pluspetrol camisea ca

Hidrocarburos / Perú
Análisis de Riesgo
Ratings
Asociados a:
FitchRatings
Tipo de Rating Rating Fecha
Instrumento Actual Anterior Cambio
Bonos
Corporativos
AAA (pe)
Perspectiva
Estable
Analistas
Johanna Izquierdo
(511) 444 5588
johanna.izquierdo@aai.com.pe
Pilar Olaechea
(511) 444 5588
pilar.olaechea@aai.com.pe
Indicadores Financieros
(Cifras en miles de US$) Dic-11 Dic-10 Dic-09
Ingresos 448,783 363,826 217,228
EBITDA 258,668 199,065 111,399
Flujo de Caja Operativo (CFO) 186,962 140,768 86,352
Deuda Financiera Total 190,394 206,923 245,000
Caja y valores 61,499 29,234 32,191
Deuda Financiera / EBITDA 0.74 1.04 2.20
Deuda Financiera Neta / EBITDA 0.50 0.89 1.91
EBITDA / Gastos Financieros
Fuente: Pluspetrol Camisea
51.91 29.93 15.61
Fundamentos
Apoyo & Asociados Internacionales (AAI) ratificó la
clasificación de AAA(pe) a la primera y segunda emisión de
bonos corporativos por un total de US$150 millones,
colocados en el último trimestre del 2006, a un plazo de 15
años.
La clasificación otorgada refleja el sólido perfil financiero de
la empresa. Su estructura de costos competitiva le permite
registrar una fuerte generación de caja, aún en escenarios de
precios bajos, y cumplir holgadamente con sus obligaciones
financieras. Asimismo, la clasificación reconoce el adecuado
nivel de reservas probadas (a diciembre del 2011) que le
garantizan las ventas de Gas Natural (GN) y Líquidos de Gas
Natural (LGN) por un plazo superior al remanente de los
bonos (10 años). Adicionalmente, se reconoce el expertise del
grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación de
hidrocarburos, y su compromiso con el país, debido a su
participación en la ejecución de otros proyectos de
hidrocarburos e infraestructura relacionada al desarrollo del
mercado del GN. La clasificación de riesgo también reconoce
la solidez de la estructura, que contempla una garantía
compuesta por un fideicomiso bancario constituido por el
100% de las ventas de los hidrocarburos extraídos del Lote 88
(Camisea) que le pertenecen a Pluspetrol Camisea según su
participación (25%), así como por las eventuales
indemnizaciones cubiertas por las pólizas de seguros.
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Financiamiento Estructurado
Bonos Corporativos de
Pluspetrol Camisea S.A.
En su evaluación, AAI incorpora los riesgos inherentes al
sector donde opera la Empresa, como la volatilidad en el
precio del crudo -que incorpora cierto grado de variabilidad a
los flujos del negocio- así como el riesgo político de ser parte
del Proyecto Camisea, asociado con la creciente demanda
interna a niveles superiores al total de las reservas probadas
certificadas y a la capacidad actual del sistema de transporte.
En cuanto al riesgo político, el Consorcio ha mostrado su
compromiso con el país con la intención de liberar las reservas
del Lote 88 comprometidos al proyecto de exportación,
conforme se certifiquen nuevas reservas, con el fin de
abastecer la demanda interna con dicho recurso. La
Clasificadora reconoce una actitud negociadora por parte del
Gobierno lo que permitirá que el Consorcio no incumpla con
sus contratos ya firmados.
Durante el 2011, la empresa se ha visto beneficiada por el
favorable entorno internacional, caracterizado por el alza
sostenida de los precios internacionales de los LGN, así como
por la fuerte y creciente demanda local de GN, lo que ha
permitido incrementar el volumen de ventas. De esta manera,
durante el último año la empresa continuó mostrando sólidos
ratios financieros. Así, alcanzó un EBITDA de US$258.7
millones (US$199.1 millones en el 2010), lo que la llevó a
reportar un ratio de deuda financiera total / EBITDA de 0.74x
y una cobertura de intereses de 51.91x (1.04x y 29.93x en el
2010, respectivamente). Ambos indicadores muestran la
holgada solvencia financiera de la compañía.
Según el plan aprobado por los sponsors para los próximos
años (2012-2014), se espera realizar inversiones en el Lote 88
por US$580 millones, que se destinarán a la ampliación de la
infraestructura actual, así como a nuevas exploraciones para
incrementar el nivel de reservas probadas dado el potencial que
tiene el yacimiento y la fuerte demanda del mercado local. Por
lo tanto, se espera un incremento en el nivel de endeudamiento
para financiar dicho plan de capex pero a niveles manejables
por la empresa. Adicionalmente, una vez que se materialicen
dichas inversiones se incrementará la generación de caja de la
empresa como consecuencia de la mayor producción de
líquidos y la mayor demanda interna de GN.
Por último, en el corto plazo el Energy Information
Administration (EIA) espera que el WTI cierre el 2012 y 2013
a un promedio de US$106 por barril. Sin embargo, los
problemas de oferta en los países no miembros de OPEC, así
como la recuperación de los países miembros de la
Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico
(OECD) y el crecimiento de la economía de los países no
miembros de la OECD, pueden afectar dichas proyecciones al
alza o a la baja.
En cuanto al largo plazo, el EIA proyecta que los precios del
crudo se incrementarán a US$125/barril, debido a la coyuntura
de una mayor demanda mundial basada en el fortalecimiento
del crecimiento económico de los países en desarrollo,
especialmente los que se encuentran en Asia y en el Medio
Oriente.
1

� Hechos Relevantes
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Por normativa de CONASEV (hoy Superintendencia
de Mercado de Valores –SMV), las empresas deben
aplicar, desde los estados financieros anuales del
2011, las Normas Internacionales de Información
Financiera (NIIF). Como consecuencia de dicha
adopción, se han realizado ajustes contables en
diversas cuentas, que no son materiales para los
estados financieros de la fecha de transición (1ero. de
enero del 2010), por lo que se han registrado en los
estados financieros al 31 de diciembre del 2011, sin
necesidad de realizar conciliación alguna.
� Perfil
Pluspetrol Camisea es una empresa de propósito
especial que participa del 25% del Contrato de
Licencia para la explotación de hidrocarburos del
Lote 88, suscrito el 9 de diciembre del 2000 entre
Perupetro y el Consorcio de Camisea por un plazo de
40 años.
El Consorcio Camisea tiene a su cargo además del
Lote 88, el Lote 56 (cuyo contrato fue suscrito en
setiembre 2004 por 40 años), los cuales en conjunto
constituyen el denominado yacimiento de Camisea.
El Grupo Pluspetrol participa en el Consorcio
Camisea a través de sus subsidiarias Pluspetrol
Camisea (25% del Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (25%
del Lote 56) y Pluspetrol Perú Corporation (con el
2.2% de cada Lote), siendo este último el operador
del yacimiento.
El Grupo Pluspetrol involucra a varias empresas
dedicadas a la exploración y explotación de
hidrocarburos, así como a la generación y
comercialización de energía eléctrica. Sus
operaciones se iniciaron en 1976 en Argentina, y
actualmente tiene operaciones en Perú, Argentina,
Brasil, Chile, Angola, Colombia, Bolivia, EEUU y
Venezuela. A pesar de la presencia del grupo en tales
países, Perú es el país más importante con el 50% de
la generación EBITDA, lo que le lleva a mantener un
alto compromiso con las operaciones que realiza en
el país.
La explotación comercial del Lote 88 se inició en
junio del 2004 y marcó el desarrollo del mercado de
GN del país. El Lote 56 inició sus operaciones en
setiembre 2008. Ambos lotes comparten los gastos
del Operador y las instalaciones en sus campamentos
de Malvinas y Pisco.
