pluspetrol camisea sa

PLUSPETROL CAMISEA S.A.
Fecha de comité: 30 de mayo de 2016 EEFF1 al 31 de diciembre del 2015
Sector Hidrocarburos, Perú
Aspecto o Instrumento Clasificado
Clasificación
Perspectiva
Bonos Corporativos
pAAA
Estable
Equipo de Análisis
Stephania Valencia O.
Daicy Peña O.
svalencia@ratingspcr.com
dpena@ratingspcr.com
(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 instrumentos.”
Racionalidad
En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió ratificar la clasificación de “pAAA” a la Primera Emisión de Bonos Corporativos
del Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda Pluspetrol Camisea S.A en base a la relevancia del yacimiento
del Gas de Camisea, del cual Pluspetrol Lote 88 posee un mayor nivel de participación de reservas probadas. No obstante, la
caída internacional del marcador de gas Henry Hub ha afectado los niveles de rentabilidad, liquidez y la cobertura de la deuda,
que aún permanecen en niveles saludables. Además de ello, se produjeron costos de exploración improductivos como el de
Kimaro que se derivaron en menores niveles de utilidad neta. Asimismo, se considera el Know how y expertise que le brinda el
Grupo Pluspetrol en el negocio de exploración y explotación a escala mundial.
Resumen Ejecutivo
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Relevancia de Camisea. Es el yacimiento gasífero de mayor envergadura en el país, donde el Lote 88 posee una
participación del 75% sobre el total de reservas, garantizando así un mayor volumen de ventas de gas y líquidos de gas, lo
que ha permitido diversificar la matriz energética del país, a base del impulso del sector eléctrico (gas natural). Asimismo, el
Gas de Camisea ha tenido un favorable impulso en el crecimiento económico del país y una ligera mejora en la balanza
comercial de hidrocarburos. En este sentido, Camisea se ha convertido en un hito en el sector de hidrocarburos y se espera
la culminación de otros proyectos de envergadura como el Gasoducto del Sur, cuyo objetivo será la masificación de gas en
el sur del Perú, lo cual generaría desarrollo en otros polos económicos al interior del país.
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Contexto económico mundial desfavorable para el sector hidrocarburos, a raíz de la caída internacional del precio
de hidrocarburos En un contexto internacional de una sobreproducción mundial de petróleo, impulsada por la OPEP y la
extracción no convencional del shale oil de EEUU, con un deterioro en las expectativas del crecimiento económico mundial,
asociado a la desaceleración de la economía china, se ha derivado en una continua caída en los precios del petróleo y del
gas natural, que se inició desde el primer semestre del 2014. Dicha variación ha repercutido negativamente sobre la
rentabilidad, solvencia y liquidez en importantes compañías a nivel local e internacional. A ello se añade, que los flujos de
inversiones para los dos próximos años a escala mundial serían más prudentes para este sector. Respecto a Pluspetrol
Camisea, se observa una desaceleración en el volumen de ventas principalmente en los líquidos de gas de manera
sostenida desde junio 2014. Sin embargo la compañía cumple oportunamente con sus compromisos financieros.
Disminución en la utilidad neta, producto del menor volumen y precio de GLP y mayores costos de exploración.
Los ingresos de la compañía provienen principalmente de la venta de gas y líquidos de gas, con lo cual facturó USD 335.20
MM al 2015, tras decrecer en 36.74% por el menor importe de ventas en líquidos de gas bajo un contexto de la caída de
precios de hidrocarburos. Por su parte, los gastos operativos se expandieron considerablemente en mayor proporción por
los costos de exploración debido al castigo de pozos no exitosos como Kimaro, que demandó una inversión de USD 45 MM,
con lo cual la compañía obtuvo un EBITDA menor en 55.73% a lo reportado en el 2014. Es así que la rentabilidad también
retrocedió, pero aún permanece en niveles elevados a comparación de otras compañías. Cabe mencionar que las ventas de
Pluspetrol Camisea son sensibles a una caída significativa en los precios del gas natural y de sus derivados, lo que podría
deteriorar su generación de caja.
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Auditados
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Niveles de liquidez por encima de la unidad. Los ratios de liquidez de la compañía mejorar significativamente desde el
2014 como consecuencia de la reestructuración de sus pasivos financieros con el préstamo tomado de mediano plazo con
The Bank of Nova Scotia. En este sentido, si bien al 2015 los indicadores disminuyeron producto del descenso en el activo
corriente (cuentas por cobrar a las relacionadas y efectivo), se ubica por encima del promedio del periodo evaluado. No
obstante, la sostenibilidad del mejor nivel encuentra supeditado a la recuperación del volumen de ventas de la compañía.
Deuda financiera coberturada, pero con tendencia a la baja. La deuda financiera representa 63.96% del nivel de
pasivos, llegando a totalizar en USD 172.64 MM al 2015 y se encuentra compuesta por el préstamo bancario de mediano
plazo con The Bank of Nova Scotia y el Primer Programa de Bonos Corporativos, ambos se encuentran garantizados con un
patrimonio fideicometido, permitiéndole mitigar así los riesgos asociados a su capacidad crediticia. Respecto a la solvencia
de la compañía, esta se sitúa en niveles saludables, con una deuda financiera coberturada, no obstante, la tendencia del
Ratio de Cobertura de Servicio de deuda ha mostrado un continuo descenso desde el primer semestre 2014 como
consecuencia de la caída precio de hidrocarburos. Cabe mencionar que los resguardos financieros de Pluspetrol Camisea
se vienen cumpliendo.
Know how y expertise del Grupo Pluspetrol. Pluspetrol tiene operaciones en diversos países como Perú, Argentina,
Bolivia, Venezuela entre otros, siendo Argentina donde concentra el mayor número de operaciones, permitiéndole a
Pluspetrol posicionarse en Latinoamérica. Además, cuenta con la experiencia y la especialización en proyectos vinculados al
sector de hidrocarburos, resaltando el de Gas de Camisea.
Análisis Sectorial
Entorno Macroeconómico
Durante el año 2015 se observó una lenta recuperación en la economía mundial. Por un lado, Estados Unidos logró una tenue
tasa de crecimiento anual (2.4%), pero que fue suficiente para corroborar la tendencia de recuperación que mantiene después de
la crisis del 2009, es por ello que la Reserva Federal (FED) subió la tasa de interés de los fondos federales en el intervalo de
0.25% - 0.50%, que hasta diciembre del 2015 se había mantenido en el límite inferior cero (0% - 0.25%). Por su parte, la Zona
Euro sufría de una baja inflación, débil crecimiento económico y alto nivel de desempleo, sin embargo se ha recuperado
modestamente, tras la política del Banco Central Europeo (BCE) de recompra mensual de bonos gubernamentales valorizados
en 60 mil millones de euros desde marzo 2015. En la zona del euro, el fortalecimiento del consumo privado está compensando
por el debilitamiento de las exportaciones netas. Al cierre del año 2015 la tasa de crecimiento mejoró con respecto a la del año
anterior al registrar una tasa de 1.6% (+0.9%, Dic. 2014) 2. Cabe señalar que Estados Unidos y la Zona Euro están cada vez más
expuestos a una debilidad de la demanda mundial y podrían no ser capaces de mantener su impulso. Por el contrario, China ha
venido mostrando menores tasas de crecimiento, producto del descenso en las exportaciones a causa de una menor inversión y
de la actividad manufacturera, sustentado en un proceso de reequilibramiento gradual de su actividad económica que intenta
alejarse de la inversión y manufactura como base estructural para enfocarse en el consumo y los servicios. Al cierre del 2015 su
PBI creció 6.9%, menor con respecto al año anterior (+7.3%, Dic. 2014). En respuesta a esta evolución, la autoridades han
dictado medidas de estímulo, que se estima proseguirían en los próximos trimestres. Así, durante el año 2015 el Banco Popular
Chino (PBOC en sus siglas en inglés) decidió devaluar el yuan en cerca del 2% para incrementar la competitividad de sus
exportaciones (agosto), esta medida fue sorpresiva para el mercado bursátil y que sumado la ola vendedora en las acciones
chinas en el verano boreal (24 de agosto: el Índice de Shanghái cayó más de 8%, su peor caída diaria desde la crisis financiera
global) provocaron una alta volatilidad en los mercados financieros internacionales. En este sentido, al ser China el mayor
consumidor mundial de metales, su desaceleración ha impactado fuertemente a la cotización de los metales.
Mientras tanto, la actividad de las economías emergentes y en desarrollo se encuentran en medio de una fuerte desaceleración,
a raíz del fuerte retroceso de los precios de las materias primas, la menor afluencia de capitales, la creciente volatilidad de los
mercados financieros y la presión depreciatoria que soportan sus monedas debido al fortalecimiento del dólar. Es así que el
Fondo Monetario Internacional (FMI) ajustó a la baja sus proyecciones sobre el crecimiento de la economía mundial para el 2016
y 2017, pasando de 3.6% y 3.8% (WEO3 octubre 2015) a 3.2% y 3.6% respectivamente en su última actualización del informe
WEO en enero 2016. El FMI mantuvo su expectativa de crecimiento de China en una tasa de 6.3% para el 2016 y 6.0% para el
2017, mientras que para la Zona Euro proyecta una tasas de crecimiento de 1.7% para ambos años. Finalmente, EE.UU.
crecería un 2.6% para los próximos dos años. Por otro lado, la mayor revisión a la baja persiste para América Latina y el Caribe,
que atraviesa una fuerte desaceleración económica, el FMI pronostica un crecimiento de -0.3% para el 2016 y 1.6% para el 2017,
en tanto que el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) estima para esta región una tasa de -0.4% y 1.8% respectivamente.
