PATRIMONIO EN FIDEICOMISO D.L. 861, TÍTULO XI, 2010 HUNT OIL COMPANY OF PERU L.L.C., SUCURSAL DEL PERÚ

PATRIMONIO EN FIDEICOMISO D.L. 861, TÍTULO XI, 2010 HUNT OIL COMPANY OF PERU L.L.C., SUCURSAL DEL PERÚ Fecha de comité: 29 de enero de 2016 con EEFF 1 al 30 de junio de 2015 Sector Hidrocarburos, Perú Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva Segundo Programa de Bonos de Titulización - HOCP paaa Estable Equipo de Análisis Milagros Chanavá B. mchanava@ratingspcr.com Emma Alvarez G. ealvarez@ratingspcr.com paaa: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes. (511) 208.2530 La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales; sin embargo, no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos. Racionalidad En comité de clasificación de riesgo, PCR acordó ratificar la clasificación concedida de paaa al Segundo Programa de Bonos de Titulización HOCP. La decisión responde a la estructura legal y autónoma del instrumento el cual permite cubrir las obligaciones contraídas, pese al contexto decreciente de la cotización del petróleo, cumpliendo asimismo en más del 100% con los resguardos financieros. La calificación recoge además, la experiencia del Grupo Económico en el sector que data de más de 70 años en el mercado internacional, y las proyecciones bajo distintos escenarios de sensibilización que permiten alcanzar los ratios de cobertura. Resumen Ejecutivo Los fundamentos específicos que dieron sustento a la calificación asignada dentro de la racionalidad son los siguientes: Capacidad de generación de recursos. Dada la coyuntura actual de reducción del precio del petróleo en el mercado global, HOCP Lote 56 ha disminuido su nivel de facturación por una desaceleración en las ventas generando una reducción en la utilidad operativa y neta. Esto conlleva a no tener la holgura obtenida en años anteriores para cubrir las obligaciones financieras contraídas. No obstante, cabe mencionar que ante esta situación, se está cumpliendo en más del 100% con los resguardos establecidos a junio 2015: Ratio de cobertura del Fideicomiso y el Ratio de Valor Presente de Reservas, para ambos casos, los ratios registrados son superiores al límite, registrando para el primero 3.1 veces (diciembre del 2014: 20.5 veces), siendo el límite 1.50 veces; y para el segundo 3.5 veces calculado al 31 de diciembre de 2014 (medición anual), siendo el límite 1.75 veces. Buen nivel de reservas del Lote 56. El nivel de reservas probadas del Lote 56 a diciembre 2014 ascienden a 131.1 MMBBL para los LGN y 2,123.65 TPC para el GN; las cuales, considerando las proyecciones, aseguran una vida útil para este yacimiento mayor al de las emisiones de los Bonos (las proyecciones van hasta diciembre de 2029 en el GN y hasta el 2034 en LGN según Informe de Reservas a diciembre 2014, mientras que los Bonos vencen en junio de 2025). Riesgos asociados al negocio de hidrocarburos, el cual se encuentra expuesto a la variación de los precios del petróleo, los cuales tienen repercusión sobre el precio de venta de los líquidos de gas natural que comercializa el Originador. De otro lado, posterior a la sustitución de las reservas del Lote 88 que servían como respaldo a PLNG para la exportación de gas natural, se ha atenuado el riesgo político vinculado al Proyecto Camisea. No obstante, asumiendo escenarios en las cotizaciones de los marcadores en base a la coyuntura actual de mercado, el Patrimonio presenta flujos suficientes para cumplir con sus obligaciones, así como el Valor Presente de los flujos proyectados, los cuales se encuentran disminuidos. Sin embargo, está es una situación temporal de alta volatilidad, que de acuerdo con la empresa no podrá prolongarse en el largo plazo. PCR seguirá la tendencia del precio y las acciones que debería tomar el Patrimonio Fideicometido en caso la cotización del commodity presente retornos negativos y se encuentre en niveles por debajo del necesario para el Patrimonio. Estructura de la asignación de flujos dentro del Patrimonio Fideicometido que prioriza los gastos operativos y de capital permitiendo a HOCP cumplir con sus obligaciones dentro del Consorcio y su continuidad en el mismo. De acuerdo con el JOA, cada socio debe cumplir con ciertas obligaciones entre las cuales se encuentra el abono de los gastos y costos operativos derivados del negocio de extracción y comercialización de los hidrocarburos (las operaciones conjuntas ) y los requerimientos de inversión de manera proporcional a su participación. Patrimonio autónomo (Fideicomiso), el cual permite cubrir mediante los flujos futuros de las cobranzas más otros derechos cedidos el total de la obligación contraída, por tanto, no está afecta al nivel de apalancamiento producto de la 1 Patrimonio en Fideicomiso no auditado. Originador del Fideicomiso no auditado. 1

relación deuda a patrimonio del Originador, relación mitigada por la adecuada capacidad de generación y liquidez del Lote 56. La experiencia y el conocimiento en el negocio por parte de Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (HOCP). HOCP pertenece al Grupo económico Hunt Oil Company, compañía fundada en Estados Unidos con más de 70 años de experiencia en el sector hidrocarburos. Asimismo, mantiene actividades en desarrollo inmobiliario, transmisión de energía eléctrica, ganadería e infraestructura. A la fecha, HOCP cuenta con una participación vigente dentro del Consorcio Camisea de 25.20% sobre el Contrato de Licencia del Lote 56. Análisis Sectorial Entorno Macroeconómico Durante el primer semestre del 2015 la economía mundial se ha comportado de forma dispareja ya que mientras Estados Unidos se recupera con auspiciosas tasas de crecimiento trimestral (0.6% y 3.7% respectivamente) 2, la zona euro sigue en un proceso de lenta recuperación con tasas cercanas a cero. Por su parte Latinoamérica, Asia y en especial China se encuentran en una fase de rápida desaceleración económica que se evidencia en las constantes revisiones hacia la baja en sus expectativas de crecimiento. En ese sentido, la proyección de la Economía Mundial por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) ha sido revisado constantemente a la baja de 3.5% a 3.3% en Julio y a 3.1% en el último estimado para el 2015. Mientras para el 2016 fue reducido de 3.8% a 3.6% en la última proyección. Por su parte, el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) también disminuyó sus estimados del crecimiento de la economía mundial para el 2015 y 2016 siendo de 3.0% y 3.6% respectivamente. En el anterior reporte se había pronosticado un 3.2% y 3.7% para los años mencionados. Según cifras preliminares del FMI el crecimiento mundial del primer semestre del 2015 fue de 2.9%, casi 0.3% por debajo de las proyecciones de abril de este año. Las cada vez más débiles cifras se sustentan principalmente en el bajo crecimiento de las grandes economías. En