美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，邮编：20549
表格
根据第13条或 15（d）提交的年度报告
1934年《证券交易法》
截至本财政年度止
委托文件编号：
PAMPA GíSA
(注册人的确切姓名载于其章程)
(注册人姓名英文译本)
(注册成立或组织的司法管辖权)
(主要执行办公室地址 )
电话：
(Name、电话、 电子邮件和/或传真号码以及公司联系人的地址）
根据该法第12(B)节登记或将登记的证券：
| 每个班级的标题 | 交易符号 | 各交易所名称 在其上注册的 |
|
美国存托人 股份，每股代表 25股普通股 股票，面值每股1.00英镑 |
|
纽约证券交易所 |
| * 根据美国证券交易委员会的要求，不用于交易，但仅与美国存托股份的登记有关。 | ||
根据该法第12(G)条登记或将登记的证券：
无
根据该法第15(D)条负有报告义务的证券：
无
注明截至年度报告所述期间结束时发行人的每一类资本或普通股的流通股数量：
|
已发行股份 普通股，每股面值1.00英镑，不包括3，878，939股库藏股。
|
如果注册人是《证券法》第405条规定的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。
| ☒ |
☐ 不是 |
如果本报告是年度报告或过渡报告，请用复选标记标明注册人是否根据《1934年证券交易法》第13条或第15条（d）款不需要提交报告。
| ☐ 是 | ☒ |
通过勾选标记确认注册人是否： （1）在过去12个月内（或在注册人被要求提交此类报告的较短期限内）提交了1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告 。
| ☒ |
☐ 不是 |
通过勾选标记来验证 注册人是否已在过去12个月内（或要求注册人提交此类 文件的较短期限内）以电子方式提交了根据S-T法规第405条（本章第232.405条）要求提交的所有交互数据文件。
| ☒ |
☐ 不是 |
用复选标记表示注册者 是大型加速文件服务器、加速文件服务器、非加速文件服务器还是新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中的“大型 加速申报公司”、“加速申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| ☒ | 加速文件管理器 | ☐ | |
| 非加速文件管理器 | ☐ | 新兴成长型公司 |
如果 一家根据美国公认会计原则编制财务报表的新兴成长型公司，用勾号表示注册人 是否已选择不使用延长的过渡期来遵守†根据交易法第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则 。☐
†术语“新的或修订的财务会计准则”是指财务会计准则委员会在2012年4月5日之后对其会计准则汇编 发布的任何更新。
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，并证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15章，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告进行的内部控制有效性的评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所提交的。
如果证券
是根据该法第12(B)条登记的，用勾号表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正.
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对任何注册人收到的基于激励的补偿进行恢复分析 ’S 在相关恢复期内的执行人员§240.10D-1(B). ☐
用复选标记表示注册人使用了哪种会计基础来编制本备案文件中包含的财务报表：
| 美国公认会计原则☐ | 其他 ☐ |
如果在对上一个问题的答复中勾选了“其他”，请用复选标记表示登记人选择遵循哪个财务报表项目。
| ☐ 项目17 | ☐项目18 |
通过勾选标记检查注册人是否是 空壳公司（定义见《交易法》第12 b-2条）。
| ☐ 是 | ☒ |
目录表
| 第1项。 | 董事、高级管理人员和顾问的身份 | 6 |
| 第二项。 | 优惠统计数据和预期时间表 | 6 |
| 第三项。 | 关键信息 | 6 |
| 汇率 | 6 | |
| 风险因素 | 7 | |
| 第四项。 | 关于公司的信息 | 38 |
| 公司的历史与发展 | 38 | |
| 我们的业务 | 39 | |
| 组织结构 | 45 | |
| 我们的一代业务 | 46 | |
| 我们的石油和天然气业务 | 53 | |
| 我们的石化业务 | 66 | |
| 我们的控股及其他业务 | 67 | |
| 质量、健康、安全和环境 | 71 | |
| 企业责任 | 73 | |
| 物业、厂房及设备 | 75 | |
| 保险 | 75 | |
| 专利和商标 | 75 | |
| 阿根廷能源部门 | 76 | |
| 项目4A。 | 未解决的员工意见 | 107 |
| 第五项。 | 经营与财务回顾与展望 | 107 |
| 第六项。 | 董事、高级管理人员和员工 | 131 |
| 第7项。 | 大股东和关联方交易 | 144 |
| 第八项。 | 财务信息 | 146 |
| 合并财务报表 | 146 | |
| 法律程序 | 146 | |
| 分红 | 150 | |
| 重大变化 | 151 | |
| 第九项。 | 报价和挂牌 | 151 |
| 交易历史 | 151 | |
| 阿根廷证券市场 | 152 | |
| 第10项。 | 附加信息 | 159 |
| 组织章程大纲及章程细则 | 159 | |
| 材料合同 | 165 | |
| 外汇管制 | 166 | |
| 课税 | 171 | |
| 展出的文件 | 180 | |
| 第11项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 181 |
| 第12项。 | 除股权证券外的其他证券说明 | 181 |
| 第13项。 | 违约、拖欠股息和拖欠股息 | 182 |
| 第14项。 | 对担保持有人权利和收益使用的实质性修改 | 182 |
| 第15项。 | 控制和程序 | 182 |
| 项目16A。 | 审计委员会财务专家 | 184 |
| 项目16B。 | 道德守则 | 184 |
| 项目16C。 | 首席会计师费用及服务 | 184 |
| 项目16D。 | 对审计委员会的上市标准的豁免 | 185 |
| 项目16E。 | 发行人及关联购买人购买股权证券 | 185 |
| 项目16F。 | 更改注册人的认证会计师 | 185 |
| 项目16G。 | 公司治理 | 185 |
| 第16H项。 | 煤矿安全信息披露 | 190 |
| 项目16I。 | 披露妨碍检查的外国司法管辖区。 | 190 |
| 项目16J。 | 内幕交易政策。 | 190 |
| 项目16K。 | 网络安全。 | 190 |
| 第17项。 | 财务报表 | 191 |
| 第18项。 | 财务报表 | 191 |
| 项目19. | 陈列品 | 191 |
| 目录表 |
资料的呈交
本文件包括PAMPA截至2023年12月31日的Form 20-F年度报告。本年度报告由本公司董事会于2024年4月26日召开的会议上通过。在本年度报告中，我们使用术语“我们”、“注册人”和“公司”来指代PAMPA及其子公司。
财务信息
本年度报告包含本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日的经审核综合财务状况报表，以及截至2023年12月31日止三个年度内各年度的全面收益、权益及现金流量变动的相关综合报表，以及附注 (“综合财务报表”)。
我们的综合财务报表 载于本年度报告F-1页开始的第18项。我们的综合财务报表是根据国际会计准则委员会(“IASB”)发布的IFRS会计准则编制的。本年度报告所载综合财务报表经本公司于2024年3月6日召开的董事会会议和2024年4月29日召开的股东大会决议批准。
综合财务报表已由阿根廷布宜诺斯艾利斯的独立注册会计师事务所普华永道S.r.l.审计。 其报告包含在本年度报告中。
与20-F表格第18项一致，我们提供财务会计准则委员会(“FASB”)会计准则编纂(“ASC”)932中有关采掘活动-石油和天然气(以前，FASB财务会计报表第69号-关于石油和天然气生产活动的披露)(“ASC主题932”)所要求的披露，无论我们编制财务报表所依据的会计基础是什么。
本位币和列报货币
综合财务报表所载的 资料已以本公司的本位币记录，而本位币是本公司经营所处的主要经济环境的货币。本公司的本位币是美元，美元也是呈报货币。
具有不同本位币的子公司、合资企业和联营公司的 业绩和财务状况已 换算为公司的本位币，换算过程的结果已在“其他综合收益(亏损)”中确认。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注4.3。
舍入
本年度报告中包括的某些数字(包括百分比金额)经过四舍五入调整。因此，某些总数可能并不完全等于所列数字的总和。
列报有关储备金的资料
本报告中包含的截至2023年12月31日年度的已探明碳氢化合物储量是指我们有权根据各自政府当局授予我们的任务进行开采和销售的储量。
本报告中包含的对截至2023年12月31日的五年内我们剩余探明的油气可采储量的估计是根据美国证券交易委员会要求的技术定义计算的。GaffneyCline对我们对截至2023年12月31日的已探明储量的估计进行了储量审计。所有储量估计都包含一定程度的不确定性。有关储量和储量估算相关风险的说明，请参见项目3.关键信息-风险因素-与我们的石油和天然气业务有关的风险-我们估计的石油和天然气储量是基于可能被证明不准确的假设，和“我们在收购勘探面积以及石油和天然气储量方面面临着激烈的竞争。”
| 1 |
| 目录表 |
前瞻性陈述
本年度报告包含 估计和前瞻性陈述，主要在“项目3.风险因素,” “项目4.我们的业务“ 和”项目5.业务和财务审查及展望本文讨论的一些与我们的业务和财务业绩有关的事项包括1933年修订的《美国证券法》(以下简称《证券法》)和1934年修订的《美国证券交易法》(简称《交易法》)所指的估计和前瞻性陈述。
我们的估计和前瞻性陈述主要基于我们对影响或可能影响我们业务和运营结果的未来事件和趋势的当前预期和估计。 尽管我们认为这些估计和前瞻性陈述是基于合理的假设，但它们受到几个风险和不确定因素的影响，并且是根据我们目前掌握的信息做出的。
我们的 估计和前瞻性陈述可能受以下因素影响，其中包括：
| - | 阿根廷的总体经济、商业、社会和政治状况，以及此类状况的任何可能变化和/或恶化，以及我们、我们的同事或合资企业经营的其他地区，如经济增长率，比索汇率波动或通货膨胀； |
| - | 政府干预，导致经济、税收、关税、监管框架或环境事项发生变化，或推迟或扣留政府审批； |
| - | 政府当局未能批准本年度报告所述拟议措施或交易 ； |
| - | 修改适用于阿根廷能源部门的法律法规； |
| - | 与未来政府批准或法律行动有关的不确定性，如临时补救措施， 可能影响我们的关税； |
| - | 以合理条件向我们等阿根廷公司提供融资； |
| - | 向我们的生产出口 个限制； |
| - | 进口 对资产维护至关重要的消耗品的限制； |
| - | 将比索兑换成外币或向国外转移资金的能力受到更严格的限制； |
| - | 本币大幅贬值对我们以比索计价的收入的影响； |
| - | 高通货膨胀率对我们成本的影响； |
| - | 碳氢化合物及其衍生物的价格变化 ； |
| - | 碳氢化合物部门及相关行业的竞争； |
| - | 电价和其他相关服务价格变动 ； |
| - | 电力短缺； |
| - | 电力部门、公用事业服务及相关行业的竞争； |
| - | 网络安全事件，包括潜在的网络攻击； |
| - | 气候变化和恶劣天气事件； |
| - | 在我们的石化设施中生产的产品过时 ； |
| - | 我们生产和销售的原油、天然气和衍生品的数量； |
| - | 我们 续签某些优惠的能力； |
| - | 开发常规和非常规储量并将其货币化的能力； |
| - | 我们有能力开发我们的扩建项目，并为新的潜在项目赢得奖项； |
| - | 更改我们的储量估计； |
| - | 关税 更新； |
| - | 更改我们的资本支出计划 ； |
| - | 与我们潜在的合并、收购、资产剥离或其他公司重组有关的任何潜在负面后果；以及 |
| - | 在“项目3.风险因素”中讨论的其他风险因素。 |
“相信”、 “可能”、“将”、“目标”、“估计”、“继续”、“预期”、“打算”、 “预期”以及类似的词语旨在识别估计数和前瞻性陈述。估计和前瞻性 陈述仅表示截至作出日期，我们不承担因新信息、未来事件或其他因素而更新或续订任何估计和/或前瞻性 陈述的义务。估计和前瞻性陈述涉及风险和不确定性 ，不是对未来业绩的保证。我们未来的结果可能与这些估计和前瞻性陈述中表达的结果大不相同。鉴于上述风险和不确定性，本年度报告中讨论的估计和前瞻性陈述可能不会发生，我们未来的结果和业绩可能与这些前瞻性 陈述中所表达的大不相同，原因包括但不限于上述因素。
| 2 |
| 目录表 |
词汇表
本年度报告中使用的某些术语词汇表
除非上下文另有说明，以下术语的含义如下：
| · | “ADR”： 美国存托凭证； |
| · | “美国存托股份”或“美国存托凭证”：美国存托股份； |
| · | “AFIP”： 联邦公共收入管理局(联邦行政当局); |
| · | “ANSES”： 全国社会保障局(国家社会行政当局); |
| · | “反洗钱法”：第25,246号法律，除其他外，经第26,087、26,119、26,268、26,683、26,733、26,734号法律和第27/2018号法令修订； |
| · | “授权的 市场”：阿根廷境内的证券市场，需要获得国家证券交易所的授权才能运行； |
| · | “BCRA”或“中央银行”：阿根廷共和国中央银行(阿根廷中央银行); |
| · | “Banco Nación”：阿根廷国家银行； |
| · | “base”： 布宜诺斯艾利斯证券交易所； |
| · | “bbl”： 桶原油； |
| · | “BCL”： 商事公司法； |
| · | “董事会”：Pampa Energía S.A.董事会； |
| · | “boe”： 桶油当量； |
| · | “ByMA”： 阿根廷证券交易所和市场(Bolsas y Mercados阿根廷足球俱乐部); |