Respecto a la inflación mundial, esta es dispareja debido a que algunos países están siendo afectados por la caída de los
precios de las materias primas y otros por las considerables depreciaciones cambiarias. A pesar de ello se espera que la
inflación mantenga una tendencia a la baja durante el 2016, causado por el abaratamiento del petróleo y variaciones de los
precios de las materias primas, así la zona euro tendría una inflación de 1.0% por la recuperación económica y EE.UU.
alcanzaría el 1.1%, es decir, se mantendrían debajo de su rango meta. Lo contrario ocurriría con las economías de mercados
emergentes y en desarrollo afectados principalmente por la fuerte depreciación del tipo de cambio nominal, los casos más
2
3
Tasas de crecimiento anualizadas del GDP de la Euro Zona, revisado por la oficina de estadísticas de la Unión Europea (Eurostat).
Informe de Perspectivas de la Economía Mundial del Fondo Monetario Internacional (Informe WEO del FMI), actualizado a enero 2016.
2
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dramáticos serían Venezuela (inflación mayor al 100%) y Ucrania (inflación cerca del 50%), excluyendo estos países el FMI
proyecta que la inflación de los emergentes y en desarrollo se mantendría en 3.4% durante el 2016.
Por su parte el Perú registró un crecimiento de 3.26% durante todo el año 2015, siendo superior a la cifra anual del 2014 que fue
de 2.40%. Esta cifra es explicada por la mayor expansión de los sectores minería, pesca y servicios (entre los que destaca la el
crecimiento de financieras, seguros y telecomunicaciones). Mientras que la manufactura y la construcción presentaron tasas
negativas que arrastraron el crecimiento anual hacia abajo. El BCRP pronostica que el crecimiento para el 2016 y 2017 será de
4.0% y 4.80% respectivamente. Tasas inferiores a sus anteriores predicciones que presenta el banco en sus respectivos
reportes.
INDICADORES
PBI (var. % real)
PBI Electr & Agua
PBI Minería e Hidrocarb. (var. % real)
PBI Construcción (var. % real)
Consumo Privado (var. % real)
Remuneración Mínima Vital (S/.)
Inflación (var. % IPC)
Tipo de cambio promedio (US$)
Inversión Privada (S/. MM)
Inversión Pública (S/. MM)
Exportaciones (US$ MM)
Importaciones (US$ MM)
2010
8.5%
8.1%
-4.9%
17.4%
8.9%
553
0.2%
2.83
80,457
24,747
35,565
28,815
PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS
ANUAL
2011
2012
2013
2014
6.5%
7.6%
-3.6%
3.0%
6.0%
627
0.4%
2.75
89,988
22,667
46,268
36,967
6.0%
5.8%
2.8%
15.1%
6.1%
719
0.2%
2.64
103,706
27,648
45,639
41,113
5.8%
5.5%
4.9%
8.9%
5.3%
750
2.9%
2.70
129,781
31,620
42,861
42,248
2.4%
4.9%
-0.9%
1.9%
4.1%
750
3.2%
2.84
115,695
32,173
39,533
40,809
2015
2.9%
6.2%
9.3%
-5.9%
3.4%
750
4.1%
3.13
118,121
30,870
35,848
38150
PROYECCIONES ANUAL*
2016
2017
4.0%
7.6%
14.1%
0.0%
3.5%
850
3.0%-3.5%
3.23
0.0%**
7.4%**
40,018
39,664
4.6%
5.5%
8.6%
3.5%
3.8%
850
2.0%-2.2%
3.24
4.0%**
5.0%**
42,840
41,009
*BCRP Reporte de Inflación Marzo 2016** Var% Inversión
Fuente: MEF, MEM, BCRP / Elaboración: PCR
Mercado de combustibles
Según lo reportado por EIA4, al cuarto trimestre del 2015 la oferta mundial de crudo ascendió a 96.52 MM bbl/d, con una tasa de
crecimiento anual de 1.52% respecto al año anterior (+1.45 MM bbl/d). Dicha variación se explica por la mayor producción de los
países que conforman la OPEP (donde destacan Iraq y Arabia Saudita). En este sentido EIA proyecta que la oferta de petróleo
de la OPEP se incrementará en 0.6 MM bbl/d (2016) y en 0.5 MM bbl/ (2017), sin considerar los posibles acuerdos de sus
miembros. Por otro lado, la demanda ascendió a 93.77 MM bbl/d en promedio, con un crecimiento anual de 1.3 MM bbl/d en el
2015. Asimismo, EIA espera que el consumo de combustible aumente de manera constante para los próximos dos años. Sin
embargo, las proyecciones de demanda podrían experimentar revisiones a la baja debido a la desaceleración económica de
China en los próximos meses. De este modo, existe un exceso de oferta de 2.75 MM bbl/d justificado en la mayor producción y
en el menor consumo de combustibles. EIA espera que dicha sobreoferta se mantenga en el corto plazo debido a la
acumulación de inventarios (+1.9 MM bbd/d a Dic. 15). Es así, que se proyecta que los inventarios aumenten en el 2016, no
obstante, para el 2017 se espera una caída en el nivel de inventarios, con lo cual podría existir un equilibrio entre la ofer ta y la
demanda de combustibles.
A diciembre 2015 en el mercado nacional, la demanda de combustibles líquidos ascendió a 185.22 miles de barriles por día,
significando un incremento de 11.93% respecto al mismo periodo del año anterior. De manera desagregada, dicha variación
obedece al aumento de demanda en los principales derivados tales como el diesel B-5 (S-50), diésel B5 y gasohol 90.
Precios y márgenes internacionales
Los precios del petróleo experimentan una tendencia sostenida a la baja a partir de junio 2014, a raíz de los siguie ntes factores:
i) el incremento de producción de tight oil por parte de EE.UU, ii) el exceso de oferta mundial de petróleo, impulsado
principalmente por la OPEP; y iii) el deterioro de las expectativas de crecimiento de la economía mundial. Respecto al primer
factor, en los últimos años EE.UU ha ejecutado proyectos de inversión significativos para la explotación de petróleo, a través de
métodos no convencionales (fracking5) lo cual le ha permitido extraer el petróleo de esquisto para incrementar su oferta,
reduciendo así sus costos de producción. Otro factor que influye en la caída del precio del crudo es la decisión de los miembros
de la OPEP de fijar su producción en 30 MM bbl/d, con el fin de mantener su participación del mercado. Sin embargo, esto
contribuye a la acumulación de inventarios y, por tanto, afecta negativamente la evolución del precio. A ello se añade, la reciente
incorporación de un nuevo productor (Irán), que se encuentra dentro de los países con mayores reservas de petróleo y gas
natural a nivel mundial, debido al cese de las restricciones internacionales de producción de petróleo por su programa nuclea r.
Cabe mencionar que existen discrepancias entre los miembros de la OPEP acerca de la viabilidad de mantener su estrategia de
bajos precios y elevada cuota de mercado en desmedro de los bajos niveles de rentabilidad. Asimismo, el petróleo proveniente
de Arabia Saudita, Nigeria y Argelia, que antes era exportado hacia Estados Unidos, ahora compite por los mercados asiáticos
lo que genera la reducción de los precios por parte de los productores. El precio también es influenciado por las menores
expectativas de crecimiento del PBI a nivel internacional, ya que, los fundamentos de la demanda mundial de petróleo están
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Energy Information Administration (EIA) - Short Term Energy and Summer Fuels Outlook, Abril 2016.
También denominado fracturación hidráulica.
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ligados al desempeño de la economía mundial principalmente de Estados Unidos y China, que son los mayores consumidores
de petróleo. Por ello, la menor demanda esperada de petróleo está relacionada con la caída del precio en los últimos dos años.
Bajo este escenario, al cierre de diciembre 2015 el precio del crudo Brent se ubicó en 38.01 US$/bbl, siendo menor en 39.03%
respecto al precio registrado a diciembre 2014 (62.34 US$/bbl). Asimismo, el precio del crudo WTI se redujo en 37.27%, y
alcanzó los 37.19 US$/bbl en diciembre 2015 (Dic.14: 59.29 US$/bbl). La brecha entre ambos precios fue de 0.82 US$/bbl; y EIA
espera que se mantenga así en el corto plazo debido a la mayor producción de petróleo y la acumulación de inventarios. De
forma similar, los precios promedio en el U.S. Gulf Coast (USGC) también disminuyeron desde finales del primer semestre 2014.
De esta manera, a diciembre 2015 el precio de la gasolina se ubicó en 1.18 US$/galón y el diesel 1.09 US$/galón,
representando una disminución en 17.01% y 38.06% respectivamente con respecto al 2014.
El precio del Gas Natural (GN) estuvo correlacionado con el precio del petróleo (indexación) hasta el 2008; sin embargo, lueg o
de la crisis energética de ese año6, se presentó una menor correlación entre los precios del petróleo y Gas Natural. Es así que a
diciembre del 2015, el precio promedio del Henry Hub (HH) disminuyó a 1.93 US$/MMBTU (diciembre 2014: 3.48 US$/MMBTU).
Según las proyecciones de EIA, este espera que el precio promedio del Gas Natural se ubique en 2.18 US$/MMBTU el 2016 y
3.02 US$/MMBTU el 2017, afectando el nivel de rentabilidad de los principales productores.
EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES
HH y MBT
(US$/MMBTU)
16
WTI y Brent
(US$ por barril)
150
14
135
120
12
105
10
90
8
75
6
60
45
4
30
2
0
dic-05
15
dic-06
dic-07
Henry Hub
dic-08
dic-09
dic-10
dic-11
Mont Belvieu Texas
dic-12
WTI
dic-13
dic-14
0
dic-15
Brent
Fuente: EIA / Elaboración PCR
Análisis Cuantitativo
Producción de Hidrocarburos
Actualmente en el Perú existen diez empresas en fase de extracción de GN, siendo únicamente la producción del yacimiento de
Camisea, la que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El remanente de empresas que vende
el GN a menor escala, lo destinan a empresas industriales, con las que mantiene contratos, o a empresas de generación
eléctrica de terceros como en el caso de Petrotech (Savia) y Aguaytía Energy. La tendencia positiva en la producción de GN se
inició con la apertura de producción del Lote 88 en el 2004 y del Lote 56 en el 2010, ambos operados por Pluspetrol Peru
Corporation, registrando así una tasa de crecimiento compuesta anual del 31.13% 7 durante los últimos 10 años.