� Proyecto Camisea
Camisea es el principal proyecto energético del país,
el cual fue diseñado para ser desarrollado en tres
Financiamiento Estructurado
etapas: Explotación, Transporte y Distribución; cada
etapa es operada por distintas empresas con amplia y
reconocida experiencia en el desarrollo de proyectos
de hidrocarburos.
Consorcio de Accionistas del Proyecto Camisea
Grupo Económico
Origen
Productores
(Lote 88 y 56)
TGP Cálidda
Explotación Transporte Distribución
Hunt EE.UU. 25.2% 22.4% -
Tecgas Italia - Argentina 10.0% 23.6% -
Pluspetrol Argentina 27.2% 12.4% -
Sonatrach Argelia 10.0% 21.2% -
Suez - Tractebel Bélgica - 8.1% -
SK Corea del Sur 17.6% 11.2% -
Graña y Montero Perú - 0.6% -
Corp. Financiera de Inv. Perú 0.6%
Repsol YPF España - Argentina 10.0% - -
EEB Colombia - - 60%
Promigas Colombia - - 40%
Operador Pluspetrol Techint Copeser*
*Compañía Peruana de Servicios Energétios S.A.
Fuente: PLUSPETROL CAMISEA / TGP/ Cálidda
El flujo de las operaciones se inicia con la extracción
de los gases de los Lotes 88 y 56, los cuales ingresan
a la planta de separación primaria en Malvinas para
separar el LGN y el GN.
El GN seco es enviado a un sistema de compresión,
el cual comprime el gas destinado a la venta hacia el
gasoducto de TGP, para su posterior distribución al
mercado interno a través de Cálidda y al mercado
externo a través de Perú LNG (PLNG). El resto del
GN lo reinyecta en los pozos reinyectores.
Los líquidos se envían a través del poliducto de TGP
hacia la planta de fraccionamiento en Pisco, en la
cual se refinan para obtener el propano, butano, nafta
y MDBS. Los combustibles se pueden despachar en
camiones, desde la planta de Pisco, o en barco desde
el terminal marino.
Diagrama para la explotación de Camisea:
Exceso de
Gas seco
Reservorios
Gas Natural +
Líquidos de GN
Sistema de
Compresión
Gas
Seco
Separación Primaria
Líquidos
Sistema Transporte de
Líquidos
Usuario Final
Sistema Transporte de
Gas
City Gate: Sistema
Distribución Gas L&C
Planta de
Fraccionamiento
Propano Butano(GLP) Naftas
Diesel
A proyectos
grandes (GNL)
Actualmente, las instalaciones del Consorcio cuentan
con una capacidad de procesamiento de GN húmedo
de 1,300 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD)
y de LGN de 85,000 barriles por día (bbl/d).
Adicionalmente cuenta con tres tanques de
almacenamiento para propano (30,000 m 3 ), tres
tanques para butano (15,000 m 3 ), dos tanques para
nafta (70,000 m 3 ), dos tanques para MDBS (12,250
m 3 ), dos tanques a presión para LGN (4,000 m 3 ) y
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Generación
Eléctrica y Otros
Usuarios

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dos tanques para condensados (2,100 m 3 ) los cuales
en promedio cubren 20 días de producción.
En cuanto a los pozos productores, el Lote 88 cuenta
con 20 pozos: 5 en San Martin y 8 en Cashiriari.
Adicionalmente, Cashiriari cuenta con 2 pozos de
inyección de cortes de perforación y 2 pozos
reinyectores; mientras San Martín cuenta con 3 pozos
reinyectores. Por su parte, el Lote 56 cuenta con 7
pozos productores en Pagoreni (que pueden
convertirse en reinyectores en caso sea necesario).
� Operaciones
El operador del Lote 88 realiza sus funciones de
acuerdo con lo establecido en el Acuerdo de
Operación Conjunta o JOA, por sus siglas en inglés,
firmado entre los miembros del Consorcio Camisea,
en donde se establecen aspectos como los términos
para la operación y los procedimientos de toma de
decisiones, entre otros.
Además, PPC se encarga de remitir mensualmente
los requerimientos de fondos (cash calls) para cubrir
las inversiones programadas y los gastos operativos,
previamente aprobados por el Comité de
Operaciones, a cada uno de los miembros del
Consorcio.
Por la extracción de los hidrocarburos del Lote 88, el
Consorcio paga regalías al Estado equivalentes al
37.24% del valor asignado a la producción de GN y
LGN. Para determinar el valor de la producción de
GN, se toma en cuenta el precio pactado en el
contrato de concesión los cuales se actualizan
anualmente por marcadores PPI (Producer Price
Indexes); mientras que para el cálculo del valor de la
producción de LGN, se toma el precio de una canasta
de hidrocarburos líquidos de referencia, descontando
un monto fijo de US$6.40 por barril.
El Lote 88 es el segundo lote de mayor producción de
GN del país, con el 41.7% de la producción
fiscalizada del 2011, participación inferior al 53.1%
alcanzado en el 2010, debido a la entrada en
operación de PLNG en junio del 2010, el cual es
abastecido en su totalidad por el Lote 56. Así,
durante el 2011 la producción fiscalizada del país se
incrementó en 56.9% a 401,169 MMPC, mientras
que la del Lote 88 se incrementó en 23.2% a 167,131
MMPC, ambos respecto al 2010.
Pluspetrol Lote
56,
53.6%
Financiamiento Estructurado
Producción Fiscalizada de Gas
Natural - 2011
Petrotech,
1.0%
Fuente: MINEM
Pluspetrol Camisea – Mayo 2012 www.aai.com.pe 3
Otros,
2.0%
Aguaytía,
1.6%
Pluspetrol
Camisea (Lote
88),
41.7%
La mayor producción del lote respecto al 2010 se
explica por el año completo de extracción de GN del
campo Cashiriari (que inició sus operaciones en
setiembre 2010), que responde a la mayor demanda
del mercado local, originada principalmente por los
mayores requerimientos del sector eléctrico (en el
2011, el uso de gas natural para el sector eléctrico se
incrementó en 24.1% respecto al 2010).
Producción Fiscalizada de Hidrocarburos
Líquidos - 2011
Petrobras,
8.8%
Pluspetrol Lote
56,
22.9%
Fuente: MINEM
Aguaytía,
1.6%
Otros,
11.6%
Petrotech,
7.9%
Pluspetrol
(crudo),
18.1%
Pluspetrol
Camisea (Lote
88),
29.1%
Por su parte, la producción de LGN del Lote 88 entre
enero y diciembre 2011 ascendió a 16.2 MMbbl,
6.04% inferior a la producción del 2010, debido a la
prioridad de producción del lote 56 para cumplir con
el contrato que mantiene con PLNG. A pesar de
dicha reducción, el Lote 88 se mantiene como el
mayor productor de LGN, ya que explica el 53.5%
del total de la producción nacional, participación que
se reduce a 29.1% si se toma en cuenta toda la
producción de hidrocarburos líquidos a nivel
nacional.
Producción Lote 88 al 100%
2011 2010 2009
GN producido (BPC) 263.9 276.5 201.8
GN venta y consumo propio (BPC) 167.1 132.7 100.1
% GN reinyectado 16.9% 39.8% 39.3%
LGN (MBbls) 16,251 17,293 13,351
Nafta (MBbls) 6,431 6,734 5,274
Diesel / MDBS (MBbls) 2,073 2,343 1,767
Propano (MBbls) 5,156 5,448 4,257
Butano (MBbls) 2,669 2,884 2,157
Fuente: Operador Pluspetrol Perú Corporation

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La Nafta es el principal producto derivado del LGN
la cual se exporta en su totalidad, seguido por GLP
(propano y butano) y destilados medios (MDBS), los
cuales se destinan principalmente al mercado interno.