el caso de EE.UU. su crecimiento más bajo de lo previsto se debe a la baja tasa del primer semestre que su vez se debió al intenso frío del invierno que imposibilitó el normal flujo del comercio. En la zona euro se equilibra el mejor crecimiento de Italia, Irlanda y España con el débil ritmo económico de Alemania. En Asia, Japón tuvo un alto crecimiento en el primer trimestre seguido de una contracción en el segundo. Mientras tanto, en China el crecimiento de la inversión, las exportaciones e importaciones fueron más lentas que las del año pasado generando la ralentización de la actividad productiva. Según el FMI se mantiene la expectativa del crecimiento de la economía china a una tasa de 6.8%, mientras que el BCRP espera una expansión de 6.7% para ese país al año 2015. La mayor revisión a la baja es para la economía de América Latina que es la zona que atraviesa una mayor desaceleración. El FMI pronostica un crecimiento de -0.3% y el BCRP una tasa de 0.2% con disminuciones de 0.8% y 0.6% respectivamente con respecto a sus anteriores previsiones en los reportes de inflación. Esto es debido a la recesión de Brasil y al estancamiento de las economías más grandes de Latinoamérica. Punto aparte son las recesiones que atraviesan Rusia en Europa y Venezuela en América. La inflación se mantiene estable a nivel global disminuyendo en algunos países desarrollados debido a la disminución del precio del petróleo y algunas materias primas. El caso es opuesto en ciertos países latinoamericanos en el que la inflación ha aumentado debido a políticas monetarias expansivas así como a la depreciación de sus monedas, este es el caso de Colombia, Chile, Perú, entre otros. En otros el caso es muy preocupante como en Argentina y Venezuela. El desempleo ha disminuido en países que mantenían medianas o altas tasas como es el caso de España y Estados Unidos. Durante el año se ha seguido muy de cerca la solución de la crisis económica griega, la volatilidad de los índices bursátiles chinos y la expectativa de un alza de la tasa de interés de la Reserva Federal. Por su parte el Perú registró un crecimiento de 2.44% en el primer semestre del 2015, ligeramente superior a la cifra anual del 2014 que fue de 2.40%. Esta pequeña cifra es explicada por el débil crecimiento del consumo, el gasto público así como por el retroceso de la inversión y las exportaciones. A su vez este bajo crecimiento es solo sustentado por el aumento de la producción minera, en el sector servicios y la pesca. Mientras que la manufactura y la industria presentaron tasas negativas que arrastraron el crecimiento del primer semestre hacia abajo. El BCRP pronostica que el crecimiento de este año será de 3.1%, mientras que el del 2016 será de 4.2%. Tasas inferiores a sus anteriores predicciones que presenta el banco en sus respectivos reportes. 2 Tasas de crecimiento revisadas por el gobierno de Estados Unidos a Agosto 2015. 2

PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS INDICADORES ANUAL 2015 PROYECCIONES ANUAL* 2010 2011 2012 2013 2014 I Sem. 2015 2016 PBI (var. % real) 8.45% 6.45% 5.95% 5.78% 2.40% 2.44% 3.10% 4.20% PBI Electr & Agua 8.12% 7.58% 5.82% 5.54% 4.90% 5.1% 5.10% 5.5% PBI Minero (var. % real) -4.90% -3.60% 2.80% 4.90% -0.90% 5.5% 4.20% 10.60% PBI Construcción (var. % real) 17.40% 3.00% 15.10% 8.90% 2.10% -7.9% 1.90% 3.00% Consumo Privado (var. % real) 8.70% 6.00% 6.10% 5.30% 4.30% 3.35% 3.50% 3.50% Remuneración Mínima Vital (S/.) 553 627 719 750 750 750 750 750 Inflación (var. % IPC) 0.17% 0.39% 0.22% 2.86% 3.20% 2.51% 3.5%-4.0% 2.5%-3.0% Tipo de cambio promedio (USD) 2.83 2.75 2.64 2.70 2.84 3.11 12.5%** 3.0%** Inversión Privada (S/. MM) 80,457 89,988 103,706 129,781 127,834 56,935-5.5%*** 2.0%*** Inversión Pública (S/. MM) 24,747 22,667 27,466 31,823 30,677 9,950-2.0%*** 8.5%*** Exportaciones (USD MM) 35,565 46,268 45,639 41,939 37,994 16244 33,767 34,573 Importaciones (USD MM) 28,815 36,967 41,113 42,003 40,809 18,253 35,874 36,609 *BCRP Reporte de Inflación Setiembre 2015 / ** Var% TC nominal esperado/ *** Var% Inversión Fuente: MINEM-BCRP / Elaboración: PCR Mercado de Hidrocarburos Según lo reportado por EIA 3, la demanda mundial de combustibles para el primer semestre del 2015 se ubicó en aproximadamente 93.26 MM bbl/d (barriles por día), representando un crecimiento en 1.59% (+1.46MM bbl/d) respecto al promedio registrado durante el mismo periodo del 2014. Asimismo, las proyecciones para el año 2016 son positivas y ascendentes a 94.76 MM bbl/d. Dichas proyecciones se sustentan principalmente en las expectativas de consumo de las economías emergentes y No-OPEC; en particular, se espera que el consumo de China se incremente en 0.3 MM bbl/d para los años 2015 y 2016, por debajo del crecimiento registrado en el 2014 (0.4 MM bbl/d) asociado al debilitamiento y la desaceleración de su economía. De otro lado, la oferta mundial de crudo y combustibles líquidos ascendió a 95.56 MM bbl/d para el primer semestre del 2015, explicado por una mayor oferta de los países de la OPEC en +3.98% (+1.43 MM bbl/d) asociado a la mayor producción por parte de Estados Unidos en 7.59% (+1.06 MM bbl/d) con respecto a junio 2014. EIA proyecta una mayor producción por parte del OPEC en 0.8MM bbl/d para el año 2015 y espera que se mantenga el mismo nivel para el 2016, asimismo, se estima que la producción de Canadá aumente durante el segundo semestre del año y durante el 2016, aunque hayan varios proyectos que aún se encuentran planeados y no ejecutados. Finalmente, en el mercado de Gas Natural, se espera que el volumen de consumo al cierre del 2015 se ubique en 76.2 BCF/d (+4.24% vs 2014) y 76.4 BCF/d (+0.26%) en el 2016, dado una mayor demanda de los sectores eléctrico. A junio 2015, en el mercado nacional la demanda de combustibles líquidos ascendió a 169.64 miles de barriles por día (MBPD), lo que significó un aumento de 15.37 MBPD (+9.96%) respecto al mismo periodo del año anterior. De manera desagregada, dicha variación fue impulsada por el incremento de demanda en los principales derivados tales como el gasohol 90 (+21.09%), diesel B-5 (S-50) (15.07%) y diesel B5 (+3.00%). Precios y márgenes internacionales Los precios del petróleo han empezado a disminuir de manera sostenida a partir de junio 2014, alcanzando en el primer semestre del 2015 una variación promedio anual de -4.15% y -4.07% para el caso del precio del crudo Brent y WTI, respectivamente. Según el EIA, este comportamiento responde a factores como i) el incremento de producción de tight oil por parte de EE.UU, ii) el exceso de oferta mundial; y iii) el deterioro de las expectativas de crecimiento de la economía mundial y demanda de petróleo. Respecto al primer factor, en los últimos años EE.UU ha ejecutado grandes inversiones en el fracking, lo cual refiere a la fracturación hidráulica de rocas que contienen petróleo, con el fin de extraer el