La producción promedio de petróleo pasó de 69,304 BPD (2014) a 58,008 BPD (2015), explicado por la menor producción de los
lotes 67 (-69.94%) y 1-AB (-26.67%). Dentro de los lotes que presentan mayor representatividad en la producción nacional se
encuentra al Lote X, operado por la Corporación Nacional de Petróleos de China (CNPC) con 18.42% de la producción nacional
de petróleo, seguido del Lote Z-2B con 16.56%, operado por SAVIA y el tercer lugar lo ocupa Pacific Stratus Energy con el Lote
1-AB con una participación del 16.40%. Además de ello, se reportó la paralización de operaciones de 15 días en el lote 192, así
como el mantenimiento realizado por Pluspetrol en lotes, donde explota gas natural, lo cual frenó en cierta medida la producción.
Se debe precisar que la caída de la producción del petróleo se encuentra relacionada a los bajos precios internacionales de
petróleo, lo cual afecta la producción de hidrocarburos líquidos, a raíz de la alta correlación que existe entre el precio del
petróleo y los líquidos de gas natural. Por otro lado, la producción acumulada de Gas Natural se redujo en 3.32% con respecto al
2014 y a diciembre 2015 alcanzó los 441,243 MMPCD, en tanto el volumen promedio de GN pasó de 1,250.43 MMPCD (2014) a
1,208.89 MMPCD (2015), es decir, se redujo por la menor extracción de Pluspetrol Lote 56, que implicó una caída de 33,882
MMPCD en el total de la producción de GN. No obstante, la producción de Pluspetrol Camisea compensó parcialmente el
descenso de la producción del GN con un crecimiento en 9,582 MMPCD. Es importante mencionar que los lotes 88 y 56
representan 53.88% y 34.96% respectivamente en la producción nacional de GN, ambos operados por Pluspetrol Perú
Corporation S.A.
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7
Hace referencia al incremento excesivo del precio del petróleo.
Tasa de crecimiento promedio anual. Para el cálculo se ha tomado como referencia los cierres de año del 2004 y 2014. Fuente: PERUPETRO.
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En el caso de la producción de Líquidos de Gas Natural (LGN), ésta registró un promedio de 91.40 MMBPD al 2015
(2014:103.43 MMBPD), y un volumen acumulado de 33.37 MMBLS al 2015, el cual se contrajo en 11.63% a comparación del
2014. Dicha variación se explica principalmente por la menor producción de los lotes 88 y 56, sin embargo Repsol lote 57 y Z-2B
de SAVIA mostraron un leve crecimiento, pero que no sopesó la caída de la producción de LGN. Es de mencionar que el 27 de
marzo de 2014 Repsol Exploración Perú (Sucursal Perú) inició la extracción comercial del GN y LGN en el Lote 57; yacimiento
ubicado en la selva sur entre las provincias de Satipo – Junín. El GN proveniente de este lote beneficiaría al Lote 56 en el largo
plazo al alargar su vida útil, permitiéndole mantener la producción del Lote 88 para consumo peruano. El GN obtenido es
procesado en la Planta de Separación de Líquidos de Malvinas mientras que los LGN son procesados en la Planta de
Fraccionamiento de Pisco. De este modo, la producción de hidrocarburos líquidos y fiscalizados en el país ascendió al 2015 en
149,010 barriles por día (BPD), menor en 13.50% a la producción promedio del 2014. Del total de la producción de hidrocarburos
líquidos, 61.17% corresponde a líquidos de gas natural y 38.83% a petróleo, destacando la Selva Sur donde se concentra la
mayor producción. Es preciso señalar que no se ha realizado ninguna perforación exploratoria de los pozos desde hace más de
seis meses.
Millares
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL –MILES MMPC
PRODUCCIÓN DE LGN-MM BLS
500.00
45.00
450.00
40.00
400.00
35.00
350.00
30.00
300.00
250.00
25.00
200.00
20.00
150.00
15.00
100.00
10.00
50.00
5.00
0.00
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Pluspetrol Lote 88
Aguaytía
Pluspetrol Lote 56
0.00
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Repsol Lote 57
Pluspetrol Lote 56
Pluspetrol Lote 88
Savia
Aguaytía
Repsol Lote 57
Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR
Reservas de Hidrocarburos
El Perú posee tres áreas de explotación del GN y LGN: el yacimiento de Aguaytía (Cuenca del Ucayali), la Costa Norte (PiuraTumbes) y Camisea (Cusco). El descubrimiento y desarrollo del yacimiento Camisea en el año 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). Respecto al petróleo, existen
tres zonas, donde se estima la existencia de reservas de petróleo, estas son el zócalo norte, el Noroeste peruano (Costa Norte) y
la Selva peruana. La última ubicación, y en especial la selva norte posee una posición predominante con el mayor nivel de
reservas del país y los lotes dentro de esta zona son el Lote 8, Lote 1-AB, Lote 102, Lote 67 y Lote 95.
Las reservas probadas de GN en el país ascienden a 14.62 TCF, de las cuales 93.56% se concentran en la zona de selva sur
(Lote 56, 57 y 88). De forma similar las reservas probadas de LGN se localizan principalmente en la selva y ascendieron a
727.17 MMBLS en el 2014. Si bien el Lote 56 y 88 operado por Pluspetrol poseen la mayor participación, en esta región existen
otros lotes explorados como: Lote 1AB (Pacific Stratus Energy), Lote 8 (Pluspetrol Norte), Lote 67 (Perenco), Lote 31B/D
(Maple), Lote 31C (Aguaytía), Lote 31E (Maple) y Lote 57 (Repsol).
RESERVAS DE GN Y HIDROCARBUROS LÍQUIDOS EN EXPLOTACIÓN/EXPLORACIÓN – DICIEMBRE 20148
GAS NATURAL ( BCF)
Lote
XIII
X
Z-2B
Z-1
56
57
88
58
8
9
Compañía Operadora
OLYMPIC
CNPC
Subtotal Costa
SAVIA
BPZ
Subtotal Zócalo
PLUSPETROL
REPSOL
PLUSPETROL
Subtotal Selva
Total en explotación
PETROBRAS
Probadas
329.0
227.0
675.0
267.0
0.0
267.0
2,427.0
941.0
10,020.0
13,682.0
14,624.0
0.0
Probables
374.0
52.0
490.0
18.0
211.0
236.0
969.0
453.0
1,651.0
3,210.0
3,936.0
2,509.0
Posibles
157.0
19.0
197.0
22.0
149.0
171.0
464.0
531.0
2,237.0
3,320.0
3,688.0
1,143.0
LÍQUIDO DE GAS NATURAL (MSTB) 9
Probadas
0.0
0.0
0.0
22,442.0
0.0
22,442.0
167,673.0
52,891.0
477,740.0
704,724.0
727,166.0
0.0
Probables
0.0
0.0
0.0
1,523.0
8,846.0
10,938.0
71,486.0
26,861.0
82,718.0
182,981.0
193,919.0
95,517.0
Posibles
0.0
0.0
0.0
1,861.0
6,248.0
8,109.0
36,575.0
32,423.0
130,275.0
200,518.0
208,627.0
40,087.0
PETRÓLEO (MSTB)
Probadas
19,224.9
131,304.0
232,696.0
84,246.0
28,519.0
116,205.0
0.0
0.0
0.0
333,780.0
682,681.0
0.0
Probables
2,019.0
30,508.0
45,814.0
5,717.0
39,255.0
49,502.0
0.0
0.0
0.0
209,270.0
304,586.0
0.0
Posibles
16,500.0
11,349.0
34,152.0
6,984.0
47,867.0
54,851.0
0.0
0.0
0.0
249,632.0
338,635.0
0.0
Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos 2014
Millones de barriles fiscalizados en condiciones estándar
5
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Subtotal Selva
Total en exploración
Total país
0.0
0.0
14,624.0
2,509.0
2,509.0
6,445.0
1,143.0
1,143.0
4,831.0
0.0
0.0
727,166.0
95,517.0
95,517.0
289,436.0
40,087.0
40,087.0
248,714.0
0.0
0.0
682,681.0
57,635.0
57,635.0
362,221.0
47,042.0
47,042.0
385,677.0
Fuente: MINEM / Elaboración: PCR
Proyectos de inversión
Entre los principales anuncios de inversiones para el periodo 2016 y 2017 en el sector de hidrocarburos, destaca los USD 500
MM que invertirá Pluspetrol, operador del Consorcio Productor Camisea en la exploración de seis nuevos pozos en el Lote 88,
mayor exploración en el Lote 56 y el término de los procesos de ampliación de las Plantas de separación Malvinas y Pisco.
Asimismo, la ampliación de la capacidad de transporte por parte de Transportadora de Gas del Perú (TGP), que consiste en la
construcción e instalación de una nueva Planta Compresora en Kepashiato y la ampliación del loop de la costa, así como la
implementación de las redes de distribución del ducto de gas hacia Ayacucho. Por otro lado, se debe destacar el avance de
obras en un 25% del Gasoducto Sur Peruano y tiene como objetivo la construcción de un sistema de transportes de
hidrocarburos hacia el sur del país, siendo las regiones beneficiadas Cusco, Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna, y
que será de uso exclusivo para atender la demanda nacional, con una capacidad para transportar 500 MMPCD al sur y de 1,500
MMPCD hasta el punto de conexión con Transportadora de Gas del Perú. Además, el proyecto contempla tres city gates, en las
provincias de Quillabamba, Cusco y de Anta. Dicho contrato fue firmado con el Estado en julio del 2014 con las empresas
Odebrecht y Enagás por un plazo de 34 años.