Es importante resaltar que en marzo del 2011, el
Minem publicó la Resolución Ministerial Nº139-
2012, mediante la cual se prohíbe el uso y la
comercialización de diesel B5 con un contenido de
azufre mayor a los 50ppm, en Lima, Arequipa,
Cusco, Puno, Madre de Dios y el Callao, en un plazo
máximo de 120 días. Sin embargo, dicha Resolución
no afecta a la empresa ya que produce diesel con una
menor cantidad de azufre que la especificada.
Cabe señalar que la mayor producción de líquidos del
yacimiento Camisea ha permitido que el país vuelva
a ser autosuficiente en el abastecimiento de gas
licuado de petróleo (GLP) y ha permitido mejorar la
balanza comercial de hidrocarburos, a partir de la
mayor sustitución de importaciones por
exportaciones.
Producción y Demanda de Hidrocarburos Líquidos
MBLS
Producción
2010 2011
Demanda
2010 2011
GLP * 17,119 16,730 13,070 14,582
Gasolinas 10,489 9,537 8,620 6,461
Gasohol 117
906 1,689 4,968
Kerosene 88
64 114 0
Turbo 5,295 5,199 4,843 5,270
Diesel * 34,222 34,848 30,045 33,916
Petróleo Industrial 10,139 9,207 4,255 3,902
Otros** 18,370 17,434 2,634 3,067
Total
Fuente: Minem
95,838 93,926 65,270 72,166
* Incluye lo proveniente de los LGN
** Incluye Gasolina Natural
Venta de GN
En el 2011, el volumen de GN vendido se incrementó
en 22.8% respecto al 2010, debido principalmente a
la mayor demanda por las empresas generadoras
(65.1% del volumen vendido), seguido por la mayor
demanda de los clientes industriales (20.6% del
volumen vendido) y finalmente, por la mayor
demanda de los clientes atendidos a través de Cálidda
(14.3% del volumen vendido). Lo anterior llevó a que
los ingresos por la venta de GN se incrementaran en
29.7% respecto al 2010.
MMUS$
Generadoras 170.9
Industriales 63.1
Cálidda 67.0
PLNG -
Venta de GN - Lote 88 al 100%
MMBTU
(miles)
115,018
36,378
25,337
Total 300.9 176,734
2011 2010
Fuente: Operador Pluspetrol Perú Corporation
-
MMUS$ MMBTU
(miles)
134.3 95,168
45.8 27,995
51.1 20,477
0.83 301
232.1 143,941
El Consorcio cuenta con contratos Take or Pay (ToP)
con las generadoras y los industriales (denominados
Financiamiento Estructurado
clientes libres con consumos mayores de 30,000 m 3
/d), mientras que con la distribuidora Cálidda,
encargada de comercializar el gas a clientes
residenciales y estaciones de servicio, si bien
mantiene un contrato de largo plazo, sólo paga lo
consumido sin aplicación de un ToP. El Consorcio
también tiene un contrato ToP con PLNG, proyecto
de licuefacción y exportación de GN.
Es importante mencionar que en el 2011, la compañía
implementó la modalidad de firmar contratos de
suministro interrumpible, con el fin de poner a
disposición del mercado interno los volúmenes
excedentes de gas de corto plazo (diferencia entre los
consumos reales y los contratados en firme).
Por su parte, los precios del GN para los clientes
locales fueron establecidos en el contrato de licencia,
fijándose precios máximos de US$1.0 y 1.8 por
MMBtu para los generadores eléctricos y los
industriales, respectivamente. Ambos precios se
actualizan anualmente por marcadores PPI (Producer
Price Indexes), según la modificación de setiembre
2006 del contrato de licencia (anteriormente el ajuste
de precios estaba en función de una canasta de fuel
oils).
A las distribuidoras se le ofrecen precios especiales
para clientes residenciales y de GNV los cuales son
fijos hasta el 2012. Adicionalmente, existe un
convenio de precios para dos gasoductos regionales,
habiéndose firmado el convenio con el gasoducto de
Ica (Contugas) actualmente en etapa de desarrollo.
El gas natural se vende en boca de pozo, por lo que
los clientes deben contar con contrato de transporte.
De esta forma, el precio final del GN tiene tres
componentes directamente relacionadas con cada una
de las etapas del Proyecto Camisea.
Es importante señalar que en el 2011, el precio
actualizado en boca en pozo ascendió a 1.49
US$/MMBtu para los generadores y 2.13
US$/MMBtu para los demás usuarios, en promedio.
El bajo precio del GN ha impulsado la instalación de
centrales térmicas. Así, al cierre del 2011, el GN de
Camisea abastece el 70.6% de la potencia efectiva
térmica del país (2,355 MW), lo que equivale al
36.5% de la potencia efectiva del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN).
Asimismo, si bien la demanda de las generadoras
eléctricas muestra una marcada estacionalidad acorde
con la hidrología del país, con picos durante la época
de estiaje (mayo – noviembre), este riesgo es
mitigado por la calidad de los contratos ToP de largo
plazo y el incentivo que tienen las generadoras a
mantener dichos contratos para asegurar su
Pluspetrol Camisea – Mayo 2012 www.aai.com.pe 4

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remuneración por potencia, de acuerdo con la nueva
regulación.
El bajo precio del GN en el mercado interno durante
el 2011 (US$/MMBtu de 1.70 en promedio vs. un
Henry Hub de 3.99 US$/MMBtu en el mercado spot),
incide en que las ventas de GN expliquen sólo el
16.9% del total de las ventas del Lote 88 pero se
espera que este porcentaje se incremente, producto de
la creciente demanda interna. El 83.1% restante
corresponde a la venta de líquidos derivados del GN.
Gas Natural 300.9
GLP 548.1
MDBS 255.1
Nafta -
Total 1,104.2
Venta de Hidrocarburos - Lote 88 al 100%
(en MMUS$)
Local Exterior Total Local Exterior Total
-
14.3
-
657.3
671.7
300.9
562.5
255.1
657.3
1,775.9
Fuente: Operador Pluspetrol Perú Corporation
2011 2010
232.1
467.2
205.9
-
905.1
-
13.1
-
523.5
536.6
232.1
480.3
205.9
523.5
1,441.8
Adicionalmente, el bajo precio del GN frente a otros
combustibles alternativos (petróleo, diesel), ha
impulsado su demanda y generado grandes beneficios
para el país debido a la reducción del costo de
energía y con ello la mejora en la competitividad de
las industrias peruanas. Asimismo, debido a los
beneficios del GN, el mercado residencial muestra un
crecimiento importante, aunque aún es incipiente. Al
cierre del 2011, el número de usuarios residenciales y
comerciales se incrementó a 55,133 mientras que los
usuarios industriales se incrementaron a 395 (28,946
y 361 al cierre del 2010, respectivamente). Por su
parte, las estaciones de servicio (gasocentros de
NGV) en operación se incrementaron a 178 (139 al
cierre del 2010), mientras que existen 297 de
establecimientos de venta de GNV con Informes
Técnicos Favorables. Por otro lado, el mercado de
gas natural comprimido (GNC) ha tenido un
importante desarrollo y actualmente cuenta con 64
semirremolques autorizados de distintas empresas.
Se espera que la demanda de GN siga
incrementándose en los siguientes años, producto de
la mayor demanda de las empresas generadoras de
electricidad, el desarrollo del mercado residencial y
comercial y el mayor consumo de gas natural
vehicular y gas natural comprimido.
Asimismo, se espera que la demanda por GN se
incremente debido al desarrollo de la industria
petroquímica, que aún se encuentra en su etapa
inicial. Actualmente existen tres proyectos
petroquímicos en cartera: i) CF Industries, una planta
de fertilizantes ubicada en San Juan de Marcona;
ii) Nitratos del Perú, una planta para la fabricación de
amoníaco, ácido nítrico y nitrato de amonio; y,
Financiamiento Estructurado
iii) Braskem, un complejo petroquímico en Ilo, para
la producción de polietilenos y fertilizantes.