| · | “CAMMESA”： 电力市场批发管理公司(行政管理公司--马约里斯塔社会); |
| · | “Caja de Valore”：Caja de Valore S.A.； |
| · | “cc”： 联合循环； |
| · | “CENCH”： 非常规油气开采特许权； |
| · | “CIESA” 能源公司； |
| · | “CISA”： Comercializadora e Inversora S.A.； |
| · | “Citelec”Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec S.A. |
| · | “CML”：第26,831号资本市场法，除其他外，经27,440号法律修正； |
| · | “CMIEE”： 剩余需求平均增量费用(货运媒体增量de la Demanda Excedente); |
| · | “CNG”： 压缩天然气； |
| · | “cnv”： 国家委员会； |
| · | 《企业刑事责任法》：企业刑事责任法第27,401号； |
| · | “CPB”： Central Piedra Buena S.A.或“中央Térmica Piedra Buena”; |
| · | “CPI”： 居民消费价格指数； |
| · | “CSJN”： 纳西翁最高法院； |
| · | “CTB”： CT Barragán S.A. |
| · | “CTEB”： 中央特尔米卡Ensenada de Barragán; |
| · | “CTIW”： 中央特云母Ingeniero白色; |
| · | “ctg”： 中央Térmica Güemes S.A.; |
| · | “CTGEBA” 或“Genelba”：热内尔巴中央热尼尔巴; |
| · | “CTLL”： Central Térmica Loma La Lata S.A.或“中央Térmica Loma La Lata”; |
| · | “CTP”： 皮克伦达中央特尔米卡; |
| · | “CTPP”： 中央特米卡公园Pilar; |
| · | “DNU”： 必要性和紧迫性法令； |
| · | “dop”： 发货或付款； |
| · | “Edenor”： Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. |
| · | “Edesur”： Empresa Distribuidora Sur S.A.； |
| · | “EMESA”： Energía Social Anónima公司； |
| · | “Enarsa”： Energía阿根廷公司(前Energética阿根廷公司)； |
| · | “ENARGAS”： Ente National Regulator del Gas或国家天然气监管实体； |
| · | “能源秘书”：能源秘书； |
| · | “Energy Plus”或“Energía Plus”：根据SE决议1,281/2006制定的计划； |
| · | “enre”： 国家电力监管机构或电力监管机构； |
| · | “ENOPSA”： Energía Operacones ENOPSA S.A.(前Petrobras Energía Operacones厄瓜多尔[br}S.A.)； |
| · | “《证券交易法》：1934年修订的《美国证券交易法》； |
| · | “FCA”： 英国金融市场行为监管局； |
| · | “FO or go”：燃料油或燃料油； |
| 3 |
| 目录表 |
| · | “FODER”： Energía可再生基金会; |
| · | “FONINVEMEM”： 电力批发市场增加电力供应所需投资基金 (Fondo Para Inversiones Necesarias que Permitan Incrementar la Oferta de Energía[br]Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista); |
| · | “基础”： Pampa Energía S.A.; |
| · | “GPNK”： Nestor Kirchner管道； |
| · | “GaffneyCline”： Gaffney，Cline&Associates； |
| · | “G&P”： Gas y Petróleo de Neuquén S.A. |
| · | “GDP”： 国内生产总值； |
| · | “温室气体” 温室气体； |
| · | “绿风”： 绿风公司； |
| · | “GO 和FO”：天然气或液体燃料； |
| · | “GT”： 燃气轮机； |
| · | “gu”： 大型用户(格兰斯·乌苏里奥斯)； |
| · | “Guma”： 主要大型用户(格兰斯·乌苏里奥斯·梅奥雷斯); |
| · | “gume”： 小型大型用户(大黄鱼); |
| · | “古迪”： 主要分销用户(大头翁); |
| · | “HIDISA”： Hidroeléctrica Diamante S.A. |
| · | “HINISA”：Hidroeléctrica los Nihuiles S.A.； |
| · | “HMRT”： 小时，供热需求大； |
| · | “HPPL”： Pichi Picún Leufú水电综合体； |
| · | “碳氢化合物法”：经第27,007号法律修正的第17,319号法律； |
| · | “IGJ”： 布宜诺斯艾利斯市公共商业登记处(司法监察长); |
| · | “IMF”： 国际货币基金组织； |
| · | “INDEC”： 国家统计普查所(埃斯塔迪斯塔和森索斯国家学院); |
| · | “独立储备工程师事务所”：Gaffney，Cline&Associates； |
| · | “IPIM”： 国内批发价格指数(国际法院法官); |
| · | “IREC”： 国际可再生能源证书； |
| · | “摩根大通”：摩根大通银行，N.A.； |
| · | “LNG”： 液化天然气； |
| · | “lpg”： 液化石油气； |
| · | “Mae”： Mercado Abierto ElectrtróNico S.A.； |
| · | “mat”： 定期市场(特尔米诺市场); |
| · | “mat ER”：可再生能源期限市场； |
| · | “mBtu”： 百万英热单位(BTU)； |
| · | “MDP”：生产发展部(原SGE)； |
| · | “ME&M”： 能源矿业部； |
| · | “MLC”： 自由兑换市场(《自由市场》); |
| · | “国家消费物价指数”：一种消费物价指数，基于阿根廷国家统计局和几个省统计局在包括阿根廷各省在内的39个城市地区进行的调查； |
| · | “NYSE”： 纽约证券交易所； |
| · | “OCP”： Oleoducto de Crudos Pesados Ltd.； |
| · | “OCP：Oleoducto de Crudos Pesados厄瓜多尔S.A.” |
| · | 《官方公报》：阿根廷官方公报([br}阿根廷); |
| · | “Oldelval”： Oleoductos del Valle S.A.； |
| · | “Pampa”或“The Company”：Pampa Energía S.A.； |
| · | “Pampa Bloque18”：Pampa Bloque18 S.A.S. |
| · | “委内瑞拉国家石油公司”：委内瑞拉石油公司； |
| · | “PEA”： Parque Eólico Arauco II； |
| · | “PEB”：Pampa Energía玻利维亚S.A.； |
| · | “PEMC”：{br]Parque Eólico Ingeniero Mario Cebreiro； |
| · | “PEN”： 国家行政部门(Poder Ejecutivo Native); |
| · | “PEO”： Petrobras Energía Operacones S.A. |
| · | “Pepe II”：Parque Eólico Pampa Energía II； |
| · | “Pepe III”：Parque Eólico Pampa Energía III； |
| · | “Pepe IV”：Parque Eólico Pampa Energía IV； |
| · | “Pepe VI”：Parque Eólico Pampa Energía VI； |
| · | “比索”或“PS.”：阿根廷比索； |
| · | “Petrobras 阿根廷”：Petrobras阿根廷公司； |
| · | 巴西国家石油公司：巴西国家石油公司； |
| · | “PetRolera Pampa”：PetRolera Pampa S.A.； |
| · | “pgsm”： 圣马丁港将军； |
| 4 |
| 目录表 |
| · | “PISA”：Pampa Inversiones S.A. |
| · | “pist”：运输 系统切入点或井口天然气价格(交通运输局局长); |
| · | “计划天然气。Ar”: 促进阿根廷天然气生产的计划； |
| · | “Polisur”：PBB Polisur S.A. |
| · | “PPA”或“PPA”：相关 批发供电协议或购电协议(马约里斯塔电力公司); |
| · | “PROCELAC”：《犯罪经济学和拉瓦多行动纲领》； |
| · | 《公共紧急状态法》”第25,561号法律--《突发公共事件和汇率制度改革法》; |
| · | “QHSE”：质量、健康、安全和环境； |
| · | “Refinor”：Refinería del Norte(Br)S.A.； |
| · | “RENPER”：国家可再生能源发电项目登记处(Energía Eléctrica[br}de Fuente Renovable]; |
| · | 《储量报告》：Gaffney，Cline&Associates的年终储量报告 ； |
| · | “RTI”：Revisión Tarifaria 积分(全面关税审查)； |
| · | “SACDE”：阿根廷建筑协会； |
| · | “SADI”：阿根廷电力 互联电网(阿根廷国际银行协会); |
| · | “丁苯橡胶”：丁苯橡胶； |
| · | “SE”：能源秘书处(Energía秘书); |
| · | “美国证券交易委员会”：美国证券交易委员会； |
| · | “证券法”：经修订的1933年美国证券法； |
| · | “见”：原电力能源秘书处电力能源分秘书处(Energía Eléctrica秘书); |
| · | “SGE”：前政府能源部(前能源部(前ME&M))(前秘书De Gobierno de Energía(前能源部(前ME&M)； |
| · | “SHC”：碳氢化合物和燃料部副部长(Recursos Hidrocarburíferos副秘书(前秘书)); |
| · | “社会团结和生产振兴法”：第27,541号法律； |
| · | “SOFR”：有担保的隔夜融资利率 ； |
| · | “SRRYME”：可再生资源和电力市场部长(秘书de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico); |
| · | “ST”：汽轮机； |
| · | “TGS”：天然气运输公司； |
| · | “TJSM”：Termoeléctrica Joséde San Martín S.A.； |
| · | “TMB”：Termoeléctrica Manuel Belrano S.A.； |
| · | “TOP”：要么拿，要么付； |
| · | “Transba”：Empresa de Transporte de Energía Eléctrica Por Distribuión Troncal de la Procia de Buenos Ares Transba S.A.； |
| · | “Transener”：Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A.； |
| · | “UIF”：财务信息股 （金融信息联盟）; |
| · | “美国”：美利坚合众国; |
| · | “美元和/或美元”：美元 货币; |
| · | “UTE”：联合作战（联盟 Transitoria）; |
| · | “VAR”：Vientos de Arauco Renovables SAU; |
| · | “增值税”：增值税; |
| · | “WEM”：电力批发市场; |
| · | “WEM大型用户”： 容量超过300 KW的WEM用户; |
| · | “WEMTF”：火地岛电力批发市场 ; |
| · | “YPF”：YPF SA |
| 5 |
| 目录表 |
| 第1项。 | 董事、高级管理人员和顾问的身份 |
不适用 。
| 第二项。 | 优惠 统计数据和预期时间表 |
不适用 。
| 第三项。 | 密钥 信息 |
汇率
汇率
下表列出了 所示期间的高汇率、低汇率、平均汇率和期末汇率，以比索兑美元表示，未根据通货膨胀进行调整 。无法保证比索未来不会再次贬值或升值。纽约联邦储备银行 没有报告比索的中午买入利率。
| 交换 率(1) | |||||
| （在 中 比索兑美元） | |||||
| 高 | 低 | 平均值(2) | 期间 端 | ||
| 截至2011年12月31日的年度 ， | |||||
| 2019 | 60.400 | 36.900 | 48.234 | 59.890 | |
| 2020 | 84.150 | 59.815 | 70.599 | 84.150 | |
| 2021 | 102.720 | 84.700 | 95.161 | 102.720 | |
| 2022 | 177.160 | 103.000 | 130.810 | 177.160 | |
| 2023 | 808.450 | 178.150 | 295.295 | 808.450 | |
| 月份 | |||||
| 2024年1月 | 826.400 | 810.700 | 818.314 | 826.400 | |
| 2024年2月 | 842.200 | 826.900 | 834.795 | 842.200 | |
| 2024年3月 | 858.000 | 842.500 | 850.184 | 858.000 | |
| 2024年4月(3) | 875.000 | 861.000 | 868.028 | 875.000 | |
来源： 国民银行
| (1) | 代表期间每个 月最后一天的平均汇率。 |
