PLUSPETROL CAMISEA S.A.

PLUSPETROL CAMISEA S.A. Informe con Estados Financieros Auditados 1 al 31 de diciembre del 213 Fecha de comité: 28 de Mayo del 214 Sector Hidrocarburos Rocío Acosta Andrade Fiorella Domínguez S. (511) 28.253 Perú racosta@ratingspcr.com fdominguez@ratingspcr.com Aspecto o Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda Emisión Serie Monto Plazo Primera Emisión de A Hasta US$ 1. MM Hasta 15 años Bonos Corporativos B Hasta US$ 25. MM Hasta 15 años paaa Estable Significado de la Clasificación Categoría paaa: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes. La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales; sin embargo, no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos. Racionalidad En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió mantener la clasificación paaa a la Primera Emisión de Bonos Corporativos del Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda Pluspetrol Camisea S.A en base a la relevancia del Proyecto Camisea, el cual es el yacimiento gasífero más importante del país y del que Pluspetrol Camisea posee el mayor nivel de participación de reservas probadas. Asimismo tiene una estructura de asignación de flujo bajo una garantía formada por un fideicomiso bancario que soportan los óptimos estándares del desempeño operacional traducido en incrementos del nivel de ventas. Además de la experiencia del grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación a nivel mundial. Resumen Ejecutivo PCR sustenta la clasificación propuesta a las emisiones del Primer Programa de Instrumentos de Deuda Pluspetrol Camisea S.A y del Primer Programa de Bonos Corporativos Pluspetrol Camisea S.A en los siguientes aspectos: Relevancia del Yacimiento Camisea. Es el yacimiento de gas más importante del país y donde el Lote 88 posee la más alta participación de reservas representando el 75% del total de reservas del yacimiento. Garantizando ventas de gas natural y líquidos de gas natural por encima de la vigencia de los bonos denotado en el plan de producción hasta el 23. Estructura de la asignación de flujos bajo una garantía de fideicomiso bancario. Compuesto por el total de los derechos de cobro y flujos procedentes de las ventas de hidrocarburos del Lote 88, el cual le pertenece a Pluspetrol Camisea con una participación del 25%. Así como las eventuales indemnizaciones cubiertas por las pólizas de seguros. Incremento de la utilidad de Pluspetrol Camisea S.A. A diciembre 213, se observó un aumento de la utilidad neta producto del mayor nivel de ventas de gas natural, gas licuado de petróleo (GLP), propano, butano, nafta y diesel destilado medio en el mercado local e internacional aunado con el incremento del precio internacional del gas, el cual se traduce en la evolución positiva de los márgenes de rentabilidad, siendo el margen neto y operativo de 52.89% y 36.53% (5.3% y 34.18%, respectivamente en el 212). La experiencia del grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación. La experiencia y el conocimiento en el negocio de cada uno de los accionistas que conforman el Consorcio que desarrolla la explotación del Proyecto Camisea. Adicionalmente Pluspetrol participa en la elaboración de otros proyectos vinculados al sector hidrocarburos e infraestructura del desarrollo del mercado interno de gas natural. Ajustados niveles de liquidez mitigados por los óptimos niveles de generación de caja. A diciembre 213, el indicador de liquidez general fue de.87x denotando ajustados niveles de liquidez; sin embargo, la Compañía presenta una óptima generación de caja que le permite cumplir con las obligaciones contraídas. Se debe resaltar que la 1 Price Water House Cooper 1

dic-2 dic-21 dic-22 dic-23 dic-24 dic-25 dic-26 dic-27 dic-28 dic-29 dic-21 dic-211 dic-212 dic-213 Compañía ha reestructurado sus obligaciones de corto plazo por deuda de Mediano plazo tomada con The Bank of Nova Scotia como parte de su estrategia de financiamiento. El préstamo bancario de corto plazo tomado en el 213 tuvo como destino el pago de los cash calls. Efectos de un mayor nivel de capex (no programado). Un aumento del requerimiento de inversiones en capital no programado tendría un efecto negativo en el nivel de utilidad por el incremento de las obligaciones financieras correlacionadas. Sin embargo, PCR considera que dicho evento tiene un bajo nivel de probabilidad en el contexto actual. Análisis Sectorial Precios y Márgenes internacionales A diciembre 213 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 9.6% frente al 212 cerrando a diciembre 213 en 19.24 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 11.63 USD/bbl de diferencial promedio del cuarto trimestre producto de que el promedio trimestral del WTI descendió de 15.8 USD/ bbl a 97.61 USD/bbl al cuarto trimestre. El precio del gas natural estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación), sin embargo luego de la crisis energética del 28 2, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y gas natural. El Henry Hub (HH) aumentó en diciembre 213 en 26.95% por patrones estacionales. Así en los primeros cinco meses del 213, los precios subieron y superaron los $ 4./ MMBTU (British termal unit) en abril, un nivel que no alcanzaba desde septiembre del 211. 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 213 ($ 4.24 /MMBTU) debido al clima estacional de frío que impulsó los precios. Del lado de los combustibles, los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) 213 fueron menores a los denotados en el periodo anterior. El promedio anual 213 de la gasolina fue de 116.51 USD/bbl, el diesel en 121.72 USD/bbl y del residual en 93.4 USD/bbl, mientras que el promedio anual del 212 fue de 121.73 USD/bbl en la gasolina, 126.3 USD/bbl en el diesel y 99.38 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 -3.1 USD/bbl, del diesel 12.39 USD/bbl y el residual -17.98 USD/bbl, frente a los diferenciales promedio presentados en el 212. EVOLUCION DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES HH (US$/MMBTU) 16 WTI y Brent (US$ por barril) 16 12 12 8 8 4 4 Henry Hub WTI Brent Fuente: EIA/ Elaboración PCR Reservas El Perú posee tres áreas de explotación del gas natural (GN) y líquido de Gas Natural (LGN): el yacimiento de Aguaytía (Cuenca del Ucayali), la Costa Norte (Piura- Tumbes) y Camisea (Cusco). El descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el 24 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 a diciembre 212, ascienden a 15.38 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y 88) representan el 86.9%. 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 789.7 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 el lote 56 y 88 operado por Pluspetrol posee en la mayor participación en esta región se cuenta con otros 2 Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 2

