布宜诺斯艾利斯，2024 年 3 月 6 日

¹信息 基于根据阿根廷现行国际财务报告准则编制的金融服务。

²它不包括子公司CTBSA、Transener和TGS的 销售额，显示为 “参与合资企业和联营企业的结果”。

³ 合并调整后息税折旧摊销前利润表示扣除财务项目、所得税、折旧和摊销、特别和 非现金收入和支出、股权收益前的流量，包括我们拥有的关联公司的息税折旧摊销前利润。有关第 3.1 节的更多信息。

归属于公司股东的净收益 录得1.55亿美元的亏损，此前简要解释为销售和子公司 股权收入的减少，以及由于PPE的会计 与税收估值之间暂时滞后而导致的1.51亿美元非现金递延所得税费用增加。值得注意的是，会计估值以美元为本位货币，而纳税申报 以阿里亚尔为单位，通货膨胀调整因23年第四季度末的急剧贬值影响而被冲淡。持有金融 证券的收益部分抵消了这些损失。

净负债 降至6.13亿美元，降至过去5年来的最低水平。 大幅下降的主要原因是债务总额同期减少了1.65亿美元，这是由于取消了本金和摊薄了 澳元债务。此外，现金及现金等价物增加了1.35亿美元，使净杠杆率达到0.9倍， 实现了稳健的资产负债表。

2023 年 12 月 18 日，国家政府通过 DNU 第 55/23 号决定，宣布全国电力部门进入紧急状态，直至 2024 年 12 月 31 日。紧急情况包括发电、输电和配电，以及天然气的运输和配送。

为了确保 适当提供公用事业，指示证券交易所采取措施，促进自由竞争和低壁垒定价 ，维持受监管的实际收入。此外，还启动了电力和天然气运输和配送的 RTI 流程。 RTI 的实施不能延长 2024 年底以后。

ENRE和ENARGAS就费率调整和每月更新指数举行了公开听证会。ENRE将自2024年2月起适用的Transener和Transba2023年11月的资费表分别提高了179.7％和191.1％ 。此外，从 2024年5月起，一项综合工资、批发和消费者价格的指数决定每月更新费率（ENRE第104/24号和第105/24号决议）。 截至今日，TGS的资费计划尚未公布。

此外， DNU 下令从 2024 年 1 月 1 日起 ENRE 和 ENARGAS 进行干预，其董事会成员由证券交易所任命。 此外，DNU 寻求建立一个单一的国家天然气和电力监管局 (国家天然气监管局和 电力监管机构），它最终将取代 ENRE 和 ENARGAS。

招标安装 火力发电容量

2023年11月，共批准了29个耗资3340兆瓦的项目，用于安装和提高系统的可靠性和效率，其中包括 Pampa的CTGEBA和CTEB分别为300兆瓦和11兆瓦的扩建项目（SE第961/23号决议）。但是，2023年12月28日， 证券交易所指示CAMMESA暂时暂停签发与担保人支付的维持出价相应的商业文件 。因此，PPA没有得到执行。

CTLL 的 GT05 发生事故

2023 年 7 月 20 日，通用电气制造的 CTLL 的 LDLATG05 燃气轮机发生了一起事故。拆除 和修复故障的必要工作已经完成，商业运营于 2024 年 1 月 26 日恢复。

传统或现货定价方案的更新

2024年2月7日 7日，证券交易所批准自2024年2月起将以阿里亚尔计算的现货能源报酬增加74％（第9/24号决议）。

出口 气体的许可证

2023 年 11 月 ，SE批准向智利增加天然气出口量，金额为60万吨³/日，将在 2024 年 5 月至 9 月的冬季 期间配送。目前，Pampa获准出口量为150万立方米³/day 直到 2024 年 4 月。

OCP 中的 股权

2024 年 1 月 16 日 16 日，Pampa 从 Repsol 手中收购了 29.66% 的 OCP 股本。因此，潘帕持有OCP63.74％的股本，并保持 公司的共同控制权。

为了鼓励 石油和天然气出口并加强BCRA的储量，SE于2023年10月3日通过第808/23号决议，允许碳氢化合物出口商 根据出口增长计划（DNU 编号576/22）结算交易。PIE部分承认CCL 差异外汇下的出口，其余部分确认官方外汇的出口。潘帕坚持了这个计划。百分比的变化概述如下：