| (2) | 当月最低和最高每日费率的平均值. |
| (3) | 表示2024年4月1日至4月26日期间每日最低和最高房价的平均值。 |
根据阿根廷法律， 在我们支付股息的情况下，我们必须以比索为单位确定金额。汇率波动将影响美国存托股份持有人在转换时收到的美元金额 ，或由美国存托凭证代表的股票的现金股息的存托机构收到的金额 。比索与美元之间汇率的波动将影响我们股票在基准上的比索 价格的美元等值，因此也可能影响我们的美国存托凭证的市场价格。
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| 目录表 |
风险因素
下面总结了下面提供的部分(但不是全部)风险。请仔细考虑本项目3.d中讨论的所有资料。“风险因素 “有关上述风险及其他风险的更详尽描述，请参阅本年度报告：
与阿根廷有关的风险
| · | 阿根廷经济脆弱 任何重大下滑都可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响 |
| · | 阿根廷的经济和政治发展 以及阿根廷政府未来的政策可能会对阿根廷经济和我们从事活动的部门产生不利影响 |
| · | 汇率波动可能对阿根廷经济产生不利影响 |
| · | 如果高通胀持续下去， 阿根廷经济和我们的经营业绩可能会受到不利影响 |
| · | 阿根廷从国际市场获得融资的能力可能有限，这可能会削弱其实施改革和促进经济增长的能力 ，从而影响我们的业务、经营成果和增长前景。 |
| · | 阿根廷公司可能受到限制，不能用外币付款或进口某些产品 |
| · | 阿根廷公共支出 可能对阿根廷经济产生负面影响 |
| · | 如果不能充分应对机构恶化和腐败的实际和预期风险，可能会对阿根廷的经济和金融状况产生不利影响 |
| · | 由于阿根廷政府推动或采取某些措施，以及来自工会部门的压力，公司的运营成本可能会增加 |
| · | 阿根廷政府过去曾干预电力部门，并可能继续干预，除其他外，采取与公共服务收费有关的措施，目前尚不确定这些措施将对我们的业务运营、财务状况或运营结果产生什么影响 |
| · | 阿根廷经济很容易受到外部冲击的影响，这些外部冲击可能是由阿根廷主要区域贸易伙伴的重大经济困难或更普遍的“传染”效应造成的。这种外部冲击和“传染”效应可能对阿根廷的经济增长产生实质性的不利影响，从而影响我们的经营业绩和财务状况。 |
| · | 大流行疾病的出现和传播或对公共卫生的威胁可能会对阿根廷和全球经济、我们的业务运营、财务状况或运营结果产生重大不利影响。 |
| · | 全球或地区性金融危机以及不利的信贷和市场状况可能会对我们的流动性、客户、业务和运营业绩产生负面影响 |
| · | 由于国际大宗商品价格下跌，阿根廷的经济和财政可能受到不利影响。 |
与我们公司有关的风险
| · | 我们根据省级和国家政府授予的公共特许权经营我们的大部分业务，这些特许权的撤销或终止将对我们的业务产生实质性的不利影响 |
| · | 我们的业绩在很大程度上取决于招聘和留住关键人员 |
| · | 我们雇佣了大部分加入工会的劳动力，可能会受到有组织的劳工行动的影响，包括停工，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响 |
| · | 如果发生意外或 我们的保单不承保的其他事件，我们可能会面临重大损失，这可能会对我们的业务和运营业绩造成实质性的不利影响 |
| · | 我们通过合资企业和共同控制的公司进行部分业务，如果我们不能继续这样的合资企业和共同控制的公司，或未能解决与合作伙伴的任何潜在的重大分歧，可能会对这些业务的成功产生实质性的不利影响 |
| · | 如果我们不能有效地完全对冲我们的货币风险，而阿根廷比索出现贬值，我们的经营业绩和财务状况可能会受到实质性的不利影响 |
| · | 我们卷入了各种法律程序，可能会导致对我们不利的裁决 |
| · | 信用评级下调 可能对我们的融资成本和业务运营产生负面影响 |
| · | 网络安全事件，如网络攻击，可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响 |
| · | 我们的运营可能会造成环境风险，环境法律的任何变化都可能增加我们的运营成本 |
| · | 我们可能无法从客户、CAMMESA、Enarsa、阿根廷政府和其他客户那里收取或及时收取到期金额的付款 |
| · | 我们的某些未偿财务债务包括破产、重组程序和违约没收事件，一旦发生任何此类事件，我们可能被要求偿还所有未偿债务。 |
| · | 我们负债的契约可能会对我们的财务和运营灵活性造成不利影响 |
| · | 我们的业务受到自然灾害、灾难性事故和恐怖袭击等风险的影响。此外，我们的业务还面临机械或电气故障的风险，任何由此产生的不可用情况都可能影响我们履行合同承诺的能力，从而对我们的业务和财务业绩产生不利影响 |
| · | 我们的活动可能会受到在我们开展业务的其他国家发生的事件的不利影响 |
| · | 国家反垄断机构可以决定不批准收购CTEB和/或收购Rincón de Aranda区块的股份 |
| · | 我们继续评估投资项目以扩大我们的活动，这可能意味着我们的债务增加 |
| · | 气候变化、能源转型和为此目的而推动的监管框架可能会影响我们的业务、我们的运营结果和财务状况 |
与我们的业务相关的风险
与我们的发电业务相关的风险
| · | 阿根廷的电力传输受到限制，可能会阻止我们的派遣，这可能会对我们发电业务的财务业绩产生实质性的不利影响 |
| · | 我们可能会受到能源需求突然增加的不利影响 考虑到目前的发电水平，以及在短期或中期内难以增加输电和配电公司的容量。 |
| · | 更改某些法规 可能需要调整我们发电厂的设施，这可能需要新的投资或可能影响我们发电机的调度 |
| · | 鼓励可再生能源发电项目的新措施可能会影响我们的发电销售 |
| · | 我们在热电厂中发电的能力 取决于天然气(和其他燃料)的可获得性，天然气供应或价格的波动 可能会对我们的运营业绩产生实质性的不利影响 |
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| 目录表 |
| · | 根据我们与CAMMESA的能源供应协议，可能会实施处罚，这可能会对此类合同或我们发电机组的收入产生不利影响 |
| · | 如果违反适用法规或未及时获得运营我们发电机组所需的许可和新发电的授权，可能会受到处罚和或其他处罚 ，这可能会对我们 发电机组的可用性和收入产生不利影响，并推迟新项目的预计商业运营 |
| · | 违反我们与CAMMESA和/或WEM大型用户的能源供应协议可能会导致处罚，并最终终止此类协议，这可能会对我们的运营业绩造成不利的 影响 |
| · | 我们风电场的收入 取决于气象条件和将风电场生产的能源合同给WEM大用户的能力 |
| · | 我们在水力发电厂发电的能力 可能会受到恶劣水文条件的负面影响，这反过来可能会影响我们的运营 结果 |
| · | 运营困难可能会限制我们的发电能力，这可能会对我们的运营业绩产生不利影响 |
| · | 我们可能无法延长HINISA和/或HIDISA的特许权协议期限 |
| · | 我们可能面临第三方对CTB所在房地产的索赔，这可能会导致重大损害赔偿，我们尚未在合并财务报表中为潜在损失建立拨备 |
| · | 我们的利润可能受到以下因素的影响： 我们未能满足Energy Plus计划的要求，或者该计划的修改或取消 |
| · | 我们向附属公司提供的担保可能会被强制执行，这可能会对我们的运营结果产生不利影响 |
| · | 我们的能源项目可能无法按预期执行 ，这可能会对我们的业务和财务状况产生不利影响 |
| · | 我们可能面临电力行业和相关行业的竞争 |
| · | 能源市场的技术变化给我们的业务带来风险 |
| · | 我们的供应商可能无法为我们的发电机组提供备件和/或升级 |
| · | 如果未来我们无法更新我们的PPA或执行新的PPA，或者如果此类PPA被单方面修改或解决，或者如果阿根廷政府对PPA或整个能源部门采取任何其他措施，我们的运营结果和财务状况可能会受到实质性的不利影响 |
| · | 电力需求可能会受到电价上涨的影响，这可能会导致发电商收入下降 |
| · | 发电活动涉及处理危险元素，例如对场所和人员具有潜在风险的燃料 |
与我们的石油和天然气业务相关的风险
| · | 石油和天然气公司受到阿根廷政府采取的某些措施的影响，并可能进一步受到监管框架进一步变化的影响 |
| · | 阿根廷石油和天然气生产 特许权和勘探许可证受某些条件限制，不能续签或被吊销 |
| · | 阿根廷的石油和天然气储量可能下降 |
| · | 原油、成品油和天然气价格的大幅或长期下跌和波动可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响 |
| · | 对我们产品征收的出口关税和进口法规对我们业务的盈利能力产生了负面影响 |
| · | 石油和天然气价格和销售条件可能会影响我们的资本支出水平 |
| · | 对碳氢化合物和相关石油产品的进出口限制已经并可能继续影响我们的经营业绩 |
| · | 我们可能不是我们参与的所有联合安排(出于会计目的的联合行动)的经营伙伴，运营商在此类联合安排中采取的行动可能会对这些行动的成功产生实质性的不利影响。 |
| · | 我们通过联合安排(出于会计目的的联合行动)进行大部分行动，如果我们不能解决与合作伙伴之间的任何实质性分歧，或不继续这种联合安排，可能会对此类行动的成功产生重大不利影响。 |
| · | 我们未能遵守作出某些投资的承诺，可能会对我们的运营业绩产生负面影响 |
| · | 石油和天然气活动面临重大的经济、环境和运营风险。 |
| · | 除非我们替换我们的石油和天然气储备，否则这些储备和产量将随着时间的推移而耗尽。 |
| · | 我们估计的石油和天然气储量是基于可能被证明是不准确的假设。 |
| · | 我们在获取勘探面积以及石油和天然气储量方面面临着激烈的竞争。 |
| · | 我们可能会产生与环境、健康和安全相关的巨额成本和责任 |
| · | 阿根廷对当地定价的限制 可能会对我们的运营业绩产生不利影响 |
| · | 我们面临着原油和天然气需求的收缩，以及对其任何副产品的需求的收缩 |
与我们的股票和美国存托凭证相关的风险
| · | 对资本流出阿根廷的限制可能会削弱美国存托凭证持有人获得股息和分配的能力，以及出售美国存托凭证相关股票的收益，这可能会影响美国存托凭证的市值。 |
| · | 美国存托股份持有者获得现金股息的能力可能有限 |
| · | 根据阿根廷法律，股东权利可能比其他司法管辖区更少或更不明确 |
| · | 美国存托凭证持有人可能无法在我们的股东大会上对美国存托凭证相关普通股行使投票权 |
| · | 我们的股东可能要为其证券的某些投票权承担责任。 |
| · | 我们的章程和阿根廷证券法的条款可能会阻止收购企图，并对我们的股票价格和美国存托凭证产生不利影响 |
| · | 不能保证在任何课税年度，我们不会成为被动的外国投资公司或PFIC，这可能会使我们股票或美国存托凭证的美国持有者承担不利的美国联邦所得税后果 |
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| 目录表 |
与阿根廷有关的风险
概述
我们是股份公司 (阿诺尼马社会)根据阿根廷共和国的法律注册成立，我们的大部分收入来自阿根廷 ，我们的大部分业务、设施和客户都位于阿根廷。我们的财务状况和经营结果在很大程度上取决于阿根廷当前的宏观经济、监管、政治和金融状况，包括增长率、通货膨胀率、货币汇率、税收、利率和其他可能以任何方式影响阿根廷的当地、地区和国际事件和状况。例如，经济增长放缓或经济衰退可能会导致我们运营的服务领域对电力的需求下降，或者我们客户的购买力下降，这反过来可能导致我们客户的拖欠率更高，或者由于非法使用我们的服务而增加能源损失。阿根廷政府在经济方面采取的措施，包括通货膨胀、利率、价格控制(包括公用事业公司的关税和其他补偿)、外汇控制和税收，已经并可能在未来对包括我们在内的私营部门实体产生实质性的不利影响。我们的活动受到严格的监管，受政治和经济因素、法律变更、征收、合同权利的终止和修改、许可证和同意的撤销、需要从监管机构获得许可证、外币限制、价格控制、汇率波动和特许权使用费增加等因素的影响。
我们不能向您保证 阿根廷政府不会采取可能对阿根廷经济或我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响的政策。此外，我们不能向您保证阿根廷未来的经济、法规、社会和政治发展不会损害我们的业务、财务状况或经营业绩，或导致我们的美国存托凭证和普通股市值下降。
阿根廷经济很脆弱，任何重大下滑都可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。
近几十年来，阿根廷经济经历了极大的波动，其特点是低增长或负增长、高通胀和货币贬值。阿根廷的可持续经济增长取决于多种因素，包括国际上对阿根廷出口的需求、比索对外币的稳定性和竞争力、消费者和外国投资者以及国内投资者的信心、稳定的通货膨胀率、全国就业水平以及阿根廷地区贸易伙伴的情况。我们所处的阿根廷宏观经济环境仍然脆弱，以下经济状况反映了这一点： (I)国际货币基金组织在其关于2024年4月《世界经济展望》的报告中预测，2024年阿根廷实际国内生产总值将下降2.8%。此外，2024年4月的报告预计2025年阿根廷实际国内生产总值将增长5.0%；(Ii)公共支出持续增加已导致并可能继续导致财政赤字并影响经济增长；(Iii)通胀居高不下，未来可能继续保持在这些水平；(4)投资占国内生产总值的百分比仍然较低，以维持过去十年的增长率；(5)抗议或罢工可能对政治、社会和经济环境的稳定产生不利影响，并可能对全球金融市场对阿根廷经济的信心产生负面影响；(6)能源或天然气供应可能不足以供应增加的工业活动(从而限制工业发展)和消费；(7)失业率和非正规就业仍然居高不下；和(Viii)阿根廷政府的经济预期可能得不到满足，恢复对阿根廷经济的信心的过程可能需要比预期更长的时间。
与最近一样，如果政治和社会压力阻碍阿根廷新政府实施旨在控制通胀、促进增长和增强消费者和投资者信心的政策，或者如果阿根廷政府实施的旨在实现这些目标的政策不成功，则可能对阿根廷经济造成不利影响。这些事件可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大影响，或导致我们的美国存托凭证和普通股的市值下降。此外，阿根廷经济可能会受到地区性或全球性危机的影响。看见阿根廷经济很容易受到外部冲击的影响，这些外部冲击可能是由阿根廷主要区域贸易伙伴的重大经济困难或更普遍的“传染”效应造成的。这种外部冲击和“传染”效应可能会对阿根廷的经济增长产生实质性的不利影响，从而影响我们的经营业绩和财务状况。“.