23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213* 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213* siete lotes explorados: 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 212 Gas Natural ( BCF) Líquido de Gas Natural (MSTB) Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles XIII OLYMPIC 665 421 628 Subtotal Costa 977 555 73 Z-2B SAVIA 25 58 82 14,363 4,34 5,725 Z-1 BPZ 215 121 11,814 6,638 Subtotal Zócalo 25 279 225 14,363 16,221 13,595 56 PLUSPETROL 2,996 969 47 216,476 76,682 34,646 57 REPSOL 563 1,846 56 3,749 11,518 3,784 88 PLUSPETROL 1,315 1,642 2,258 515,72 99,628 137,442 Subtotal Selva 14,194 4,61 3,46 775,49 278,753 23,792 Total contratos en explotación 15,376 5,444 4,36 787,772 294,974 217,787 58 PETROBRAS 2,265 77 135,882 46,214 Subtotal Selva 2,266 779 135,882 46,214 Total de contratos en exploración 2,266 782 135,883 46,214 Total país 15,376 7,71 5,142 789,772 43,856 263,61 Fuente: MINEM Elaboración PCR Producción En la actualidad son nueve las empresas que se encuentran en la fase de extracción del gas natural en el Perú siendo únicamente el gas natural extraído de Camisea el que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El resto de las empresas comercializan a una escala menor y lo destinan a empresas industriales con las que mantienen contratos o empresas de generación eléctrica de terceros como es el caso de Petro Tech y Aguatía Energy. Por estas razones, el yacimiento Camisea (operado por Pluspetrol) explica el 97% de la producción al cierre de diciembre 213, a partir de ello, centraremos el análisis prioritariamente en el Proyecto antes mencionado. El acrecentamiento de la producción de gas natural inició con el apertura de producción del Lote 88 en el 24 y del Lote 56 en el 21 observándose una tasa de crecimiento promedio anual de 38.55% en el periodo 24 213, siendo la producción a diciembre 213 de 1.19 Miles de MMPCD superior en 4.43% en relación a diciembre 212 (1.14 Miles de MMPCD). A agosto 213, la producción del Proyecto Camisea (Lote 56 y Lote 88) alcanzó el 96.49% del total producido. 45 36 27 18 9 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL MILLARES MMPC 12 1 8 6 4 2 PRODUCCIÓN DE LGN-MPBD 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 213 equivale al acumulado de la producción al mes de agosto/ Elaboración PCR A diciembre 213, la producción fiscalizada total fue de 36.79 M MMPC (34.26 M MMPC a diciembre 212) 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 15.68 M MMPC, el segundo incremento más importante lo tuvo el Lote 56 que pasó de 18.93 M MMPC (Diciembre 212) a 19.86 M MMPC (Diciembre 213). En ese sentido el total de la producción de la selva incrementó en 2.37 M MMPC (+7.8%), seguido por el total costa con 11,237 MPC (+15.83%) y el total zócalo con 56,728 MPC (+66.57%). En el 214, Repsol Exploración Perú (Sucursal Perú) inició la extracción comercial del gas natural y líquidos de gas natural en el Lote 57. Ubicado en la selva sur entre las provincias de Satipo Junín, Atalaya del departamento de Ucayali y la Convención-Cusco con una extensión de 287,12 hectáreas. El gas natural proveniente de este lote será procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas y los líquidos de gas natural serán procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. A diciembre 213, el proyecto demandó una inversión aproximada de US$ 88 MM y cuenta con reservas probadas de gas natural que se estiman en.96 TCF y de líquidos de gas natural en 54.5 MM de barriles. La producción de gas natural en el lote 57 inició el 27 de marzo del 214. Dentro de los planes de exploración del 214 se tiene el registro de sísmica 2D, técnica por medio de imágenes de forma bidimensional que se emplea para obtener información de las capas de rocas en el fondo de la tierra, en estructuras Mapi y Mashira. Para el 215 se tiene proyectado la perforación de un pozo exploratorio en estructura Mashira y para el 217 la perforación de un pozo exploratorio en estructura Mapi Subthrust. 3

Aspectos fundamentales Reseña Pluspetrol Camisea S.A. (en adelante la Compañía) es subsidiaria de Pluspetrol Resources Corporation (cuyo único accionista es Pluspetrol Resources Corporation B.V., última parte controlante) y se constituyó en el Perú el 1 de junio de 25 en virtud del acuerdo de escisión aprobado por la Junta General de Accionistas de Pluspetrol Perú Corporation S.A. en su sesión de fecha 13 de abril de 25. Las actividades de la Compañía comprenden la exploración, explotación y venta de gas natural y líquidos de gas natural provenientes del Lote 88, participando del 25% del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 88. Contrato que fue suscrito el 9 de diciembre de 2 por Pluspetrol Perú Corporation S.A., junto con el Consorcio de Camisea y Perupetro con el objeto de explotar y producir hidrocarburos. El Grupo Pluspetrol participa en el Consorcio Camisea por medio de sus subsidiarias: (i) Pluspetrol Camisea (25% del Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (25% del Lote 56) y Pluspetrol Perú Corporation (2.2% de cada Lote), siendo esta última operador del yacimiento. Pluspetrol nace con operaciones en la Argentina en 1976 con un proyecto de recuperación secundaria en la provincia de Neuquén e involucra a varias empresas inmersas en la exploración y explotación de hidrocarburos y la generación y comercialización de energía eléctrica. Actualmente tiene operaciones en Perú, Argentina, Brasil, Chile, Angola, Colombia, Bolivia y Venezuela, así como oficinas en Uruguay y Estados Unidos. ESTRUCTURA ACCIONARIA Accionista Participación Nacionalidad Pluspetrol Resources Corporation 99.99% Islas Cayman Ricardo Luis Rey Rodríguez.1% Argentina ESTRUCTURA ADMINISTRATIVA Directorio Cargo Germán T. Jiménez Vega Director y Presidente Esteban José Diez Peña Director Luis Alberto Silvestre Director Fuente: MINEM Elaboración PCR La Compañía no cuenta con personal empleado, ya que su única actividad es la participación en el Consorcio Camisea, el cual está operado por Pluspetrol Perú Corporation, empresa que posee el personal necesario para desarrollar la actividad. Proyecto Camisea La explotación comercial del Lote 88 inició en el 24 y denotó el desarrollo del mercado de gas natural en el Perú. El plazo para la explotación de petróleo es de 3 años y para la fase de explotación de gas natural no asociado y condensado es de 4 años. 