Es importante mencionar que los dos primeros
proyectos demandarán en conjunto cerca de 170
MMPCD.
Venta de LGN
En el 2011, las ventas de LGN se incrementaron en
21.9% en términos monetarios, alcanzando la suma
de US$1,474.9 millones, debido a los mejores precios
internacionales, ya que los volúmenes extraídos
fueron menores a los del 2010. Únicamente en el
caso del GLP, el precio se mantuvo bastante estable
ya que el Gobierno apenas lo actualizó dos veces a
través del FEPC.
Al igual que en el caso del GN, el Lote 88 mantiene
diversos contratos de venta para los LGN producidos:
GLP (Propano y Butano), destilados medios
(MDSBS), dirigidos a clientes en el mercado local y
externo.
Para el transporte de los LGN desde Malvinas a la
planta de fraccionamiento en Pisco, el Consorcio ha
firmado el Acuerdo de Transporte de Líquidos de
Gas Natural o “Ship or Pay” con TGP. Según la
modificación de este contrato, firmada en junio del
2009, la cantidad contratada se incrementará de 80
mil bbls/d en el 2010 (50 mil bbls/d hasta marzo
2009 y 70 mil bbls/d en el 2009) a 85 mil bbls/d en el
2011 y 110 mil bbls/d para el 2012-2020, fecha a
partir de la cual se reducirá de forma gradual hasta
los 70 mil bbls/d en el 2029. Cabe señalar que en la
renegociación del LTA (primera adenda), la tarifa se
incrementó a 4.0 USS$/bbl los primeros tres años y a
3.51 USS$/bbl, en adelante, más la inflación.
Las ventas de LGN del Lote 88 se realizan de manera
conjunta entre los miembros del Consorcio, a través
del operador Pluspetrol. Las ventas locales se hacen
al contado o al crédito, en caso los compradores
cuenten con contratos de venta de largo plazo.
Dichos contratos de venta de combustible se pactan a
plazos de hasta tres años, y en algunos casos se exige
la presentación de cartas fianza. Entre los principales
clientes con contratos se encuentran las empresas
Petroperú, Repsol YPF, Zeta Gas, Llama gas, entre
otras.
Los precios a los que se comercializan los productos
localmente están influenciados por los Precios de
Paridad de Importación (PPI), excepto el GLP que se
vende en función al precio de paridad de exportación,
y los precios de la refinería del Estado peruano
(Petroperú), la cual tiene el 45.5% de la capacidad
nacional de refinación.
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Asimismo, desde setiembre 2004 viene funcionando
el Fondo de Estabilización de Precios de los
combustibles, creado por el Gobierno para evitar
trasladar al mercado interno el total de las
fluctuaciones del precio internacional de los
combustibles derivados del petróleo. Esto permite
que los precios en el mercado interno se mantengan
relativamente estables, pero en escenarios de subidas
de precios, genera cuentas por cobrar al Estado.
Es importante mencionar que a través de la
publicación de los DU Nº057-2011 y 060-2011, el
Estado eliminó diversos productos del FEPC: las
gasolinas y gasoholes de alto octanaje (95, 97 y 98),
los residuales y los combustibles destinados a las
actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos y recursos minerales, el procesamiento
de recursos hidrobiológicos y la fabricación de
cemento, mientras que se ha incluido los petróleos
industriales para generación eléctrica en sistemas
aislados.
En el caso del GLP comercializado a granel para
consumidores directos y uso vehicular, se ha iniciado
la actualización de la banda con una variación del 5%
respecto a la banda vigente, a partir de abril 2012.
Por otro lado, a partir de la actualización de agosto
2012, el diesel B5 que se incluirá en el FEPC será el
destinado al uso vehicular y a las actividades de
generación eléctrica en sistemas aislados.
Es de esperarse que dicha norma tenga un impacto
positivo en el capital de trabajo de la empresa dado
que se reducirían las cuentas por cobrar al FEPC,
debido a que el alza de los precios de dichos
combustibles se trasladaría directamente al mercado.
Por su parte, las exportaciones se realizan a través de
cartas de crédito según la calificación crediticia del
cliente otorgada internamente. Entre sus principales
clientes se tiene a Glencore, Astra Oil y Trafigura.
Los precios son negociados con cada cliente de
acuerdo con la oferta y demanda internacional, así
como a la calidad del producto.
Dada la naturaleza de commodities de los LGN,
existe cierta correlación entre sus precios y la
cotización del crudo, lo cual se puede apreciar en el
siguiente gráfico:
Financiamiento Estructurado
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
WTI 41.44 56.49 66.02 72.32 99.57 61.65 79.40 94.87
Brent 38.23 54.42 65.15 72.47 96.85 61.49 79.51 111.26
Propano (MB) 30.99 38.26 42.37 50.75 59.39 35.47 48.95 61.23
Butano (MB) 36.74 45.87 50.57 59.74 71.20 45.30 62.91 77.56
MDBS 45.62 68.22 76.01 84.42 118.27 68.16 88.44 121.81
Nafta 41.81 52.93 60.32 70.43 87.75 54.87 77.03 98.19
Pluspetrol Camisea – Mayo 2012 www.aai.com.pe 6
US$ por barril
120
100
80
60
40
20
Evolución de Precios de Combustibles Líquidos
(promedios)
Fuente: Platts Oil Gramm / EIA
La cotización del WTI durante el 2011 fue en
promedio US$94.9 por barril, 19.5% superior a la
cotización promedio del 2010, debido principalmente
a una mayor demanda y un lento crecimiento de la
oferta por parte de los países fuera de la OPEC. Así,
el WTI cerró el año a US$98.6 por barril.
El EIA estima que el WTI tendrá una cotización
promedio de US$106 por barril durante el 2012 y
2013. En el caso del 2012, el WTI será menor que los
demás precios internacionales de los crudos debido a
las restricciones de transporte del producto desde la
región central de Estados Unidos. En el primer
trimestre del 2012, la cotización ha sido en promedio
US$102.9 por barril. Por el contrario, la agencia
establece que durante el 2013 los precios se
mantendrán relativamente estables.
No obstante, los precios pueden variar al alza o a la
baja según la resolución de los problemas de oferta
que existen en los países no miembros de OPEC y
según la recuperación de los países miembros de la
OECD y el crecimiento de la economía de los países
no miembros de la OECD.
En el más largo plazo, el EIA estima que el precio del
crudo en Estados Unidos llegará a los US$125 por
barril, como consecuencia de la mayor demanda
mundial (y el fortalecimiento del crecimiento
económico) que se concentrará en países en
desarrollo en el Medio Oriente y Asia,
específicamente en los países no miembros de la
OECD.
El riesgo de demanda de la venta de LGN se
encuentra mitigado por la naturaleza de commodities
de dichos productos, la creciente demanda del
mercado para este tipo de combustibles y la calidad
crediticia de los principales clientes con los que viene
trabajando la Compañía. Sin embargo, la volatilidad
de precios de los LGN es un riesgo intrínseco del
sector donde opera la compañía, por lo que su calidad
crediticia dependerá del manejo eficiente de su
estructura de costos y la carga financiera que tenga
pensado manejar la Compañía.

� Reservas
10 10 km
km
MIPAYA
LOTE LOTE 56 56
Rio Rio Urubamba Urubamba
Las Malvinas
PAGORENI
Asociados a:
FitchRatings
El yacimiento Camisea (Lote 88 y Lote 56) posee la
mayor reserva gasífera del país (84.5% del total de
las reservas probadas al cierre del 2011). Asimismo,
el yacimiento tiene un alto componente de
condensado (LGN) cerca de 22.8%, lo que ha
permitido elevar la rentabilidad del proyecto a sus
accionistas ya que comercialmente los LGN
representan cerca del 71.8% del valor del yacimiento
y el 71.4% de los ingresos de los productores en el
2011 (85.0% en el 2010).