我们不能向您保证 经济增长放缓不会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响，并导致我们的美国存托凭证和普通股的市值 下降。
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阿根廷的经济和政治发展以及阿根廷政府未来的政策可能会对阿根廷经济和我们从事活动的部门产生不利影响
阿根廷政府面临着独特的宏观经济挑战，如降低通货膨胀率、实现商业和财政盈余、积累储备、支持比索、对欠私人债权人的债务进行再融资，以及根据影响当地工业的不同因素提高当地工业的竞争力。
阿根廷政府历来对经济产生重大影响，我们公司在高度监管的环境中运营。最近，阿根廷政府直接干预经济，包括实施征收和国有化措施、价格管制和外汇管制。由于我们的运营环境是管理法律和适用法规经常更改 ，部分原因是政府管理部门的变化，因此很难预测我们的活动是否以及如何受到此类变化的影响。
2023年11月19日，阿根廷举行第二轮总统大选，候选人哈维尔·米雷当选。米雷是一位自由意志主义经济学家，他的主要经济、政治和哲学基础是保护生命权、自由权和财产权，以及互不侵犯、自我所有和自由市场的基本原则，他于2023年12月10日就职。在他竞选期间提出了一系列经济措施，包括放松经济管制、促进自由市场、计划美元化阿根廷经济和关闭中央银行后，他第一个立即采取的官方行动是比索兑美元进一步贬值54% ，这对通胀和阿根廷经济产生了重大影响(见“如果高通胀持续下去，阿根廷经济和我们的经营业绩可能会受到不利影响”)。此外，在总裁担任总统初期，哈维尔·米雷宣布了各种令人震惊的措施和政策，包括2023年12月21日发布的第70/2023号法令，启动了一系列旨在改革国家和阿根廷经济的全面措施。 该法令在经济、劳工、对外贸易、能源和法律政策等多个领域进行了各种修改，目的往往是废除相关法规。此外，在《民商法》(“CCCN”)中进行了重大调整， 主要集中在外币义务方面，以及放宽了对合同的监管和对司法机关在合同干预方面的限制。
这些修正案和根据第70/2023号法令提出的其他修正案的有效性取决于国会的批准，以及关于其合宪性的潜在法律挑战。 尽管第70/2023号法令已于2023年12月29日生效，但它仍在接受国会和司法审查。截至本报告日期 ，第70/2023号法令被参议院否决，等待众议院(Cámara de Diputados)，许多质疑其合宪性的法律行动正在进行中。与第70/2023号法令同时，总裁[br]哈维尔·米雷向全国人大提交了《总体法》。《总结法》是一项内容广泛的法案，其中包括自由经济措施和强有力的财政调整。该法案旨在放松对经济的管制，通过减少中央政府的部委和结构来实现国家现代化，放宽劳动法，并将国有企业私有化。2024年2月6日，由于缺乏共识，下议院将综合法案发回立法委员会审议，这标志着法案的重大挫折。后来，2024年4月，国家行政部门向国会提交了新的综合性法律法案，该法案的范围比原来的法案和税制改革法案更有限。截至本报告发稿之日，这些法案尚未获得国会批准。因此，这些措施的有效性和对阿根廷经济和政治未来的影响仍然不确定。
此外，选举后，阿根廷的政治版图在政治代表性方面变得多样化。我们不能向您保证，总裁·米雷提出的改革会得到批准并长期保持下去。阿根廷法院暂停了第70/202号紧急法令的某些条款，特别是与劳工事务有关的条款，这些条款要求公司对与分包劳动力以及工资、遣散费和社保缴费的计算相关的成本和风险承担更大责任。
很难预测政府迄今宣布和实施的措施的社会、政治或经济影响，以及未来的任何措施，和/或据称通过第70/2023号法令、前述法案草案和任何其他未来措施实施的雄心勃勃的放松管制计划的结果。这些措施可能会影响我们的财务状况和运营结果。此外，在阿根廷运营的公司可能面临罢工、社会动荡、强制修改现有合同以及税收政策变化 等风险，包括增税和追溯性纳税申请。我们不能保证阿根廷的经济、监管、社会和政治框架或阿根廷政府采取或可能采取的政策或措施不会对我们的美国存托凭证的市场价值、业务、财务状况和/或经营结果产生不利影响，也不能断言它们将成功地纠正阿根廷的能源生产部门。
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汇率波动 可能对阿根廷经济产生不利影响
阿根廷比索兑美元汇率过去一直大幅贬值，未来可能会出现波动。我们无法预测比索兑美元的价值是否会贬值或升值以及贬值或升值的程度，也无法预测此类波动会以何种方式影响我们的业务。比索相对于其他货币的价值除了取决于上述其他因素外，还取决于BCRA， ，近年来也出现了明显的波动。截至2024年4月24日，BCRA的国际储备总额为30023美元百万美元。根据阿根廷银行公布的汇率信息，在截至2023年12月31日的年度内，阿根廷比索兑美元贬值356.3%(截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度分别为72.5%、58.9%和102.2%)。比索价值的波动也可能对阿根廷经济、我们产品的价格、我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。阿根廷比索贬值可能会对阿根廷某些企业偿还外币计价债务的能力产生负面影响，导致 高通胀，显著降低实际工资，危及那些成功依赖国内市场需求的企业的稳定，包括公用事业和金融业，并对阿根廷政府履行其外债义务的能力产生不利影响。
另一方面，阿根廷比索对美元的大幅升值也给阿根廷经济带来风险，包括出口减少的可能性 (由于失去外部竞争力)。任何此类增加也可能对经济增长和就业产生负面影响，减少阿根廷公共部门的实际税收收入，并对我们的业务、我们的运营业绩和我们在各自到期日内偿还债务的能力产生实质性的不利影响，并可能由于阿根廷经济疲软的整体影响而影响我们的美国存托凭证的市场价值。
如果高通胀持续下去，阿根廷经济和我们的经营业绩可能会受到不利影响
从历史上看，通货膨胀严重损害了阿根廷经济和阿根廷政府创造条件促进增长的能力。近年来，阿根廷面临通货膨胀压力，燃料、能源和食品价格大幅上涨等因素就是明证。根据INDEC公布的数据，2024年1月、2月和3月的CPI利率分别为20.6%、13.2%和11.0%；2023年4月、5月、6月、7月、8月、9月、10月、11月和12月的CPI利率分别为8.4%、7.8%、6.0%、6.3%、12.4%、12.7%、8.3%、12.8%和25.5%。 。2023年、2022年和2021年，全国居民消费价格指数的变化率分别为211.4%、94.8%和50.9%。自新政府上台以来，它采取了某些措施(见：“阿根廷的经济和政治发展，以及阿根廷政府未来的政策，可能会对阿根廷经济和我们从事活动的部门产生不利影响。”)在食品供应、医疗保险、通信、运输、电费和燃气费以及汽油价格方面的价格放松管制，这些都影响了价格，造成了额外的通胀压力。如果阿根廷比索的价值不能通过财政和货币政策稳定下来，通货膨胀率可能会上升。
高通货膨胀率会冲淡比索贬值的影响，对就业和经济活动水平产生负面影响，并削弱人们对阿根廷银行体系的信心，从而影响阿根廷的对外竞争力，这可能会进一步限制企业获得国内和国际信贷。反过来，阿根廷债务的一部分继续由CER进行调整，CER是一个与通胀密切相关的货币指数。因此，通胀的任何大幅上升都将导致阿根廷的外债增加，从而增加阿根廷的财政义务，这可能会加剧阿根廷经济的压力。 持续的通胀环境可能会破坏我们的运营业绩，对我们以有利条件为业务的营运资金需求和我们的运营业绩提供资金的能力产生不利影响，并导致我们的美国存托凭证和普通股的市值 下跌。
阿根廷政府为控制和降低通货膨胀而实施的政策的有效性以及这些政策的潜在影响存在不确定性。通胀上升可能会对阿根廷经济产生不利影响，进而可能对我们的财务状况和经营业绩产生负面影响。
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阿根廷从国际市场获得融资的能力可能有限，这可能会削弱其实施改革和促进经济增长的能力，从而影响我们的业务、经营成果和增长前景。
阿根廷的外债违约历史和与坚持债权人的旷日持久的诉讼可能会在未来再次发生，并阻止像我们这样的阿根廷公司 轻松进入国际资本市场，或者可能导致此类融资的更高成本和更繁琐的条款，因此可能对我们的业务、运营业绩、财务状况、我们证券的价值和我们履行财务义务的能力 产生负面影响。2001年发生外债违约后，阿根廷寻求重组其未偿债务，以换取2005年、2010年和2020年的提议。尽管阿根廷在2020年的重组中获得了债券持有人的高度接受，但某些不接受重组要约的债券持有人仍在不同的 司法管辖区对阿根廷提起诉讼，包括美国。
2022年1月28日，阿根廷与国际货币基金组织(IMF)签署了一项协议。《SAF协定》“)为超过400亿美元的债务进行再融资，阿根廷最初于2018年向国际货币基金组织支付了这笔债务。阿根廷和国际货币基金组织就降低公共支出和补贴费率的某些措施达成一致，重点放在能源部门。
2022年9月19日，国际货币基金组织工作人员与阿根廷当局就更新后的宏观经济框架和完成《南部非洲论坛协定》第二次审查所需的相关政策达成协议。
从2022年10月到2023年7月，对与国际货币基金组织签署的协议进行了一系列修订，允许进行某些付款。与此同时，2023年8月22日，经济部宣布从世界银行和美洲开发银行(IDB)获得13亿美元的新贷款。
由于外汇和债券市场一段时间的波动，《SAF协议》被叫停，并采取了某些措施来纠正 早先的挫折并重建信誉。2023年12月，哈维尔·米雷政府向国际货币基金组织支付了9亿美元的到期款项。这些资金是通过拉丁美洲和加勒比开发银行(CAF)提供的总计9.6亿美元的贷款获得的，该贷款由第57/2023号法令批准。2024年1月10日，国际货币基金组织达成了一项技术协议 ，该协议仍在等待国际货币基金组织董事会对第七次审查的批准，从而能够支付470万美元。新政府制定了恢复宏观经济稳定的政策，以应对当前阿根廷经济面临的挑战，如通货膨胀、外汇储备不足和货币贬值。在这方面，新政府已经实施了一项稳定计划，其中包括财政措施、纠正价格失衡、加强中央银行和支持最脆弱的群体。 必须指出的是，这笔钱不是用于新贷款，而是与国际货币基金组织先前计划在2024年第一季度支付的资金相对应.
此外，2022年10月28日，经济部宣布与巴黎俱乐部达成新协议。根据这项新协议，利率在前三期从9%提高到3.9%，并逐步提高到4.5%。
我们公司无法预测 这些协议和在此基础上制定的政策将如何影响阿根廷进入国际资本市场的能力 (以及间接影响我们进入这些市场的能力)、阿根廷经济、我们的经济和财务状况、我们延长债务到期日的能力或其他可能影响我们的业绩和运营或业务的条件。
阿根廷公司 可能被限制用外币付款或进口某些产品
外汇管制可能会对我们的财务状况或经营结果以及我们履行外币债务和执行融资计划的能力产生不利影响 。
尽管本届政府打算取消进入外汇市场的限制，但阿根廷的某些限制仍然存在 。S乙“第 项10.补充资料。外汇管制”。 这些限制会影响公司使用MLC获取外币以将资金转移到其他国家的能力， 偿债、在阿根廷境外付款以及在某些情况下需要事先获得中央银行批准的其他操作。 这些限制可能会影响我们的运营和我们的扩张项目，因为它们需要进口服务和商品，而付款可能会受到限制。阿根廷政府可以对进入MLC施加或设置进一步的限制。在这种情况下，阿根廷公司在阿根廷境外付款以及履行其义务和义务的能力可能会受到影响。
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此外，由于外汇管制的深化，截至2023年12月31日，官方汇率(目前用于商业和金融业务)与其他非正式汇率之间的差距约为17%。官方汇率目前用于商业和金融业务，而其他非正式汇率则是由于资本市场上常见的某些操作(如MEP或“有清算的现金”)而产生的。阿根廷政府可以维持单一官方汇率或为不同类型的交易创建多个汇率，大幅修改我们购买货币时适用的汇率，以偿还我们未偿还的外币计价债务，甚至实现经济美元化，正如现任总裁·米雷在其总统竞选期间所表示的那样。
比索兑美元汇率的进一步波动、升值或 比索对美元的贬值或中央银行因汇率干预而减少的储备可能会 对阿根廷经济和我们偿还债务的能力产生不利影响，并可能影响我们的美国存托凭证和普通股的价值。我们不能向你保证官方汇率未来不会大幅波动。尽管现任政府打算取消限制，但不能保证未来对外汇管制的修改 或是否会在短期或长期内取消这些限制。在这方面，阿根廷政府未来可能会引入新的外汇管制和/或加强现有管制，限制向其他国家转移资金，限制资本流动或 其他措施，以应对最终的资本外逃、进一步通货膨胀或比索大幅贬值，这些措施可能反过来影响我们进入国际资本市场的能力。
我们无法预测阿根廷比索兑美元或其他外币是否会贬值或升值，以及这些不确定性将如何影响我们的业务。现有和未来的措施可能会对阿根廷的国际竞争力产生负面影响， 阻碍外国投资者的外国投资和贷款或增加外国资本外流，这可能会对阿根廷的经济活动产生不利影响 ，进而可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。我们无法预测 这些情况将如何影响我们偿还以阿根廷比索以外的货币计价的债务的能力。政府对向海外转移资金施加的任何限制或限制都可能破坏我们进入国际资本市场的能力， 为我们的美国存托凭证支付股息或以美元支付未偿债务的本金或利息，以及 遵守任何其他以外币计价的义务，进口我们用作投入的某些产品或商品，或以其他方式影响我们的业务和经营业绩，或导致我们的美国存托凭证和普通股的市值下降。
阿根廷的公共支出可能会给阿根廷经济带来负面影响
在过去十年中，阿根廷的公共支出大幅增加。过去，阿根廷政府采取了几项措施为其高额公共支出提供资金，其中包括利用中央银行和阿根廷国家统计局的资源为其财政需求提供资金，并实施扩张性货币政策以提高通货膨胀水平。
根据经济部公布的统计信息，2022年12月，初级赤字为Ps。记录了5021.28亿美元，从而在2022年结束时累积了Ps的初级赤字。19.551.408亿(占国内生产总值的2.4%)。反过来，2023年12月将出现Ps的基本赤字。记录了19.9121.16亿 ，从而结束了2023年，累积的初级赤字为Ps。54833.053亿(占国内生产总值的2.9%)。
总裁·哈维尔·米雷表示，国民政府的意图是通过实施各种措施来削减公共支出，实现财政平衡(零赤字)。这些措施包括减少公共工程的开支(通过提出“私人倡议制度”)，取消对各省的可自由支配的转移(国家政府在收入分享之外转移的资金)，削减经济补贴 (电力、天然气或交通)，推进公共公司的私有化。此外，总裁·米雷通过第8/2023号法令，旨在通过减少国民政府各部委和机构来实现国家现代化。
由于本届政府采取的措施，2023年12月，国家公共部门的主要支出实际同比下降6.2%。此外，经济部宣布，公共部门获得了Ps的财政盈余。5.18亿美元和Ps。2024年1月和2月期间分别为3.38亿美元，主要基于笔会实施的支出削减。
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但是，如果公共支出的增长速度快于阿根廷政府的收入增长速度，未来基本财政赤字可能会增加。更大的财政赤字可能会使阿根廷政府长期进入金融市场的能力进一步复杂化，同时限制更多的阿根廷公司进入这些市场。看见 “阿根廷从国际市场获得融资的能力可能有限，这可能会削弱其实施改革和促进经济增长的能力，从而影响我们的业务、我们的运营结果和增长前景。
截至本年度报告的日期，我们无法预测阿根廷政府已经实施并可能继续实施的措施将如何影响阿根廷经济，进而影响我们的业务、我们的财务状况和我们的运营结果。
如果不能充分解决机构恶化和腐败的实际和预期风险，可能会对阿根廷的经济和金融状况产生不利影响。
缺乏与阿根廷政府及其机构签订合同的稳固和透明的体制框架，以及腐败指控，已经并将继续影响阿根廷。在透明国际的2023年清廉指数中，阿根廷在180个国家中排名第98位。
截至本年度报告的日期，阿根廷联邦检察官办公室正在对洗钱和腐败指控进行各种调查，这些指控对阿根廷的经济和政治环境产生了负面影响。根据这些调查的结果 以及最终敲定这些结果所需的时间，涉案公司可能会受到信用评级下调 、投资者对其股权和债务证券提出索赔等后果的影响，并可能进一步受到通过资本市场融资的 限制，所有这些都可能减少其收入。此外，如果针对公司的刑事案件继续进行，它们可能会被限制提供服务，或者可能会因其客户的内部政策和程序而面临新的限制。这些不利影响可能会限制这些公司开展经营活动和履行财务义务的能力。因此，可供我们运营的供应商数量可能会减少，这反过来可能会对我们的商业活动和运营结果产生不利影响。
总裁·米雷推动成立检察官办公室，调查公职人员腐败问题，特别是非法致富和不正当增资案件。
我们无法估计哈维尔·米雷政府的新措施可能对阿根廷经济产生的影响。同样，无法预测腐败调查的持续时间，也无法预测可能涉及哪些公司或这些调查的影响可能有多深远，特别是在能源部门，或者该行业或其他行业未来是否会有任何其他调查，这可能 负面影响阿根廷经济。反过来，投资者信心的下降可能会对阿根廷经济的增长产生重大不利影响，进而损害我们的业务、财务状况和经营业绩，并影响我们普通股和美国存托凭证的交易价格。
由于阿根廷政府推动或采取某些措施，以及来自工会部门的压力，公司的运营成本可能会增加
在过去，国民政府 推动并通过了法律和集体劳动协议，规定私营部门雇主有义务维持一定的工资水平，并为其员工提供额外的福利。此外，雇主受到来自员工和工会的强大压力，要求他们批准加薪和其他福利。
总裁米磊根据第70/2023号法令，出台了一系列措施，旨在放松现有的劳动法规，减轻用人单位的劳动负担。
尽管新政府实施的计划和第一批措施(见“阿根廷的经济和政治发展，以及阿根廷政府未来的政策可能会对阿根廷经济和我们从事活动的部门产生不利影响”)如果 旨在减少政府对私营部门的介入，从而减少合规费用，我们无法 保证此类措施将实现其目的，并且在近期或遥远的将来，阿根廷政府不会实施导致雇主必须承担的最低工资和/或福利、补偿或其他劳动力成本增加的措施。 任何加薪和/或任何其他劳动力成本都可能导致成本上升，公司运营业绩下降。 请参阅我们雇佣了大部分加入工会的劳动力，可能会受到有组织的劳工行动的影响，包括停工，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响”.
