, cuentan con un capital social de US$ 171,966 MM, y obtuvo ingresos por US$421,105MM (-6.68% en relación al año 2013) y utilidades por US$ 14,730MM (-10.87% en relación al año anterior). 7 Standard and Poor s y Moody s Investor Service 8 Consorcio Productor Camisea 9 Moddy s Investor Service (03 diciembre 2014) y Fitch (12 de agosto del 2014) 10 Baa2/Negativa de Moody s Investor Service (19 de diciembre 2014) y BBB/Estable de Fitch (22 de Diciembre 2014) y BBB-/Estable S&P (18 de Diciembre 2014) 11 Standard and Poor s y Fitch (Abril 2015) 12 Tomado del Royal Dutch Shell plc Annual Report

7 Marubeni Corporation (BBB/Negativo y Baa2/Estable) 13. Empresa de capital Japonés, con más de 120 bases de operaciones en 70 países a nivel mundial. Ha participado en dos proyectos de LNG: Proyecto de Qatargas LNG en el Medio Oriente, y el Proyecto de Guinea Ecuatorial LNG en el Oeste de África. Asimismo, Marubeni se encuentra en etapas de exploración y producción en las aguas norte de Reino Unido, en el Golfo de México, el Océano Índico y en las costas de Qatar. La administración La administración ejecutiva de PLNG está dirigida por Stephen Gerald Suellentrop, quien es el Presidente de PERU LNG, y a su vez Gerente General de PERU LNG COMPANY LLC y PERU LNG PARTNER COMPANY LLC. PLANA GERENCIAL DEL PROYECTO DE PLNG Plana Gerencial Cargo Steve Suellentrop Presidente Dennis Grindinger Vice Presidente Igor Salazar Zanelli Gerente General María Julia Aybar Solis Gerente Legal Konrad Hubert Rudnicki Gerente Comercial El Operador La operación de la planta y del ducto de PLNG está a cargo de la Compañía Operadora de LNG del Perú SAC (COLP) que en el 2014 cambia de nombre a Hunt LNG Operating Company (HLOC), la cual es una sociedad peruana y subsidiaria al 100% Hunt Oil Company. Actualmente, es responsable de la supervisión de la operación de la planta, de las instalaciones marítimas y del gasoducto. Su principal rol es operar la Planta de LNG y ducto, así como supervisar a los contratistas que están involucrados en el proyecto, asegurar las metas de sanidad ambiental propuesto en los contratos, asegurar que se respeten los principios éticos de los Sponsors, el cumplimiento de los contratos, la verificación de la calidad de las instalaciones, el costo, cronograma objetivo y la obtención de los permisos y autorizaciones de las entidades reguladoras. Desarrollos Recientes Con fecha de 31 de diciembre de 2013, se suscribe el Third Amended and Restated LNG Sale and Purchase Agreement, mediante el cual Shell International Trading Middle East Limited ( SITME ) adquirió la posición del Buyer en el referido contrato. Asimismo, en dicha fecha las acciones de la empresa LNG Shipping Operation Services Netherlands B.V. ( Dutchco1 ), accionista del 20% de PERU LNG COMPANY LLC, fueron adquiridas por Shell Gas B.V. Con fecha de 6 de agosto 2014, entró en vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88 Modificado y Reformulado, celebrado entre Perú LNG y los titulares del Lote 88. Este contrato modifica y reformula el firmado en febrero del A través de este contrato, los titulares del Lote 88 se comprometen a entregar volumenes de GN a Perú LNG para efectos de consumo local o cuando sea utilizado en el proceso de producción de Perú LNG. Con fecha de 6 de agosto 2014, entró en vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 56 Modificado y Reformulado, celebrado entre Perú LNG y los titulares del Lote 56. Este contrato modifica y reformula el firmado en febrero del A través de este contrato, los titulares del Lote 57 suministran de GN a los titulares del Lote 56, con el proposito de incorporar este GN a las obligaciones de entrega firme de los titulares del Lote 56 frente a Perú LNG. El plazo, en todos los aspectos materiales, los derechos y obligaciones de las partes permanecen inalteradas. Operación La planta de LNG y las instalaciones marítimas están ubicadas en la ciudad de Cañete, en un terreno eriazo de 521 hectáreas de extensión (denominado Pampa Melchorita). La planta cuenta con una capacidad de 4.45 MM de toneladas de LNG por año, de un suministro de 620 MM de pies