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 Gas Natural y los Líquidos hacia la costa y la distribución de Gas para Lima y Callao. El 16 de febrero de 2, se adjudicó la buena pro del concurso público para la concesión de explotación de hidrocarburos a un Consorcio de empresas 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 la empresa Hidrocarburos Andinos SAC, la que fue luego reemplazada por Tecpetrol del Perú S.A.C. (organización de propiedad del grupo Techint). El 7 de diciembre de 2, Perupetro en representación del Estado Peruano y el Consorcio firmaron y aprobaron el Contrato de Licencia ESQUEMA DEL PROYECTO DE EXPLOTACIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS DEL PROYECTO CAMISEA Ex plotación (Consorcio Camisea) Transporte (Consorcio TGP) Distribución Lima (GNLC-Tractebel) Yacimientos Camisea San Martín - Cashinari Gas Natural Planta de Separación Las Malvinas Gas Natural Seco City Gate Lurín-Lima Gas Natural Seco (Mercado Interno) Exportación LNG Gas Natural Líquidos de Cañete, Hunt Oil Licuefactado (Mercado Externo) Gas Natural Gas seco (reinyección) Planta de Fraccionamiento Lobería- Pisco CAMISEA Destilado medio (MDBS) Nafta virgen GLP (Mercado Interno y Externo) Fuente: Oficina de Estudios Económicos - OSINERG/ Elaboración: PCR La explotación parte de los Yacimientos Camisea en Echarate Cuzco y a partir de ahí se transporta por ductos hacia la planta de Separación en Malvinas (a 8 km de los Yacimientos) donde se obtiene gas seco e hidrocarburos líquidos. El gas extraído del Lote 56 es vendido a Perú (PLNG) 3 quien lo transporta desde Planta Malvinas a su planta de licuefacción en Melchorita para la producción de LNG que es vendido exclusivamente a Repsol (hoy Shell) para su posterior exportación. De otro lado, el gas 3 El proyecto de LNG (PLNG) inició en junio 21 4

extraído del Lote 88 es enviado al City Gate en Lima para el consumo nacional que incluye el uso industrial, GNV, residencial y generación de energía siendo distribuidos por Calidda y Contugas, ésta última encargada de la distribución para la Concesión de Ica. Por otro lado, los hidrocarburos líquidos de ambos lotes se envían por ducto a la planta de fraccionamiento en Pisco donde se obtiene propano, butano, nafta y MDBS. Se debe recalcar que el Consorcio de productores vende el GN en boca de pozo (salida de Planta Malvinas), siendo responsabilidad de los clientes la contratación del transporte desde ese punto. Con todos estos clientes se poseen contratos take or pay 4. De otro lado, las empresas que tiene participación en el contrato de Licencia del Lote 88 y 56 son filiales de empresas internacionales y con experiencia suficiente para asegurar una buena gestión del proyecto Camisea a lo largo de su operación. ESTRUCTURA ACCIONARIA DEL CONSORCIO CAMISEA Accionista Participación Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú 25.2% Pluspetrol Camisea S.A. 25.% SK Innovation, Sucursal Peruana 17.6% Tecpetrol del Peru S.A.C. 1.% Sonatrach Peru Corporation S.A.C. 1.% Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú 1.% Pluspetrol Peru Corporation S.A. 2.2% Total 1.% Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR Los Sponsors Hunt Oil Company (BBB y Baa2) 5. 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 5% de participación indirecta en el Proyecto de PLNG. Las principales áreas de producción de petróleo y gas de Hunt se encuentran localizadas en Estados Unidos, República de Yemen y Perú; asimismo, posee licencias de exploración en Rumania, Australia, Italia y Perú. En el Perú, Hunt Oil Company es consorciante del CPC 6, para la explotación de Gas Natural en los Lotes 56 y 88, en el cual posee una participación del 25.2%, 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 5% en el Lote 76 en el Perú. SK Innovation (Baa2/Estable y BBB/Estable) 7. 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 2% de participación indirecta en PERU LNG. En la actualidad, desarrolla actividades en 2 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 17.6%; asimismo, es socio de TGP donde tiene una participación directa de 11.19%. Tecpetrol del Perú S.A.C. Tecpetrol participa en la exploración y extracción de gas en los yacimientos de Camisea, para luego procesarlo en la planta de separación de Malvinas. Desde fines del 21 opera además el bloque 174 cercano a los yacimientos de Camisea. También lideró la construcción y participa en la operación del Sistema de Transporte por Ductos. Grupo Energía de Bogotá adquirió las acciones de Techint en TGP. Sonatrach Perú Corporation S.A.C. Es una empresa argelina dedicada a la exploración de hidrocarburos. La diversidad de actividades que realiza esta empresa abarcan todos los aspectos de la producción: la exploración, extracción, transporte y refinación. Además, se ha diversificado en la petroquímica y la desalinización del agua de mar. Repsol Exploración del Perú, Sucursal del Perú. Es una compañía energética integrada y global con amplia experiencia en el sector, que desarrolla actividades de Upstream y Downstream en todo el mundo. Pluspetrol Perú Corporation S.A. Es el socio operador de los lotes 88 y 56. Sus actividades comprenden el desarrollo, la explotación y/o venta de gas y líquidos de gas de estos lotes. 4 Los contratos "take or pay", son un modelo de Contrato de compra y venta de un determinado producto en que el comprador queda obligado a pagar por la encomienda que hace, consumiendo o no el producto; es decir, en el caso de que no consuma el producto en la fecha prevista, el contrato exige que se efectúe el pago, independientemente de haber existido consumo. 5 Standard and Poor s y Moody s Investor Service 6 Consorcio Productor Camisea 7 Moddy s Investor Service (7 de Febrero 214) y Fitch (6 de marzo del 214) 5

Estrategia y Operaciones Obras Las actividades realizadas en el año 213 siguieron un plan de trabajo que permitió mantener la producción del lote 88, garantizando la calidad de sus productos, la disponibilidad y confiabilidad de los equipos, cumpliendo con las nominaciones que el mercado requirió para el continuo abastecimiento de gas natural, priorizando el respeto por la biodiversidad, las comunidades adyacentes y la seguridad de su personal. Con el fin de garantizar la disponibilidad y confiabilidad de los equipos se tiene planeado ejecutar tareas de mantenimiento programados en Malvinas y Pisco. De igual manera, se invirtió en trabajos de exploración, los que se focalizaron principalmente en la perforación del pozo exploratorio SME-11XD 8 y en estudios geológicos con el objetivo de disminuir los riesgos e incertidumbres de los prospectos exploratorios. Inversiones Las actividades más relevantes de Pluspetrol Camisea para el año 214 son: (i) Trabajos de pulling 9 de 1 pozos para el reemplazo de tuberías de producción en Cashiriari, (ii) Trabajos de Workover(reacondicionamiento) en Cashiriari para 6 pozos, (iii) Culminación del pozo para incrementar la capacidad de inyección de agua efluente de la planta de Malvinas, (iv) Mejoras al sistema de carga de camiones en la planta de Pisco, (v) Mayor mantenimiento al quinto compresor Nuevo Pignone del Lote 88, (vi) Reemplazo de un brazo de carga en el terminal marino Marine