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阿根廷 政府过去曾干预过电力行业，并可能会继续干预以采取与公共服务关税相关的措施等，但目前尚不确定此类措施将对我们的业务运营、 财务状况或运营结果产生影响
从历史上看，阿根廷 政府对经济（包括能源行业）施加了重大影响，而像我们这样在该 行业运营的公司是在高度监管的背景下这样做的，主要目的是保证国内需求的供应。
为了应对2001年和2002年的阿根廷经济危机，阿根廷政府通过了第25,561号公共紧急状态法(“公共紧急状态法”) 和其他条例，对适用于电力部门的监管框架和公共服务收费进行了重大修改。多年来，能源部门是受阿根廷政府自2001年危机以来采取的经济政策影响最大的部门之一。当时，天然气和电价被冻结，这抑制了对该行业的投资。阿根廷政府试图通过补贴能源消费来促进投资，但这些措施 无效，导致石油和天然气生产以及发电、输电和配电停滞不前，而消费 继续增长。能源危机导致了稀缺的局面。国家政府的应对措施是增加能源进口，这对BCRA的贸易平衡和国际储备造成了不利影响。这些措施严重影响了发电、配电和输电公司。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--电力监管框架”.
尽管新政府计划放松对经济的监管，因此放松对能源市场的监管，我们 不能向您保证这些措施将纠正阿根廷能源生产、运输和分配中的问题。 同样，我们不能向您保证阿根廷政府可能采取的某些其他法规或措施不会对我们的业务和运营业绩或我们的股票和美国存托凭证的市值产生重大不利影响，或者阿根廷政府未来不会采取进一步的紧急立法或其他类似法规来增加我们的义务， 包括增加税收、对我们的关税结构或薪酬方案的不利改变和其他监管义务， 遵守这一规定将增加我们的成本，并可能对我们的运营业绩产生直接负面影响，并导致我们的美国存托凭证和普通股的市值下降。
未能采取新措施 可能会对阿根廷的经济状况以及公司的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。 我们不能保证阿根廷政府不会采取对公司业务产生不利影响的措施和/或阿根廷政府采取的措施足以使阿根廷能源市场正常化。
阿根廷经济容易受到外部冲击的影响，这些外部冲击可能是由阿根廷主要区域贸易伙伴的重大经济困难造成的，也可能是更普遍的“传染”效应造成的。这种外部冲击和“传染”效应可能会对阿根廷的经济增长产生重大不利影响，从而影响我们的经营业绩和财务状况。
尽管各国的经济状况 各不相同，但投资者对某些国家发生的事件的看法在过去曾对资本流入和投资于包括阿根廷在内的其他国家的发行人的证券产生重大影响，并可能继续产生重大影响。不能保证阿根廷的金融体系和证券市场不会受到外国政府或阿根廷政府未来可能采取的政策的不利影响。阿根廷还可能受到其他国家发生的负面经济或金融事件的不利影响，这些事件随后会影响我们的运营和财务状况，包括我们在债务到期日偿还债务的能力。
阿根廷经济 容易受到外部冲击。例如，经济放缓，特别是巴西等阿根廷主要贸易伙伴的经济放缓，导致阿根廷过去几年的出口下降。具体地说，阿根廷所售商品价格的波动和比索对美元的大幅贬值可能会损害阿根廷的竞争力，影响其出口。 此外，国际投资者对一个市场发生的事件的反应可能会导致“传染”效应 ，这可能会导致整个地区或一类投资不受国际投资者的青睐。此外，阿根廷的金融和证券市场也受到全球其他市场的经济和市场状况的影响。看见“全球或地区性金融危机以及不利的信贷和市场状况可能会对我们的流动性、客户、业务和经营业绩产生负面影响”.
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与此同时，乌克兰和俄罗斯之间的战争 在全球范围内产生了重大的经济影响，导致初级商品价格高度波动。 俄罗斯在乌克兰的活动进一步增加或威胁增加，可能会导致全球石油和天然气价格波动加剧。全球石油和天然气价格的不稳定可能会降低石油和天然气的价格，并对我们的盈利能力产生不利影响。 石油和天然气价格的上涨可能不会持续，随后可能会根据我们无法控制的因素进行价格下跌，包括 地缘政治事件。
从这个意义上说，在阿根廷，天然气供应可能会受到影响，对能源发电，特别是对工业产生负面影响。天然气短缺可能会对我们的发电调度资产产生不利影响。虽然作为我们自身业务的一部分，我们与俄罗斯或乌克兰没有任何实质性的业务或金融联系 ，但能源价格上涨和某些商品和服务的价格上涨导致通胀上升的影响以及全球金融市场的中断可能会影响我们未来的业务。这种武装冲突的进一步升级可能导致供应中断和能源成本上升等，这可能对我们的行动结果产生不利影响。
哈马斯-以色列战争、中东冲突的持续或升级，以及美国和其他武装力量在冲突地区的存在，可能会导致 进一步的敌对行动、世界经济的不稳定、全球金融市场的不确定性，并可能对我们的行动结果产生不利影响。 尽管在费尔南德斯执政期间，阿根廷对哈马斯-以色列冲突一直保持中立立场，但总裁 哈维尔·米雷已表示有意将哈马斯列入恐怖组织名单。这可能会对与中东国家的政治和经济关系产生潜在影响，中东国家是全球主要产油国。
不能保证阿根廷金融体系和证券市场不会受到外国政府或阿根廷政府未来可能采取的政策的不利影响，也不能保证发达国家或其他新兴市场的经济事件不会对阿根廷金融体系和证券市场造成不利影响。
最后，国际投资者对发生在一个市场上的事件的看法可能会产生一种“传染”效应，即整个地区或投资类别都不受国际投资者的青睐。阿根廷可能会受到其他新兴和发达国家经济或金融负面发展的不利影响 这反过来可能对阿根廷经济产生重大不利影响， 间接影响我们的业务、财务状况和经营业绩，以及我们的美国存托凭证和普通股的市值。
大流行疾病的出现和传播或对公共卫生的威胁可能会对阿根廷和全球经济、我们的业务运营、财务状况或运营结果产生重大不利影响。
全球公共卫生威胁，如新冠肺炎、流感和其他高传染性疾病或病毒爆发，可能会对我们的运营以及我们客户的运营产生不利影响。
新冠肺炎疫情对全球经济造成了广泛的不利影响，造成了严重的全球破坏。疫情可能会继续对地区和全球的经济状况造成负面影响，并以其他方式影响我们的运营以及我们客户和供应商的运营。政府 实施了隔离和其他紧急公共卫生措施，公司也采取了预防措施，如要求员工远程工作 ，实施旅行限制和暂时关闭企业。这些限制以及未来可能在全球大流行情况下采取的预防和缓解措施 可能会对全球经济状况产生不利影响， 可能会对我们未来的运营产生实质性的不利影响。
全球大流行对全球经济、阿根廷经济和公司的长期影响很难评估或预测，可能包括市场价格(包括我们普通股的市场价格)下降 ，员工健康和安全面临风险，对我们产品的需求崩溃，以及受影响地理位置的销售额下降。
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发生上述任何事件或其他疫情，或上述事件或疫情的严重程度或持续时间增加，都可能对我们的业务、经营业绩、现金流及财务状况产生重大的不利影响。
全球或地区性金融危机以及不利的信贷和市场状况可能对我们的流动性、客户、业务和 经营业绩产生负面影响
全球或地区性金融危机以及全球金融体系相关动荡的 影响可能会对我们的业务、获得信贷和国际资本市场的能力、财务状况和经营业绩产生负面影响，这可能会对新兴市场经济体(如阿根廷)造成更严重的影响。看见“阿根廷从国际市场获得融资的能力可能有限，这可能会削弱其实施改革和促进经济增长的能力，从而影响我们的业务、经营成果和增长前景。“. 这种情况在许多情况下都发生过，例如在2008年，全球经济危机导致阿根廷2009年全年经济活动急剧下滑，同时出现通货膨胀压力、比索贬值以及消费者和投资者信心下降。
2020年，新冠肺炎引发了新一轮全球金融危机。同样，在2022年，俄罗斯联邦军事入侵乌克兰引发了另一场危机，对世界主要证券交易所和许多国家的经贸关系产生了强烈影响。请参阅“阿根廷经济容易受到外部冲击的影响 阿根廷主要区域贸易伙伴的重大经济困难，或更普遍的“传染”效应 。这种外部冲击和“传染”效应可能会对阿根廷的经济增长产生实质性的不利影响，从而影响我们的经营业绩和财务状况。“.
经济危机对我们的客户和我们的影响是无法预测的。疲软的全球和当地经济状况可能导致能源、碳氢化合物及相关石油产品和石化产品的需求减少或价格下降，这可能会对我们的收入产生负面影响。失业、通货膨胀和无法获得信贷等经济因素也可能对能源需求产生重大不利影响，从而对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。阿根廷或巴西等其他国家的金融和经济状况也可能对我们以及与我们有业务往来或可能有业务往来的第三方产生负面影响。
由于国际大宗商品价格下跌，阿根廷经济和财政可能受到不利影响。
大宗商品市场的特点是波动性。商品出口为阿根廷政府的收入作出了重大贡献。因此，阿根廷经济仍然相对依赖其出口产品(主要是大豆)的价格。2018年和2023年期间，阿根廷遭受了严重干旱。 农业部门的干旱影响给阿根廷带来了严重的经济问题，大豆和玉米收成受到影响，2018年生产部门损失约60亿美元，2023年至少损失104亿美元。
阿根廷出口的主要商品的国际价格持续下跌，或未来的任何气候事件或状况可能对农业部门产生不利影响，从而影响阿根廷政府的收入及其偿还公共债务的能力，最终产生隐性或通货膨胀压力，从而影响我们的业务、财务状况和我们的经营结果。
与我们公司有关的风险
我们根据省级和国家政府授予的公共特许权经营我们业务的一大部分，这些特许权的撤销或终止将对我们的业务产生实质性的不利影响
我们根据阿根廷省级和国家政府授予的公共特许权开展业务的实质性部分。这些特许权包含有关这些企业的运营和遵守法律法规的几项要求。遵守我们在特许权下的义务 在某些情况下，通过质押我们在特许权人中的股份以政府为受益人来保证。因此，在这些特许权下发生特定违约事件时，政府有权取消其对特许权公司的抵押品赎回权 ，并将我们在该特许权公司的股份出售给第三方。此类出售将对我们经营大部分业务的能力产生严重的负面影响，因此，我们的经营业绩将受到重大不利影响。 最后，我们的特许权通常还规定在特许权公司破产或破产的情况下终止。如果我们的任何特许权被终止，或者如果政府取消对我们所持任何特许权公司股份的质押， 这些公司将无法继续作为持续经营的公司运营，反过来，我们的综合运营业绩将受到重大不利影响，我们股票和美国存托凭证的市值可能会下降。
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我们的业绩在很大程度上取决于招聘和留住关键人员
我们目前和未来的业绩和业务运营有赖于我们的高级管理层、我们熟练的工程师团队和其他员工的贡献。我们依赖于我们吸引、培训、激励和留住具备必要技能和经验的关键管理人员和专业人员的能力。不能保证我们会成功地留住和吸引关键人员，更换任何即将离开的关键人员可能是困难和耗时的。失去关键人员的经验和服务 或无法招聘合适的替代者和额外的员工可能会对我们的业务、财务状况和运营业绩产生重大不利影响。
我们雇佣了大部分加入工会的劳动力，可能会受到有组织的劳工行动的影响，包括停工，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响
我们运营的行业在全国范围内普遍加入了工会。截至2023年12月31日，根据集体谈判协议，52.33%的员工由工会代表。尽管我们与工会的关系在历史上一直是稳定的，但我们不能确定我们未来不会遇到停工或中断，这可能会对我们的业务和收入产生实质性的不利影响。其中的一个主要原因是我们的集体谈判协议是每年谈判一次的。因此，我们无法保证在随后的集体谈判协议中当前条款和条件的连续性 ，也不能保证我们在谈判过程之前或期间不会受到罢工或停工的影响 。如果我们无法协商薪资协议或受到罢工或停工的影响， 我们的运营、财务状况以及我们股票和美国存托凭证的市值可能会受到不利影响。
如果发生不在我们保单承保范围内的事故或其他事件，我们可能会面临重大损失，这可能会对我们的业务和运营业绩造成重大的不利影响
我们在每个不同的业务领域都提供符合行业标准的保单。尽管我们相信我们的保险范围与国际标准相称，但我们不能保证对我们正在进行的业务或我们正在进行或未来项目的施工阶段中的任何特定风险或损失 是否存在或是否足够的风险覆盖范围。如果在我们的任何业务部门或项目中发生不在我们现行保单承保范围内的事故或其他事件 ，我们可能会遭受重大损失 或不得不从我们自己的资金中支付大量费用，这可能会对我们的净利润和我们的整体财务状况以及我们股票和美国存托凭证的市值产生重大不利影响。
我们通过合资企业和共同控制的公司进行部分业务，如果我们不能继续此类合资企业和共同控制的公司，或不能解决与合作伙伴之间任何潜在的重大分歧，可能会对这些业务的成功产生实质性的不利影响
我们通过合资企业和共同控制的公司开展部分业务，因此，这种合资企业和共同控制的公司的继续存在对我们的持续成功至关重要。如果我们的任何合作伙伴决定终止其在任何此类合资企业或共同控制公司中与我们的关系 或出售其在此类合资企业中的权益，我们可能无法更换我们的合作伙伴 或获得必要的融资来购买我们合作伙伴的权益。此外，在某些情况下，例如Citelec持有Transener 52.65%的控股权，CIESA持有TGS 51%的控股权，我们无法根据适用的阿根廷法规获得我们的 合作伙伴的权益。因此，未能继续经营我们的一些合资企业或共同控制的公司，或未能解决与我们合作伙伴的任何潜在分歧，或未能找到新的合作伙伴，可能会对我们开展此类合资企业或共同控制公司的业务的能力造成不利影响，这反过来又会对我们的财务状况、运营业绩以及我们股票和美国存托凭证的市值产生负面影响。
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如果我们不能有效地完全对冲我们的货币风险，而阿根廷比索出现贬值，我们的经营业绩和财务状况可能会受到实质性的不利影响
我们的收入主要以阿根廷比索计算。因此，我们面临以比索计价的贸易应收账款的汇率风险 主要与SE决议建立的发电部门的现货市场薪酬计划有关。有关详细信息， 请参阅“项目4.阿根廷能源部门—电力 监管框架“。此外，我们现有的金融债务有很大一部分是以美元计价的。如果我们不能有效对冲全部或很大一部分货币风险敞口，阿根廷比索贬值可能会对我们的财务状况和 经营业绩产生重大不利影响。
我们卷入了可能导致不利裁决的各种法律程序。
我们是许多法律诉讼的当事人，其中一些诉讼已悬而未决数年。我们不能确定这些索赔是否会以对我们有利的方式解决，对诉讼要求的回应可能会分散我们管理层的时间和注意力以及我们的财务资源。参见 “项目8.法律诉讼”.