llamado shale oil; ello le ha permitido incrementar su oferta y también convertirse en un probable exportador a Europa. Ligado al aspecto anterior, influye en la reducción del precio del crudo la decisión de los miembros de la OPEC en mantener su objetivo de producción en 30 MM bbl/d, con el fin de mantener su participación del mercado; sin embargo, esto contribuye al incremento de inventarios y por tanto afecta negativamente la evolución del precio. Por último, el precio también es influenciado por las menores expectativas de demanda mundial de petróleo, ligado al debilitamiento de crecimiento esperado en economías emergentes como China. Bajo este escenario, al cierre del primer semestre del 2015 el precio del crudo Brent se ubicó en 61.48 USD/bbl, siendo menor en 45.01% respecto al precio registrado a junio 2014 (111.80 USD/bbl). Por su parte, el precio del crudo WTI se redujo en 43.45%, pasando de 105.79 USD/bbl (junio 2014) a 59.82 USD/bbl (junio 2015). La brecha entre ambos precios fue de 1.66 USD/bbl, el cual ha presentado una tendencia decreciente durante el año 2015. Cabe indicar que EIA estima que el precio del crudo Brent promedie 54 US$/bbl a finales del 2015 y 59 US$/bbl en el 2016, mientras que el precio del WTI se ubique en 4 US$/bbl y 5 US$/bbl por debajo del crudo Brent para los respectivos años. Los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) comenzaron a disminuir desde inicios del segundo semestre 2014, contando con una ligera recuperación desde comienzos del 2015. De esta manera, a junio 2015 el precio de la gasolina se ubicó en 1.95 USD/galón y el diesel 1.80 USD/galón, representando una disminución en 31.73% y 38.31% a comparación de los precios al cierre del 2013, respectivamente. 3 Energy Information Administration (EIA)- Short Term Energy and Winter Fuels Outlook, Octubre 2015. 3

14 12 10 8 6 4 2 HH y MBT (US$/MMBTU) EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES 0 0 jun-2005 jun-2006 jun-2007 jun-2008 jun-2009 jun-2010 jun-2011 jun-2012 jun-2013 jun-2014 jun-2015 Henry Hub Mont Belvieu Texas WTI Brent Fuente: EIA/ Elaboración PCR WTI y Brent (US$ por barril) 150 135 120 105 90 75 60 45 30 15 El precio del Gas Natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación) hasta el 2008; sin embargo, luego de la crisis energética de ese año 4, se presentó una desconexión entre los precios del petróleo y Gas Natural. A junio 2015, el precio promedio del Henry Hub (HH) ha presentado la misma tendencia decreciente del petróleo, ubicándose en 2.78 US$/MMBTU (Junio 2014: 4.59 US$/MMBTU). De esta manera, las expectativas sobre el precio para el 2015 son decrecientes siendo el promedio 2.81 US$/MMBTU, recuperándose en el 2016 con 3.05 US$/MMBTU. Producción Nacional El 52.51% (1S 2014: 4.89%) de la producción promedio de GN en Mcfd proviene del Lote 88 de Pluspetrol y el 36.54% del Lote 56 de Pluspetrol, mientras que el 10.95% de la producción proviene de REPSOL (Lote 57), CNPC (Lote X), Aguaytía (Lote 31-C), Olympic (Lote X IIII), GMP (Lote I), Savia (lote Z-2B), Sapet (Lote VII y VI) y de Petromont (Lote II). Es así que la producción de GN acumulada a junio 2015 fue de 1,351.61 MMPC, cifra superior en 21.42% (+ 238.40 MMPC) con respecto a similar periodo de análisis del 2014, explicada principalmente por la mayor producción del Lote 88 de Pluspetrol (+655.35 MMPC, +1,204.61%) y del Lote 56 de Pluspetrol (+ 134.49 MMPC, + 37.42%). Es importante mencionar que la Selva produce el 96.53% del GN, llegando a registrar una producción de 40,548.30 mil MPC a junio 2015. La producción de Líquidos de Gas Natural (LGN) registró un promedio de 98.95 MBPD a junio 2015, mostrando una tasa de crecimiento interanual del 2.21%, a raíz de la mayor producción del Lote 56 de Pluspetrol, no obstante, se observa una reducción de la producción de LGN en el Lote 88 de Pluspetrol. El 90.97% de la producción promedio de líquidos de gas natural se produce en los lotes 56 y 88 de Pluspetrol y el resto proviene de Repsol Lote 57 (5.89%), Aguaytía (1.30%) y de Savia (1.30%). Es de mencionar que el 27 de marzo de 2014 Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú, inició la extracción comercial del GN y LGN en el Lote 57; yacimiento ubicado en la Selva Sur entre las provincias de Satipo Junín. El GN proveniente de este Lote beneficiará a Lote 56 en el largo plazo al alargar su vida útil, el cual permitirá mantener la producción del Lote 88 para el consumo doméstico. El GN obtenido es procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas mientras que los LGN son procesados en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. Cabe destacar que la Planta de Fraccionamiento de Pisco se encuentra en proceso de ampliar su capacidad de procesamiento y almacenamiento de líquidos de gas natural (LNG) y de productos, con lo cual se espera ampliar su capacidad de procesamiento entre un rango de 85.00 MMBPD hasta 120.00 MMBPD para el 2018. Por otro lado, la producción promedio de petróleo se situó a junio 2015 en 55.10 mil barriles por día (MMBD) y disminuyó en 23.51% con respecto a junio 2014 (72.04 MMBD) debido principalmente a la venta de sus activos de Petrobrás a la Corporación Nacional de Petróleos de China CNPC por USD 2.600 millones, además se reportó la no producción del Lote Z1 de BPZ. Cabe mencionar que al primer semestre 2015 se terminaron los contratos de licencia temporales para los Lotes III y IV con la empresa Interoil, mientras que en mayo entraron en vigencia los contratos de licencia de los Lotes III y IV con GMP. Cabe mencionar que existen 30 contratos (Junio 2014: 27 contratos) en estado suspendidos por situación de fuerza mayor, producto de conflictos sociales y aspectos relacionados a Estudios de Impacto Ambiental principalmente. El 32.55% de la producción petrolera proviene de Pluspetrol Norte (opera los Lotes 8 y 1-AB), seguido de CNPC con el 18.90%, Savia (14.89%) y otros (30.23%). 4 Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo. 4