cúbicos diarios de Gas Natural. Las instalaciones marítimas, actualmente en funcionamiento, permiten la carga del LNG, luego de haber sido enfriado en la planta y que es posteriormente almacenado en los buques transportadores de Shell (Anteriormente Repsol CG). Para ello, se construyó un puente de caballetes de 1.4 km. de extensión, un muelle de carga de LNG, un canal de navegación despejado para el ingreso y la salida de los buques, un muelle para remolcadoras, además de otras instalaciones necesarias para cumplir con el embarque de GNL. Adicionalmente, se incluyó un rompeolas de 800 mt. de largo y una profundidad de 16 mt. para el acoderamiento seguro de los buques, dado que algunos meses del año el mar está expuesto a largos periodos de crecida. Se obtuvo ISO 9001 para el Terminal Marítimo en el año 2012 e ISO 9001 para toda la Operación de PERU LNG en el año Standard and Poor s (30 de Mayo 2014), Moody s Investor Service (30 de Mayo 2014) 7

8 ESQUEMA GENERAL PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL LNG Entrada del Gas al Ducto Almacenaje del Gas en la Unidad de Recepción (FRU) Unidad de Remoción de Gas Ácido Unidad de Deshidratación del Gas -Separar líquidos -Medir Gas -Reducir Presión Remueve el dioxido de Carbono del GN Eliminación del Agua del GN a través del secado del Gas. Instalaciones de Licuefacción del GAS Almacenamiento LNG -Pre-enfriado con propano refrigerante en 4 niveles distintos de presión. -Ingreso al principal intercambiador de calor Criogeno (Gas se enfria aun mas). -Condensación por la mezcla refrigerante. Principales Contratos y Riesgos Contrato PRINCIPALES CONTRATOS Situación Fecha de Contrato Fecha de Expiración Convenio de Inversión (PLNG Estado Peruano) Firmado Enero Contrato de Compra Venta de Gas Natural (PLNG CPC) Firmado Febrero Contrato de Transporte de Gas Natural (PLNG TGP) Firmado Junio de diciembre del 2033 Contrato de Servicios de Mantenimiento de la Planta Firmado Noviembre Contrato de Mantenimiento del Gasoducto de PLNG Firmado Mayo de diciembre del 2015 Convenio de Inversión entre PLNG y El Estado Peruano Este convenio se firmó entre PLNG y el Estado Peruano (a través de la Dirección General de Hidrocarburos y el Banco Central de Reserva del Perú), por un periodo de 40 años bajo la modalidad de Contrato Ley, en el cual se otorgan beneficios y garantías a PLNG para instalar, operar y mantener una planta de procesamiento de gas natural e instalaciones relacionadas, así como para exportar la producción. Entre los principales beneficios del convenio, destaca las garantías y protección que ofrece el Estado a los inversionistas, el beneficio de estabilidad tributaria, donde se indica que la empresa quedará sujeta únicamente al régimen impositivo vigente a la fecha de suscripción del convenios, no siéndole aplicable los impuestos que se establezcan con posterioridad a dicha fecha. Contrato de Compra de Gas Natural entre PLNG y el CPC Consorcio Productor Camisea (CPC) Los socios que conforman el CPC en los Lotes 56 y 88 firmaron Contratos con el Estado Peruano para la explotación de dichos Lotes en los años 2000 (para el Lote 88) y 2004 (para el Lote 56) bajo la modalidad de Contrato Ley 14, lo que asegura las operaciones del CPC durante la vigencia de los contratos. Los socios del CPC de los Lotes 56 y 88 pertenecen a los mismos grupos económicos y mantienen la misma participación accionaria en cada uno de ellos. Asimismo, 3 de los 6 miembros del Consorcio son afiliadas de los Sponsors del proyecto. Por otro lado, se debe mencionar que las empresas que operan el Lote 88, Pluspetrol Camisea S.A. y el Lote 56, Pluspetrol Lote 56 S.A., mantienen una clasificación de riesgo para los bonos emitidos en el mercado local de AAA 15, lo cual refleja la sólida capacidad del CPC del Lote 88 y del Lote 56 para llevar a cabo sus operaciones y cumplir con sus obligaciones con terceros. CONSORCIANTES CAMISEA Miembros Participación (%) Lote 56 Participación (%) Lote 88 Pluspetrol Perú Corporation S.A. 2.20% 2.20% Pluspetrol Lote 56 S.A % Pluspetrol Camisea S.A % Hunt Oil Company of Peru L.L.C, Sucursal del Perú 25.20% 