我们信用评级的下调可能会对我们的融资成本和业务运营产生负面影响
信用评级 已分配给我们。信用评级基于我们提供的信息或信用评级机构从独立来源获得的信息，还受到阿根廷政府债券的信用评级和对阿根廷金融体系的一般看法的影响。阿根廷以外币计价的长期债务目前被穆迪评级为“Ca(稳定)”，被S评级为“ccc(稳定)”，被惠誉评为“C”。 2023年3月30日，S还将阿根廷的长期外币评级从“ccc+”下调至“ccc-”。 同样，在2023年6月13日，惠誉确认了阿根廷的长期外币评级。“Ccc-” 信用评级，认为在宏观前景高度不确定的情况下，发生某种比索信用事件的可能性仍然存在。我们不能保证阿根廷的信用评级或评级展望在未来不会被下调 ，这可能会对我们的美国存托股份和我们的普通股的评级和市场价格产生不利影响。
信用评级机构可随时修改、暂停或撤销信用评级。我们信用评级的下调、暂停或撤销可能会导致以下情况，其中包括：(I)融资成本增加和其他融资困难；(Ii) 需要为金融市场交易提供额外抵押品；以及(Iii)终止或取消现有协议 。因此，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到实质性的不利影响。
网络安全 网络攻击等事件可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响
我们依赖于基于互联网的数据处理通信和信息交换平台和网络的高效和不间断运行，包括行政和与业务相关的系统，如监控和数据采集以及分布式控制系统软件， 公司。近年来，由于新技术的扩散以及网络攻击的复杂性和活动的增加，网络安全风险普遍增加。通过我们的部分业务，我们将越来越多的设备和系统连接到互联网。此外，我们依赖数字技术，包括处理财务和运营数据的信息系统、分析地震和钻井信息以及石油和天然气储量估计。由于我们的基础设施的关键性质，以及通过连接到互联网实现的更高的可访问性，我们可能面临更高的网络安全事件风险，例如计算机入侵、欺诈、网络钓鱼、身份盗窃和其他中断，这些可能会对存储在我们的计算机系统和网络基础设施中的信息以及通过我们的计算机系统和网络基础设施传输的信息的安全性产生负面影响。如果发生网络攻击，我们可能会经历业务运营中断、欺诈、财产损失和客户信息被盗；收入、响应成本和其他财务损失的重大损失；以及监管、诉讼和对我们声誉的损害。出于维护和控制的目的，我们的发电业务部分连接到制造商的系统。对这类第三方的攻击可能会影响我们的行动和信息。
2023年，我们实施了以下措施： (I)连续第七年为全体员工制定年度网络安全培训计划，目的是提高认识，了解信息安全方面的风险、威胁和良好做法，其中针对安全事项中的风险、威胁和良好做法开展了不同的互动举措；(Ii)针对行政和控制环境的灾难恢复计划，以便在发生可能导致公司正常运营的灾难时做好准备并恢复运营。以及(3)制定安全事件管理流程，以确定、管理、记录和分析组织内发生的安全威胁或事件。通过这些措施，该公司寻求为管理和控制环境中的任何网络安全问题提供可靠和完整的愿景。
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在2023年，我们成为不同网络安全威胁的目标，但由于公司采取的措施，没有攻击尝试达到其目标 ，因此这些威胁没有造成重大损失或对我们的运营产生负面影响。由于这些威胁的演变和性质等原因，公司的风险和对这些事件的风险敞口无法完全计算或减轻。
此外，虽然我们尚未经历任何与网络安全事件相关的重大损失，但已制定的应急计划可能不足以覆盖与任何此类事件相关的责任，因此，适用的保险范围可能被视为不足，使我们无法获得因此类中断而遭受的损失的全额赔偿 。尽管我们打算继续实施安全技术设备并 建立操作程序以防止网络安全事件造成的中断并抵消其负面影响，但我们当前和未来的所有系统可能并不完全没有漏洞，这些安全措施 也不会成功。因此，网络安全对我们来说是一个重大风险，网络攻击(针对我们或第三方基础设施) 可能会对我们的业务、运营业绩和财务状况产生不利影响。
我们的运营可能会导致环境风险，环境法律的任何变化都可能增加我们的运营成本
我们的一些业务 受到环境风险的影响，这些风险可能会意外出现，并对我们的运营业绩和财务状况造成重大不利影响 。此外，任何这些风险的发生都可能导致人身伤害、生命损失、环境破坏、修理，以及民事、刑事和行政诉讼中的费用、设备损坏和责任。我们不能向您保证，我们不会在未来产生与环境问题相关的额外成本，这可能会对我们的运营业绩和财务状况产生不利影响 。此外，我们不能确保我们的保险覆盖范围足以弥补这些环境风险可能造成的损失。
此外，我们在阿根廷和我们感兴趣的公司所在的其他国家/地区都受到广泛的环境法规的约束。 我们所在的阿根廷和其他国家/地区的地方、省和国家当局可能会实施 新的环境法律法规，并可能要求我们承担更高的成本来遵守新的标准。对我们在阿根廷的业务实施更严格的监管和许可要求可能会显著增加我们活动的成本。
我们无法预测任何新环境法律法规的实施对我们的财务状况和经营业绩的影响。
我们可能无法从客户、CAMMESA、Enarsa、阿根廷政府和其他 客户那里收取或及时收取到期款项
作为发电商、燃料生产商和我们的石化业务，我们收到客户CAMMESA、Enarsa和阿根廷政府的付款。 这些付款可能会被更改和/或推迟。
我们从CAMMESA 获得资金，用于在现货市场以及PPA下销售的能源和产能。CAMMESA反过来将这些能量提供给分销商，分销商 必须向CAMMESA支付所提供的电力，目前CAMMESA欠CAMMESA一大笔所提供的电力 。
因此，对发电商的付款应在每月底起42天内结清；然而，近年来此类付款被推迟，年平均延迟70天。截至本报告所述日期，CAMMESA对该公司的债务为P。133,191,236,814[1]， 从2023年12月开始的交易总额为P。38,907,909,098笔，2024年1月以来的交易总额为P。43,965,580,313，和2024年2月以来的交易 ，总计P。50,317,747,401，所有这些都是逾期和待付的。尽管截至本年度报告日期，我们有足够的偿付能力来履行我们的运营和财务义务，但上述延迟的延长可能会 对我们的财务状况和运营业绩产生不利影响。
关于与客户的直接合同 ，暂停了在MAT中达成协议或续签合同的可能性，但Energy Plus和MAT ER计划除外。 因此，发电机的收入主要取决于从CAMMESA收到的付款。
最后，我们这一代单位主要从WEM大用户那里获得收入，这些单位在Energy Plus制度和MAT ER下销售其产品。
[1]包括截至2024年4月22日的应计利息 。
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我们不能向您保证 旨在减少经销商债务的措施将得到实施，CAMMESA将能够向发电商付款，或者WEM大用户 将履行其付款义务。
此外，我们还参与并继续参与旨在促进或激励阿根廷政府天然气仪表化生产的计划，以实现自给自足，进而在国家天然气部门创造更高水平的活动、投资和就业。 见“项目4.阿根廷能源部门--石油和天然气监管框架”.
根据这些计划，我们 已经与CAMMESA(向电力市场生产商供应这种燃料)和Enarsa签订了天然气供应合同， 从双方获得付款作为供应天然气的代价，并从阿根廷政府获得一部分作为天然气补贴。目前，CAMMESA和Enarsa以及阿根廷政府的应付款项都严重延迟。
我们不能保证 CAMMESA、Enarsa和阿根廷政府是否会继续这样的付款延迟，或者它们是否可以以任何方式更改，或者我们的任何其他客户是否可以延迟或更改他们对我们的付款。此类延迟或修改可能会对我们的运营业绩、收入、投资计划和财务状况产生负面影响，包括我们到期偿还债务的能力，从而影响我们股票和美国存托股份的市值。
我们的某些未偿财务债务包括破产、重组程序和违约没收事件，一旦发生任何此类事件，我们可能被要求偿还所有未偿债务。
截至本 年度报告日期，与我们有关的某些征收和谴责事件可能构成违约事件，如果宣布违约， 可能会触发我们在相关债务项下的债务加速，并要求我们立即偿还所有此类加速的债务 。此外，我们的未偿财务债务中有很大一部分包括与破产和自愿重组程序有关的某些违约事件(“并发预防“)。如果我们的财务状况导致我们无法履行某些付款义务，如果阿根廷破产法第24,522号规定的要求得到满足，包括我们在内的任何债权人都将有资格申请破产，或者我们将能够申请自愿重组 程序(“并发预防“)。此外，我们的某些未偿还金融债务还包括交叉违约或交叉加速条款，如果债务(包括没收或破产或重组程序中的违约事件)发生违约或加速，可能会导致我们所有的债务加速。在这种情况下，我们预计会积极寻求相应金融债权人的正式豁免，以避免这种潜在的情况，但如果没有及时获得这些豁免，需要立即偿还，我们可能会面临短期流动性问题，这可能会对我们的运营 业绩产生不利影响，并导致我们的美国存托凭证的市值下降。
我们债务中的契约可能会对我们的财务和运营灵活性造成不利影响
我们目前的部分债务 包括，我们未来的债务可能包括限制我们创造留置权、产生额外债务、处置我们的资产、支付股息或合并、合并或出售部分业务的能力的肯定和限制性契约。这些限制 可能会限制我们运营业务的能力，并可能禁止或限制我们增强运营或在潜在商机出现时利用这些商机的能力。违反任何这些公约或未能满足任何此类条件都可能导致相关债务项下的违约。我们遵守这些公约的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响，包括当前的经济、金融和行业条件以及我们业务中使用的特许权和许可证的重新谈判。
我们的业务 受到自然灾害、灾难性事故和恐怖袭击的风险影响。此外，我们的业务面临机械或电气故障的风险，任何由此导致的不可用都可能影响我们履行合同承诺的能力 ，从而对我们的业务和财务业绩产生不利影响
我们的发电设施、管道和碳氢化合物区块或我们所依赖的第三方燃料运输或输电基础设施 可能会受到洪水、火灾、地震和其他自然灾害的破坏，这些灾害是由自然或意外或人为原因造成的。我们可能会遇到严重的业务中断，由于灾难性事件导致需求下降而导致收入大幅下降，或者业务中断保险条款未涵盖的重大额外成本。从重大事故、灾难性事件或恐怖袭击到我们最终从我们的保险中恢复，可能会有一段重要的时间间隔 保单，通常带有不可追回的免赔额，并受每个事件的上限限制。此外，这些事件中的任何一项都可能对我们的一些客户和受影响市场的一般消费者的需求造成不利影响。其中一些考虑因素 可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
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此外，我们的设施 存在机械或电气故障的风险，可能会经历不可用时期，影响我们履行合同承诺的能力 ，例如在2019年6月遭遇全面停电期间。我们设施的任何意外不可用 可能会对我们的财务状况或运营业绩以及我们履行合同承诺的能力产生不利影响，因此我们可能会受到罚款和处罚。虽然我们的发电和输电装置没有受到任何损害，但我们不能保证阿根廷电网中的任何其他事件不会影响我们的装置，从而影响我们履行合同承诺的能力 和我们的运营结果。
我们的活动可能会受到在我们开展业务的其他国家发生的事件的不利影响
虽然我们的大部分业务和活动集中在阿根廷，但我们在拉丁美洲的其他国家也有投资，包括玻利维亚和厄瓜多尔。 拉丁美洲经历了巨大的经济、社会、政治和监管波动。在石油和天然气价格飙升和民族主义政策的刺激下，最近几年，拉丁美洲的许多政府已经采取措施，加强对能源部门的控制或增加其在能源部门收入中的份额。政府对拉美国家经济的干预程度对我们的业务和经营业绩产生了不利影响，未来可能也会产生不利影响。
国家反垄断机构可以决定不批准收购CTEB和/或收购Rincón de Aranda区块的股份
2019年，PAMPA和YPF 联合中标全国和国际公开招标编号。CTEB 02/2019年，根据能源部部长第160/19号决议启动，涉及IEASA出售和转让CTEB的商誉(“CTB交易”)。 交易于2019年6月26日完成。
2023年，公司收购了Rincon de Aranda区块的额外参与权 。看见“相关事件--收购Rincón de Aranda的参与权益和授予CENCH”.