Pluspetrol Norte PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (%) CNPC Savia Olympic CEPSA GMP Sapet Perenco Petromont Maple Unipetro BPZ Petrobrás Interoil 1.73% 0.80% 0.44% 0.17% 0.00% 0.00% 0.00% 7.34% 7.29% 6.30% 6.16% 18.90% 18.31% 32.55% PRODUCCIÓN DE LGN-MM BLS 1S 2015 1S 2014 Repsol Lote 57 Aguaytía Savia Pluspetrol Lote 88 Pluspetrol Lote 56 Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR 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 descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el 2004 estableció un hito en la historia del GN del Perú, debido a la cantidad de reservas probadas que poseía siendo 16 veces el tamaño del yacimiento de Aguaytía y casi 32 veces el tamaño de los yacimientos de la Costa Norte. Asimismo, las reservas de LGN de Camisea son cuantiosas en relación al resto de yacimientos (28.5 veces el tamaño de las reservas de Aguaytía). Esto determina que Camisea se constituya en la base más importante para el desarrollo de la industria del GN en el Perú. En el caso del petróleo, existen tres zonas en donde se estima la existencia de reservas de petróleo, estas son el Zócalo norte, el Noroeste peruano (Costa Norte) y la Selva peruana (selva norte y selva central). La última ubicación, y en especial la Selva Norte, posee una posición predominante con el mayor nivel de reservas del país. Los lotes considerados dentro de esta zona son el Lote 8, Lote 1-AB ambos a cargo del operador Pluspetrol Norte, Lote 102, Lote 67 y Lote 95 bajo las operaciones de Pluspetrol E&P, Perenco y Gran Tierra, respectivamente. Las reservas probadas de GN en el país, ascienden a 14.62 TCF, de las cuales, las reservas en la zona de selva sur (Lote 56, 57 y 88) representan el 93.56%. En cuanto a los LGN, las reservas probadas ascienden a 727.17 MMBLS, en donde las reservas en la zona de selva sur (Lote 56 y Lote 88) representan el 96.22%. Si bien el Lote 56 y 88 operado por Pluspetrol posee la mayor participación, en esta región se cuenta con otros siete lotes explorados: Lote 1AB (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 682.68 MMBLS, de las cuales las reservas de la zona de selva representan el 48.89% del total. 120 100 80 60 40 20 0 2010 2011 2012 2013 2014 jun-14 jun-15 RESERVAS DE GN Y HIDROCARBUROS LIQUIDOS EN EXPLOTACIÓN/EXPLORACIÓN DICIEMBRE 2014 GAS NATURAL ( BCF) LÍQUIDO DE GAS NATURAL (MSTB) PETRÓLEO (MSTB) Lote Compañía Operadora Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles Probadas Probables Posibles XIII OLYMPIC 329.0 374.0 157.0 0.0 0.0 0.0 19,224.9 2,019.0 16,500.0 X CNPC 227.0 52.0 19.0 0.0 0.0 0.0 131,304.0 30,508.0 11,349.0 Subtotal Costa 675.0 490.0 197.0 0.0 0.0 0.0 232,696.0 45,814.0 34,152.0 Z-2B SAVIA 267.0 18.0 22.0 22,442.0 1,523.0 1,861.0 84,246.0 5,717.0 6,984.0 Z-1 BPZ 0.0 211.0 149.0 0.0 8,846.0 6,248.0 28,519.0 39,255.0 47,867.0 Subtotal Zócalo 267.0 236.0 171.0 22,442.0 10,938.0 8,109.0 116,205.0 49,502.0 54,851.0 56 PLUSPETROL 2,427.0 969.0 464.0 167,673.0 71,486.0 36,575.0 0.0 0.0 0.0 57 REPSOL 941.0 453.0 531.0 52,891.0 26,861.0 32,423.0 0.0 0.0 0.0 88 PLUSPETROL 10,020.0 1,651.0 2,237.0 477,740.0 82,718.0 130,275.0 0.0 0.0 0.0 Subtotal Selva 13,682.0 3,210.0 3,320.0 704,724.0 182,981.0 200,518.0 333,780.0 209,270.0 249,632.0 Total en explotación 14,624.0 3,936.0 3,688.0 727,166.0 193,919.0 208,627.0 682,681.0 304,586.0 338,635.0 58 PETROBRAS 0.0 2,509.0 1,143.0 0.0 95,517.0 40,087.0 0.0 0.0 0.0 Subtotal Selva 0.0 2,509.0 1,143.0 0.0 95,517.0 40,087.0 0.0 57,635.0 47,042.0 Total en exploración 0.0 2,509.0 1,143.0 0.0 95,517.0 40,087.0 0.0 57,635.0 47,042.0 Total país 14,624.0 6,445.0 4,831.0 727,166.0 289,436.0 248,714.0 682,681.0 362,221.0 385,677.0 Fuente: MINEM / Elaboración: PCR Aspectos Fundamentales Proyecto Camisea El proyecto Camisea comprende la exploración y explotación de los yacimientos de GN y LGN del Lote 88 ubicado en los campos de San Martin y Cashiari, y del Lote 56 ubicado en Pagoreni y Mipaya. Todas las zonas se encuentran en el sector Amazónico del Cusco, a 431 kilómetros al este de Lima. En mayo de 1999, el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM) convocó a concurso público para adjudicar el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 88 y las concesiones para el Transporte de GN y LGN hacia la costa y la distribución de Gas para Lima y Callao. Es en ese sentido que, el 16 de febrero de 2000, se adjudicó la 5

buena pro del concurso público para la concesión de explotación de hidrocarburos del Lote 88; y en el año 2004, se adjudicó la buena pro para la concesión de explotación de hidrocarburos del Lote 56, ambos bajo la modalidad de Contrato Ley. La buena pro para la concesión de ambos lotes, se adjudicó a un consorcio de empresas denominado Consorcio Productor Camisea (CPC), el cual estuvo conformado por Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú ( HOCP ), Pluspetrol Perú Corporation, Sucursal del Perú ( Pluspetrol ) y SK Innovation, Sucursal Peruana (antes SK Energy, Sucursal Peruana). Posteriormente en el año 2000, se incorporó Tecpetrol del Perú S.A.C. (organización de propiedad del grupo Techint) y finalmente, el 7 de diciembre de 2000, Perupetro en representación del Estado Peruano y el Consorcio firmaron y aprobaron el Contrato de Licencia. Los Contratos de Licencia (Contratos Ley) para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 88 y 56 fueron firmados entre el Estado Peruano y el CPC, y tienen una duración de 30 años para la explotación de petróleo y 40 años para la explotación de GN y condensado. Sin embargo, la posibilidad de explotación del lote 56 para la exportación del Gas Natural estuvo en observación por lo que parte de las reservas del Lote 88 tuvieron que servir como respaldo a fin de hacer económicamente viable la explotación del Lote 56, en la medida que el CPC encontrara un yacimiento que permita cubrir las reservas comprometidas del Lote 88, cuya producción debiera estar destinada íntegramente al mercado local. Como parte de este compromiso asumido por el CPC hacia el Estado Peruano, el 21 de marzo del 2014, PLNG, el CPC y el Operador del Lote 57 llegaron a un acuerdo preliminar para sustituir el Gas del Lote 88 comprometido a PLNG para la exportación. Finalmente, este conjunto de acuerdos fue firmado por todas las partes el 06 de agosto del 2014. Repsol YPF es operador del Lote 57 además de ser socio junto con Corporación Nacional de Petroleo de China (CNPC)5. La concesión fue otorgada en el año 2003 para operar durante 40 años entre los campos (Kinteroni y Sagari) ubicados en los valles del Rio Tambo y del Rio Urubamba, provincias de Satipo de la Región Junin, Atalaya de la Región Ucayali, y La Convención de la Región Cusco. Consorcio Productor Camisea (CPC) A junio 2015, las empresas que tienen participación en el contrato de Licencia del Lote 56 son filiales de organizaciones internacionales de reconocido nivel y con experiencia suficiente para asegurar una buena gestión del proyecto Camisea a lo largo de su operación. ESTRUCTURA ACCIONARIA DEL CONSORCIO ACCIONISTA PART. MATRIZ CALIFICACIÓN DE LA MATRIZ Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú 25.20% Hunt Oil Company BBB (S&P) y Baa2 (Moody s) Pluspetrol Camisea S.A. 25.00% Pluspetrol Resources Corporation Pluspetrol Peru Corporation S.A. 2.20% Pluspetrol Resources Corporation SK Innovation, Sucursal Peruana 17.60% SK Innovación Baa2 (Moody s) y BBB (Fitch) Tecpetrol del Peru S.A.C. 10.00% Techint Sonatrach Peru Corporation S.A.C. 10.00% Sonatrach Int. Holding Corp. Repsol Exploración Perú Sucursal del Perú 10.00% Repsol Total 100.00% Fuente: HOCP / Elaboración: PCR Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (HOCP), es una sucursal de Hunt Oil Company of Peru L.L.C. la cual se