PRINCIPALES ANUNCIOS DE PROYECTOS DE INVERSIÓN EN EL SECTOR HIDROCARBUROS: 2016-2017
Inversionistas
Proyecto
Enagas, Odebrecht
Mejoras a la seguridad energética del país y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano
China National Petroleum Corporation, Respsol, YPF S.A
Lote 57-Kinteroni
Graña y Montero Petrolera
Repotenciar lotes III y IV
Pluspetrol Perú Corp.
Exploración Lote 88 y 56
Calidda Gas Natural del Perú
Masificación de gas
Karoon Gas Natural
Exploración lote Z-38
Fuente: MINEM, PERUPETRO, OSINERGMIN, BCRP, PRENSA / Elaboración PCR
Los principales proyectos de inversión en el subsector petrolero apuntan a la exploración y explotación de pozos petroleros, así
como la modernización de la refinería en el Perú, con el objetivo de superar los limitantes en infraestructura y disminución de
producción registrado en los últimos periodos, además de la masificación del gas a otras regiones del país. En ese sentido, el
proyecto de mayor envergadura es la modernización de la Refinería Talara, y La Pampilla, las cuales representarían mejoras en
el proceso productivo del petróleo. Otros proyectos de envergadura anunciados para el 2016 y 2017 corresponden a la empresa
China National Petroleum Corporation, que se encargará de la perforación de 21 pozos, así como del lote 57 que incorpora el
proyecto de gas en el campo de Kinteroni (Cusco). Por su parte, la petrolera Karoon Gas y Vietnam American tienen a cargo la
exploración del lote Z-38, localizado en el mar de Tumbes, donde se espera encontrar reservas por 686 MMBLS. Asimismo,
Graña y Montero se adjudicó la licencia por 30 años para los lotes III y IV en Talara, anunciando así exploraciones en ambos
lotes que demandaran una inversión conjunta de USD 560 MM.
Es importante recalcar la desaceleración del flujo de inversiones en el sector, producto de la caída de los precios internacionales
del petróleo y gas natural, que tienen como efecto reducir incentivos para la ejecución de nuevos proyectos. A ello se añade las
dificultades producidas en la obtención de permisos y licitaciones que mermaron aún más el volumen de inversiones en el sector.
Al 31 de diciembre del 2015 existen 25 contratos de explotación (31 Dic 14: 24) y 41 contratos de exploración (31 Dic 14: 4 4).
Según estadísticas de Proinversión, los principales inversionistas en el periodo 2010-2015 en el rubro de petróleo corresponden
a la Empresa de Energía de Bogotá, Ecopetrol Global Energy, Perú LNG Company LLC y la Transportadora de Gas
Internacional. Asimismo, se observa que más del 60% de los contratos en términos de millones de dólares se concentran en el
sector hidrocarburos, seguido de minería al 2015.
Aspectos Fundamentales
Reseña
Pluspetrol Camisea S.A. (en adelante la Compañía) es subsidiaria de Pluspetrol Resources Corporation (cuyo único accionista es
Pluspetrol Resources Corporation B.V., última parte controlante) y se constituyó en el Perú el 1 de junio de 2005 en virtud del acuerdo
de escisión aprobado por la Junta General de Accionistas de Pluspetrol Perú Corporation S.A. en su sesión de fecha 13 de abril de
2005. Las actividades de la Compañía comprenden la exploración, explotación y venta de GN y LGN provenientes del Lote 88,
participando del 25% del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 88. Contrato que fue suscrito el 9 de
diciembre de 2000 por Pluspetrol Perú Corporation S.A., junto con el Consorcio de Camisea y Perupetro con el objeto de explotar y
producir hidrocarburos. El Grupo Pluspetrol participa en el Consorcio Camisea por medio de sus subsidiarias: (i) Pluspetrol Camisea
(25% del Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (25% del Lote 56) y Pluspetrol Perú Corporation (2.2% de Lote 88 y 2.2% de Lote 56), siendo
esta última, operador del yacimiento. Pluspetrol nace con operaciones en la Argentina en 1976 con un proyecto de recuperación
secundaria en la provincia de Neuquén e involucra a varias empresas inmersas en la exploración y explotación de hidrocarburos y la
generación y comercialización de energía eléctrica. Actualmente tiene operaciones en Perú, Argentina, Angola, Colombia, Bolivia y
Venezuela, así como oficinas en Uruguay y Estados Unidos.
6
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La Compañía no cuenta con personal empleado, ya que su única actividad es la participación en el Consorcio Camisea, el cual está
operado por Pluspetrol Perú Corporation, empresa que posee el personal necesario para desarrollar la actividad.
ACCIONISTA
ESTRUCTURA ORGANIZATIVA- DICIEMBRE 2015
PARTICIPACIÓN
PAÍS
Pluspetrol Resources Corporation
Otros accionistas
99.99%
0.01%
TOTAL
100.00%
Islas Cayman
Argentina
DIRECTORIO
Germán T. Jiménez Vega
Esteban José Diez Peña
Luis Alberto Silvestre
CARGO
Director y Presidente
Director
Director
Fuente: Pluspetrol Camisea S.A. Elaboración PCR
Proyecto Camisea
El proyecto Camisea comprende la exploración y explotación de los yacimientos de GN y LGN del Lote 88, ubicado en los
campos de San Martin y Cashiari, y del Lote 56 ubicado en Pagoreni y Mipaya, todas las zonas se encuentran en el sector
Amazónico del Cusco, a 431 kilometros al este de Lima. La explotación comercial del Lote 56 inició en el año 2008 y denotó el
desarrollo del mercado de LGN en el Perú para la exportación.
La explotación comercial del Lote 88 inició en el 2004 y denotó el desarrollo del mercado de gas natural en el Perú. El plazo para la
explotación de petróleo es de 30 años y para la fase de explotación de GN no asociado y condensado es de 40 años. En mayo de
1999, el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM) convocó a concurso público para adjudicar el Contrato de Licencia para la
Explotación de Hidrocarburos del Lote 88 y las concesiones para el Transporte de GN y los LGN hacia la costa y la distribución de Gas
para Lima y Callao. El 16 de febrero de 2000 se adjudicó la buena pro del concurso público para la concesión de explotación de
hidrocarburos a un Consorcio de empresas conformado por Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (“HOCP”), Pluspetrol
Perú Corporation, Sucursal del Perú (“Pluspetrol”) y SK Innovation, Sucursal Peruana (antes SK Energy, Sucursal Peruana).
Posteriormente en el mes de octubre de ese mismo año se incorporó la empresa Hidrocarburos Andinos SAC, la que fue luego
reemplazada por Tecpetrol del Perú S.A.C. (organización de propiedad del grupo Techint). El 9 de diciembre de 2000, Perupetro en
representación del Estado Peruano y el Consorcio firmaron y aprobaron el Contrato de Licencia.
Las empresas que tienen participación en el contrato de Licencia del Lote 88 y 56, son filiales de empresas internacionales y con
experiencia suficiente para asegurar una buena gestión del proyecto Camisea a lo largo de su operación.
ESTRUCTURA ACCIONARIAL DEL CONSORCIO DEL LOTE 88
ACCIONISTAS
PARTICIPACIÓN
Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú
Pluspetrol Camisea S.A
SK Innovation, Sucursal Peruana
Tecpetrol del Perú S.A.C.
Sonatrach Peru Corporation S.A.C.
Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú
Pluspetrol Peru Corporation S.A.
Total
25.20%
25.00%
17.60%
10.00%
10.00%
10.00%
2.20%
100.00%
Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR
- Hunt Oil Company (Baa2 y Baa3)10. Camisea LNG (Holding) Company y Peru Hunt LNG Funding Company son subsidiarias de
Hunt Oil Company, la cual es una de las compañías privadas de Petróleo y Gas más grandes de Estados Unidos, con 50% de
participación indirecta en el Proyecto de PLNG. Las principales áreas de producción de petróleo y gas de Hunt se encuentran
localizadas en Estados Unidos, República de Yemen y Perú; asimismo, posee licencias de exploración en Rumania, Australia,
Italia y Perú. En el Perú, Hunt Oil Company es consorciante del CPC 11, para la explotación de Gas Natural en los Lotes 56 y
88, en el cual posee una participación del 25.20%, donde también participan SK Innovation, Tecpetrol del Peru (en el Lote 88)
y Tecpetrol Bloque 56 (en el Lote 56), Sonatrach, Pluspetrol Camisea (en el Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (en el Lote 56),
Pluspetrol Peru Corporation y Repsol. Hunt Oil Company también mantiene una participación del 50% en el Lote 76 en el Perú.
- SK Innovation (Baa2/Estable y BBB/Estable) 12, es una empresa coreana que forma parte de SK Group, dedicada a la industria
energética y química. SK Innovation se dedica a la exploración, refinamiento y comercialización de gas y petróleo, contando
con 20% de participación indirecta en PERU LNG. En la actualidad, desarrolla actividades en 20 países como República de
Yemen, Costa de Marfil, Egipto, Estados Unidos, Brasil, Australia y Perú. Asimismo, la empresa tiene experiencia en proyectos
de LNG tales como: Omán LNG, Yemen LNG y Ras Laffan LNG. La presencia de SK Innovation en el Perú, se inicia en 1996
con la adquisición del 8.33% de participación del Lote 8. Actualmente, participa en la exploración y explotación de los lotes 8,
56 y 88 y es socio del CPC para la explotación de los Lotes 56 y 88, junto a Hunt Oil Company, Tecpetrol del Peru (en el Lote
88) y Tecpetrol Bloque 56 (en el Lote 56), Sonatrach, Pluspetrol Camisea (en el Lote 88), Pluspetrol Lote 56 (en el Lote 56),
Pluspetrol Peru Corporation y Repsol, con una participación del 17.60%; asimismo, es socio de TGP donde tiene una
participación directa de 11.19%.