25.20% SK Innovation, Sucursal Peruana 17.60% 17.60% Repsol Exploración del Perú, Sucursal del Perú 10.00% 10.00% Sonatrach Perú Corporation S.A.C % 10.00% Tecpetrol Bloque 56 S.A.C % Tecpetrol del Perú S.A % TOTAL % % 14 Los Contratos de Licencia (Contratos Ley) para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 56 y 88 firmados entre el Estado Peruano y los Consorcios del Lote 88 y 56 tienen una duración de 30 años para la exploración de petróleo y 40 años para la explotación de gas natural y condensado. Para el caso del Lote 56 la fase de explotación de hidrocarburos se divide en tres periodos: El primer periodo comprende los primeros 24 meses después de la firma del contrato donde el Consorcio se compromete a perforar un pozo o 200 Km2 de 3D Seismic; el segundo periodo abarca los 36 meses posteriores a la culminación del primer periodo donde el Consorcio del Lote 56 se compromete a i) perforar 4 pozos o perforar 3 y reacondicionar 1, e ii) instalar una planta criogénica de separación de líquidos de gas natural con una capacidad mínima de 220 MMPCD; el tercer periodo comprende desde el final del segundo periodo hasta la culminación del contrato donde se compromete a producir gas de acorde a la capacidad de la planta criogénica especificada en el segundo periodo. 15 Las empresas clasificadoras de riesgo que asignaron dicho rating son: Pacific Credit Rating y Apoyo & Asociados. 8

9 Reservas y Producción del Lote 56 y Lote 88 Las reservas probadas y probables a diciembre , según el estudio de la empresa DeGOLYER y MacNAUGHTON, se han estimado en cuatro campos para el Lote 56 y Lote 88, ubicados en la Cuenca de Ucayali en Perú. Donde se han realizado estudios para estimar la capacidad de entrega y mantener la demanda de gas. GAS BRUTO EN VOLUMEN POR LUGAR Lote 56 Lote 88 Lugar Reservas Probadas Reservas Probadas Reservas Probadas Reservas Probadas Lugar (MMcf) + Probables (MMcf) (MMcf) + Probables (MMcf) Pagoreni (Total) 3,338,751 3,753,181 Cashiriari (Total) 9,519,241 10,167,999 Mipaya (Total) 1,098,063 1,351,068 San Martin (Total) 4,631,674 5,080,058 Total 4,496,706 5,203,725 Total 14,150,915 15,248,057 Fuente: DeGOLYER y MacNAUGHTON / Elaboración: PCR Gas Sales Agreement (GSA) El 6 de agosto 2014 entró en vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 56 Modificado y Reformulado, entre los titulares del Lote 56 y Perú LNG, donde se modifica y reformula el Contrato Original de Venta de Gas del Lote 56 con el proposito de incorporar el GN adquirido por el Lote 56 del Lote 57 a las obligaciones de entrega firme a Peru LNG. El Volumen total contratado del Lote 56 podría estar sujeto a ajustes de acuerdo al reporte que publique el CPC sobre los ratios de producción del Lote, durante la vigencia del contrato. Los ajustes en el volumen negociado podrán ser mayores por mutuo acuerdo, entre las empresas y podrán ser ajustados hacia abajo, cuando se realicen trabajos de mantenimiento en una u otra planta los cuales no deberán exceder de 25 días anuales. En la misma fecha, entra en vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88 Modificado y Reformulado, entre los titulares del Lote 88 y Perú LNG, donde los titulares del Lote 88 se comprometen a entregar GN para consumo local o cuando se utilice de alguna manera en el proceso de producción de Perú LNG. El plazo del contrato expira en la fecha que ocurra primero entre i) 30 de junio 2028, ii) la entrega de 0.33 Trillones de pies cúbicos. CARACTERÍSTICAS DEL CONTRATO DE COMPRA VENTA Lote 56 Lote 88 Contrato Suministro GN Take or Pay y Delivery Pay 17 Partes Firmantes CPC Lote 56 PLNG CPC Lote 88 PLNG Volumen 620,000 MMBTU Diarios 56,000 MMBTU Diarios Duración Precio Disposición 18 años + 2 adicionales de acuerdo a la demanda de volumen de GN por parte de la empresa o para cubrir el volumen faltante. En abril del 2011, se suscribió una adenda, en la cual, el precio de venta de LNG y el precio de compra de GN se indexarán al marcador según el destino al cual sea enviado el LNG, a fin de eliminar algun posible descalce de precios. El CPC del Lote 88 se encuentra prohibido de vender los PLNG no podrá