encuentra constituida en Delaware, Estados Unidos. La sucursal se constituyó en el año 2000 con el propósito de participar en el concurso convocado por el Comité Especial del Proyecto de Camisea (CECAM). Su principal actividad económica está dirigida a la exploración y explotación de hidrocarburos, así como cualquier otra actividad que incluya la compra y venta de los mismos. Actualmente, HOCP participa en los Lotes 88 y 56 con el 25.20% cada una y; en el Lote 76, con un porcentaje de 33.00%. Hunt Oil Exploration and Production Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (HOEP) es el Operador del Lote 76 con una participación de 2.00% (actualmente en etapa exploratoria). El grupo económico de Hunt Oil tiene participación del 50.00% en Perú LNG, empresa dedicada a la licuefacción del Gas Natural y su posterior exportación. ESQUEMA ORGANICO DE HOCP Hunt Consolidated, Inc. Hunt Oil Company (Delaware, USA) PROCESO DE UPSTREAM DE PLUSPETROL EN CAMISEA CAMISEA PLUSPETROL (Operador del CPC) UPSTREAM MALVINAS Hunt Overseas Oil Company (Delaware, USA) Hunt Oil Development (Perú), L.P. (Delaware, USA) Hunt Perú (Block 56) Development Company (Caiman Islands) Lote 88: San Martin Cashiari (Cuenca Ucayali - Cusco) Gas Liquido LGN Gas GN Reinyectado Planta de Separación (Rio Urubamba- Cusco) Acciones Serie A (Lote 88) Acciones Serie B (Lote 56) Hunt Oil Company of Peru, LLC. (Delaware, USA) Fuente: HOCP / Elaboración: PCR Contrato de Licencia para la explotación Fuente: Osinergmin / Elaboración: PCR 5 Luego de la aprobación del MEF para la compra de participación a Petrobras. 6

HOCP, pertenece a Hunt Oil Company, empresa creada en Dallas, Texas en 1934, es una de las compañías privadas de petróleo y gas más grande de Estados Unidos. Hunt forma parte de Hunt Consolidated Inc., compañía holding de propiedad de Ray L. Hunt y familia. Además de las inversiones en explotación y transporte de hidrocarburos, Hunt Consolidated tiene inversiones en la industria de refinación, desarrollo inmobiliario, transmisión de energía eléctrica, agroindustria e inversiones en fondos de capital de riesgo. Las principales áreas de producción de petróleo y gas de Hunt están localizadas en Estados Unidos, Yemen y Perú. Asimismo, posee licencias de exploración en Iraq (Kurdistán) y Rumania. Pluspetrol Peru Corporation S.A., es sucursal de Pluspetrol Resources Corporation, en febrero 2000 se convirtió en el operador estratégico del Upstream del Proyecto Camisea y en el Midstream participó con el 12.38% del accionariado de Transportadora de Gas del Perú - TGP (en forma directa e indirecta), del cual vendió su participación en marzo 2014. Pluspetrol Resources Corporation, fue constituida en 1976 como una compañía dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas; inició su proceso de internacionalización en la década de los años setenta con inversiones en Colombia. En la actualidad desarrolla operaciones en campos de gas y petróleo en Argentina, Perú y Bolivia. Es la tercera empresa productora de gas natural en Argentina y el mayor productor de petróleo en el Perú. A su vez, participa con el 27.20% en el CPC a través de Pluspetrol Camisea SA. Desarrollos Recientes Con fecha 21 de mayo de 2015, el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) notificó a Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú y a las empresas que conforman el Consorcio Camisea Lote 56, el laudo arbitral respecto al pago de regalías correspondientes a diez cargamentos exportados entre los años 2010 y 2011. El fallo ordena al Consorcio Camisea a pagarle a Perupetro S.A. por todo concepto, la suma de USD 64.89 MM más los intereses correspondientes que se devenguen desde el 01 de enero de 2015 hasta la fecha de pago. Hunt Oil Company of Peru L.L.C. Sucursal del Perú deberá pagar el 25.2% de la mencionada cifra (USD 16.35 MM más el 25.2% de los intereses mencionados). Se estima que la producción de gas natural crecerá aproximadamente 10% en el 2016 considerando que la ampliación del gaseoducto principal de Transportadora de Gas del Perú (TGP) estaría lista en el primer semestre. Operaciones Las actividades del Consorcio Lote 56 comprenden el desarrollo y la posterior explotación de hidrocarburos (GN y LGN) de los yacimientos Pagoreni y Mipaya, los cuales están adyacentes a los Lotes 88 y 57, ubicados en el departamento del Cuzco, provincia de la Convención, distrito de Echarate. A partir de junio del 2010, se viene efectuando despachos de GN para la planta de licuefacción de Pampa Melchorita (mes en el cual entró en operaciones la planta de licuefacción de PLNG), mientras que el LGN se destina a la planta de fraccionamiento de Pisco de propiedad del CPC, en dicha planta se comercializa LGN para clientes extranjeros como locales. El precio de venta del GN, proveniente del Lote 56, se determina sobre la base de un marcador internacional relacionado al lugar de destino final del GNL. EXPLOTACIÓN TRANSPORTE COMERCIALIZACIÓN Consorcio Lote 56 GN Yacimientos Pagoreni Mipaya Sistema de Reinyección GN Sistema de Transporte de GN (Tramo Selva) GN TGP Transporte de GN a traves del ducto de PERU LNG GN PERU LNG Licuefacción de Gas Natural para la Obtención de LNG LGN Venta de LNG a Shell-SITME Venta Asegurada por 18 años Gas Seco y LNG GN Sistema de Separación (Malvinas) LGN Sistema de Transporte de Liquidos LGN CONSORCIO LOTE 56 Planta de Fraccionamiento (Pisco) Venta a Clientes Extranjeros Ventas a Clientes Locales LGN LGN Fuente: HOCP / Elaboración: PCR 7

La producción de GN es transportada por el sistema de transporte de GN (tramo selva y ducto de Perú LNG) y los LGN a través del sistema de transporte de líquidos operado por TGP. Por su parte, los LGN son procesados en la planta de Pisco, para la obtención de Propano (C3), Butano (C4), Nafta y MDBS. A su vez, el Propano (C3) y el Butano (C4) se mezclan para dar origen al GLP, que es comercializado en el mercado local. Para el mercado externo, en cambio, el Propano y el Butano son vendidos por separado. La venta al mercado local (GLP) se realiza tanto a través de camiones tanque como a través de buques. En el primer caso, el punto de embarque es la propia planta de Pisco o las plantas de abastecimiento del Callao, que brindan al Consorcio Lote 56 los servicios de recepción, almacenaje y despacho. En el caso de la venta por buque, se realiza en términos CIF (Cost, Insurance & Freight). Las ventas de GLP están sujetas a los descuentos sobre el precio de lista que se ajusta periódicamente en función de los precios internacionales del propano y del butano. Por su parte, los excedentes se exportan en buques en condiciones FOB (Free on Board) hacia mercados regionales. Estas ventas se realizan sobre la base de cotizaciones internacionales. En el caso de la Nafta, su comercialización está orientada al mercado externo, siendo utilizada principalmente en plantas