10
11
12
Moody´s Investor Service bajó la clasificación a Baa3 con perspectiva negativa el 18 de marzo del 2016.
Consorcio Productor Camisea.
Moddy´s Investor Service (07 de Febrero 2014) y Fitch (06 de marzo del 2014).
7
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- Tecpetrol del Perú S.A.C. y Tecpetrol Bloque 56 S.A.C. participan en la exploración y extracción de gas en los yacimientos de
Camisea, para luego procesarlo en la planta de separación de Malvinas. Desde fines del 2010, opera además el bloque 174
cercano a los yacimientos de Camisea. También lideró la construcción y participa en la operación del Sistema de Transporte
por Ductos. Grupo Energía de Bogotá adquirió 23.61% de las acciones de Techint en TGP el 16 de enero 2014.
- Sonatrach Perú Corporation S.A.C. Es una empresa argelina dedicada a la exploración de hidrocarburos. La diversidad de
actividades que realiza esta empresa abarcan todos los aspectos de la producción: la exploración, extracción, transporte y
refinación. Además, se ha diversificado en la petroquímica y la desalinización del agua de mar.
- Repsol Exploración del Perú, Sucursal del Perú. Es una compañía energética integrada y global con amplia experiencia en el
sector, que desarrolla actividades de Upstream y Downstream en todo el mundo.
Pluspetrol Perú Corporation S.A. es el socio operador de los lotes 88 y 56. Sus actividades comprenden el desarrollo, la
explotación y/o venta de gas y líquidos de gas de estos lotes.
Operaciones
La explotación parte de los Yacimientos Camisea en Echarate –Cuzco y a partir de ahí se transporta por ductos hacia la planta de
Separación en Malvinas (a 80 km de los Yacimientos) donde se obtiene gas seco e hidrocarburos líquidos. El gas extraído del Lote 88
es enviado al City Gate en Lima para el consumo nacional que incluye el uso industrial, GNV, residencial y generación de energía
siendo distribuidos por Calidda y Contugas, ésta última encargada de la distribución para la Concesión de Ica. De otro lado, el gas
extraído del Lote 56 es vendido a Perú (PLNG)13, quien lo transporta desde Planta Malvinas a su planta de licuefacción en Melchorita
para la producción de LNG que es vendido exclusivamente a Shell International Trading Middle East Limited (SITME) para su
posterior exportación. Los hidrocarburos líquidos de ambos lotes se envían por ducto a la planta de fraccionamiento en Pisco donde
se obtiene propano, butano, nafta y MDBS. Se debe recalcar que el Consorcio de productores vende el GN en boca de pozo (salida
de Planta Malvinas), siendo responsabilidad de los clientes la contratación del transporte desde ese punto. Con todos estos clientes se
poseen contratos take or pay14.
ESQUEMA DEL PROYECTO DE EXPLOTACIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DEL PROYECTO CAMISEA
Explotación
(Consorcio Camisea)
Transporte
(Consorcio TGP)
Gas Natural
Yacimientos Camisea
San Martín - Cashinari
Pagoreni- Mipaya
Gas Natural Seco
Planta de Separación
Las Malvinas
City Gate Lurín-Lima
Exportación LNG Cañete,
Hunt Oil
Líquidos de Gas
Natural
Gas seco
(reinyección)
Distribución Lima
(GNLC-Tractebel)
Planta de Fraccionamiento
Lobería- Pisco
CAMISEA
Gas Natural Seco (Mercado Interno)
Gas Natural Licuefactado
(Mercado Externo)
(Perú LNG)
Diesel 2
Gasolinas
GLP (Mercado Interno y Externo)
Fuente: Oficina de Estudios Económicos - OSINERG/ Elaboración: PCR
Obras & Inversiones
Durante el 2015, la compañía invirtió USD 72.47 MM, resaltando que alrededor del 60% del total del monto invertido en diciembre
2015 tuvo como destino la perforación en Kimaro, donde no se obtuvieron resultados favorables. Las actividades más relevantes para
el 2016 son: i) Trabajos de punzado en la formación Vivian en cuatro pozos con el objetivo de en poner en producción reservorios
dejados, así como la optimización de drenaje de los reservorios y mantener la capacidad de entrega en el campo de Cashiriari, ii)
Ensayos de formación en los pozos del yacimiento San Martin y Cashiriari, que permitirá monitorear parámetros como la presión,
permeabilidad y daño de formación, iii) Desarrollo de los trabajos de mejora al sistema de tratamiento de agua de producción en las
Malvina, iv) Desarrollo de ingeniería para el loop del Flowline Cashiriari 1 a Malvinas para su próxima implementación (2017-2019), v)
Parada de las unidades criogénicas 1 y 2 en mayo, para el mantenimiento anual de los Turboexpanders y para el mantenimiento de
válvulas de control KCV.
Marco Legal y Contratos
Cabe resaltar que gracias a que el Contrato de Licencia es un Contrato Ley, el mismo no puede ser modificado unilateralmente por el
Estado ni por nuevas leyes, brindándoles así mitigar el riesgo político. Los contratos en los cuales se encuentra amparado todo el
proyecto Camisea se detallan a continuación:
13
El proyecto de LNG (PLNG) inició en junio 2010
Los contratos "take or pay", son un modelo de Contrato de compra y venta de un determinado producto en que el comprador queda obligado a pagar por la
encomienda que hace, consumiendo o no el producto; es decir, en el caso de que no consuma el producto en la fecha prevista, el contrato exige que se
efectúe el pago, independientemente de haber existido consumo.
14
8
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- Contrato de Licencia del Lote 88: Celebrado el 9 de diciembre de 2000, vincula a Perupetro (representante del Estado
Peruano) con el Consorcio conformado por las empresas Pluspetrol Perú Corporation S.A., Pluspetrol Camisea S.A., Hunt Oil
Company of Perú L.L.C, Sucursal del Perú, SK Innovation Sucursal Peruana y Tecpetrol del Perú S.A.C. Sumándose en
octubre 2003 Sonatrach Peru Corporation S.A.C. y en diciembre 2005 Repsol Exploración Peru, Sucursal del Perú. El
Contrato especifica las condiciones necesarias para explotar y realizar las operaciones dentro del área de Concesión, de
acuerdo con los lineamientos fijados en la Ley N° 26221. Tales derechos han sido otorgados por un plazo de 30 años para la
explotación de petróleo y de 40 años para el caso de la explotación del gas natural y los líquidos de gas natural.
- Contrato de Transporte de Líquidos de Gas Natural: Contrato firmado en el 2003, del tipo Ship or Pay, que establece las
condiciones del transporte de LGN desde Malvinas hasta la planta de fraccionamiento en Pisco, según el cual la capacidad
contratada (firme) se incrementa de 50,000 a 70,000 BPD desde junio del 2009 y tendrá vigencia hasta final de contrato o
nueva adenda, a un costo mensual según Ship or Pay de USD 7,473,375, estando afectado por el comportamiento de
inflación Americana”
- Joint Operating Agreement (JOA): La última versión fue modificada el 28 de febrero de 2006. Se encuentra firmado entre
los integrantes del Consorcio Camisea con la finalidad de delimitar los derechos y responsabilidades de cada uno de los
participantes del Proyecto Camisea y del Operador del mismo en relación a las actividades que desarrollarán como parte del
Contrato de Licencia del Lote 88 (las “operaciones conjuntas”). En este acuerdo se designó a Pluspetrol Perú Corporation
S.A. como Operador del Proyecto Camisea y se delimitaron sus funciones, derechos y responsabilidades, dentro de las que
se encuentran la contratación de personal, la representación del Consorcio ante demandas judiciales que no excedan los
US$ 50 mil (este límite es sólo referencial, con la autorización de socio puede representarlos por montos mayores), la
contratación de las pólizas de seguros necesarias para la operación, entre otras. En el JOA se ha acordado la formación de
un Comité Operativo compuesto por un representante titular de cada uno de los partícipes del Consorcio y por un
representante alterno. El Comité Operativo tiene a su cargo la supervisión de las actividades conjuntas, así como la
adopción de acuerdos con relación a dichas operaciones.
- Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88 Modificado y Reformulado. Con fecha de 6 de agosto 2014, entró en
vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88 Modificado y Reformulado, celebrado entre Perú LNG y los titulares del
Lote 88. Este contrato modifica y reformula el firmado en febrero del 2006. A través de este contrato, los titulares del Lote 88 se
comprometen a entregar volúmenes de GN a Perú LNG para efectos de consumo local o cuando sea utilizado en el proceso de
producción de Perú LNG. En la misma fecha, también se celebró una enmienda para aclarar que el GN del Lote 88 no puede ser
exportado, asimismo, mediante un acuerdo de valorización se dispuso que el GN vendido a PLNG sea valorizado de la misma
manera que el gas del Lote 56 vendido a PLNG.
Regalías
A diciembre 2015, las regalías totales recaudadas por la extracción de Líquidos de Gas Natural (LGN) ascendieron a USD
303.13 MM (-62.41% vs diciembre 2014), sobre los cuales el Consorcio de Productores de Camisea (lotes 56 y 88) representaron
95.53% del total. De otro lado, las regalías asociadas a la actividad de Gas Natural (GN) alcanzaron los USD 248.62 MM, tras
decrecer en USD 45.87 MM (-15.58%). Cabe indicar que las tasas de regalías varían por lote, en promedio estos representan el
19.14% 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 sobre el valor de la producción fiscalizada de LGN. De ac uerdo
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 L GN
por un valor referencial equivalente al precio de canasta de líquidos de Gas Natural menos USD 6.40 por barril. El impuesto a la
renta proviene de cada actividad: explotación, transporte y distribución. El canon para la región Cusco es 50% de las regalías y
el 50% del impuesto a la renta. El monto restante de las regalías se reparte para un fondo de las regiones (25%) y para el
gobierno central (75%).