Berth, (vii) Instalación de un sistema de transferencia de custodia de NGL en la entrada de la planta de Pisco y (viii) La inversión en exploración en el Lote 88 será destinada a la contribución de la locación en la zona de Kimaro y a las actividades de perforación en dicha zona (1 Pozo exploratorio y 1 inyector) y la sísmica 2D en Armihuari. Medio ambiente Se mantuvo la implementación de los programas, como son el monitoreo ambiental y de biodiversidad, el manejo de residuos, y la capacitación a respuestas a emergencia ambiental. En el 213 se continuó con el proceso de participación ciudadana del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para la Ampliación del Programa de Exploración y Desarrollo en el Lote 88, desarrollándose talleres informativos y la audiencia pública. Se contó con la participación de representantes de la Dirección Regional de Energía y Minas del Cusco, Gobierno Regional del Cusco, Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SERNANP) del Ministerio del Ambiente, Viceministerio de Interculturalidad, Municipalidades de La Convención y Echarati, federaciones nativas y población local. Al cierre del 213, en el proceso de evaluación del EIA se obtuvieron las opiniones técnicas favorables del SERNAP del Ministerio del Ambiente y la Autoridad Nacional del Agua (ANA).En el 214 se continuará con los programas ambientales así como información a las autoridades ambientales. Marco Legal y Contratos Los contratos en los cuales se encuentra amparado todo el proyecto Camisea se detallan a continuación: Contrato de Licencia del Lote 88: Celebrado el 9 de diciembre de 2 vincula a Perupetro en representación del Estado Peruano con el Consorcio conformado por las empresas Pluspetrol Perú Corporation S.A., Pluspetrol Camisea S.A., Hunt Oil Company of Perú L.L.C, Sucursal del Perú, SK Corporation Sucursal Peruana y Tecpetrol del Perú S.A.C. Sumándose en octubre 213 Sonatrach Peru Corporation S.A.C. y en diciembre 25 Repsol Exploración Peru, Sucursal del Perú. El Contrato especifica las condiciones necesarias para explotar y realizar las operaciones dentro del área de Concesión, de acuerdo con los lineamientos fijados en la Ley N 26221. Tales derechos han sido otorgados por un plazo de 3 años para la explotación de petróleo y de 4 años para el caso de la explotación del gas natural y los líquidos de gas natural. Contrato de Transporte de Líquidos de Gas Natural: Contrato firmado en el 23, de tipo Ship or Pay, que establece las condiciones del transporte de LGN desde Malvinas hasta la planta de fraccionamiento en Pisco, según las cuales la capacidad contratada (firme) se incrementa de 5, a 7, BPD desde junio del 29 y tendrá vigencia hasta final de contrato o nueva adenda, a un costo mensual según Shiop or Pay de US$ 7,473,375, estando afectado por el comportamiento de inflación Americana Joint Operating Agreement (JOA): Celebrado el 28 de febrero de 26 entre los integrantes del Consorcio Camisea con la finalidad de delimitar los derechos y responsabilidades de cada uno de los participantes del Proyecto Camisea y del Operador del mismo en relación a las actividades que desarrollarán como parte del Contrato de Licencia del Lote 88 (las operaciones conjuntas ). En este acuerdo se designó a Pluspetrol Perú Corporation como el operador oficial del proyecto, como también se delimitaron sus funciones, derechos y responsabilidades, dentro de las que se encuentran a la contratación de personal, a la representación del Consorcio ante demandas judiciales que no excedan los US$ 5 mil, a la contratación de todas las pólizas de seguros necesarias para la operación, entre otras. En el JOA se ha acordado la formación de un Comité Operativo compuesto por un representante titular de cada uno de los partícipes del Consorcio y por un representante suplente. El Comité Operativo tiene a su cargo la supervisión de las actividades conjuntas, así como la adopción de acuerdos con relación a dichas operaciones. 8 Locación San Martín este del Lote 88 9 Un equipo de pulling interviene en un pozo productor de petróleo con la finalidad de remover equipamiento en fondo de pozo como la tubería, varillas o bombas y su reemplazo cuando es necesario. Así también para fijar herramientas en el fondo de pozo 6

Regalías En el 213, el Consorcio pagó regalías de líquidos de gas natural (LGN) por un total de US$ 95.22 MM (Selva Central y Selva Sur) y de gas natural por US$ 453.73 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. Las tasas de regalías varían por lote y en promedio representaron el 34% del valor del recurso extraído. Para el caso del proyecto Camisea, el monto de la Regalía es igual a la suma de las regalías determinadas para cada uno de los hidrocarburos fiscalizados El porcentaje de regalía base es de 37.24%, el cual se aplica sobre el valor de la producción fiscalizada del gas natural y sobre el valor de la producción fiscalizada de LGN. De acuerdo al Contrato de Licencia del Lote 88, el valor del gas natural fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de gas natural, medido en MMBTU, por el precio. Para el caso de los líquidos de gas natural, el valor fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de LGN por un valor referencial equivalente al precio de canasta de líquidos de gas natural menos US$ 6.4 por barril. REGALÍAS DEL GAS NATURAL- ACUMULADO 213 REGALÍAS DE LÍQUIDO DE GN- ACUMULADO 213 Ubicación Operador Lote Regalí a (MM US$) Sapet VII_VI.31 Nor-Oeste Petrobras Petromont X II 4.5.17 Olympic XIII.94 Selva Central Aguaytía 31-C 12.9 Selva Sur Pluspetrol 88 157.94 Pluspetrol 56 278.23 Total 453.73 Ubicación Operador Lote Selva Central Selva Sur Fuente: PetroPerú/ Elaboración PCR Regalía (MM US$) Aguaytía 31-C 37.68 Pluspetrol 88 525.3 Pluspetrol 56 342.51 Total 95.22 El impuesto a la renta proviene de cada actividad: explotación, transporte y distribución. El canon para la región Cusco es el 5% de las regalías y el 5% 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%). Análisis Financiero Eficiencia Operativa La producción de gas natural del Lote 88 es despachada en su totalidad al consumo del mercado local y posee una participación de 18.71% sobre el total de las ventas. Mientras que los productos derivados del mismo que incluyen Gas licuado de Petróleo (GLP) propano- butano denotaron una participación de 27.86% sobre las ventas, así mismo la nafta denota una participación de 4.73% y el Destilado medio (MDBS) una contribución de12.7% sobre el nivel de ventas, los productos derivados son destinados al mercado local e internacional. A diciembre 213, el nivel de ventas se incrementó en US$ 134.2 MM (+31.65%) resultado de una mayor producción por el aumento de la capacidad de las plantas de Malvinas y Pisco e incremento del volumen vendido de gas producido, propano, butano, nafta y Destilado