UBICACIÓN LOTES
88 y 56
PROVINCIA DE LA
CONVENCION –
DPTO. DEL CUSCO
SAN MARTIN
CASHIRIARI
LOTE 88
Rio Rio Camisea Camisea
Rio Rio Cashiriari Cashiriari
La auditoría de reservas de los yacimientos de
Camisea son realizadas por Netherland, Sewell &
Associates, Inc (NSAI) por encargo del Operador.
Al 31 de diciembre del 2011, las reservas probadas
de GN del Lote 88 ascendieron a 8.04 trillones de
pies cúbicos (TPC), mientras que las reservas
probadas de líquidos asociados alcanzaron la suma de
416 millones de barriles (MMBBL).
Se espera que las reservas se incrementen producto
de las fuertes inversiones que vienen realizando los
Sponsors en los campos. De acuerdo con algunos
especialistas en la materia, las reservas (incluyendo
probables y posibles) del yacimiento Camisea
alcanzarían los 13.3 TFC, por lo que conforme se
realice nuevas inversiones tanto en el campo como en
la infraestructura se adicionarán nuevas reservas
probadas a las actualmente reportadas.
Reservas de Hidrocarburos 1/
Gas LGN Gas LGN
(TPC) (MMBbl) (TPC) (MMBbl)
Total reservas probadas 8.04 415.80 2.30 152.50
Probables 1.89 119.30 1.28 92.80
Posibles 0.67 56.70 0.62 43.20
Fuente: Netherlands, Sewell & Associates
1/ Elaborado al 31 de diciembre de 2011
Lote 88 Lote 56
Del total de las reservas de GN del yacimiento
Camisea, 4.2 TPC (100% del Lote 56 y hasta 2.5
TPC del Lote 88) están comprometidas a Perú LNG,
a razón de 620 MMPCD por 18 años.
Financiamiento Estructurado
Debido al crecimiento explosivo de la demanda
interna de GN y la difícil firma de nuevos contratos
se generaron presiones políticas para que la totalidad
de las reservas del Lote 88 sean destinadas a
abastecer la demanda interna.
Por lo anterior, el Consorcio Camisea ha manifestado
su compromiso de ir liberando las reservas del lote
88 destinadas al proyecto de PLNG, conforme se
vayan incorporando nuevas reservas, producto de las
inversiones en exploraciones que se vienen
realizando, ante las expectativas de un mayor
potencial de reservas existentes en los lotes. De esta
forma, el 100% de las reservas del lote 88 se
destinarán a abastecer la creciente demanda del
mercado local.
Lo anterior refleja una actitud negociadora por parte
del Gobierno, lo que permitirá que el Consorcio de
Productores no incumpla con sus contratos ya
firmados.
Es importante mencionar que en febrero 2012, según
la metodología estipulada en el contrato con PLNG,
el Consorcio de Productores ha liberado 0.908 TPC
del lote 88 dado que se han incrementado las reservas
del lote 56, por lo que el total comprometido de GN
del lote 88 se reduce a 1.592 TPC.
Plan de Inversiones 2012-2014
Actualmente el Consorcio se encuentra ejecutando la
segunda ampliación de la capacidad de
procesamiento de las plantas de Malvinas y Pisco,
referidas al Lote 88, como consecuencia del
crecimiento explosivo de la demanda interna de GN
(al cierre del 2011 el avance es del 84% y se espera
culmine en julio 2012). El monto de dicha inversión
asciende a US$536 millones a ejecutarse en un lapso
de cuatro años (2009 - 2012).
El proyecto consiste en la ampliación de la capacidad
de procesamiento para poder atender la mayor
demanda interna de GN que provendrá de los pozos
de los yacimientos Cashiriari del Lote 88 y Kinteroni
del Lote 57 (de propiedad de Repsol YPF y
actualmente en desarrollo). Así, al finalizar las
inversiones, la capacidad instalada de procesamiento
de gas húmedo se incrementará a 1,820 MMPCD
(equivalente a 1,580 MMPCD de capacidad de
delivery de gas seco), mientras que la capacidad de
producción de LGN se incrementará a 120,000 bbl/d.
Adicionalmente, el Consorcio cuenta con un plan de
inversiones en exploración en los Lotes 56 y 88 por
US$535 millones entre los años 2012 y 2014, con la
finalidad de obtener nuevos pozos exploratorios y así
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Asociados a:
FitchRatings
incrementar el nivel de reservas probadas y las
instalaciones de la planta.
En el caso del Lote 56, el plan de exploraciones
culminó con la perforación de dos pozos en el campo
Mipaya y dos en el campo Pagoreni Oeste. En el
primer caso, ambos pozos productivos iniciarán sus
operaciones en noviembre de 2012, junto con el
ducto de recolección Mipaya - Pagoreni A y las
facilidades de construcción en un cluster. En el
segundo caso, solo un pozo es productivo e iniciará
sus operaciones en el 2013.
En el caso del Lote 88, las exploraciones incluyen la
perforación de tres pozos en los campos San Martín
Este, Kensori y Maniti. Por su parte, en el 2013 se
iniciarán trabajos de sísmica en dos zonas
adicionales, que permitirán realizar trabajos de
perforación más adelante.
Adicionalmente, el Lote 56 se encuentra realizando
inversiones correspondientes a trabajos de
compresión, por un total de US$279 millones entre el
2012 y el 2015.
De esta forma, el total de desembolsos de inversión
del Lote 88, según estimados del Operador,
ascienden a US$275, 222 y 83 millones para el 2012,
2013 y 2014, respectivamente, correspondiéndole a
Pluspetrol Camisea aportar el 25%.
Suministro GN - Camisea (MMPCD) 2010 2012 2014
Capacidad Procesamiento de GN 1/ 1,300 1,820 1,820
Capacidad de entrega a TGP 1,150 1,580 1,580
GN a Peru LNG -620 -620 -620
GN Mcdo Local 530 960 960
Transporte GN - TGP (MMPCD) 2010 2014 2015
Capacidad transporte Mcdo Local 530 850 920
Transporte Contratado en firme a Dic 11 -530 -646 -812
Capacidad Transporte x colocar Mcdo Local 0 204 108
1/ Incluye 160MMPCD de GN húmedo del Lote 57
Fuente: Pluspetrol, TGP
Cabe destacar que la apuesta de los sponsor de
Camisea por desarrollar el mercado GN se deriva del
hecho en que confían que las reservas recuperables
serán suficientes para atender la demanda de los
próximos años.
Actualmente, el nivel de reservas recuperables es de
14.5 TPC (incluyendo 1.17 TPC del Lote 57).
Considerando los 4.2 TPC comprometidos para el
proyecto de exportación, existen para el mercado
local 8.10 TPC de gas seco, lo cual permitiría
satisfacer la demanda de GN por más de 20 años, con
un consumo local promedio de 920 MMPCD y de
1,540 MMPCD si se incluye la demanda de PLNG.
Fuente: MINEM,
NSAI y GCA
Financiamiento Estructurado
Demanda, Volumen Recuperable y Reservas
Probadas
Pluspetrol Camisea – Mayo 2012 www.aai.com.pe 8
14.5
1.17
2.70
10.60
Volumen
Recuperable
Dda.