截至本年度报告之日，CTB交易和收购Rincón de Aranda区块的交易均未获得国家反垄断机构的批准。如果CTB交易和/或收购我们参与Rincón de Aranda区块的交易 未获批准，公司的业务、财务状况和运营结果可能会受到重大和不利的影响 。此外，该公司甚至可能被迫撤销和取消此类交易，并取消其所有影响。
我们继续评估投资项目以扩大我们的活动，这可能意味着我们的债务增加
我们 已订立或可能订立信贷安排，并已招致或将招致其他形式的债务，包括投资项目的债务。杠杆资产对收入下降、费用和利率上升以及不利的经济、市场和行业发展更加敏感。债务的产生可能导致固定付款义务的增加，我们可能需要 同意某些限制性契约，例如对我们产生额外债务的能力的限制、对我们进行投资的能力的限制，以及可能对我们开展业务的能力产生不利影响的其他运营限制。
我们子公司的一些投资项目可以由PAMPA担保，导致产生额外的担保债务 ，并导致我们对此类债务承担责任。因此，如果我们宣布破产或被清算，受担保的贷款人将在构成其担保的资产范围内优先于我们的票据的付款请求。
此外， 如果这些子公司无法或无法偿还本公司提供担保的任何债务，我们 可能被要求偿还该等债务下的所有到期金额，这可能会影响我们的财务健康，并使我们更容易受到 不利经济状况的影响。如果在担保贷款人付款后资产仍然存在，这些资产可能不足以满足我们公司债券和其他无担保债务持有人的信用，以及其他一般债权人的信用，这些债权人将 有权按比例与我们公司债券的持有人一起参与。
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气候变化、能源转型和为此目的而推动的监管框架可能会影响我们的业务、我们的运营结果和财务状况
全球气候变化给能源行业带来了新的挑战，其不利影响是人类共同关注的问题。因此，联合国和几个国家已经或正在评估为缓解或减少大气中的温室气体排放而采取的新措施和/或监管要求，例如对碳征税、提高能效标准或采用上限和贸易制度。某些缓解行动可能需要从根本上改变发展模式，例如从使用常规能源转向使用可再生能源，从而减少环境污染，促进可持续发展并避免全球变暖，因为可再生能源的温室气体排放量通常很低。
与气候变化相关的 风险包括恶劣天气事件；法律和监管风险，包括最终与环境破坏和气候变化有关的诉讼；市场风险；投资者的声誉风险；化石燃料消耗量的降低；以及能源 全球经济向低碳能源矩阵的过渡，包括化石燃料的替代产品和 更多的电力使用，这可能会对我们产品的长期需求造成负面影响，并可能对我们的运营结果产生不利的 影响。
各个国家的联邦、州或地方政府当局已经提出，并可能继续提出关于可持续性管理或环境、社会和治理(ESG)相关主题的立法和监管 倡议， 或披露此类事项。不同的国家和地区正在采用不同的方法来监管气候变化和其他ESG事项以及披露相关信息，这可能会增加此类法规的复杂性，并增加与遵守这些法规相关的潜在成本。3月6日，美国证券交易委员会发布了外界期待已久的气候披露最终规则。尽管美国第五巡回上诉法院于2024年3月15日授予了 行政决定权，但我们可能会受到 美国证券交易委员会气候披露提案的披露要求以及其他法规或要求的约束；这些法规和要求可能不完全 一致，因此要求我们重复某些操作或做出不同的努力或使用不同的报告方法，以符合每个司法管辖区的要求。另外，不同的监管机构已经或正在考虑通过关于环境营销主张的法规，包括但不限于在产品营销中使用“可持续”、“生态友好”、“有机”、“可回收”或类似的语言。上述任何情况都可能需要我们在设施和设备上进行额外投资 ，可能需要我们在收集数据和/或准备披露和/或相关内部控制方面产生额外成本，可能会影响我们产品生产中使用的关键原材料的可用性和成本 或对我们产品的需求，进而可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生不利影响。
阿根廷政府正在联合国开发计划署的帮助下实施应对气候变化的不同战略。 例如，2006年，修订后的第26,190号法律建立了一个法律框架，促进阿根廷增加可再生资源能源在电力消费中的参与。同样，阿根廷政府在2019年将重点放在实施政策、方案和项目上，以预防、减轻或减少与气候变化相关的影响。如果阿根廷政府 采取额外措施，这些措施可能会产生更高的生产成本，对我们的竞争力产生负面影响。同样，阿根廷政府可以调整对碳氢化合物的需求，转向相对低碳的资源，如可再生能源。参见 “项目4.阿根廷能源部门--电力监管框架“。 我们不能向您保证阿根廷政府可能采取的其他法规或措施不会对我们的业务和我们的经营结果产生不利影响。
如果公司不能跟上全球能源转型的步伐，并将其资源分配给高效的能源和资源，以解决与气候变化有关的担忧，那么能源转型的进展和挑战可能会对公司产生重大不利影响。 气候变化可能会对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
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与我们业务相关的风险
与我们的发电业务相关的风险
阿根廷存在输电限制，这可能会阻止我们的调度，这可能会对我们发电业务的财务业绩产生实质性的不利影响
在一年中的某些时间，发电量会超过发电量。因此，我们的派遣可能会受到影响。此外，如果我们的可再生能源项目不能实现优先调度，我们可能会面临能源销售削减。我们不能保证将进行所需的投资以增加传输系统的容量。由于调度减少，我们的发电业务记录的营业利润可能会低于我们的预期，这可能会对我们的综合运营业绩和财务状况以及我们股票和美国存托凭证的 市值产生不利影响。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--电力监管框架”.
我们可能会受到能源需求突然增加的不利影响 考虑到目前的发电水平，以及在短期或中期内难以增加输电和配电公司的容量。
直到2016年，电力需求的增长 大于发电、输电和配电能力的结构性增长，这 在某些情况下导致电力短缺和中断。电力需求的持续增长可能会导致未来的电力短缺。 此外，阿根廷电力市场的状况几乎没有激励发电机和分销商 进一步投资，分别增加其发电和配电能力，这将需要大量的长期财务承诺。 尽管在接下来的几年里对发电进行了几次投资，增加了装机容量，但投资密度最高的 集中在大布宜诺斯艾利斯地区。仍有必要对输电和配电系统进行几项投资，以保证向用户输送电力并减少中断频率。
发电机的电力调度可能会受到重大不利影响，因为输电线路可能没有足够的容量来传输所有连接的发电厂的输出。因此，我们的运营结果可能会受到影响，我们的财务状况也可能会受到影响。
我们不能保证 我们不会遇到单位派遣不足的情况，或者政府干预不会对我们业务的财务状况和经营业绩产生不利影响，并导致我们的美国存托凭证和普通股的市值下降。
某些法规的变化可能需要调整我们发电厂的设施，这可能需要新的投资或可能影响我们发电机的调度
某些法规，特别是与环境有关的法规(例如，排放限制、禁止使用某些消耗品或材料等)和公共安全 (例如，公共道路和铁路道口)可能会不时变化，这可能需要我们的发电厂进行调整和工作。我们无法 向您保证，此类措施或任何未来措施不会因新投资或在此类投资之前无法获得或派发而导致我们的收入和运营业绩下降。
此外，根据第5,129/13号说明，原SE指示CAMMESA根据可用燃料及其实际成本优化WEM发电机的调度。另一方面，由于燃气计划而建立的新调度方案也可能影响我们发电厂的调度和可变收入。这一新的调度方案根据天然气供应的来源将火力发电机组的调度分为五类，并对以前的基于成本的调度进行了修改。因此，我们的发电厂派单可能会受到 影响。我们不能保证将进行必要的投资来增加传输系统的容量。此类 修改或任何其他修改或任何其他措施可能导致我们的发电机调度减少，我们的发电业务 可能记录的运营利润低于我们的预期，反过来，此类修改可能会对我们的运营业绩 和财务状况产生不利影响。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--电力监管框架”.
鼓励可再生能源发电项目的新措施可能会影响我们的发电销售
2015年10月15日颁布了第27,191号法律，其中规定，到2025年12月31日，国内能源总需求的20%必须来自可再生能源。为了实现这一目标，法规要求批发用户和CAMMESA在2017年12月31日之前以8%的可再生能源满足各自的国内能源需求份额。可再生能源在国内能源需求中所占的比例每两年增加一次，到2025年达到20%。该法规还包括为新的可再生能源项目提供税收和其他优惠。截至2023年12月31日，可再生能源覆盖了14%的国内能源需求。
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此外，根据第281/2017号决议，ME&M对WEM代理商之间的可再生能源合同进行了管理。这样的解决方案允许Guma和Gume 从对发电进行投资的可再生能源发电机购买其总能源需求(见“项目4. 我们的发电业务—可再生能源“)。然而，我们不能保证该法律及其法规的实施不会影响我们的发电销售，特别是根据Energy Plus制度的销售，这反过来可能对我们的运营业绩和财务状况产生不利的 影响。
我们在热电厂发电的能力 取决于天然气(和其他燃料)的可用性，天然气供应或价格的波动 可能会对我们的运营业绩产生实质性的不利影响
我们发电业务中使用的 天然气的供应或价格一直并可能继续不时受到阿根廷天然气供应量的影响 、我们与当地天然气生产商和天然气运输公司签订合同的能力，以及需要导入 如果国内生产短缺，以高于国内供应价格的价格提供大量天然气。 此外，2023年12月，阿根廷政府通过第55/23号法令宣布国家能源部门在发电、运输和分配以及天然气运输和分配方面进入紧急状态。 紧急状态及其相关行动将有效期至2024年12月31日。
我们的几个发电设施 配备完全依靠天然气运行，在天然气不可用的情况下，这些设施将无法切换到其他类型的燃料以继续发电。如果我们无法以对我们有利的价格购买天然气，如果天然气供应减少，或者如果CAMMESA不向我们的发电设施提供天然气，我们的成本可能会增加，或者我们盈利运营发电设施的能力可能会受到损害。此外，Energía Plus下的WEM供应协议和第287/17号决议也要求发电机承担其燃料供应费用。虽然我们的发电机最近已同意将其天然气供应 转让给CAMMESA以承担此类义务，但此类转让可能会终止，因此，如果我们不能保证我们的燃料供应，可能会受到此类供应协议的惩罚 ，再加上相关发电机组产量的减少，可能会对我们的运营业绩产生不利影响 。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--电力监管框架”.
任何中断或无法获得我们发电业务所需的燃料，都可能反过来对我们的运营业绩和财务状况以及我们的美国存托凭证的市场价值产生重大不利影响。
根据我们与CAMMESA的能源供应协议，可能会实施处罚，这可能会对此类合同或我们发电机组的收入产生不利影响
我们已经与CAMMESA签署了多个能源供应协议，其中违反我们的承诺允许CAMMESA对我们施加可能对此类合同的收入产生不利影响的惩罚，例如：(I)违反我们的WEM供应协议中规定的可用性承诺 根据SE第220/2007号决议，见第21/2016号决议，见第287/17号决议和SE第59/23号决议允许CAMMESA对我们实施可能对此类协议的收入产生不利影响的惩罚 ，这反过来可能对我们的业绩产生不利影响，或减少相关购买力评价下的运力付款。(Ii)违反PEA的PPA中规定的能源交付承诺允许CAMMESA 施加可能对此类协议的收入产生不利影响的处罚，并最终导致出售涉及风电场运营的资产的义务，这反过来可能对我们的业绩产生不利影响；以及(Iii)违反PEPE VI在获得优先权派遣程序中承诺的日期前投入商业运营的扩建项目义务 如ME&M第281-E/17号决议所确立，可能会导致(X)失去优先权派遣但不要求支付因该优先权而支付的款项 或(Y)为保持优先权而支付的金额增加。请参阅“项目4.我们的发电业务-可再生能源“和”电力监管框架”.
如果违反适用法规或没有及时获得我们发电机组运行所需的许可和新发电的授权，可能会受到处罚和或 其他处罚，这可能会对我们发电机组的可用性和收入产生不利影响 并推迟新项目进入商业运营的预期时间
我们的发电机组受到地方、省和国家当局的广泛监管。违反此类规定或及时获得并保留相关许可和授权可能会导致罚款和其他制裁，如果实施，可能会影响我们的运营 结果。
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此外，我们的扩建项目 需要在预定日期获得多项许可和授权，才能在预计日期 投入商业运营。我们最近经历了有关当局在发放这种许可证和授权方面的几次拖延。
我们不能向您保证， 即使满足所有和任何法律要求，相关许可证也会如期发放。延迟进入商业运营 可能会导致处罚、失去派单优先级、销售损失以及增加成本和付款，这将影响我们的 运营结果。
同样，我们不能向您保证，新的环保法规不会阻止我们获得开发新项目的相关许可和授权 。
违反我们与CAMMESA和/或WEM大型用户的能源供应协议可能会导致处罚，并最终终止此类协议，这可能会 对我们的运营结果产生不利影响
违反PPA中规定的某些条件，例如SE第220/2007号决议下的条件，见第21/2016号决议，见第287/17号决议和PEA的PPA，可能会导致此类协议提前终止，如果发电机失去在WEM中充当发电机的授权，启动 破产程序，遭受司法干预或发生某些其他事件，这可能会对我们的运营结果产生不利影响。 请参阅项目4.阿根廷能源部门--电力监管框架”.