petroquímicas y la industria de Aviación. En este caso también se realiza la venta en condiciones FOB y a precios que se encuentran en función de las condiciones internacionales. En el caso de MDBS, parte de la producción es comercializado localmente y por buque en condiciones CFR (Cost & Freight). El precio se determina caso por caso en función de la cotización internacional del Diesel, el resto se exporta. Infraestructura El Lote 56 cuenta con un área total de 58,500 hectáreas, por las cuales cruza el río Urubamba. Los Yacimientos de gas del Lote 56 inicialmente estuvo conformado por los campos de Pagoreni (6 pozos) y Mipaya (2 pozos); ambos explorados por Shell en 1998 y 1987. A partir del año 2009 se proyectó la perforación de dos pozos exploratorios (Saniri y Pagoreni Oeste), los cuales se encuentran 100% ejecutados, sin embargo, en el mes de marzo 2012, la perforación de un pozo de desarrollo, en la locación Saniri quedó en abandono temporal dado que no se encontró GN. Actualmente, el yacimiento se divide en cuatro campos: Pagoreni A que cuenta con cuatro pozos productores, de los cuales dos pueden convertirse a inyectores cuando la operación lo requiera; Pagoreni B, cuenta con tres pozos productores; Mipaya, que cuenta con un pozo de reinyección de cortes de perforación y dos pozos productores; y finalmente Pagoreni Oeste, cuenta con un pozo reinyector y un pozo productor. La perforación de dos pozos de desarrollo en yacimiento Mipaya y la construcción de tuberías de recolección va desde Mipaya hasta Pagoreni Oeste y abarca casi 48.5Km. Para diciembre 2014 existe un acuerdo comercial con los Contratistas del Lote 57 mediante el cual el Lote 56 le cobra los costos de operación y mantenimiento de infraestructura compartida que incluye el ducto Nuevo Mundo-Pagoreni. Por el primer semestre de 2015, la Planta Compresora Chiquintirca de TGP paró totalmente (Mayo 2015) solicitando la reducción de los despachos de gas natural, obligando a la reducción de carga en Planta Malvinas. Contrato de Licencia Contrato-ley que no puede ser modificado unilateralmente por el Estado ni por norma con rango de ley. Adicionalmente confiere a las empresas que conforman el Consorcio estabilidad jurídica en materia tributaria y cambiaria. El plazo para la fase de explotación de petróleo es de treinta años, contados a partir de la fecha de suscripción del Contrato de Licencia, mientras que el plazo para la fase de explotación de GN No Asociado y GN Asociado y LGN, es de cuarenta años contados a partir de la fecha de suscripción del Contrato de Licencia. El Consorcio tiene el derecho de propiedad sobre los Hidrocarburos extraídos. Perupetro autoriza al Consorcio a realizar operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos, a cambio de ello el Consorcio debe pagar a Perupetro como contraprestación la Regalía establecida en el Contrato de Licencia. El Contrato específica 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 6. Joint Operating Agreement (JOA) Los derechos y las obligaciones de las Partes del Consorcio en las operaciones vinculadas con el Contrato de Licencia son reguladas por el JOA (firmado el 28 de febrero del 2006 y sus respectivas adendas), el cual: (i) establece los términos de la operación del Lote 56; (ii) designa a Pluspetrol Peru Corporation S.A. como operador entre las Partes del Consorcio; (iii) establece los procedimientos de toma de decisiones; y, (iv) establece los derechos y obligaciones entre el operador y cada Parte del Consorcio, entre otros. 6 Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada el 20 de agosto de 2003 y que norma las actividades de hidrocarburos a nivel nacional. Esta Ley mantiene su vigencia por mandato de la Tercera Disposición Final de la Ley 26821, Ley de Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales, publicada en el año 1997. 8

Cada parte del Consorcio debe pagar los montos que le corresponden de acuerdo con los cash calls (Reportes de Requerimiento de Fondos), por concepto de inversiones, gastos operativos y gastos comerciales vinculados a su participación en el Proyecto. En el caso de GN y LGN, las ventas y las cobranzas son hechas por cada parte del Consorcio a pro-rata, mientras que los esfuerzos comerciales son canalizados a través del Operador. Alternativamente, cada Parte del Consorcio tiene el derecho de disponer, en especie, de su parte proporcional de la producción del Lote 56 y celebrar contratos de compraventa separados con terceros. El recaudo es realizado de forma individual por cada miembro del Consorcio. El comité de operaciones realiza la supervisión general y dirección de las operaciones conjuntas y está compuesto por representantes de cada una de las Partes del Consorcio. Las decisiones del comité de operaciones se deciden con el voto afirmativo de por lo menos el 51% de las participaciones, salvo que se trate de asuntos relevantes en cuyo caso se requerirá la unanimidad o en el caso de existir más de dos partes en el JOA, al menos 2/3 del voto afirmativo de las participaciones de partes no afiliadas, salvo en el caso de modificaciones a los programas de desarrollo especificados en el Contrato de Licencia, en los que se requerirá una mayoría de al menos 75%. Block 56 Gas Sales Agreement La política de ventas de GN del Originador, a través de su participación en el Consorcio Lote 56, es destinar el 100% de la producción de GN a PLNG. A tales efectos, se suscribió el Block 56 Gas Sales Agreement en febrero de 2006 entre PLNG y los contratistas del Lote 56. PLNG se encargará de la licuefacción del GN, en la planta ubicada en Pampa Melchorita, para su posterior exportación. En la misma fecha de suscripción del Block 56 Gas Sales Agreement, los contratistas del Lote 88 suscribieron con PLNG el Block 88 Gas Sales Agreement, que posteriormente en agosto 2014 fue modificado por el Amended and Restated Block 88 Gas Sales Agreement, el cual refiere la venta de 0.33 TPC equivalente a 56 MMcfd por parte del Lote 88 a PLNG para uso como combustible de la Planta Melchorita. Esta venta de gas natural del Lote 88 a PLNG se considera efectuada al mercado local. PLNG puede ejercer un ajuste a la baja en la cantidad para cualquier año de contrato, la cual está limitada al 10% de la cantidad contractual ajustada (o 620 MMscfd x 365). Si en un año determinado, los contratistas del Lote 56 no pueden entregar la cantidad contractual anual ajustada (AACQ) 7, tienen derecho a ajustes a la baja, hasta un máximo que será el menor entre el déficit AACQ en ese año y las cantidades al alza menos las cantidades previamente ejercidas a la baja. La responsabilidad por la falta de entrega, será la entrega o pago de penalización de 115% del gas, asimismo los contratistas del Lote 56 compensarán a PLNG de todas las pérdidas en el caso que los primeros vendan gas a un tercero. Compression Service Agreement 