REGALÍAS DE GAS NATURAL Y LGN – ACUMULADO DICIEMBRE 2015
GN
Ubicación
Nor-Oeste
Selva Central
Selva Sur
Operador
Lote
Sapet
Petrobras
Petromont
Olympic
Aguaytía
Pluspetrol
Repsol
Pluspetrol
VII_VI
X
II
XIII
31-C
88
57
56
Total
LGN
Regalía
(MM US$)
0.48
2.86
0.42
1.88
14.43
192.17
1.44
34.95
248.62
Participación
Ubicación
Operador
Lote
0.19%
1.15%
0.17%
0.75%
5.80%
77.29%
0.58%
14.06%
100.00%
Selva Central
Aguaytía
Pluspetrol
Repsol
Pluspetrol
31-C
88
57
56
Total
Selva Sur
Regalía
(MM US$)
11.33
182.08
2.24
107.48
303.13
Participación
3.74%
60.07%
0.74%
35.46%
100.00%
Fuente: PERUPETRO/ Elaboración: PCR
Reservas
9
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Las estimaciones de las reservas han sido realizadas por NSAI15, los cuales corresponden a estimaciones de los volúmenes de
producción de líquidos de gas y de gas recuperable proyectados desde el año 2014 al 2040. La participación en las reservas para
Pluspetrol Camisea S.A, corresponde a Pluspetrol Camisea S.A (25.00%) y a Pluspetrol Peru Corporation S.A. (2.20%). Parte de
las reservas del Lote 88 estaban comprometidas para el proyecto de exportación de Gas realizado por PLNG, y es que para que
el proyecto de exportación de gas sea económicamente viable se tuvo que asegurar un “respaldo” de reservas, las cuales
comprendían hasta 2.5 TCF de las reservas del Lote 88 a ser usadas en caso sea necesario y solo si las reservas del Lote 56 no
eran suficientes. Es en ese sentido, con la finalidad de dedicar la totalidad de las reservas del lote 88 al consumo nacional, se
realizaron una serie de modificaciones a los contratos existentes para reemplazar las reservas del lote 88 con reservas del l ote
57. Es así que desde fines de marzo 2014 -en virtud de acuerdos preliminares-, el Lote 57 inició su producción la cual es
procesada en la Planta de Malvinas y luego de pagada su regalía, es vendida a los Contratistas del Lote 56, quienes mantienen
el compromiso de suministrar GN a PLNG para posteriormente ser destinado a su exportación, en reemplazo de las reservas del
lote 88.
Lote 88-Diciembre 2015
Gas
Probadas
Probables
Posibles
Probadas+Probables+Posibles
(BCF)
8,597.8
990.2
1,401.6
10,989.6
Reservas al 100%
Liquidos de
Gas Natural
(MMBL)
(MMBL)
171.6
247.4
31.2
34.5
45.1
53.6
247.9
335.5
Condensado
Líquidos
(MMBL)
419.0
65.7
98.8
583.5
Gas
(BCF)
2,338.6
269.3
381.2
2,989.2
Reservas Netas
Liquidos de
Gas Natural
(MMBL)
(MMBL)
46.7
67.3
8.5
9.4
12.3
14.6
67.4
91.3
Condensado
Líquidos
(MMBL)
114.0
17.9
26.9
158.8
Fuente: PLUSPETROL/ Elaboración: PCR
Análisis Financiero
Eficiencia Operativa
Las ventas acumuladas en términos de volumen del gas ascendieron a 61.48 BSCF16 y se expandieron en 5.89% con respecto al
año 2014, no obstante, el precio del gas natural decreció en 2.08%, con lo cual se obtuvo un importe de facturación por USD
129.16 MM (2014: USD 123.11 MM) impulsada por la expansión de la demanda por energía eléctrica. Por su parte, el volumen
de ventas acumuladas de los líquidos de gas fueron de 4.74 MMBBLS17 al 2015 (2014: 5.31 MMBBLS), a raíz del menor volumen
de venta en propano y butano, seguido de la naptha y finalmente del MDBS. A ello se añade que el volumen de producción del
Lote 88 fue menor a la registrada en el 2014 por la paralización en mayo del 2015 en el campo de San Martin del Lote 88, lo cual
obligó a reducir la producción de GLP en su planta de fraccionamiento en Pisco (Ica). Cabe mencionar que se observa una
reducción significativa en el volumen de ventas de líquidos de gas en el mercado externo, a raíz del mejor margen de ganancia
que se obtiene en términos de precios a nivel local que internacional.
Respecto a los precios de los líquidos del gas, estos se redujeron de forma significativa en el MDBS y la naptha, cuando en
periodos anteriores se mantuvieron elevados. Es así que 97.40% de los ingresos totales de la compañía provienen de la venta
de propano/butano, naphta, destilado medio de condensado de gas natural (MDBS) y gas; de los cuales 70.25% se comercializa
en el mercado local y el resto se exporta. Cabe señalar que el 100% de las ventas de gas y MDBS que se extrae del Lote 88 se
comercializan a nivel local y la naphta se exporta en su totalidad.
De este modo, Pluspetrol Camisea registró ventas por el valor de USD 335.20 MM al 2015, mostrando un retroceso del 36.74%
con respecto al año previo de análisis debido a una serie de factores como: i) la caída internacional del precio del petróleo
producto de la sobreoferta mundial del oro negro, impulsado por la OPEP y las menores expectativas de crecimiento económico
mundial (menor demanda) que afecta al precio, y ii) la contracción en el volumen de ventas de líquidos de gas en naptha y
propano/butano. En contraste, el costo de ventas se redujo en 23.06% por el menor importe de regalías, ya que, éstas
representan cerca del 50% del costo de ventas, y se encuentra asociado al menor volumen de ventas y menores marcadores
asociados, con lo cual la compañía obtuvo un margen bruto menor al 2014, que presenta una tendencia decreciente desde
inicios del año en mención, por factores mencionados anteriormente.
Los gastos operativos de Pluspetrol Camisea pasaron de USD 11.77 MM (Dic.14) a USD 34.96 MM (Dic.15), explicado por los
elevados costos de exploración (representan 62.20% del total de costos) en el distrito de Echarate, en Cusco. Cabe mencionar
que Pluspetrol Camisea contemplaba la perforación de 9 pozos en las locaciones de Kimaro, Kemari y Manatí, con fecha de
finalización de actividades a fines del presente año, no obstante, los hallazgos de reservas obtenidos en Kimaro en el 2015 no
fueron satisfactorios para la compañía, por lo cual se abandonaron permanentemente y finalmente se castigaron por el importe
de USD 20.70 MM. Por su parte, los gastos administrativos se expandieron, producto de las asesorías y consultorías para
proyectos específicos de la compañía. En este sentido, la eficiencia operativa de la compañía se ha caracterizado por mantener
15
Netherland, Sewell & Associates, Inc.
Billones de pies cúbicos.
17
Millones de barriles.
16
10
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niveles inferiores al 5%, sin embargo a diciembre 2015 se observa un repunte como consecuencia de los elevados costos de
exploración (castigo de pozos). Respecto al EBITDA de Pluspetrol Camisea, este logró situarse en USD 127.03 MM al 2015, cifra
menor en 55.73% con respecto al año previo de análisis, a raíz de un retroceso en la utilidad operativa (Dic.14: USD 263.05 MM
vs Dic.15: 103.99 MM). De forma similar el margen operativo y el EBITDA mostraron un comportamiento contractivo desde inicios
del año 2014, que se acentuó a partir de marzo del 2015.
Es importante señalar que se espera una trayectoria decreciente en los precios internacionales del petróleo y sus derivados
(alta correlación entre el precio del petróleo y del gas natural), el volumen de ventas podría caer aún más, afectando
negativamente al EBITDA de la compañía y podría llegar a comprometer la solvencia y liquidez de Pluspetrol Camisea. Si a ello
se suma exploraciones poco satisfactorias en las localidades de Kemari y Manatí para los próximos periodos, esto podría
contribuir a mermar aún más los resultados financieros de la compañía.
EVOLUCIÓN DE LOS INGRESOS POR PRODUCTO Y DESTINO (USD MM)
GLP
Nafta
MDBS
350
Gas Natural
GLP
D
D
MDBS
300
D
INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA (USD MM)
600
500
D
D
250
400
X
300
X
200
X
X
200
150
X
100
100
0
dic-11
50
dic-12
Utilidad Operativa
0
dic.11
2009 2010
dic.12
2011 2012
D: Domestico / X: Exportaciones
dic.13
2013 2014
dic.14
2015 2016
dic-13
dic-14
Ingresos Totales
dic-15
Costos Totales
dic.15
2017 2018
Fuente: Pluspetrol Camisea S.A.A. Elaboración PCR
Rendimiento financiero
La utilidad neta de la compañía al 2015 totalizó en USD 66.68 MM, tras decrecer en 61.87% respecto al 2014 por la caída de los
precios y el menor volumen de ventas en líquidos de gas. Cabe señalar que las ventas totales de Pluspetrol Camisea han venido
mostrando una tasa de crecimiento compuesta anual del 19.69% durante los últimos cinco años. Por su parte, los ingresos financieros
de la compañía se redujeron en 9.55%, y los gastos financieros decrecieron en 10.14% con respecto al 2014 por la menor perdida
reportada en la diferencia de tipo de cambio. Se debe hacer mención que los intereses por endeudamiento representan 34.43% de los
gastos financieros.