Medio (MDBS). Por el lado del gas natural, el despacho promedio fue de aproximadamente 127.8 MMSCFD 1 en comparación con el año 212 (117.5 MMSCFD), así, la producción se incrementó en 42.77% (De 273.1 a 389.9 BSCF 11 ). Dentro del Gas licuado de petróleo, el propano y butano presentaron un incremento de 38.87% (De 46.3 a 639.22 MTM 12 ) y 36% (De 245.8 a 334.3 MTM) respectivamente por el crecimiento de la capacidad instalada de las planta de Pisco. Se debe mencionar que la evolución del precio del mercado local del propano ha mantenido una tendencia a la baja dado que está correlacionado con la evolución del mercado de referencia (Mont Belvieu- TX Propane Spot Price FOB-US$/Galón), el cual decreció en 8% A/A 13. Sin embargo, se realizaron ajustes a la política comercial que redujeron el impacto del mercado de referencia a 4%, con lo cual se presentó una variación positiva en los ingresos provenientes de estos productos. De otro lado, se realizaron exportaciones de GLP por un total de 6, TM cuyos destinos fueron Ecuador y Asia por vía marítima, estas presentaron un incremento de aproximadamente 1% A/A debido a una mayor producción. Para el caso de la Nafta, se presentó una evolución positiva de la demanda en el mercado internacional por lo que las ventas se realizaron a través de concursos internacionales presentando un incremento en la producción de 37.91% (De 18.2 a 25.1 MBBLD 14 ). Los principales destinos para la Nafta fueron la costa del golfo de Estados Unidos y Brasil, además de destinos menos frecuentes como Asia y Chile. Las ventas de MDBS denotaron un crecimiento de 21.57% (De 5.1 a 6.2 MBBLD) y las comercializaciones al mercado local fueron realizadas a Petroperú (4%) y a Refinería La Pampilla (48%). Ambas ventas se realizaron bajo la modalidad de 1 Millones de pies cúbicos por día 11 Billones de pies cúbicos 12 Miles de toneladas métricas 13 A/A: Año a año 14 Miles de barriles diarios 7

Incotern 15 puerto de destino convenido (CRF) y para lo cual se mantiene el contrato de suministro de buques tanqueros que permite contar con la logística necesaria para la evacuación de productos en Pisco. De otro lado, con el objetivo de diversificar el destino del producto se iniciaron las ventas de exportación (12%) bajo la modalidad de Incoterm FOB con resultados positivos en relación a las ventas al mercado local. Los incrementos mencionados se complementan con el crecimiento del precio internacional del gas guiado por el Henry Hub que promedió 3.65 US$/MMBTU con un aumento de más del 3% en relación al 212. Sustentando en los fundamentos propios del mercado, principalmente un alza de la demanda debido a un uso más intensivo por parte de la industria y del sector residencial en invierno y una caída de la oferta. A pesar del aumento del Henry Hub, el precio sigue en niveles relativamente bajos a causa del auge de la producción de gas no convencional que tiene alrededor del 5% de la producción total de gas estadounidense. EVOLUCION DE LOS INGRESOS POR PRODUCTO Y DESTINO (MM US$) INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA (MM US$) 35 35 6 D 3 D 5 D 25 X D 4 2 X X 3 15 D X 2 1 X 1 5 dic-8 dic-9 dic-1 dic-11 dic-12 dic-13 Gas Licuado 29 de petróleo 21 (GLP) 211 Nafta 212 213 Diesel Gas Licuado destilado de medio petróleo (GLP) Gas Nafta Licuado de petróleo (GLP) Ingresos Totales Costos Totales Utilidad Operativa Diesel destilado medio Gas Natural Licuado de petróleo (GLP) D: Domestico / X:Exportaciones Fuente: Pluspetrol Camisea S.A.A. Elaboración PCR 35 3 25 2 15 1 5 La utilidad operativa creció en US$ 82.18 MM (+38.4%) y presenta un margen operativo de 52.89% superior al 212 (5.3%) explicado porque la Compañía ha mejorado en términos de costos, a pesar de que hubo un incremento en los mismos. Siendo el factor mitigante de dicho efecto el aumento de las ventas, logrando que el resultado de la operación presente un crecimiento. El acrecentamiento del nivel de costos en US$ 5.89 MM (+31.29%) A/A surge como resultado del aumento de las regalías pagadas al Estado Peruano por la licencia de explotación del Lote 88 dado el crecimiento de volumen de hidrocarburos producidos. La Compañía está obligada a pagar quincenalmente a Perupetro S.A., empresa estatal designada por el Estado Peruano, una regalía determinada aplicando un porcentaje fijo (37.24%) entre otras variables establecidas en el contrato de producción fiscalizada de gas y líquidos de gas natural. Adicionalmente se presentó una disminución de los gastos administrativos en US$ 1.74 MM (-59.75%). El EBITDA para el presente periodo ascendió a US$ 32.25 superior en US$ 85.88 MM (+ 36.65%) A/A. El incremento de la utilidad operativa fue ligeramente contrarrestado por el resultado mixto de los gastos operativos, en donde se presentó un crecimiento de los gastos de ventas (+42.74%) y reducción de los gastos administrativos (- 59.75%). Es último resultado es producto de que en el 212 se generaron gastos administrativos atípicos por la implementación del Proyecto SAP que incluía honorarios de los consultores, personal, gastos de viaje, entre otros. Rendimiento financiero A diciembre 213, la Compañía obtuvo una utilidad neta de US$ 25.98 MM superior en US$ 59.17 MM (+4.31%) A/A producto del aumento de los ingresos financieros por la ganancia de la diferencia en cambio (+US$.95 MM) y los intereses a partes relacionadas, así como la reducción de los gastos financieros en US$ 1.34 MM (-21.55%) explicada por la reducción de la tasa de interés promedio de la deuda financiera que pasó de 2.61% (212) a 1.17% (213) porque los préstamos bancarios con un próximo vencimiento (enero marzo 214) son los que tienen la más alta participación sobre el total de obligaciones financieras de corto y largo plazo (5.49%) y por lo tanto, tienen un menor nivel de tasas de interés.. Al estar los ingresos y la mayoría de los costos y gastos de la Compañía denominados en dólares estadounidenses, su actual exposición al riesgo de tipo de cambio de otras monedas es limitada. Por tanto, el monto de ganancia/pérdida por diferencia de cambio a diciembre 213 es aceptado por la Gerencia de la Compañía que ha decidido aceptar el riesgo cambiario de esta posición, por lo que no ha realizado operaciones de cobertura. En línea con el incremento de los ingresos y generación de aumento de la utilidad neta, el ROE y ROA presentaron un crecimiento al pasar de 64.46% a 79.57% y 26.48% a 35.99%, respectivamente. Reflejando que por cada US$ 1 invertido en los activos de la Compañía, este generó US$.36 de utilidad (US$.26 de la utilidad al 212), asimismo, por cada dólar reconocido como ingreso por venta se obtiene US$.37 de utilidad siendo el 212 de US$.35 de utilidad, lo que representa un ligero incremento en el nivel de utilidad que recibe el accionista, teniendo un beneficio positivo de su inversión. 15 Constituyen un conjunto de reglas que establecen en forma clara y sencilla las obligaciones del comprador y del vendedor en una compraventa internacional y el momento en que se produce la transferencia de riesgos entre las partes. 8