8 Se suscribió el 31 de agosto de 2009 entre los miembros del Consorcio del Contrato de Licencia del Lote 56 y PLNG. A través de este contrato, los titulares de los referidos contratos de licencia se comprometen a instalar, operar y mantener un servicio de compresión para la operación de PLNG. Contrato de Compra-Venta de los licenciatarios del Lote 56 con Perú LNG El contrato firmado entre el Consorcio Lote 56 y PLNG expirará cuando ocurra lo primero entre (i) el transcurso de 18 años desde la Fecha de Comienzo (período que podrá extenderse en algunos casos especificados en el contrato) y (ii) la producción y entrega al comprador de un volumen de 4.2 TPC de gas en conjunto bajo los contratos celebrados con los licenciatarios del Lote 56. Se define como Fecha de Comienzo al primer día del mes que suceda al mes en el cual se vencen los 90 días que comienzan a transcurrir desde la fecha de comienzo de las entregas de gas. Las empresas miembro del Consorcio Lote 56 no pueden vender, con algunas excepciones, GN del Lote 56 a cualquier otra empresa que no sea PLNG. Obligaciones Las obligaciones de los vendedores de entregar gas están sujetas a: (i) Completación mecánica y comisionado exitoso de las facilidades para producir, comprimir, reinyectar y procesar hidrocarburos provenientes del Lote 56; (ii) Completación mecánica y comisionado exitoso de las facilidades de TGP para (a) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de gas, (b) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de LGN y (c) transportar gas desde la Planta de Malvinas hasta la planta de PLNG. Las obligaciones del comprador de recibir y pagar por el gas están sujetas a: (i) Completación mecánica y comisionado exitoso de la planta de LNG; y (ii) Completación mecánica y comisionado exitoso de las facilidades de TGP para (a) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de gas, (b) transportar gas conforme al Contrato BOOT para el transporte de LGN y (c) transportar gas desde la Planta de Malvinas hasta la planta de PLNG. 7 Por sus siglas en Ingles Adjusted Annual Contract Quantity. 8 El servicio de compresión es aquel necesario para elevar la presión del Gas Natural a ser vendido y comprado de acuerdo a los términos del Gas Sales Agreement desde un valor mínimo referido en el Compression Service Agreement hasta la presión necesaria para la entrega de dicho gas en el ducto de transporte de gas natural que opera TGP. 9

Precio de Contrato El precio de venta que pagará PLNG al Consorcio a Lote 56 será por MMBTU de manera mensual y se basará en: MP = (Q1 x CP1) + (Q2 x CP2) Donde: i) MP es el pago mensual, ii) Q1 es la cantidad de gas (en MMBTU) entregada a PLNG por los 15 primeros días del mes, iii) Q2 es la cantidad de gas (en MMBTU) entregado a PLNG por los demás días del mes (inicia el día 16), iv) CP1 es el monto (US$ por MMBTU) a pagar por PLNG por la entrega de gas en los 15 primeros días conforme a un esquema de cálculo establecido en función del Valor de Referencia correspondiente a ese período y v) CP2 es el monto (US$ por MMBTU) a pagar por PLNG por la entrega de gas en los 15 días restantes conforme a un esquema de cálculo establecido en función del Valor de Referencia correspondiente a ese período. El Valor de Referencia será el marcador que corresponda a un punto de transacción cercano al terminal de importación que reciba el GN de la planta de PLNG y debe determinarse mediante un Acuerdo de Valorización firmado entre Perupetro y los licenciatarios del Lote 56, el cual se firmó el 20 de octubre del 2010. Ingreso del Lote 57 Block 57 Gas Sales Agreement El Lote 57 se compromete a vender al Lote 56 todas las reservas que se encuentren en los yacimientos de Kinteroni y Sagari a fin de proveer GN a PLNG, esto de acuerdo con el Block 57 Gas Sales Agreement. Las reservas del yacimiento Kinteroni estan desarrolladas y ascienden a 0.7 TPC. El acuerdo durará hasta el 30 de junio del 2028 o finalizará en el periodo en el cual termine el Lote 56; se podrá extender por un máximo de 24 meses por periodos de restauración de fuerza mayor. El precio será el mismo que se acordó en el Block 56 GSA. La entrega de la producción inició el 27 de marzo de 2014 (con acuerdos interinos), la cual se incrementará de manera escalonada. Actualmente, el Lote 57 está suministrando 85 MMscfd, con la posibilidad de aumentar hasta 160 MMscfd de acuerdo a previo requerimiento del Lote 56, quienes determinarán si se realiza antes de la Expansión de TGP o el 30 de junio 2016; como tercera fase, el 01 de enero de 2018 se podrá incrementar de manera automática la capacidad hasta 200 MMscfd, y finalmente a elección del CPC Lote 56 podrá incrementar a 240 MMscfd luego de la expansion de TGP. Por otro lado, el flujo mínimo requerido del Lote 57 será de al menos 120 MMscfd, por lo que las entregas diarias podrán ser entre 0 MMscfd y 160 MMscfd para que el promedio mensual de entrega sea de 85 MMscfd y no impacte el ACQ. Para cualquier periodo en el cual el Lote 56 solicite incrementar la capacidad entregada por encima de los 160 MMscfd, el Lote 57 deberá tener suficientes reservas a fin de cumplir con la cantidad solicitada. El Lote 57 deberá completar el programa de Desarrollo & Perforación del yacimiento de Sagari antes de 1 de enero 2020. En caso el Lote 57 no cumpla con entregar el GN, deberá pagar una penalidad de Deliver or Pay Make-Up Gas de 115%. Adicionalmente, si el Lote 57 incumple con entregar GN porque vendió gas a terceros y/o no desarrolló el yacimiento de Sagari y por ello el Lote 56 incumple a PLNG, el Lote 56 será compensado por el Lote 57 por todas las pérdidas generadas en toda la cadena de valor, es decir, el Lote 57 asumirá todos los daños. En términos de garantías, los socios del Lote 57 deberán cumplir con tener un patrimonio neto de USD 1.3 billones multiplicada por su participación en el Contrato de Licencia del Lote 57, por lo cual deberá entregar una vez al año sus EEFF, además de tener una fianza Parent Guarantee de los socios, el cual será efectiva si el Lote 57 incumple los requerimientos crediticios establecidos en el Block 57 Gas Sales Agreement. Por otro lado, el Lote 57 deberá pagar USD 600 MM al Lote 56 por daños si es que el Contrato de Licencia del Lote 57 es resuelto por no cumplir el plan para desarrollar Sagari. Pass-Through Arbitration Agreement (PTAA) Busca resolver casos de eventual incumplimiento por parte del Lote 57 que pueda afectar al Lote 56 y finalmente afectar a PLNG. En ese sentido, el PTAA funcionaría para consolidar y resolver cualquier arbitraje que pudiera surgir debido a que el Lote 57 (por la falta de suministro debido a la venta a terceros o no cumpla con desarrollar el yacimiento de Sagari) no suministró gas y PLNG presente un reclamo por pérdidas al Lote 56. Si PLNG realiza un reclamo contra el Lote 56 por pérdidas ante la falta de entrega del Lote 57; el Lote 56 puede: Arbitrar la denuncia en virtud del Block 57 Gas Sales Agreement contra el Lote 57 y proceder a arbitrajes distintos; o Proporcionar un "Aviso de consolidación" de PLNG. En este último escenario, el Lote 56 realizaría una demanda contra el Lote 57, por lo que PLNG otorgaría una exención en cuanto a sus reclamos relacionados. Block 57 Gas Processing Agreement El CPC Lote 56 usará la capacidad existente de procesamiento en la Planta de Malvinas para separar los volúmenes de gas provenientes de los yacimientos del Lote 57. Los productores del Lote 57 deben poner a disposición gas suficiente para producir un volumen de gas seco, después de su transformación, a fin de satisfacer la cantidad diaria requerida de acuerdo con el Block 57 GSA. Se deberá procesar volúmenes de gas entregados, pero sólo en la medida necesaria para producir los volúmenes de gas seco exigidos en el Block 57 GSA. La custodia permanecerá todo el tiempo con el CPC Lote 56 y tendrá la misma vigencia 10