2023 年 12 月，梅赛德斯-卡代尔斯天然气管道投入使用。该主要基础设施 由ENARSA实施，是对GPNK的补充，使TGS和TGN在大布宜诺斯艾利斯 地区运营的天然气运输系统之间可以更灵活地进行转移。ENARSA与TGS签订合同，由其运营和维护上述天然气管道。

2023 年 11 月 22 日，董事会接受了戴安娜·蒙迪诺作为候补独立成员的辞职。此外，2023年11月29日， 董事会接受了埃米尔·华雷斯作为候补独立成员和雷娜塔·斯卡法蒂作为独立成员的辞职。

注意： 1 它考虑了员工股票薪酬计划的股票，截至2022年12月31日和2023年12月31日，该计划共计390万股普通股。

注意： 金融债务包括应计利息。1 它包括现金和现金等价物、业绩变动的公允价值金融资产以及按摊销成本计算的投资。2 根据国际财务报告准则，子公司CTBSA、Transener和TGS未合并到潘帕。

债务交易

截至2023年12月31日，根据国际财务报告准则，潘帕的合并财务债务为14.48亿美元，分别比2022年底和同比下降10％和12％。这种下降主要是由PEMC相关的 金融债务的重新整合、债务偿还和贬值来解释的，这稀释了阿里亚尔债务。由于流动性的增加，净负债与2022年12月和2023年9月相比分别下降了33％和9％，达到6.13亿美元。

美元债务总额占公司总债务的88％。其中79％以美元计价，平均利率 为8.4％，主要按固定利率计算，而美元-欧洲议会议员的负债率为5％。另一方面，美元挂钩债务占无息债务总额的7％ ，澳元债务的平均利率为95.7％。金融债务的平均寿命为3.2年。

下图显示了截至2023财年末扣除回购后的 本金到期情况（以百万美元计）：

注意：图表 仅考虑根据国际财务报告准则合并的Pampa。它不包括附属公司TGS、Transener和CTBSA。

2023 年 12 月 21 日，Pampa 以 216.55 亿澳元的价格兑换了未偿还的 11 轮融资 CB，按私人巴德拉尔汇率兑换，该利率原定于 2024 年 1 月 15 日到期。在第二十三季度中，潘帕支付了115.68亿澳元的短期银行借款，FINNVERA贷款摊销了400万美元， 获得了1,600万美元的进口融资。继第二十三季度之后，Pampa于2024年2月5日以59.8亿澳元的价格赎回了17系列CB（第二只绿色债券） ，原定于2023年5月4日到期，并于2023年2月29日以171.31亿澳元的价格发行了19系列CB，按私人巴德拉利率减去1％，将于2025年2月28日到期。此外，Pampa获得了100万美元的净进口融资 ，并支付了1亿澳元的净短期银行债务。

关于 我们的关联公司，在23年的第四季度，TGS获得了1,600万美元的净进口融资和300万美元的银行借款，而Transener支付了8300万澳元的借款 。CTEB向第7轮CB支付了17.54亿澳元，并借入了100万美元的进口融资。

本季度结束后，TGS获得了2,000万美元的短期银行借款和100万美元的进口融资。Transener以5600万澳元结算了 借款，CTEB以317.86亿澳元支付了短期银行债务，并以317.6亿澳元的价格赎回了其第二轮CB。

截至今天 ，公司遵守其债务协议中确立的契约。

债务 证券摘要

注意： 1 根据国际财务报告准则，关联公司未合并到潘帕的财务报表中。2 于 2024 年 2 月 5 日兑换。3 于 2024 年 1 月 18 日兑换 。

Pampa 及其子公司的信用 评级

注意： 1 个独立评级。2 个本地评级由 FIX SCR 发布。

注意： 归属于公司股东的净收益。

发电 23 年第四季度的销售额下降了 13%， 主要是由于热调度降低，这与软电力需求和计划性大修（主要是传统能源）相一致， 再加上7月发生的CTLL GT05事故。此外，发电量降低导致CAMMESA的燃料收入减少 ，CAMMESA由我们的勘探和生产业务采购，发电领域的盈亏平衡利润率。这些影响被PEA于2022年12月的收购和PEPE IV的投入使用部分抵消了 。