Liquidez A diciembre 213, el ratio de liquidez general 16 fue de.87x siendo superior al 212 (.77x) como resultado del incremento del activo corriente (US$ 12.26 MM, +9.59%) frente a una reducción del pasivo corriente (US$ 5.39 MM, -3.25%). El aumento del activo corriente se debe al efecto neto de: (i) el incremento de las cuentas por cobrar a partes relacionadas en US$ 22.46 MM, (ii) la variación positiva del efectivo y equivalente de efectivo en US$ 2.71 MM (+4.5%), (iii) la disminución de la cuentas por cobrar comerciales en US$ 11.58 (-31.16%) y (iv) la reducción de inventarios por US$ 3.12 MM (-21.15%). El aumento de las cuentas por cobrar a partes relacionadas se debe principalmente al préstamo otorgado a Pluspetrol E&P S.A. el cual se originó el 2 de setiembre de 213 cuando la Compañía suscribió un contrato con dicha empresa a través del cual le otorga una línea de crédito de hasta US$ 35 MM de corto plazo a una tasa de interés variable aproximada de 2.94% y sin garantías específicas. A diciembre 213, la línea de crédito utilizada asciende a US$ 22.4 MM. De otro lado, la disminución de las cuentas por cobrar comerciales se debe al efecto neto de: (i) el cobro de US$ 7.7 MM y de US$ 8.8 MM provenientes de clientes de gas natural y de MDBS, respectivamente, (ii) la generación de nuevas cuentas por cobrar por US$ 4.7 MM de clientes de nafta. En el caso de los inventarios, presentaron una reducción por el menor volumen de nafta mantenido. Por otra parte, la disminución del pasivo corriente se debe a la cancelación anticipada de las cuentas por pagar a su relacionada Pluspetrol Lote 56 S.A. y la reducción de las cuentas por pagar comerciales por US$ 5. MM, ambas reducciones son compensadas con el incremento de los préstamos bancarios en US$ 78.3 MM obtenidos de entidades locales para la cobertura de los gastos operativos e inversiones. A lo largo del periodo de análisis, la Compañía ha tomado préstamos bancarios en años específicos como son el 28 (US$ 25 MM), 29 (US$ 1 MM), 212 (US$ 23.3 MM) y 213 (US$ 11.64 MM). Los fondos tomados en el 28 y 29 tenían como fin cubrir requerimiento de corto plazo. En el caso del 212, el préstamo adquirido con el BCP fue para cancelar el préstamo sindicado tomado con Credit Agricole Corporate and Invesment Bank, ya que el plazo de vencimiento era junio 213. Pero la Compañía amortizó el total del préstamo en forma anticipada en el 212. Dicho préstamo fue adquirido en el 29 por un importe de US$ 1 MM con la participación de las siguientes entidades financieras: Credit Agricole Corporate and Invesment Bank, el BCP y Banco Itaú BBA Nassau Branch. El préstamo tuvo un año de gracia con pagos trimestrales y fue respaldado por los bonos corporativos emitidos en octubre y noviembre de 26. Los fondos provenientes de este préstamo fueron destinados en su mayor parte a la cancelación de deuda y financiamiento de inversiones. En el 21 y 211 no se tomó deuda de corto plazo porque se tenía los recursos del préstamo sindicado. La gestión financiera de mantener acceso a líneas de crédito y financiamiento de las instituciones financieras altamente calificadas bajo términos razonables lleva a mantener ratios de liquidez corrientes ajustados que han presentado una ligera mejora. Del total de la deuda senior, los préstamos bancarios de corto plazo explican el 5.5% con vencimiento en el primer trimestre del 214 (se amortizaron con recursos provenientes de un préstamo de mediano plazo por US$ 1MM) suscrito con the Bank of Nova Scotia, en marzo 214, por un plazo de cinco años. Dentro de las cuentas con mayor facilidad de conversión, el capital de trabajo históricamente ha tenido un comportamiento mixto debido a la composición del balance general. A diciembre 213, el capital de trabajo ascendió a US$ 2.52 MM mientras a diciembre 212 presentó un total de -US$ 38.18 MM producto de las obligaciones con las empresas relacionadas, sin embargo a diciembre 213 se realizaron amortizaciones con las empresas relacionadas y la toma de obligaciones financieras que le permitieron reducir el nivel de capital de trabajo. La tendencia del Periodo Medio de Cobro se ha mantenido estable y a diciembre 213 fue de 16 días (En diciembre 212 fue de 31 días). La rotación de inventarios fue de 16 días (26 en diciembre 212) y el Periodo Medio de Pago (PMP) denotó 33 días. En ese sentido, el ciclo financiero de la Compañía asciende a días siendo superior a diciembre 212 (-5 días). Solvencia En el periodo de análisis, se observa una disminución de los pasivos (-US$13.32 MM A/A) explicada por la reducción de la porción no corriente de la obligación financiera por las amortizaciones correspondientes a los bonos, los cuales presentaron al 213 las amortizaciones por US$ 9.8 MM (Serie A) y US$ 2.4 MM (Serie B). El principal denotado al 214 será de US$ 115.45 MM, al 215 de US$ 15.93 MM y del 216 en adelante un total de US$ 69.95 MM. Siendo la tasa de interés promedio de deuda financiera de 1.17% (2.61% en el 212). En relación al impuesto a la renta, la Compañía mantiene una contingencia relacionada con el impuesto a la renta de Pluspetrol Perú Corporation (PPC) debido a supuestas omisiones en el pago anual del Impuesto a la Renta (IR) por los ejercicios 2-25 por un total de aproximadamente US$ 2 MM, monto que no incluye multa ni intereses. En el eventual caso de una resolución final desfavorable (luego de recorridos todos los niveles administrativos y judiciales de discusión) podría afectarla debido a que, de acuerdo con el artículo 17, inciso 3 del Código Tributario Peruano, la Compañía es responsable solidaria conjuntamente con Pluspetrol Lote 56 S.A., dado que ambas surgieron del mismo proceso de escisión de PPC, a quien corresponde originalmente el reclamo. PPC ha interpuesto recursos de impugnación contra lo emitido por SUNAT. Al cierre del 213, se han resuelto los expedientes vinculados con el IR de los ejercicios 2 y 23, al igual que los pagos a cuenta del IR del 21, obteniéndose resultados 16 Definido como activo corriente entre pasivo corriente 9