Interna
10.2
4.20
6.30
Demanda (2011-
2030)
Exportaci
ón
Lote 88 Lote 56 Lote 57
11.1
0.78
2.0
8.04
Reserva Probada
(2011)
El Gobierno tiene el objetivo y la misión de gasificar
el país, específicamente en una situación de
dependencia de un único gasoducto de transporte de
GN (el gasoducto de TGP, que ampliará su capacidad
hasta 920 MMPCD en el 2015), en una situación de
fuerte crecimiento en el sector eléctrico y la
necesidad de producir más energía a un menor costo.
Para esto, el Gobierno requiere promocionar
inversiones para ampliar las reservas y la
construcción de nuevos gasoductos regionales que no
tengan como destino final únicamente Lima.
La Clasificadora considera que un mayor precio del
GN incentivaría la utilización eficiente de este
recurso así como un mayor número de exploraciones
que garanticen el retorno de los mismos y de los
posteriores gastos de explotación, evitando de esta
forma que se repita en el futuro restricciones de
suministro de GN como se experimentó en el 2008 y
que a la larga generan presiones políticas para alterar
los contratos de inversión.
� Desempeño financiero
El entorno internacional favorable, caracterizado por
el incremento sostenido de los precios de los LGN,
así como por las mayores ventas de GN, producto de
la mayor demanda local, llevaron a que en el 2011 la
empresa incrementara su generación de caja y
continuara mostrando sólidos ratios financieros.
Así, los ingresos se incrementaron en 23.4%
alcanzando la suma de US$448.8 millones, mientras
que el EBITDA se incrementó en 29.9% a US$258.7
millones. Es importante mencionar que éstos
incluyen los ingresos por servicios de compresión
brindados a TGP, al ser parte del giro del negocio de
la compañía, los cuales ascendieron a US$4.8
millones (US$3.4 millones en el 2010).
Como resultado de lo anterior, los niveles de
cobertura de la empresa han mejorado notablemente,

Asociados a:
FitchRatings
para el 2011. Esto se ve reflejado en los ratios
EBITDA / GF y EBITDA / SD, que fueron de
51.91x y 5.39x (29.93x y 4.38x en el 2010).
Es importante mencionar que al cierre del 2011, la
empresa mantenía una cuenta por cobrar al Fondo de
Estabilización de Precios de Combustibles (FEPC)
por US$15.4 millones. No obstante, los primeros días
de enero del 2012 el Estado amortizó la totalidad de
dicha deuda.
Durante el 2011, Pluspetrol Camisea generó una
utilidad neta de US$163.3 millones, 28.0% superior a
la del 2010, llevando a que el ROE se incremente
ligeramente de 90.0 a 90.8%, debido al crecimiento
del patrimonio promedio en 26.9%, dados los
mayores resultados acumulados y los menores
dividendos repartidos.
En Junta de Accionistas en marzo del 2012, se
aprobó que la utilidad neta se aplique según lo
siguiente: i) US$40.1 millones a dividendos a ser
repartidos durante el 2012; y, ii) US$123.1 millones a
resultados acumulados.
En términos de generación de caja, el flujo de caja
operativo generado en 2011 fue de US$187.0
millones (US$140.8 millones en el 2010), que junto
con el préstamo subordinado por US$20 millones de
su vinculada Pluspetrol Lote 56, cubrieron las
necesidades de inversión y el pago de dividendos por
US$57.5 y US$77.3 millones, respectivamente, así
como la salida neta de dinero por el pago de deudas
con terceros, entre otros, por US$39.7 millones. Así,
la empresa incrementó su nivel de caja en US$32.3
millones, por lo que ascendió a US$61.5 millones,
que equivale a 1.43 veces la parte corriente de la
deuda senior.
Cabe mencionar que la compañía mantiene una
contingencia relacionada con el impuesto a la renta
de Pluspetrol Perú Corporation (PPC) debido a
omisiones en el pago anual del Impuesto a la Renta
por los ejercicios 2000-2005, así como por pagos a
cuenta del Impuesto a la Renta, entre otros, por un
total de US$19 millones. El procedimiento
contencioso contra la acotación del impuesto a la
renta del 2003 ha sido resuelto favorablemente (para
la compañía) por el Tribunal Fiscal, y su
pronunciamiento será materia de discusión en el
Poder Judicial.
La compañía ha interpuesto recursos de
impugnación ya que considera que no existe causa
material para dicho reclamo, por lo que no ha
registrado pasivo alguno. No obstante, en un
escenario desfavorable, dicha contingencia no
Financiamiento Estructurado
afectaría materialmente la solvencia financiera de la
empresa.
Endeudamiento y Liquidez
A diciembre del 2011, la deuda financiera senior se
redujo en 17.8% alcanzando la suma de US$170.1
millones, debido a que se amortizó parte del
préstamo sindicado y parte de los bonos corporativos
(la 2da. emisión venció en octubre del 2011). No
obstante, se recibió un préstamo subordinado de corto
plazo de la vinculada Pluspetrol Lote 56, por US$20
millones, para cubrir sus necesidades de capital de
trabajo, el cual se canceló en enero del 2012.
Nuevamente, en abril 2012, Pluspetrol Lote 56 ha
otorgado a Pluspetrol Camisea un préstamo hasta por
US$20.0 millones por un plazo de seis meses. Esta
deuda constituye deuda subordinada.
La estrategia de la empresa de auto financiar parte
importante de las inversiones y maximizar el pago de
dividendos a sus accionistas, conlleva a mantener
ratios de liquidez corriente ajustados, reportando un
nivel de 1.01x al cierre del 2011.
No obstante, la compañía muestra una fuerte
capacidad de repagar su deuda, según lo muestra el
ratio de (EBITDA + Caja) / SD, que fue de 6.67x en
el 2011 (5.02x en el 2010).
Adicionalmente, AAI reconoce la flexibilidad
financiera con la que cuenta la empresa, ya que
además de lo anterior, cuenta con una línea de crédito
con bancos por US$115 millones, para cualquier
necesidad de corto plazo.
Del total de la deuda senior, la emisión de bonos
corporativos explica el 71.7% con vencimientos en el
2021 y el 26.9% corresponde a un préstamo
sindicado con vencimiento en junio 2013 (la
diferencia corresponde a instrumentos derivados).
Por su parte, la deuda subordinada con su vinculada
representa el 10.7% de la deuda total. La totalidad de
la deuda se encuentra pactada en dólares lo cual es
consistente con la generación de Pluspetrol Camisea.
La reducción neta de la deuda total y la mayor
generación incidieron en una caída del nivel de
endeudamiento medido por Deuda Financiera /
EBITDA de 1.04x a 0.74x en el 2011, lo que refleja
una holgada solvencia financiera.
Finalmente, el ratio de capitalización mostró una
mejora de a 60.1 a 46.2%, debido al incremento del
patrimonio neto de la compañía, producto de los
mayores resultados del periodo y los menores
dividendos repartidos, como ya se mencionó
anteriormente.
Pluspetrol Camisea – Mayo 2012 www.aai.com.pe 9

Asociados a:
FitchRatings
Adicionalmente, la deuda financiera senior de largo
plazo tiene una tasa promedio ponderada de 3.80% y
un plazo promedio ponderado de 4.36 años, muy
inferior al plazo de vida de los pozos (más de 20
años), según su plan de producción.
A pesar del bajo duration de su deuda financiera y el
agresivo plan de capex, la empresa muestra holgados
ratios de cobertura incluso en un escenario de precios
bajos (WTI de US$50 por barril en el largo plazo)
como consecuencia de la estructura competitiva de
costos que mantiene.