关于 传统能源，2023 年 11 月获得的 28% 的增长未能抵消对传统热能机组 （GT 和 ST）57% 的贬值影响，其产能定价为每兆瓦月3,700美元（与22年第四季度相比为-9％，与23年第三季度相比-5％），水电每兆瓦每月2,000美元（与42年第四季度相比下降6％，但与第三季度相比增长11％）23)。但是，由于CCGT的收入差异（第59/2023号决议），CCGT的产能薪酬与季度持平，为每兆瓦月4,600美元（同比增长14％）。在23年第四季度，传统能源占潘帕运营的5,332兆瓦的69％，但仅占该细分市场销售额的32％。

在 运营方面，潘帕的运营发电量 与 22 年第四季度相比略有下降了 3%，而阿根廷电网保持稳定。这主要是由于CTLL的 GT05从7月底起被迫停机，以及GT02和GT04（-585 GWh）的计划性大修。温和的天气和供水量的增加影响了CPB 和CMESA要求的CTGEBA的调度（-551 GWh），但被我们所有水力发电的更高发电量（+165 GWh）所抵消。值得强调的是 2023年2月委托的CCGT（+717 GWh）、PEPE IV和PEA（+114 GWh）的捐款。

Pampa运营机组的 可用性在23年第四季度达到93.4％ （-323个基点，与22年第四季度的96.6％类似），这主要是由于CTLL GT05的停电和上述计划性大修 。因此，23年第四季度的热可用率为92.4％（-375个基点，而22年第四季度为96.1％，略高于23年第三季度）。

注意： 摊销和折旧前的毛利率。它包括由潘帕运营的CTEB（50％的股权）。PEMC 于 2023 年 8 月解散合并。

在没有 折旧和摊销的情况下，净运营成本下降了 至4,800万美元，比22年第四季度下降了38％，这主要是由于CAMMESA的热需求减少、为支付合同而购买的电力 减少以及应计商业利益增加，这与CAMMESA的费率上升和延误有关。 保险、地方税和劳动力成本的增加抵消了这些影响。

23 年第 4 季度的财务 业绩达到了 3,200 万美元的净利润，比 22 年第四季度下降了 33%，这主要是由于 澳元对该细分市场净货币活跃头寸的贬值所产生的亏损，但部分被金融 利息（主要来自澳大利亚里亚尔债务）的减少以及持有金融工具的更大收益所抵消。

发电板块调整后 息税折旧摊销前利润达到9,400万美元，同比增长10％，主要是由于较低的运营成本和可再生PPA。除了CTLL的GT05事件和PEMC的解散合并 ，阿里亚尔对现货价格的贬值影响外，这些影响被减少的热调度和计划性大修所抵消。此外，调整后的息税折旧摊销前利润考虑了CTEB的50％所有权，这一改善与CCGT的PPA （23年第四季度为1,600万美元，而22年第四季度为200万美元）有关。它不包括延迟收款的商业利益、作为运营开支的个人防护装备费用的应计 以及门多萨水电站终止特许权的应急准备金等项目。

最后， 在不包括CTEB的情况下， 的资本支出在23年第四季度为6,600万美元，而2022年第四季度为1,600万美元，这是由2022年底启动的PEPE VI扩建项目所解释的。

下表显示了 发电领域的扩建项目：

注意：1 不含 增值税。2 估计平均值。

在 第 4 季度 23， 石油和天然气板块的销售额与22年第四季度相比下降了24％，这主要是由于本地和国外需求疲软推动的天然气价格下跌，以及在较小程度上石油和天然气产量的下降。

注意：阿根廷的净产量 。气体量标准化为9,300千卡（千卡）。

从 的运营角度来看，23年第四季度 天的总产量达到每天 56.4 kboe（与 22 年第四季度相比为 -8%，与 23 年第三季度相比为 -30%）。这种下降主要是由天然气产量减少造成的，该产量为880万 m³每天（由于季节性，与22年第四季度相比下降7％，与23年第三季度相比下降31％），这是因为厄尔尼诺潮在阿根廷和智利造成了温和的天气和较高的水力发电 ，除了核可用性增加外，还导致热量输出和出口减少。 在 23 年第四季度，这是自 2021 年 1 月以来我们的交付量首次低于合同中规定的最高水平。