Respecto a los riesgos asociados a los movimientos de las tasas de interés, estos son volátiles debido a que la Primera Emisión de
Bonos Corporativos se encuentra a tasas variables (LIBOR), lo cual podría afectar negativamente a la utilidad neta para el 2016, en
vista que la compañía no renovó los contratos de swap que vigentes hasta octubre 2015. Finalmente, los ratios de rentabilidad como
el ROE y ROA evidencian la caída en el importe facturado de ventas, que redujo la utilidad neta en más del 50%. Para el caso del
ROE, este ha mostrado picos elevados entre el 2010 y 2011, para luego descender de manera progresiva desde el 2013 y alcanzar
los niveles presentados al 2015; en tanto el ROA mostró una tendencia creciente desde el 2010 y empezó a desacelerarse desde
inicios del 2014. Si bien se observa que los indicadores de rentabilidad de Pluspetrol Camisea se han contraído significativamente en
el 2015, estos aún permanecen en niveles elevados a diferencia de otras empresas correspondientes a otros sectores económicos.
PCR considera que los márgenes de rentabilidad desde el primer semestre 2014 han mostrado un comportamiento más volátil por una
coyuntura económica desfavorable, sin embargo se espera que se recuperen a partir del 2017 a medida que los precios de
hidrocarburos muestren un comportamiento más estable.
EBITDA (USD MM) E INDICADORES DE RENTABILIDAD (%)
MÁRGENES DE RENTABILIDAD (%)
USD MM
100%
350
300
80%
60%
50%
40%
250
60%
200
40%
150
100
20%
30%
20%
10%
50
0%
0
dic-11
dic-12
EBITDA
dic-13
ROE
dic-14
dic-15
ROA
0%
dic-11
Margen Bruto
dic-12
dic-13
dic-14
Margen Operativo
dic-15
Margen Neto
11
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Fuente: Pluspetrol Camisea S.A.A. Elaboración PCR
Liquidez
Al 2015 la compañía registró activos corrientes por USD 62.18 MM, tras mostrar un retroceso del 40.13% con respecto al 2014,
producto de la cancelación de préstamos a empresas relacionadas como Pluspetrol E&P S.A. Sin embargo, a fines de diciembre del
periodo de análisis, la compañía transfirió los derechos y obligaciones de las cuentas por cobrar derivados de los préstamos a por
USD 27.30 MM a Pluspetrol Lote 56. Otros factores que explican el retroceso del activo corriente corresponden al menor saldo de caja
y sus equivalentes, este se produjo por la reducción del flujo operativo y el mayor flujo de actividades de inversión. Asimismo, las
cuentas por cobrar comerciales mostraron un retroceso del 39.15% y se concentran en alrededor de 7 clientes, de los cuales menos
del 5% se encuentran en situación de vencimiento. Cabe mencionar que la política de cobranzas de la compañía se basa en una
adecuada calificación crediticia de sus principales clientes, otorgando plazos de crédito menores a 30 días, con garantías de pago.
En contraste, el stock de pasivos corrientes cerraron el año 2015 en USD 44.83 MM, con un retroceso de 21.17% principalmente
explicado por el monto nulo correspondiente al impuesto corriente por pagar en el periodo de análisis.
La liquidez de la compañía expresada como prueba general18 y ácida19 muestra dos periodos diferenciados: i) 2012-2013: donde
ambos ratios son inferiores a la unidad, pero crecen y el ii) 2014-2015: los ratios se ubican por encima de la unidad, sin embargo
decrecen. En este mismo sentido, el periodo medio de cobro se elevó en 6 días, y el periodo medio de pago se aplazó en 10
días, con lo cual el ciclo de conversión neto retrocedió en 3 días. De este modo, se refleja la mejora de la capacidad en la gestión
del circulante de la compañía, producto del reperfilamiento de su deuda, pero que podría verse comprometido si no se logra
recuperar el nivel de facturación en las ventas totales. Es así, que Pluspetrol Camisea obtuvo un capital de trabajo positivo, pero
inferior en 63.09% al registrado en el 2014. Cabe resaltar que éste históricamente ha presentado un comportamiento mixto, ya que,
entre diciembre del 2012 y 2013, fue negativo producto de los préstamos bancarios tomados de corto plazo y de las significativas
cuentas por pagar a entidades relacionadas. No obstante, este escenario cambió a partir del 2014, periodo donde la compañía
canceló los préstamos con el BBVA y el BCP, obtuvo una nueva línea de financiamiento con The Bank of Nova Scotia con un
cronograma de pago más holgado, y en menor medida también por la amortización de bonos.
CAPITAL DE TRABAJO (USD MM)
INDICADORES DE LIQUIDEZ (VECES)
200
2.00
1.80
1.60
150
1.40
1.20
100
1.00
0.80
50
0.60
0.40
0
dic-11
dic-12
dic-13
dic-14
dic-15
0.20
0.00
-50
dic-11
Capital de Trabajo
Activo Corriente
Pasivo Corriente
dic-12
dic-13
Liquidez General
dic-14
dic-15
Prueba Ácida
Fuente: Pluspetrol Camisea S.A.A. Elaboración PCR
Solvencia
El 63.96% de los pasivos corresponde a la deuda financiera de Pluspetrol Camisea, la cual ascendió a USD 172.64 MM al 2015
(Dic.14: 185.48 MM) y estuvo compuesta por: i) Préstamo bancario, cuyo saldo es de USD 99.43 MM y con un vencimiento en marzo
2019. Este préstamo se firmó a fines de marzo del 2014 con el objetivo de financiar las inversiones de la compañía, con un
18
19
Activo Corriente/Pasivo Corriente.
(Activo corriente-Existencias-Gastos pagados por anticipado)/Pasivo corriente.
12
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cronograma de pagos más holgados, ii) Bonos Corporativos emitidos a fines del 2006 por un monto total de USD 125 MM, cuya
garantía corresponde a un fideicomiso de flujos, donde se cede los flujos de efectivo, derechos de cobranza de sus ventas y las
pólizas por pérdidas de beneficios. Además, los bonos tuvieron un período de gracia de 19 trimestres para el pago de capital y se
amortizan en 41 pagos trimestrales iguales a partir del vigésimo trimestre vencido.
COMPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONES FINANCIERAS ( USD MM)
Millares
EVOLUCIÓN DE LA DEUDA FINANCIERA (USD MM)
300
CLASE DE
(1ra.OBLIGACIÓN
Emisión- serie A)
(1ra. Emisión- serie B)
VENC.
DIC-15
DIC-14
oct-21
nov-21
58.60
14.61
68.26
17.03
The Bank of Nova Scotia
Préstamo Bancario
mar-19
99.47
99.18
Credit Agricole Corporate
and Investment Bank
Swap de tasa de Interés
oct-15
ACREEDOR
Bonos Corporativos
250
200
150
Total de obligaciones financieras
Porción no corriente
Porción corriente
100
-
1.01
172.64
160.28
185.48
172.12
12.36
13.36
50
0
dic-11
dic-12
Deuda Financiera
dic-13
Largo Plazo
dic-14
dic-15
Corto Plazo
PCDLP
PCDL: Parte Corriente de la deuda a largo plazo
Fuente: Pluspetrol Camisea S.A.A. Elaboración PCR
El patrimonio de la compañía se encuentra representado por 501,830 acciones comunes, con un valor nominal de USD 100 cada
una. A diciembre 2015, el patrimonio fue de USD 208.32 MM, tras decrecer en 11.08% con respecto al 2014, a raíz de la menor
acumulación de resultados a comparación de ejercicios anteriores, lo cual podría repetirse en el lapso del 2016 bajo un conte xto
de caída del precio de hidrocarburos, con lo cual el volumen de ventas totales de la compañía decrecería a tasas cercanas al
30%. Cabe mencionar que el comportamiento del patrimonio de Pluspetrol Camisea se ha caracterizado por su fortalecimiento a
través de los resultados acumulados desde inicios del 2011, que ha venido creciendo a una tasa promedio anual del 8.65%
durante los últimos cinco años, además le ha permitido financiar aprox. 40% de sus activos con recursos propios.
De este modo, Pluspetrol Camisea obtuvo un endeudamiento patrimonial20 ligeramente superior a lo presentado en el 2014,
producto de la disminución registrada en el patrimonio. En cuanto su tendencia, este ha mostrado una considerable reducción
desde el 2010 y se ha mantenido en niveles estables, gracias al nivel de patrimonio alcanzado vía resultados acumulados. El
ratio deuda financiera/EBITDA se elevó al pasar de 0.65 veces (2014) a 1.36 veces (2015), a raíz de la menor generación de
ingresos a pesar de la reducción en la deuda financiera. En este sentido, otros indicadores de solvencia mostraron un
comportamiento similar, a los dos ratios mencionados anteriormente, no obstante, permanecen en niveles adecuados. Por otro
lado, el ratio de cobertura de servicio de deuda (RCSD) se mantiene al 2015 muy por encima de la unidad, pero ha caído
considerablemente si se le compara con el periodo 2014, producto del retroceso presentado en el EBITDA a través del menor
volumen de ventas bajo un contexto económico mundial de una caída en el precio de los hidrocarburos. Cabe señalar que en el
2013, el RCSD se situó en su nivel máximo, incluso tres veces por encima de lo registrado en el 2010.