favorables en la mayor parte de los reparos de la SUNAT. La deuda confirmada por el Tribunal Fiscal no ha tenido repercusión en la compañía. Los recursos restantes se encuentran pendientes de resolución. De otro lado, la Compañía mantiene una contingencia propia relacionada con el impuesto a la renta de los ejercicios 25-28 por un total aproximado de US$ 3MM, monto que no incluye multa ni intereses. La gerencia estima que los resultados del proceso no tendrán impacto significativo en los estados financieros de la Compañía. La Compañía presenta necesidad de financiamiento de largo plazo, dado que el monto de las emisiones ya se invirtió y es por eso que se ve en la necesidad de tomar deuda de corto (Préstamos bancarios). Las emisiones fueron emitidas el 25 de octubre y 8 de noviembre del 26, y tenían un periodo de gracia de 19 trimestres para el pago de capital con una amortización trimestral a partir del vigésimo trimestre vencido. COMPOSICION DE LAS OBLIGACIONES FINANCIERAS Nombre del acreedor Clase de obligación Vencimiento dic-13 dic-12 Varios Bonos Corporativos (1ra. Emisión- serie A) oct-21 78.5 87.77 (1ra. Emisión- serie B) nov-21 19.49 21.93 Scotiabank Préstamo Bancario ene-14 1.74. BCP Préstamo Bancario Ene - Mar 14 55.14 23.31 BBVA Préstamo Bancario Ene - Mar 14 35.76. CAC&IB Swap de Interés oct-15 2.12 3.2 Total 21.3 136.2 Porción corriente 11.6 23.3 Deuda de Largo Plazo 99.66 112.71 Porción corriente de DLP 13.78 13.63 Porción no corriente de DLP 85.87 99.7 Fuente: Pluspetrol Camisea S.A.A. Elaboración PCR 2.8 2.3 1.8 1.3.8.3 INDICADORES DE SOLVENCIA (VECES) 6. 4.5 3. 1.5. dic-8 dic-9 dic-1 dic-11 dic-12 dic-13 Deuda Financiera / EBITDA Endeudamiento Patrimonial RCSD RCSD: Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda El patrimonio sumó US$ 258.88 MM monto superior en US$ 31.15 MM en relación a diciembre 212 donde presentó un total de US$ 227.73 MM. El incremento del patrimonio se dio por el acrecentamiento de los resultados acumulados en US$ 3.52 MM (+17.99%). El capital autorizado, suscrito y pagado está representado por 51,83 acciones comunes cuyo valor nominal es de US$ 1 cada una. Durante el 213, se realizaron dos distribuciones de dividendos: el primero fue el 24 de setiembre de 213 donde se distribuyó dividendos sobre las utilidades acumuladas no distribuidas al 31 de agosto del 213 por US$ 75.28 MM (US$ 15 por acción) cancelados el 24 de setiembre de 213 y las del 24 de octubre, donde se distribuyó dividendos sobre las utilidades acumuladas no distribuidas al 3 de setiembre de 213 por US$ 5 MM (US$ 99.64 por acción) cancelados el 25 de octubre de 213. El endeudamiento patrimonial ha presentado una ligera mejora al pasar de 1.43x al 1.21x, ya que a pesar del incremento de las obligaciones financieras, se realizaron pagos anticipados de la deuda que mantenía con su relacionada (Pluspetrol Lote 56 S.A.) y se amortizó parte de los pagos vinculados a los bonos corporativos. Aunado con la evolución positiva del ratio de cobertura de servicio de deuda que pasó de 3.3x a 3.96x, por el incremento del EBITDA. Además de la reducción de los gastos financieros pagados por disminución de la tasa promedio anual pagada. No se han presentado movimientos significativos en la parte corriente de deuda de largo plazo porque si bien se realizó un pago adelantado del préstamo sindicado este se realizó con el préstamo bancario tomado. De otro lado, el ratio deuda financiera/ebitda se redujo al pasar de.28x a.41x por el crecimiento del nivel de EBITDA. La Compañía monitorea su capital sobre la base del ratio de apalancamiento, el cual es determinado como la deuda neta (Total de endeudamiento menos el efectivo y el equivalente de efectivo) por el capital total (Patrimonio más la deuda neta) siendo al 213 de 34% (23% al 212). Modelo Financiero El análisis de las proyecciones financieras de Pluspetrol Camisea tiene por objetivo evaluar la capacidad de pago en distintos escenarios y supuestos. Es importante denotar que en el largo plazo, la cantidad de venta de gas natural estará supeditada a la capacidad de transporte de gas natural realizada por TGP y que asciende a 92 MMPCD, la cual regirá a partir del 217 ya que dicho proyecto de expansión ha presentado retrasados externos vinculados a temas de seguridad donde se realizaba el proyecto (Echepare-Cusco). De otro lado, se han planteado dos escenarios de análisis: El primero denota un precio de US$ 95 por barril y el segundo un precio conservador de US$ 65 en el largo plazo. Finalmente, las proyecciones consideran el reparto de dividendos que está vinculado con la utilidad neta disponible. 1

ESCENARIO BASE (PRECIO US$ 95) 214 215 216 217 218 219 22 Flujo de efectivo de las actividades de operación 25,23 248,582 257,423 236,897 235,775 249,452 258,259 Capex -24,172-3,375-24,924-33,75-3,55-44,8-58,975 Non Capex -2,5-5,5-5,5 Flujo de efectivo de las actividades de inversión -26,672-3,375-24,924-33,75-36,5-5,3-58,975 Interest & Bank Charges -5,639-5,77-4,792-4,57-4,222-3,937-3,652 Debt Service - Principal -12,195-12,195-12,195-12,195-12,195-12,195-12,195 Flujo de efectivo de las actividades de financiamiento -161,822-176,826-167,845-147,214-144,733-144,246-144,253 Net Debt Flows -17,835-17,272-16,987-16,72-16,417-16,132-15,848 Dividends Received / (Paid) -143,987-159,554-15,858-13,511-128,316-128,113-128,45 Flujo libre de Efectivo 61,79 68,38 64,654 55,933 54,992 54,96 55,31 Efectivo al inicio del año 18,21 169,73 238,11 32,764 358,697 413,69 468,595 Efectivo al final del año 169,73 238,11 32,764 358,697 413,69 468,595 523,626 Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR Aún en escenarios conservadores donde se posee el supuesto de tener un precio de US$ 65 por barril Pluspetrol Camisea posee la capacidad de cumplir con sus obligaciones financieras de manera holgada por la generación de efectivo que posee. Adicionalmente, la evaluación de los datos denota que la compañía posee una estructura de costos altamente competitiva, un óptimo nivel reservas y una capacidad de procesamiento que le permite obtener una sólida generación de caja y por lo tanto, mantener holgados ratios de cobertura y flexibilidad financiera aún en escenarios de stress. Característica de los Instrumentos Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda El 1 de octubre de 26, la Gerencia General de la Superintendencia del Mercado de Valores (SMV) aprobó e inscribió en el Registro Público del Mercado de Valores de la SMV los valores correspondientes a las emisiones denominadas: (i) Primera Emisión del Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda de Pluspetrol Camisea S.A. hasta por un importe máximo de emisión de US$ 125 MM. Con fecha 25 de octubre y 8 de noviembre de 26, la Compañía emitió las series A y B de la primera emisión por un monto de US$ 1 MM y US$ 25 MM, respectivamente. Estos bonos tienen un periodo de gracia de 19 trimestres para el pago de capital y se amortizan en 41 pagos trimestrales iguales a partir del vigésimo trimestre vencido. El fin del primer programa de instrumentos de deuda fue reestructura sus pasivos, lo cual le permitió reemplazar la deuda que mantenía con sus afiliadas para el financiamiento del Lote 88 y optimizar la estructura de capital que poseía. La Compañía constituyó un fidecomiso al que cede los flujos de efectivo y los derechos de cobranza de sus ventas. A la fecha de elaboración del presente informe el monto en circulación de la primera emisión serie A es US$ 78.4 MM y la serie B es US$ 19.51 MM. PRIMER EMISIÓN DE BONOS CORPORATIVOS (MONTO DE EMISIÓN US$ 125 MM) Pago de Fecha de Monto Emitido Tasa de interés Plazo Fecha de emisión Intereses redención Libor US$ 1,, 15 9d.