来自瓦卡穆尔塔的页岩 天然气占据了主导地位，占23年第四季度天然气总产量的47％，而2022年第四季度为3％，这要归功于我们于2023年开始的运营区块 的开发活动。分析各区块的天然气产量， 我们 23 年第四季度的天然气总产量中，有 53% 来自埃尔曼格鲁洛，该产量记录为 470 万立方米³每天（与 22 年第 4 季度相比为 -31%， 与 23 年第三季度相比为 -37%）。尽管El Mangrullo的竞选活动侧重于页岩井，但产量主要来自致密天然气。另一方面， 由于其页岩井的出色生产力，Sierra Chata 的产量达到了 220 万米³每天（与 22 年第四季度相比 +283%，与 23 年第三季度相比 -35%）。在非运营区块，里奥内乌肯保持在150万米³每天（与 第 4 季度类似，与 23 年第 3 季度相比为 -6%），而 Rincón del Mangrullo 继续自然枯竭，贡献了 20 万立方米³每 天（与 22 年第 4 季度相比 -20%，与 23 年第三季度相比 +5%）。

我们在23年第四季度的 天然气价格为每百万英热单位3.2美元（由于季节性，与22年第四季度相比下降了17％，与23年第三季度相比下降了32％），这是由出口价格和出口量下降所解释的。

关于 我们在23年第四季度的天然气交付，有58％的人在计划Gas.Ar 框架下通过配送公用事业公司和ENARSA作为燃料供应了CAMMESA，为我们的火力发电机组提供了 16% 的燃料。此外，15％出售给工业/现货市场，5％用于出口，其余作为原材料出售给我们的petchem 工厂。相比之下，在22年的第四季度，有46％供应CAMMESA，22％供应给工业/现货市场，14％ 供应给零售市场，13％用于出口，其余部分出售给我们的石化工厂。

石油 产量在23年第四季度达到每天4.5千桶（与22年第四季度相比为-22％， 与23季度相比为-5％ ），原因是由于自然枯竭，埃尔托迪洛每天下降0.9千桶，其他 区块每天下降0.4千桶。此外，销量下降的主要原因是出口于2024年1月生效。

我们在23年第四季度的 石油价格与22年第四季度相比小幅上涨了3％， 达到每桶68.9美元，原因是国内价格逐渐趋同于布伦特原油，出口到国外市场的 产量份额增加，其中 40% 来自出口，而22年第四季度的17％。

到 到 23 年第四季度末，我们共有 813 口生产井，而截至2022年底，有 895 口。急剧下降的原因是费尔南德斯奥罗站和Anticlinal Campamento天然气区块的退出协议，以及埃尔托迪洛石油区块因成本效率而削减产量。

截至2023年底，潘帕的 探明储量（P1）达到1.99亿桶当量，比2022年底记录的1.79亿桶油量高出11％。考虑到2023年达到的产量水平和额外储量 ，置换率为1.8倍，平均储备寿命约为8.6年。此外，94% 的储量是天然气和 6% 的石油。瓦卡穆尔塔地层的页岩储量增加主要解释了这种 的增加，这主要是由查塔山脉试点油井的表现推动的。2023 年，我们认证的 页岩产量几乎翻了一番，达到了 8300 万桶油当量，占潘帕一氧化碳储量的42％（相比之下，4400万桶桶油占2022年第一期储量的24％）。

23 年第四季度的净 运营成本，不包括折旧、摊销、 Plan Gas.Ar 薪酬（700万美元）和差额外汇出口结算的收益（1,200万美元）同比保持相似 ，在 23 年第四季度达到8,400万美元。这种微小的变化主要是由于与 页岩活动的增加相关的劳动力支出和维护费用增加，但由于费率上升和延误（主要向CAMMESA收取 ，运输成本、特许权使用费和税费降低，与销售额下降有关），部分抵消了这些开支的增加。产量的下降还影响了 的每桶提货成本，该成本在23年第四季度达到每桶桶7.4美元，同比增长14％，与23年第三季度相比增长31％。

第二十三季度财务 业绩录得更高的亏损，达到3500万美元，亏损6,800万美元。 这可以归因于AR$对某些应收账款的贬值影响以及主要与AR$债务相关的财务支出增加。持有金融证券的更高收益 部分抵消了这些影响。

我们 石油和天然气调整后的息税折旧摊销前利润在23年第四季度达到5000万美元，比22年第四季度下降30％，这主要是由当地和国外市场的需求疲软所致，这与温和的天气、 更高的水投入量、核能发电的增加以及由此产生的热量调度和天然气价格低迷有关。以差异外汇结算出口所获得的收益部分抵消了这些影响 。此外，调整后的第二十三季度息税折旧摊销前利润不包括个人防护装备和库存减值 以及延迟收取的商业利益，主要向CAMMESA收取。