que el Block 57 GSA, y el riesgo de pérdida de gas será asumido por el CPC Lote 56 siempre que el gas se encuentre en la Planta de Malvinas. La tarifa mínima para los primeros 10 años será de 0.60 USD/MMBtu para luego pasar a de 0.25 USD/MMBtu. Reservas Las reservas son clasificadas por grado de certeza como probadas, probables o posibles. Se considera que las reservas probadas son económicamente producibles en el futuro de reservorios conocidos bajo las condiciones económicas y de operación existentes y se asume la continuación de las actuales prácticas reglamentarias usando métodos y equipos convencionales de producción. Dichas reservas han sido comprobadas con un alto grado de certidumbre por análisis del historial de producción de los reservorios y/o por análisis volumétrico de geología e ingeniería adecuados. Se consideran reservas probables las que son susceptibles a ser probadas, que están basadas en la evidencia razonable de hidrocarburos producibles dentro de los límites de la estructura o reservorio pero definidas en un grado menor de certidumbre debido a un control de pozo más limitado y/o la falta de pruebas de producción definitivas. Las estimaciones de las reservas han sido realizadas por DeGolyer & MacNaughton, los cuales corresponden a estimaciones de los volúmenes de producción de líquidos de gas y de gas recuperable proyectados desde el año 2015 al 2029 en caso de GN y hasta el 2034 en el caso de los LGN. YACIMIENTO GAS DEL LOTE 56 - DICIEMBRE 2014 RESERVAS YACIMIENTO DE GAS PARTICIPACIÓN HUNT OIL GN (BPC) LGN (MMBBL) GN (BPC) LGN (MMBBL) Probadas 2,123.65 131.1 535.16 33.04 Probadas y Probables 2,123.65 138.1 535.16 34.80 Fuente: D&M / Elaboración: PCR Parte de las reservas del Lote 88 estuvieron comprometidas para el proyecto de exportación de gas del Lote 56 realizado por PLNG, y es que para cumplir con las obligaciones de suministro a Peru LNG de 4.2 TPC de gas natural se tuvo que asegurar una cantidad de reservas, los cuales comprendían 2.5 TPC de las reservas del Lote 88 y que hubieran sido usadas a partir del año 2019, por lo que la oferta hacia el mercado doméstico hubiera sido menor. Es en ese sentido que, desde que se firmó la adjudicación de los Lotes 88 y 56, los distintos gobiernos de turno han estado en la búsqueda de un nuevo yacimiento con mayor capacidad que permita cubrir el desfase del Lote 56 en el proyecto de exportación del GN a su cliente PLNG, para que de esta manera el uso del total de las reservas del Lote 88 sea destinado exclusivamente al consumo nacional. Por ello, es importante mencionar que, debido a los esfuerzo de exploración de los contratistas del Lote 56, se incrementaron las reservas certificadas del lote 56, y de esta manera el volumen comprometido del lote 88 se redujo a 0.57 TPC a diciembre del 2013. Asimismo, y de acuerdo al compromiso del CPC con el Estado, el CPC firmó con el operador del Lote 57, Repsol, un acuerdo preliminar a fin de reemplazar el gas del Lote 88 comprometido al proyecto de Peru LNG y otorgar mayores niveles de reservas para la demanda externa, mercado del Lote 56. Es en ese sentido que desde fines de marzo 2014 en virtud de acuerdos preliminares el Lote 57 inicio su producción la cual es procesada en la Planta de Malvinas y luego de pagado su regalía, es vendida a los Contratistas del Lote 56 quienes mantienen el compromiso de suministrar GN a PLNG que luego es destinado a su exportación Es así que el 6 de agosto de 2014 se firmaron los acuerdos definitivos a efectos de que el Lote 57 venda 85 MMscfd (0.03 TPC al año) al Lote 56, lo cual sirve para reemplazar las reservas del Lote 88 comprometidas para la exportación. Cabe mencionar que, la producción del Lote 57 aumentará de manera automática a 160 MMscfd (0.05 TPC al año) luego de la expansión de TGP en el año 2016 (los compradores pueden optar por aumentar antes este volumen) y finalmente, aumentará a 200 MMscfd (0.07 TPC al año) el 01 de enero 2018; sin embargo, los compradores pueden aumentar hasta 240 MMscfd en cualquier momento después de la expansión de la capacidad de transporte que realice TGP. Regalías A junio 2015, las regalías recaudadas por la extracción de Líquidos de Gas Natural (LGN) ascendieron a USD 174.60MM (- 60.87% vs junio 2014), sobre los cuales el Consorcio de Productores de Camisea (Lotes 56 y 88) representaron en conjunto el 95.61% del total. De otro lado, las regalías asociadas a la actividad de Gas Natural (GN) alcanzaron los USD 123.74MM representando una disminución de USD 36.15MM (-22.61%) frente a lo registrado en el año anterior, debido en parte a la menor producción así como al menor precio dado el cambio de destino de los embarques de PLNG (principal cliente del Lote 56). Al igual que en el caso de LGN, la mayor participación provino de los lotes del CPC con el 92.15% del total de regalías. Cabe indicar que las tasas de regalías varían por lote, en promedio estos representan el 34% del valor del recurso extraído. En particular, para el proyecto de Camisea el porcentaje de regalía base es de 37.24%, el cual se aplica sobre el valor de la producción fiscalizada del GN y LGN. De acuerdo al Contrato de Licencia del Lote 88, el valor del GN fiscalizado es el resultado de multiplicar el volumen de GN, medido en MMBTU, por el precio. Para el caso de los líquidos de GN, 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 USD 6.40 por barril. Por su parte, las regalías correspondientes a la actividad petrolera alcanzaron el monto de USD 103.82MM siendo menor en 63.91% respecto del año anterior. Estas estuvieron compuestas principalmente por las regalías provenientes del lote X (Petrobras) y lote 1AB (Pluspetrol) con participaciones de 25.70% y 21.88% del total de regalías petroleras, respectivamente. El cálculo de estas regalías depende de la metodología determinada en el contrato de licencia de cada 11