+1.3125% Trimestral años Saldo en circulación Serie A 24/1/26 25/1/221 78,48,78 Serie B US$ 25,, Libor 9d.+1.25% 7/11/26 8/11/221 19,512,195 Fuente: Pluspetrol Camisea S.A /Elaboración: PCR Fideicomiso de Flujos La totalidad de la deuda compuesta por la deuda financiera y los bonos corporativos tienen la garantía del Fideicomiso Bancario que posee la totalidad de los derechos de cobro y flujos provenientes de la participación de la Compañía en las ventas de hidrocarburos del Lote 88, además de los derechos sobre la Póliza de Pérdida de Beneficios. El Fideicomiso se encuentra administrado por la fiduciaria y el funcionamiento es por el medio de una cuenta de paso. Si la Fiduciaria no recibe notificación de incumplimiento y cumple con las condiciones previas del cumplimiento de pago; es decir, (i) Se acreditan flujos dinerarios en las Cuentas Recolectoras, (ii) La Fiduciaria no reciba notificación de Incumplimiento y (iii) Se haya atendido los gastos del Fideicomiso se procede a transferir los flujos dinerarios a las cuentas Destino del Emisor para su libre disposición. Si la Fiduciaria recibe notificación de incumplimiento se retienen el 1% de los fondos y el fideicomitente podrá instruir los pagos de: (i) Participación del mismo en cualquier desembolso del Consorcio vinculado al Proyecto de acuerdo a lo convenido en el programa de Trabajo y al presupuesto del Proyecto. (ii) Al pago de Tributos. (iii) El representante de los Acreedores Respaldados podrá instruir al Fiduciario luego de haber atendido los pagos referidos en los puntos (i) y (ii), a pagar las obligaciones del servicio de Deuda Garantizada. Si existe un saldo luego de realizar los pagos, el Fideicomitente podrá solicitar s colocación en Certificados de Depósitos Redimibles y/o cuentas de ahorro. Si se mantiene el incumplimiento se producen dos sucesos: la cura de incumplimiento y la aceleración de pago. Ante el primer suceso, se transfieren los flujos dinerarios a las cuentas de destino del emisor para su libre disposición. De otro lado, si se produce la aceleración de pago: (i) Se realizan los pagos relacionados a cualquier desembolso del Consorcio vinculado al Proyecto de acuerdo a lo convenido en el Programa de Trabajo y Presupuesto del Proyecto, así como de los tributos que el fideicomitente se encuentre obligado a cancelar, (ii) Depósito en la cuenta reserva Cash Calls de dos veces la participación del Emisor en desembolsos del Consorcio vinculados al Proyecto de acuerdo a lo convenido en Programa establecido durante los meses siguientes, (iii) Comisiones de la Fiduciaria y pago de obligaciones garantizadas y (iv) otros gastos contemplados en el contrato. Posteriormente se transfieren los flujos dinerarios a las cuentas destino del emisor para su libre disposición una vez satisfechas las obligaciones. 11

Resguardos Financieros Los resguardos financieros se han venido cumpliendo holgadamente con sus compromisos financieros. Resguardo Financiero Fórmula Límite Cumplimiento a Diciembre 213 Ratio de Cobertura de Deuda Deuda Financiera Neta/EBITDA No mayor a 2.75x.41x (Sí cumple) Patrimonio Neto No menor de US$ 5 MM US$ 26.36 MM (Sí cumple) Ratio de Reservas Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda Total de Reservas Probadas + Probables /Producción ult 12m Flujo de Caja para Servicio de Deuda/ Servicio de Deuda Tres años mayor al número de años que restan entre la Fecha de Medición y la Fecha de Redención No menor a 1.25x Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR 45.89 (Sí cumple) 3.96x (Sí cumple) Anexo ESTADOS FINANCIEROS PLUSPETROL CAMISEA S.A. (MM US$) dic-8 dic-9 dic-1 dic-11 dic-12 dic-13 Balance General Activo Corriente 57.37 68.19 97.14 122.48 127.83 14.9 Activo No Corriente 423.61 414.82 368.37 411.16 426.65 432.21 Activo Total 48.97 483.1 465.51 533.64 554.48 572.3 Pasivo Corriente 6.3 7.85 95.89 12.82 166.1 16.61 Pasivo No Corriente 185.74 266.4 232.2 19.93 16.74 152.81 Pasivo Total 246.4 337.25 327.91 311.75 326.75 313.42 Patrimonio Neto 234.93 145.76 137.6 221.9 227.73 258.88 Deuda Financiera 165.25 245. 26.92 17.8 136.1 21.3 Deuda de corto plazo 25. 1... 23.3 11.64 Deuda de largo plazo 14.26 235. 26.92 17.8 112.71 99.66 Parte corriente de deuda LP 5.26 28.8 38.82 43.2 13.63 13.78 Deuda de LP 135. 26.92 168.11 127.6 99.8 85.88 Estado de Ganancia y Pérdidas Ingresos Totales 268.48 215.69 36.45 448.78 429.48 563.87 Costos Totales 132.86 15.61 167.49 23.64 24.57 255.46 Utilidad Bruta 135.62 11.8 192.96 245.14 224.91 38.41 Utilidad Operativa 13.4 15.87 187.93 239.3 216.2 298.2 Ingresos Financieros 8.62 6.23 2.77.31.2 1.24 Gastos Financieros 7.83 9.7 6.99 4.85 6.24 4.89 Utilidad Neta 9.68 71.2 127.57 163.28 146.8 25.98 EBITDA y Cobertura Ingresos Totales 268.481 215.689 36.448 448.783 429.476 563.867 EBIT 12M 13.4 15.87 187.93 239.3 216.2 298.2 Depreciación y Amortización 12M 8.11 9.5 11.54 17.25 18.35 22.5 EBITDA 12M 138.15 115.37 199.46 256.55 234.37 32.26 Gastos Financieros 12M 7.83 9.7 6.99 4.85 6.24 4.89 Utilidad Neta del año 12M 9.68 71.2 127.57 163.28 146.8 25.98 EBIT/Gastos Financieros 12M 16.6 11.67 26.87 49.34 34.64 6.96 EBITDA/Gastos Financieros 12M 17.64 12.72 28.52 52.9 37.58 65.47 Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda 1.55 3.11 4.35 5.36 11.8 17.15 (EBITDA+IF)/GF 12M 18.74 13.41 28.91 52.96 37.59 46.61 Solvencia Pasivo Corriente / Pasivo Total.25.21.29.39.51.51 Pasivo No Corriente / Pasivo Total.75.79.71.61.49.49 Deuda Financiera / Pasivo Total.57.7.63.55.34.32 Pasivo No Corriente / Patrimonio.79 1.83 1.69.86.71.59 Deuda Financiera / Patrimonio.6 1.61 1.5.77.49.38 Endeudamiento Patrimonial 1.5 2.31 2.38 1.4 1.43 1.21 Pasivo No Corriente / EBITDA (12 M) 1.34 2.31 1.16.74.69.48 Pasivo Total / EBITDA 1.78 2.92 1.64 1.22 1.39.98 Deuda Financiera / EBITDA 1.2 2.4 1.4.66.48.31 Liquidez Liquidez General.95.96 1.1 1.1.77.87 Prueba Acida.86.81.84.92.67.92 Capital de Trabajo -2.93-2.66 1.25 1.67-38.18-2.52 Rentabilidad ROE 12M 38.6% 48.72% 92.71% 73.58% 64.46% 79.57% ROA 12M 18.85% 14.7% 27.4% 3.6% 26.48% 35.99% Margen Bruto 12M 5.51% 51.3% 53.53% 54.62% 52.37% 54.69% Margen operativo 12M 48.44% 49.8% 52.14% 53.32% 5.3% 52.89% Margen Neto 12M 33.77% 32.93% 35.39% 36.38% 34.18% 36.53% Margen EBITDA 51.46% 53.49% 55.34% 57.17% 54.57% 56.8% Periodo Medio de Cobro (PMC) 14 27 23 11 31 16 Periodo Medio de Pago (PMP) 58 32 49 7 75 67 Rotación de Inventarios (días) 14 34 33 19 26 16 Ciclo de conversión de Efectivo) -3 29 7-4 -18-34 Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR 12