Proyecciones 2012-2021
BASE 2012 2013 2014 2015 2016-2021
WTI (US$/Bbl) 91.35 77.50 75.00 65.00 65.00
Precio GN (US$/MMBtu) 1.73 1.77 1.80 1.84 1.97
FCL/SD (x) 2.23 5.69 12.71 10.91 13.62
DF/EBITDA (x) 0.53 0.31 0.30 0.29 0.11
LLCR 8.84 11.50 13.54 13.88 14.28
Tail reservas GN 1/ 29.02 21.98 20.98 20.34 12.95
Tail reservas LGN 2/
CONSERVADOR
23.45 17.12 17.60 16.92 13.10
WTI (US$/Bbl) 74.47 60.00 55.00 50.00 50.00
Precio GN (US$/MMBtu) 1.72 1.73 1.75 1.77 1.83
FCL/SD (x) 1.61 4.39 9.86 9.04 11.21
DF/EBITDA (x) 0.64 0.38 0.38 0.35 0.13
LLCR 7.13 9.34 11.08 11.44 11.73
1/ Reservas netas GN/producción anual
2/ Reservas netas LGN/producción anual
Fuente: Pluspetrol Perú Corporation y Apoyo & Asociados
� Características de los Instrumentos
Primer programa de bonos corporativos
Pluspetrol Camisea decidió reestructurar sus pasivos
a través de la emisión de bonos corporativos. Dichos
fondos permitieron reemplazar la deuda que mantenía
con sus afiliadas que le financiaron parcialmente su
parte correspondiente al desarrollo del Lote 88 (cuyo
costo total ascendió a US$850 millones) y, a su vez,
recomponer su estructura de capital. Dichos bonos se
colocaron en dos emisiones (la segunda venció en
octubre 2011), por un total de US$150 millones, con
las siguientes características:
Emisión Fecha
Bonos Corporativos - Diciembre 2011
Monto
Colocado Saldo Plazo Amortización Tasa de interés
Primera - A 24/10/2006 US$ 100 MM US$ 97.5 MM 15 años
Primera - B 07/11/2006 US$ 25 MM US$ 24.4 MM 15 años
Fuente: Operador Pluspetrol Perú Corporation
Fideicomiso de Flujos
41 cuotas trimestrales,
con 5 años de gracia.
41 cuotas trimestrales,
con 5 años de gracia.
Libor + 1.3125%
Libor + 1.25%
La totalidad de la deuda financiera, incluyendo a los
bonos corporativos, se encuentra garantizada por un
Fideicomiso Bancario, el cual está compuesto por la
totalidad de los derechos de cobro y flujos
provenientes de la participación de la Empresa en las
ventas de los hidrocarburos del Lote 88, además de
los derechos sobre la Póliza de Pérdida de
Beneficios.
Financiamiento Estructurado
Dicho fideicomiso está administrado por La
Fiduciaria y funciona como una cuenta de paso
(pass–through). Así, mientras no se notifique algún
incumplimiento, el íntegro de las ventas depositadas
en las cuentas recolectoras del fideicomiso será
transferido a las cuentas de Pluspetrol Camisea. De
este modo, la Empresa se encargará de transferir los
montos necesarios para cumplir con los cash calls y
el servicio de deuda.
En caso de notificarse algún incumplimiento, se
retendría el 100% de los flujos en fideicomiso, y se
procedería a administrar los fondos de acuerdo a lo
establecido en el Contrato de Fideicomiso de
Administración, el cual contempla el siguiente orden:
i) el pago de la participación de Pluspetrol Camisea
en los requerimientos de cash calls; ii) constituir una
cuenta de reserva equivalente a 2x el requerimiento
de los dos siguientes meses de cash calls
presupuestados, iii) pagar las obligaciones contraídas
con la emisión de los bonos y cualquier otra
obligación calificada como Garantizada, según el
Contrato de Fideicomiso; y, (iv) pagar cualquier otro
gasto o cargo contemplado en el Contrato de
Fideicomiso.
A continuación se muestra la evolución de los
principales resguardos a los que se ha comprometido
la Empresa. De incumplirlos, el patrimonio retendría
el 100% de los flujos. Del cuadro se aprecia que la
Empresa viene cumpliendo holgadamente con sus
compromisos financieros.
Evolución de los Resguardos Financieros
Resguardos Fórmula Nivel dic-07 dic-08 dic-09 dic-10 dic-11
Cobertura Deuda DF neta / EBITDA 2.75x 1.25x 1.196x 1.84x 0.89x 0.50x
Cobertura SD FCL + Caja NR / SD 1.25x 16.26x 6.37x 2.97x 1.93x 2.98x
Patrimonio Neto US$50 MM 194.30 234.93 145.76 137.60 223.55
Ratio de Reservas
Gas
Ratio de Reservas
Liquidos
3 años mayor a
R. Probadas /
plazo remanente
Producción ult 12m
vcto bonos
n.a 90.07 82.00 65.40 61.12
R. Probadas /
Producción ult 12m
3 años n.a 48.84 36.00 28.50 32.93
SD = Servicio de la Deuda
FCL = Flujo de Caja
Libre
Caja NR= Caja Acumulada no sujeta a restricciones
Ratio de Reservas = Reservas Probadas / Producción de últimos 12 meses debe ser mayor en por
Fuente: Pluspetrol Camisea
lo menos 3 años al plazo restante para la redención de los bonos.
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Financiamiento Estructurado
Resumen Financiero - Pluspetrol Camisea S.A.
(en miles de US$)
Dic-11 Dic-10 Dic-09 Dic-08 Dic-07 Dic-06
Rentabilidad
Fluctuación de existencias al valor de realización 1,732 (3,098) (4,349) 2,409 2,058 (2,425)
EBITDA 258,668 199,065 111,399 141,040 123,274 94,706
Margen de EBITDA (%) 57.6% 54.7% 51.3% 52.2% 52.2% 50.4%
(FFO + Gastos Financieros Pagados) / Capitalización 42.7% 42.0% 29.4% 26.5% 28.4% 25.3%
FCF / Ingresos 11.6% -23.1% -62.7% -1.4% -0.4% 40.8%
Retorno sobre el Patrimonio Promedio (%) 90.8% 90.0% 37.3% 42.3% 43.3% 46.8%
Cobertura
(FFO + Gastos Financieros Pagados) / GF Pagados 35.34 21.76 16.07 15.62 9.91 2510.63
EBITDA / Gastos financieros Pagados 51.91 29.93 15.61 20.73 12.66 2,959.56
EBITDA / Servicio de deuda 5.39 4.38 2.46 3.81 8.09 17.09
(EBITDA + Caja) / Servicio de deuda 6.67 5.02 3.18 4.31 9.97 48.47
(FCF + Gtos Finan Pagados + Nuevas Deudas neto + Deuda Vinculada) / SD 0.78 0.08 0.46 -0.09 -8.89 27.93
(FCF + Gtos Finan Pagados + Nuevas Deudas neto + Deuda Vinculada + Caja) / SD 2.06 0.72 1.17 0.41 -7.00 59.32
(Ebitda-capex neto de financiamiento-impuestos) / SD 3.11 1.62 3.36 1.67 4.79 38.91
CFO / Inversión en Activo Fijo 3.25 1.58 1.38 1.72 4.15 34.69
Estructura de capital y endeudamiento
Deuda financiera total / Capitalización 46.2% 60.1% 62.7% 41.4% 42.9% 47.6%
Deuda financiera total / EBITDA 0.74 1.04 2.20 1.18 1.18 1.60
Deuda financiera senior / EBITDA 0.66 1.04 2.20 1.18 1.18 1.60
Deuda financiera total neta / EBITDA 0.50 0.89 1.91 1.05 0.95 (0.24)
Costo de financiamiento estimado -2.4% -3.1% -4.4% -4.4% -6.6% -2.7%
Deuda financiera CP / Deuda financiera total 22.6% 18.8% 15.5% 18.2% 3.8% 3.6%
Balance
Activos totales 533,641
Caja e inversiones corrientes 61,499
Deuda financiera Corto Plazo 43,018
Deuda financiera Largo Plazo 127,063
Deuda financiera subordinada 20,313
Deuda financiera total
Híbridos (Equity Credit)
190,394
Deuda financiera total con Equity Credit
Deuda fuera de Balance
190,394
Deuda ajustada total 190,394
Patrimonio Total 221,895
Capitalización 412,289
465,514
29,234
38,818
168,105
206,923
206,923
206,923
137,602
344,525
483,012
32,191
38,077
206,923
245,000
245,000
245,000
145,758
390,758
480,971
18,638
30,258
135,905