最后， 在23年第四季度，资本支出为1.72亿美元， 比22年第四季度增长了51％，这主要是由页岩气井的钻探和完井活动以及林孔德阿兰达 页岩油试点计划的启动所推动的。

石化板块的 调整后的息税折旧摊销前利润在23年第四季度达到2,000万美元，比22年第四季度增长33％，这主要是由于与产量下降相关的成本降低，主要是运往国内市场的辛烷 碱和芳烃，此外还有差额外汇出口结算的利润，即1,200万美元。这些变化部分被SBR和改革价格的下降所抵消 ，这与国际参考价格的下降、重整量的减少以及8月起生效的进口税收的影响 相一致。

与 22 年第四季度相比， 的总销售量下降了 22%，达到 94,000 个 吨，这主要是由于当地市场对改造产品的需求减少以及该工厂于 2023 年 11 月计划进行的大修。

在 23 年第四季度，财务业绩达到 700 万美元的净利润， 而 22 年第四季度没有财务业绩。这种差异是由阿里亚尔比应付账款贬值导致净收益增加所致。

注意：1 包括 丙烯。

控股及其他板块在不考虑附属公司的股权收入（Transener和TGS）的情况下，在23年第四季度公布了1,000万美元的营业 亏损，而2022年第四季度利润为2600万美元，这主要是由厄瓜多尔获得的3700万美元仲裁裁决 以及影响高管薪酬 计划的股价跑赢大盘来解释的。

在 23 年第四季度，财务业绩同比增长 161%， 净收益达到 1.15 亿美元，这主要是由于以阿里亚尔计算的财政负债摊薄带来的外汇净利润增加。

我们的控股和其他板块 调整后的息税折旧摊销前利润在23年第四季度录得 3,600万美元的亏损，而2022年第四季度的利润为1,000万美元。调整后的息税折旧摊销前利润不包括我们参与TGS和Transener 的股权收益。反过来，它增加了根据这些业务的股权所有权调整后的息税折旧摊销前利润。此外，它不包括无形资产的减值 和回收以及出售关联公司的收入。

在 TGS中，经我们的股份调整后的息税折旧摊销前利润在23年第四季度录得1,000万美元的亏损，而2022年第四季度的利润为2,200万美元。TGS根据国际财务报告准则IAS 29报告——通货膨胀调整，因此 第四季度主要受到 57% 澳元贬值和 21% 平均通货膨胀率之间滞后的影响。此外，受监管的业务表现仍然低于通货膨胀，因为其关税自2023年5月以来一直没有提高，而且国际价格和产量的下降 影响了液体板块。中游销售额的增加部分抵消了这些影响，这主要是由于Vaca Muerta的天然气运输和 空调服务的增加，在较小程度上也归因于GPNK业务。

在 Transener中，经我们的股份调整后的息税折旧摊销前利润在23年第四季度录得800万美元的亏损，而22年第四季度的亏损为200万美元。作为TGS，Transener受到通货膨胀调整下重报的影响。 澳元贬值影响了监管费率。在第二十三季度，由于埃塞扎变电站的同步 补偿器故障，记录了1,100万美元的额外支出。这笔费用不包括在息税折旧摊销前利润和保险征收中。

注意：1 删除的内容对应于其他公司或公司间债务。2 净负债包括控股公司和债务回购。3 归属于公司股东。4 于 2022 年 12 月 16 日收购。5 于 2022 年 8 月 至 2023 年 7 月合并到潘帕财务报表。

注意： 1 删除对应于其他公司或公司间债务。2 净负债 包括控股公司和债务回购。3 归属于公司股东。4 于 2022年12月 16日收购。5 于2022年8月至2023年7月合并到潘帕财务报表。

注意：摊销和折旧前的毛利 利润率 1 在 2022 年 8 月至 2023 年 7 月期间由潘帕全资拥有。2 于 2022 年 12 月 16 日收购。3 由潘帕运营（50% 的股权）。

注意： 阿根廷的产量。1 它不包括页岩地层。2 它包括拉塔佩拉—普埃斯托基罗加区块。 3 来自气田。