comprar GN a otra empresa que no volúmenes de GN comprometidos con PLNG a otra entidad sea el CPC del Lote 56 y ésta tendrá el derecho de (salvo en el caso que PLNG no pueda tomar el volumen negar la venta de GN a cualquier otra empresa que no comprometido). Asimismo, el GN entregado por Lote 88 es sea PLNG o alguna afiliada de la misma. solo para consumo local o cuando sea utilizado de alguna manera en el proceso de producción de PLNG. Contrato de Transporte de Gas Natural entre PLNG y TGP El Contrato de Servicio de Transporte de GN se firmó entre las empresas TGP 18 y PLNG, por el cual TGP presta el servicio de transporte firme de GN, vía el gasoducto, para el tramo de la selva de aproximadamente 211 Km, manteniendo bajo su cuidado y responsabilidad el GN, desde el momento que éste es inyectado en la Planta Separadora de Líquidos, punto de recepción ubicada en Malvinas - Cusco, hasta que es puesto a disposición de PLNG en la zona de Chiquintirca - Ayacucho, en el punto de entrega, lugar en el cual termina el ducto de 32 de diámetro de TGP y se inicia el de PLNG. A partir del décimo octavo aniversario de la fecha de inicio del servicio, PLNG tendrá derecho a dar por culminado el servicio o reducir parcialmente la capacidad reservada diaria para los años posteriores. Capacidad de Suministro TGP se compromete a reservar una capacidad de reserva diaria ascendente a 17,556 Mm 3 /día (620 MMpcd) bajo la modalidad de contrato Ship or Pay; por el cual, PLNG no queda exonerado de su obligación de pagar el cargo por reserva de capacidad, tome o no, el gas natural suministrado. Adicionalmente, TGP se compromete a reservar una capacidad interrumpible máxima diaria de 3,539 Mm 3 /día (125 MMpcd) hasta el A la fecha de elaboración, no se cuentan con la información actualizada. 17 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. 18 Fue constituido el 2 de noviembre de 2000, iniciando actividades comerciales a partir del 20 de agosto de TGP es adjudicataria de las concesiones del Transporte de Gas Natural por ductos desde Camisea al City Gate en Lima y del Transporte de Líquidos de Gas Natural por ductos, desde Camisea a la Costa. Por el servicio de transporte de gas, la Compañía cobra un ingreso garantizado igual al producto de la capacidad garantizada por la tarifa base, el cual es determinado por OSINERGMIN. La calificación de riesgo de TGP en el mercado local es de AAA. Las empresas clasificadoras de riesgo que asignaron dicho rating son: Pacific Credit Rating y Apoyo & Asociados. 9

10 Por otro lado, en caso de existir durante cualquier día operativo una diferencia entre el monto total establecido y el monto total entregado (reducción operativa), el pago que PLNG abonará a TGP por el monto contratado, será reducido en una suma equivalente al volumen de la reducción operativa, especificado en el contrato firmado por ambas partes. Cabe mencionar que, no habrá reducción en el cargo de reserva cuando la reducción operativa sea por: (i) eventos de fuerza mayor que afecte a cualquiera de las partes, (ii) exista incapacidad de entrega de los volúmenes de gas natural y/o (iii) interrupción permitidas del servicio. Contrato de Compra - Venta de LNG Shell International Trading Middle East Mediante el Third Amended and Restated LNG Sale and Purchase Agreement con fecha 29 de julio de 2005 y reexpresados al 31 de diciembre del 2013, Shell International Trading Middle East (SITME) y PLNG suscribieron un contrato de Compra - Venta de LNG, reemplazando la posición de Repsol. El contrato está bajo la modalidad de Take or Pay, por un volumen acumulado de 218,000 BBTU por año, durante un periodo de vigencia de 18 años, contados desde el inicio de la operación comercial (10 de junio de 2010); pudiendo ser extendido por un máximo de 24 meses. Sin embargo, el volumen anual establecido puede ser ajustado (al alza o baja) cada año (AACQ 19 ), por: (i) incremento en el volumen a entregar, por acuerdo entre las partes, (ii) menores cantidades a entregar, debido al mantenimiento de la planta programado, (iii) exceso en volúmenes tomados por SITME en el año anterior con ajustes a