COBERTURA DE LA DEUDA (VECES)
INDICADORES DE SOLVENCIA (VECES)
70.0
1.6
60.0
1.4
1.2
50.0
1.0
40.0
0.8
30.0
0.6
20.0
0.4
10.0
0.2
0.0
0.0
dic-11
End.Patrimonial
dic-12
dic-13
D.Financ/Ebitda
dic-14
dic-15
D.Financ./Patrimonio
dic-11
RCSD
dic-12
dic-13
EBITDA/G. Financieros
dic-14
dic-15
EBIT/G. Financieros
RCSD: Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda
Fuente: Pluspetrol Camisea S.A.A. Elaboración PCR
Instrumentos Calificados
Primer Programa de Instrumentos Representativos de Deuda
20
Endeudamiento Patrimonial=Pasivos/Patrimonio.
13
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El 10 de octubre de 2006, la Gerencia General de la Superintendencia del Mercado de Valores (SMV) aprobó e inscribió en el Registro
Público del Mercado de Valores de la SMV los valores correspondientes a las emisiones denominadas: (i) Primera Emisión del Primer
Programa de Instrumentos Representativos de Deuda de Pluspetrol Camisea S.A. hasta por un importe máximo de emisión de USD
125.00 MM. Con fecha 25 de octubre y 8 de noviembre de 2006, la Compañía emitió las series A y B de la primera emisión por un
monto de USD 100.00 MM y USD 25.00 MM, respectivamente. Estos bonos tienen un periodo de gracia de 19 trimestres para el pago
de capital y se amortizan en 41 pagos trimestrales iguales a partir del vigésimo trimestre vencido. El fin del primer programa de
instrumentos de deuda fue reestructurar sus pasivos, lo cual le permitió reemplazar la deuda que mantenía con sus afiliadas para el
financiamiento del Lote 88 y optimizar la estructura de capital que poseía. La Compañía constituyó un fidecomiso al que cede los flujos
de efectivo y los derechos de cobranza de sus ventas.
PRIMERA EMISIÓN DE BONOS CORPORATIVOS (USD MM)-DIC.15
Serie A
Serie B
Monto Emitido
Tasa de
interés
Plazo
Pago de
Intereses
Fecha de
emisión
Fecha de
redención
Saldo en
Circulación USD
USD 100.00 MM
USD 25.00 MM
Libor 90d.+1.3135%
Libor 90d.+1.25%
15 años
Trimestral
24/10/2006
07/11/2006
25/10/2021
08/11/2021
58.54 MM
14.63 MM
Fuente: Pluspetrol Camisea S.A /Elaboración: PCR
Fideicomiso de Flujos
La totalidad de la deuda compuesta por la deuda financiera y los bonos corporativos (Préstamo Mediano Plazo y Bonos) tienen la
garantía del Fideicomiso Bancario que posee la totalidad de los derechos de cobro y flujos provenientes de la participación de la
Compañía en las ventas de hidrocarburos del Lote 88, además de los derechos sobre la Póliza de Pérdida de Beneficios. El
Fideicomiso se encuentra administrado por La Fiduciaria y el funcionamiento es por el medio de una cuenta de paso. Si La Fiduciaria
no recibe notificación de incumplimiento y cumple con las condiciones previas del cumplimiento de pago; es decir, (i) Se acreditan
flujos dinerarios en las Cuentas Recolectoras, (ii) La Fiduciaria no reciba notificación de Incumplimiento y (iii) Se haya atendido los
gastos del Fideicomiso se procede a transferir los flujos dinerarios a las cuentas Destino del Emisor para su libre disposición. Si La
Fiduciaria recibe notificación de incumplimiento se retienen el 100% de los fondos y el fideicomitente podrá instruir los pagos de: (i)
Participación del mismo en cualquier desembolso del Consorcio vinculado al Proyecto de acuerdo a lo convenido en el programa de
Trabajo y al presupuesto del Proyecto. (ii) Al pago de Tributos. (iii) El representante de los Acreedores Respaldados podrá instruir al
Fiduciario luego de haber atendido los pagos referidos en los puntos (i) y (ii), a pagar las obligaciones del servicio de Deuda
Garantizada. Si existe un saldo luego de realizar los pagos, el Fideicomitente podrá solicitar su colocación en Certificados de
Depósitos Redimibles y/o cuentas de ahorro. Si se mantiene el incumplimiento se producen dos sucesos: la cura de incumplimiento y
la aceleración de pago. Ante el primer suceso, se transfieren los flujos dinerarios a las cuentas de destino del emisor para su libre
disposición. De otro lado, si se produce la aceleración de pago: (i) Se realizan los pagos relacionados a cualquier desembolso del
Consorcio vinculado al Proyecto de acuerdo a lo convenido en el Programa de Trabajo y Presupuesto del Proyecto, así como de los
tributos que el fideicomitente se encuentre obligado a cancelar, (ii) Depósito en la cuenta reserva Cash Calls de dos veces la
participación del Emisor en desembolsos del Consorcio vinculados al Proyecto de acuerdo a lo convenido en Programa establecido
durante los meses siguientes, (iii) Comisiones de La Fiduciaria y pago de obligaciones garantizadas y (iv) otros gastos contemplados
en el contrato. Posteriormente se transfieren los flujos dinerarios a las cuentas destino del emisor para su libre disposición una vez
satisfechas las obligaciones.
Resguardos Financieros
A diciembre 2015, la compañía ha venido cumpliendo con sus compromisos financieros.
Resguardo Financiero
Fórmula
Límite
Ratio de Cobertura de Deuda
Deuda Financiera Neta/EBITDA
No mayor a 2.75x
1.2x (Sí cumple)
No menor de USD 50 MM
USD 208.32 MM (Sí cumple)
36.53(Sí cumple)
Patrimonio Neto
Ratio de Reservas
Total de Reservas Probadas +
Probables /Producción ult 12m
Tres años mayor al número de años
que restan entre la Fecha de Medición
y la Fecha de Redención
Ratio de Cobertura de Servicio de
Deuda
Flujo de Caja para Servicio de
Deuda/ Servicio de Deuda
No menor a 1.25x
Cumplimiento a Diciembre 2015
4.32x (Sí cumple)
Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR
14
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Anexo
PLUSPETROL CAMISEA S.A
Estado de Situación financiera (USD MM)
dic-11
122.48
Activo Corriente
411.16
Activo No Corriente
533.64
Activo Total
120.82
Pasivo Corriente
190.93
Pasivo No Corriente
311.75
Pasivo Total
221.90
Patrimonio Neto
170.08
Obligaciones Financieras
Estado de Ganancia y Pérdidas (USD MM)
448.78
Ingresos Totales
203.64
Costos Totales
245.14
Utilidad Bruta
239.30
Utilidad Operativa
0.31
Ingresos Financieros
4.85
Gastos Financieros
163.28
Utilidad Neta
EBITDA y Cobertura
239.30
EBIT
17.25
Depreciación y Amortización
256.55
EBITDA
4.85
Gastos Financieros
49.34
EBIT/G. Financieros
52.90
EBITDA/G. Financieros
5.36
Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda (RCSD)
52.96
(EBITDA+I.Financieros)/G.Financieros
Solvencia
0.39
Pasivo Corriente / Pasivo Total (veces)
0.61
Pasivo No Corriente / Pasivo Total (veces)
0.55
Deuda Financiera / Pasivo Total (veces)
0.86
Pasivo No Corriente / Patrimonio (veces)
0.77
Deuda Financiera / Patrimonio (veces)
1.40
Endeudamiento Patrimonial (veces)
0.74
Pasivo No Corriente / EBITDA (veces)
1.22
Pasivo Total / EBITDA (veces)
0.66
Deuda Financiera / EBITDA (veces)
54.56%
Deuda Financiera/ Pasivo Total (veces)
31.87%
Deuda Financiera/ Activo Total (veces)
Liquidez
1.01
Liquidez General (veces)
0.92
Prueba Acida (veces)
1.67
Capital de Trabajo (USD MM)
15
Periodo Medio de Cobro (días)
55
Periodo Medio de Pago (días)
23
Periodo Medio de Permanencia de Inventarios (días)
-17
Ciclo de conversión de Efectivo (días)
Rentabilidad
90.84%
ROE
30.60%
ROA
54.62%
Margen Bruto
53.32%
Margen Operativo
36.38%
Margen Neto
57.17%
Margen EBITDA
HISTORIAL DE CALIFICACIONES
mar-14
pAAA
Bonos Corporativos
Estable
Perspectiva
dic-12
127.83
426.65
554.48
166.01
160.74
326.75
227.73
136.02
dic-13
140.09
432.21
572.30
160.61
152.81
313.42
258.88
201.30
dic-14
103.86
425.66
529.51
56.87
238.36
295.23
234.28
185.48
dic-15
62.18
416.07
478.24
44.83
225.09
269.92
208.32
172.64
429.48
204.57
224.91
216.02
0.02
6.24
146.80
563.87
255.46
308.41
298.20
1.24
4.89
205.98
529.88
255.07
274.81
263.05
1.08
11.53
174.85
335.20
196.25
138.95
103.99
0.98
10.36
66.68
216.02
18.35
234.37
6.24
34.64
37.58
11.80
37.59
298.20
22.05
320.26
4.89
60.96
65.47
17.15
65.72
263.05
23.92
286.96
11.53
22.81
24.89
11.53
24.98
103.99
23.04
127.03
10.36
10.04
12.26
5.59
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0.51
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1.43
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0.58
41.63%
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1.21
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1.77
2.12
1.36
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36.10%
0.77
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-38.18
21
50
22
-6
0.87
0.79
-20.52
20
27
19
12
1.83
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18
24
14
8
1.39
1.10
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24
34
15
5
65.30%
26.48%
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74.63%
33.02%
51.86%
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33.00%
54.16%
32.01%
13.94%
41.45%
31.02%
19.89%
37.90%
jun-14
pAAA
Estable
sep-14
pAAA
Estable
dic-14
pAAA
Estable
jun-15
pAAA
Estable
Fuente: Pluspetrol Camisea S.A / Elaboración: PCR
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