166,163
166,163
166,163
234,933
401,096
401,472
28,728
5,502
140,254
145,756
145,756
145,756
194,254
340,010
364,219
173,963
5,511
145,757
151,268
151,268
151,268
166,349
317,617
Flujo de caja
Flujo generado por las operaciones (FFO) 170,980 137,804 101,723 92,346 77,945 78,499
Variación de capital de trabajo 15,982 2,964 (15,371) 17,843 (13,081) 379
Flujo de caja operativo (CFO) 186,962 140,768 86,352 110,189 64,864 78,878
Inversiones en Activos Fijos (57,517) (89,009) (62,353) (63,991) (15,644) (2,274)
Dividendos comunes (77,332) (135,721) (160,194) (49,997) (50,183) -
Flujo de caja libre (FCF) 52,113 (83,962) (136,195) (3,799) (963) 76,604
Otras inversiones, neto (172) -
-
-
-
400
Ingreso por nuevas deudas corto + largo plazo 20,000 20,000 135,000 25,000 - 150,000
Amortizaciones deudas corto + largo (59,676) (58,077) (55,252) (5,498) (5,512) (538)
Variación neta de deuda (39,676) (38,077) 79,748 19,502 (5,512) 149,462
Variación neta de capital -
-
-
-
-
-
Financiamiento de/a Vinculadas 20,000 119,082 70,000 (25,793) (138,760) (71,262)
Variación de caja
Gasto Financiero Pagado
Resultados
32,265 -2,957 13,553 -10,090 -145,235 155,204
Ingresos 448,783 363,826 217,228 270,118 236,076 187,920
Variación de Ventas (%) 23.4% 67.5% -19.6% 14.4% 25.6% 16.6%
Utilidad operativa (EBIT) 239,672 190,627 106,250 130,526 113,680 91,072
Gastos financieros pagados (4,983) (6,651) (7,136) (6,805) (9,740) (32)
Resultado neto 163,279 127,565 71,019 90,676 78,088 63,079
Producción Fiscalizada - Lote 88 (al 100%)
GN (en MMPC) 167,131 133,753 99,724 93,091 69,006 37,584
LGN (en miles de barriles) 16,248 17,292 13,355 11,259 12,321 12,660
Vencimientos de Deuda Senior de Largo Plazo (Dic-11)
Año (miles de US$) 2012 2013 2014 2015 - +
Vencimientos (Principal) 43,018 27,462 12,121 87,480
EBITDA: Ut. operativa + depreciación y amortización.
FFO: Ut. neta + depreciación y amort + resultado vta activos + castigos y provisiones + otros ajustes a la ut. neta +
+ var en otros activos + var de otros pasivos - dividendos preferentes
Variación de capital de trabajo: Cambio en CxC comerciales + cambio en existencias - cambio en CxP comerciales
CFO: FFO + Variación de capital de trabajo
FCF= CFO + Inversión en activo fijo + pago de dividendos comunes
Servicio de deuda:Gastos financieros + deuda de corto plazo
*** A partir del 2011, la compañía adopta las NIIF para registrar sus EEFF, según en cumplimiento de la regulación de la SMV.
**** En el cálculo del EBITDA se excluye el efecto de la fluctuación por existencias de los LGN a valor de realización, que aparece en el costo de ventas
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Asociados a:
FitchRatings
ANTECEDENTES
Financiamiento Estructurado
Emisor: Pluspetrol Camisea S.A.
Domicilio legal: Av. República de Panamá 3055. Piso 7. San Isidro.
RUC: 20510889135
Teléfono: (511) 411-7100
Fax: (511) 411-7117
RELACIÓN DE DIRECTORES
Steven Glen Crowell Presidente del Directorio
Juan Carlos Pisanu Director
Christian Federico Garzón Maceda Director
Francisco José Pulit Director
Claudio Martín De Diego Director
RELACIÓN DE EJECUTIVOS
Germán Jimenez Vega Gerente General
RELACIÓN DE ACCIONISTAS
Pluspetrol Resources Corporation 99.9%
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CLASIFICACIÓN DE RIESGO
Pluspetrol Camisea – Mayo 2012 www.aai.com.pe
Financiamiento Estructurado
APOYO & ASOCIADOS INTERNACIONALES S.A.C. CLASIFICADORA DE RIESGO, de acuerdo a lo
dispuesto en el Reglamento de Empresas Clasificadoras de Riesgo, aprobado por Resolución CONASEV Nº 074-98-
EF/94.10, acordó la siguiente clasificación de riesgo para los instrumentos de la empresa PLUSPETROL
CAMISEA S.A.
Instrumentos Clasificación*
Primera Emisión del Primer Programa
de Instrumentos de Deuda Pluspetrol
Camisea S.A. AAA (pe)
Segunda Emisión del Primer Programa
de Instrumentos de Deuda Pluspetrol
Camisea S.A. AAA (pe)
Perspectiva Estable
Definición
CATEGORÍA AAA (pe): Corresponde a la mayor capacidad de pago oportuno de los compromisos financieros,
reflejando el más bajo riesgo crediticio. Esta capacidad es altamente improbable que sea afectada adversamente por
eventos imprevistos.
Perspectiva: Indica la dirección en que se podría modificar una clasificación en un período de uno a dos años. La
perspectiva puede ser positiva, estable o negativa. Una perspectiva positiva o negativa no implica necesariamente un
cambio en la clasificación. Del mismo modo, una clasificación con perspectiva estable puede ser cambiada sin que
la perspectiva se haya modificado previamente a positiva o negativa, si existen elementos que lo justifiquen.
Las clasificaciones de riesgo crediticio de Apoyo & Asociados Internacionales (AAI) Clasificadora de Riesgo, constituyen
una opinión profesional independiente y en ningún momento implican una recomendación para comprar, vender o mantener
un valor, ni constituyen garantía de cumplimiento de las obligaciones del calificado. Las clasificaciones se basan sobre la
información que se obtiene directamente de los emisores, los estructuradores y otras fuentes que AAI considera confiables.
AAI no audita ni verifica la veracidad de dicha información, y no se encuentra bajo la obligación de auditarla ni verificarla,
como tampoco de llevar a cabo ningún tipo de investigación para determinar la veracidad o exactitud de dicha información. Si
dicha información resultara contener errores o conducir de alguna manera a error, la clasificación asociada a dicha
información podría no ser apropiada, y AAI no asume responsabilidad por este riesgo. No obstante, las leyes que regulan la
actividad de la Clasificación de Riesgo señalan los supuestos de responsabilidad que atañen a las Clasificadoras.
Limitaciones- En su análisis crediticio, AAI se basa en opiniones legales y/o impositivas provistas por los asesores de la
transacción. Como AAI siempre ha dejado en claro, AAI no provee asesoramiento legal y/o impositivo ni confirma que las
opiniones legales y/o impositivas o cualquier otro documento de la transacción o cualquier estructura de la transacción sean
suficientes para cualquier propósito. La limitación de responsabilidad al final de este informe, deja en claro que este informe
no constituye una recomendación legal, impositiva y/o de estructuración de AAI, y no debe ser usado ni interpretado como
una recomendación legal, impositiva y/o de estructuración de AAI. Si los lectores de este informe necesitan consejo legal,
impositivo y/o de estructuración, se les insta a contactar asesores competentes en las jurisdicciones pertinentes.
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