la baja en el año corriente y viceversa y iv) motivos de fuerza mayor que obliguen a incrementar o disminuir las cantidades a entregar. En cualquier año de vigencia del AACQ, SITME está obligado a tomar y pagar el 100% o sólo pagar el 100%, si es que no toma el total de la cantidad pactada a PLNG. Por su parte, PLNG está obligado a entregar el 100% de la cantidad acordada o pagar el 100% de dicha cantidad a SITME, sin embargo la cantidad acordada en el AACQ podrá ser ajustada a la baja si: (i) Shell no puede tomar LNG de PLNG o PLNG no puede entregar LNG, ya sea por problema relacionados a la planta o a Shell, (ii) por motivos de fuerza mayor, (iii) cuando la cantidad no entregada en el año corriente sea compensada en los primeros cinco días del año próximo. Si PLNG entrega una cantidad menor a lo pactado en el AACQ a Shell, éste pagará por tales daños el equivalente de la cantidad no entregada por el 25% del precio promedio de todo el año. Comercialización El contrato de compra y venta de LNG entre Repsol CG y CFE, también fue transferido a SITME y se mantienen las mismas condiciones, es decir, se mantiene la modalidad de Take or Pay, hasta el año 2028, renovables por dos años más. El volumen de ventas empezó en 90 MMPCD en el 2011, alcanzando más de 400 MMPCD en el año 2014, donde se espera que las ventas se mantengan estables en los años siguientes. PLNG vende el íntegro de su producción a SITME y destina el LNG comprado al mercado internacional, siendo el principal mercado el de México (a la Comisión Federal de Electricidad - CFE en el Terminal de Manzanillo), dada la demanda actual por este producto para atender las necesidades energéticas dicho país; a su vez, se ha evaluado otros mercados tentativos en las costas del Pacífico como destino del volumen remanente de LNG, luego de venderlo en el mercado mexicano, siendo el principal el mercado el asiático, el norteamericano y europeo. Asimismo, dicha diversificación de mercados ayudaría a mitigar el riesgo de concentración de mercados en la venta de LNG. Asimismo, se debe mencionar que en marzo 2008, la CFE adjudicó al consorcio asiático Terminal KMS de GNL el contrato para la recepción, almacenamiento y regasificación de gas natural licuado (LNG) en Manzanillo. El consorcio asiático está compuesto por la firma japonesa Mitsui, la multinacional coreana Samsung y Korean Gas Corporation (KoGas). Sobre los mercados alternativos, se puede mencionar las siguientes razones de su elección: En el mercado Norteamericano, por el incremento de la demanda de GN, debido a las necesidades energéticas de la región y por la caída en la producción de gas. A ello, se le debe añadir que, por los estudios realizados en la cuenca del Pacífico, el Perú se ubica como una alternativa potencial para atender a los mercados de la costa oeste de Estados Unidos (California). En el mercado Asiático, por el incremento en la demanda por GN, dado el cierre de plantas de energía nuclear en Japón, la caída en el nivel de reservas y producción de los mercados exportadores (por ejemplo Indonesia), retraso en la ejecución de proyectos de licuefacción, la tendencia alcista en el precio del GN. En el mercado Centro Americano, por la presencia de proyectos de regasificación asociados a la demanda de generación eléctrica; sin embargo, dichos proyectos podrían retrasarse debido a la falta de oferta por los países de la cuenca del Pacífico y por competencia de precios en el Medio Oriente. En el mercado Europeo, por el tercer paquete energético empleado por la Unión Europa, el cual tiene como objetivo brindar un mercado eficiente y competitivo, sin obstáculos a la entrada de competidores y que garantice seguridad. Contrato de Mantenimiento de Planta y Gaseoducto PLNG tenía firmado un contrato de mantenimiento por 18 años para turbinas, generadores y compresores con la empresa Wood Group por un valor de US$ 150MM durante todo el período del contrato. Wood Group GTS proporcionaba un programa de servicios y mantenimiento para maximizar la disponibilidad de equipos de turbinas a gas, compresores y generadores. 19 Adjusted Annual Contract Quantity. 10