此外，在与WEM大用户的协议 中，违反某些条件可能会导致此类协议提前终止或实施处罚 ，如果：(I)发电机失去在WEM中作为发电机的授权，启动破产程序，遭受司法干预， 或发生某些其他事件，可能对我们的运营结果产生不利影响；或(Ii)发电机未达到协议中规定的DOP承诺的能源 。
我们风电场的收入取决于气象条件和将风电场产生的能源转给WEM大用户的能力
我们的风电场的发电量取决于当前的气象条件。导致风力减弱的气象条件可能会导致 违反我们对CAMMESA（PEA）和WEM大型用户（PEPE II、PEPE III、PEPE IV和PEPE VI）的销售承诺。此类违规行为可能会 反过来导致对我们的客户实施有利于我们的处罚（此类处罚根据与 每个项目客户执行的合同类型而有所不同）。
此外，PEPE II、PEPE III、PEPE IV和PEPE VI能否与WEM大型用户完全签约估计发电量，并确保每个项目保持优先派单，取决于它们的能力。如果项目失去优先派单，其收缩能源发电量的能力可能会受损 。此外，如果能源生产没有与WEM大用户签订合同，则此类能源将根据设定较低价格的SE第9/24号决议(经修订)获得报酬。CAMMESA或相关当局采取的监管措施可能也会削弱签约项目发电量的能力。例如，影响WEM大用户 退出“团购机制”(Mecanismo de Compra Conjuta)，通过该机制，WEM大用户 可以遵守其从CAMMESA购买可再生能源的法定义务，这将导致MAT ER项目对可再生能源的需求减少 ，因此可能会影响我们的运营结果。
我们在水电站发电的能力 可能会受到恶劣的水文条件的负面影响，这可能会反过来影响我们的运营业绩
当前的水文条件可能会以几种我们无法完全预测的方式对HINISA、HIDISA和HPPL拥有的水电站的运营产生不利影响。自2006年以来，水文条件一直很差，这一年是我们的单位迄今记录到的最大收纳量。最糟糕的情况发生在2014年，与2006年相比，HINISA和HIDISA可用于发电的取水量分别下降了62%和64%。恶劣条件的长期持续可能迫使阿根廷政府将发电工作重点放在使用其他发电来源上。在电力短缺的情况下， 阿根廷政府可以强制实施广泛的电力节约计划，包括强制减少发电量或耗电量；阿根廷政府还可以强制增加使用化石燃料作为发电来源的热电厂的产量，并为未来的发电保留可用的水资源。虽然这种 生产转移可以使我们的热电厂受益，但它会对我们的水电站产生负面影响，任何强制减少发电量或用电量的 都可能会减少我们发电业务的收入，并导致我们的综合经营业绩下降，这可能对我们的财务状况以及我们的股票和美国存托凭证的市值产生重大不利影响。
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此外，如果我们水电设施的大坝水位降至适用的特许权合同中规定的最低水位，则当地水务局(即门多萨省和跨司法管辖区管理局(“A”)昆卡跨司法管辖区或“AIC”)将控制可能分配的水量，以确保人类消费和灌溉等其他用水的连续性。
运营困难可能会限制我们的发电能力，这可能会对我们的运营业绩产生不利影响
我们可能会遇到运营困难，可能需要我们暂时停止运营或以其他方式影响我们的发电能力，并因此对我们的运营业绩产生不利影响。这些困难可能会影响我们的发电设备、机电组件，或者一般情况下，影响我们电力供应所需的任何资产。我们不能保证未来不会发生这种性质的事件。虽然我们为我们的每个设施提供全面的保险，但我们不能保证我们投保的金额或此类保单下我们可能收到的金额将覆盖我们的所有损失。如果运营困难使我们无法发电，中断可能会导致我们发电业务的收入减少，这将对我们的运营业绩产生不利影响，并可能对我们的股票或美国存托凭证的市场价值产生负面影响。
我们可能无法 延长HINISA和/或HIDISA的特许协议期限
2022年3月10日，SE发布第130/22号决议，成立了一个小组来分析将于未来几年终止的水电特许权的情况，包括HIDISA和HINISA，其特许权预计将于2024年结束。
在2022年和2023年期间，我们已经回应了小组的不同要求，但小组尚未发布关于HIDISA和HINISA特许权的报告。 我们不能保证此类分析的结论，以及它是否会导致罚款或其他处罚。截至本报告日期 ，我们在HINISA和/或HIDISA的特许权是否继续存在不确定性，我们不能保证特许权是否会延长 ，如果延长，也不能保证延长的条款。
在HPPL的情况下，特许权预计将于2029年到期。我们不能保证，当特许权到期时，我们将能够 续签该特许权。
此外， 我们无法向您保证，在终止此类协议的过程中，我们可能不会被要求产生对我们的运营结果产生不利影响的额外成本和/或投资。
我们可能面临第三方对CPB所在房地产的索赔，这可能会导致重大损害赔偿，因此我们 没有在我们的合并财务报表中为潜在损失建立准备金
1997年CPB私有化时，布宜诺斯艾利斯省同意没收建厂所在的不动产并将其转让给CPB，并对天然气管道和输电线路所经过的第三方土地设立有利于我们的行政地役权。虽然布宜诺斯艾利斯省正在征用建厂的财产，但截至本年度报告日期，该省尚未将所有具有明确和可出售的所有权的不动产转让给我们。此外，布宜诺斯艾利斯省还没有为CPB的天然气管道或输电线路设立行政地役权。2008年7月，我们起诉布宜诺斯艾利斯省，要求设立对我们有利的行政地役权。我们已收到来自第三方的几封投诉信，要求赔偿这块土地的使用。如果该省没有完成征收程序或行政地役权程序，我们可能会面临第三方寻求赔偿或损害赔偿的司法索赔 我们没有在合并财务报表中为其建立拨备。如果我们因法律诉讼的不利结果而被要求为这一不动产的使用权支付重大损害赔偿或 赔偿，我们可能被要求 使用运营现金来支付此类成本，这可能对我们的财务状况和综合经营业绩产生重大不利影响 并导致我们的美国存托凭证的市值下降。这一风险延伸到了我们的热电厂CTIW，该电厂是在CPB的不动产上建造的。
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我们的利润可能会 因我们未能满足能源加计划的要求，或因该计划的修改或取消而受到影响
如果我们不遵守能源加计划(SE决议第1281/2006号)的要求，或者如果该计划被修改或取消，则不符合要求的 方将不得不在现货市场销售产品，并最终根据适用于现货市场的薪酬方案进行销售，这可能会影响我们的收入。2015年10月，CAMMESA发布了第号说明。B-102407-4，据此授权我们按照SE第482/2015号决议(目前为SE第9/2024号决议)确定的价格方案，向现货市场销售我们在能源加计划项下未承诺的产品。
在经修订的第567/07号说明中，SE将CMIEE确立为WEM大用户在其需求没有能源加计划下的合同支持的情况下的过剩需求的最高费用。截至本年度报告日期，适用于GUMA 和GUMS的CMIEE等于1200ps/MWh或暂时性调度超额充电和GUDI的0ps/MWh之间的较高值。CMIEE暗示 能源加成计划下的发电商可能收取的价格的一个组成部分的间接最高限制。
我们向关联公司提供的担保可能会被强制执行，这可能会对我们的运营结果产生不利影响
公司已为其部分附属公司的付款和商业义务的履行提供担保。如果联属公司不履行所承担的义务，本公司提供的担保可根据其条款和条件予以执行。
截至本 年度报告日期，尚未发生任何触发担保的违规行为，但我们不能向您保证今后不会发生此类违规行为。 此类违规行为可能会对我们的运营业绩产生不利影响。
我们的能源项目 可能无法达到预期效果，这可能会对我们的业务和财务状况产生不利影响
我们的能源项目和 其他运营资产可能不会继续像过去那样表现，并且存在由于磨损、潜在缺陷、设计错误、操作员错误、极端天气事件或早期过时等原因而出现设备故障的风险，这可能会对我们的资产、负债、业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利的 影响。我们资产的设备故障还可能导致重大人身伤害或生命损失、财产、厂房和设备的损坏和破坏，以及环境污染和停产。这可能是大规模的，例如风力涡轮机的故障 ，也可能是小规模的，例如设备起火。这些事件中的任何一项的发生都可能导致我们被指定为诉讼中的被告，要求获得重大损害赔偿，包括环境清理费用、人身伤害和财产损失 罚款和/或处罚以及声誉损害。
此外，在我们的能源项目中使用的风力涡轮机上可能会检测到某些缺陷 ，这可能会影响其效率和发电能力 ，进而可能影响我们风电场的运营。这些缺陷最终可能影响我们的风电场运营，并在遵守能源供应协议方面产生不利的 影响，最终对业务、我们的财务状况、运营业绩或我们偿还债务的能力产生不利影响。虽然我们的项目符合严格的质量标准，但不能保证此类项目不会出现操作流程或产品故障及其他问题，包括由于技术过时、制造、承包商或第三方供应商的设计缺陷、流程或其他故障、网络攻击或其他可能导致潜在产品、安全、监管或环境风险的行为。
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我们可能面临电力行业及相关行业的竞争。
众多强大而有能力的参与者构成了我们经营的发电市场的特点，其中许多市场可能具有广泛和多样化的发展 或运营经验和财务资源，与我们的相似或显著高于我们的市场。竞争加剧可能导致燃料、原材料和现有资产的价格下降和收购价格上升，因此对我们的运营业绩和财务状况产生不利影响。我们与其他发电公司竞争通过公开拍卖程序分配的兆瓦容量。请参阅“项目4.我们的发电业务”.
我们和我们的竞争对手 连接到同一个电网，该电网的运输能力有限，在某些情况下，可能会达到其容量限制 。因此，新的发电机可能会连接，或现有的发电机可能会增加其输出，并将更多的电力 分配到相同的电网，这将阻止我们向我们的客户输送能量。此外，阿根廷政府可能不会进行必要的投资来增加系统的能力。如果能源输出增加，将使我们以及现有和新的发电机能够有效地将我们的能源分配给电网和我们的客户。因此，竞争加剧 可能会影响我们向客户交付产品的能力，从而对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
*能源市场的技术变化给我们的业务带来风险
*能源市场 在发电和需求方面都受到深远的技术变革的影响。在能源生产方面， 包括开发储能设备(电池存储在兆瓦级)或通过将电力转换为天然气来临时存储电力的设施 ，由于水力压裂或发电和配电网络数字化等新技术应用而增加的能源供应 。提高能源效率和改善隔热性能的新技术，用于在消费者层面直接发电，或将增强回馈(例如，通过将储能用于可再生发电)，在需求方面，导致结构性市场变化，有利于二氧化碳排放量较低或零的能源，或有利于分散发电(例如，通过居民区内或靠近居民区或工业设施的小型发电厂)。
*如果我们的业务不能 对新技术发展引起的变化以及相关的市场结构变化做出反应，这些变化可能会对我们的运营结果产生不利的 影响。
我们的供应商可能无法为我们的发电机组提供备件和/或升级
我们无法向您保证 我们发电机组的制造商及其供应商将及时提供维护此类设备所需的备件和/或升级 。因此，在机组停运的情况下，其投入使用的期限应比预期的更长，否则将需要替代解决方案。这些情况将影响我们的运营，并对遵守与CAMMESA和WEM大型用户的相关能源供应协议产生不利影响，并最终影响业务、我们的财务状况、运营业绩或我们偿还债务的能力。
如果未来我们无法更新我们的PPA或执行新的PPA，或者如果此类PPA被单方面修改或解决，或者如果阿根廷政府对PPA或整个能源部门采取任何其他措施，我们的运营结果和财务状况可能会受到重大不利影响
我们已根据SE第220/2007号决议与CAMMESA签署了多个能源供应协议，见第21/2016号决议，见第287/17号决议和Renovar 计划。2021年和2022年，有三个PPA到期，没有续签。因此，未根据与CAMMESA的销售合同承诺的能源将在现货市场支付，目前是根据SE第9/24号决议。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--电力监管框架”.
我们不能向您保证 我们将能够更新我们的PPA或执行新的PPA，也不能保证此类PPA不会被单方面修改或解决，或者 阿根廷政府可能采取的与电力监管框架相关的某些其他法规或措施不会对我们的业务、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
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电力需求 可能会受到电价上涨的影响，这可能会导致发电商收入下降
自2002年以来，阿根廷的电力需求大幅增长，主要是由于阿根廷政府提供补贴，消费者的实际用电成本相对较低。
新政府 (有关更多信息，请参阅：阿根廷的经济和政治发展以及阿根廷政府未来的政策可能会对阿根廷经济和我们从事活动的部门产生不利影响)表示，其主要目标之一是削减公共支出，实行零赤字政策。这可能会导致电力补贴削减，从而导致电费上涨。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--电力监管框架”.
我们不能保证 阿根廷政府未来采取的与关税有关的措施或法规不会对我们的业务、我们的运营业绩和我们的财务状况产生重大不利影响，也不能保证未来新的公共紧急状态法不会受到制裁 。我们不能向您保证本公司承担的监管义务不会进一步增加，包括但不限于更高的税收、不利的费率结构变化和其他监管义务，遵守这些义务可能会 增加我们的成本，并对我们的运营结果和财务状况产生直接的负面影响。
发电活动 涉及危险元素的处理，例如对场所和人员具有相关潜在风险的燃料
尽管公司遵守与环境安全相关的所有标准和最佳实践，但涉及公司运营所用材料的事故可能会造成环境影响、工业设施损坏和人员伤亡，并因设备可能不可用而对公司造成损害 ，从而可能影响我们的财务状况和经营业绩。
与我们的石油和天然气业务相关的风险
石油和天然气公司 受到阿根廷政府采取的某些措施的影响，并可能受到监管框架进一步变化的影响
自2011年12月以来，阿根廷政府不时采取一些措施，将石油和天然气出口获得的资金汇回国内，并对生产液化天然气收取费用，这对石油和天然气业务造成了影响。从2012年4月开始，阿根廷政府规定将YPF国有化，并主要通过第26,741号法律、第1277/2012号法令和27,007号法律对石油公司的经营制度进行重大改革。此类法规的进一步变化可能会增加此类措施对业务、收入以及我们的运营结果和财务状况的不利影响。此外，阿根廷政府新政府最近表示有兴趣将Enarsa纳入私有化进程。
阿根廷石油和天然气生产 特许权和勘探许可证受某些条件限制，不能续签或被吊销
《碳氢化合物法》规定，石油和天然气特许权的有效期为25年、30年或35年，取决于特许权的有效期，自授予特许权之日起生效。 并进一步规定特许权期限可再延长十年，但须受特许人在延长特许权时批准的条款和条件限制。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--石油和天然气监管框架”.
我们不能向您保证，我们的 特许权将来会因有关当局审查为此类目的而提交的投资计划而延长，也不能保证不会为获得此类特许权或许可证而提出额外要求。
阿根廷境内的碳氢化合物活动(包括开采、工业化、运输和商业化)被视为“国家公共利益”。我们不能向您保证，阿根廷政府为确保阿根廷石油和天然气供应自给自足而采取的任何措施不会对阿根廷经济产生重大不利影响，并因此对我们的财务状况、我们的经营业绩以及我们股票和美国存托凭证的市值产生不利影响。
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阿根廷的石油和天然气储量可能会下降
未来取代我们原油和天然气储量的可能性取决于我们通过成功的勘探和储量收购获得新储量的能力。我们认为勘探是我们未来增长和储量替代的主要工具，其中蕴含着固有的风险和不确定性。只有在经济和运营前景可行的情况下，才能进行勘探。 定价、需求、销售条款和条件、环境影响等重要因素。如果没有成功的勘探活动或储量收购，我们的已探明储量将会下降，因为我们的石油和天然气生产将被迫依赖我们目前的资产组合。
我们不能保证我们的勘探、开发和收购活动将使我们能够抵消我们储量的下降。如果我们 不能成功地发现、开发或获得足够的额外储量，我们的储量以及我们的产量可能会继续下降 ，因此，这可能对我们未来的经营业绩和财务状况产生不利影响。
原油、成品油和天然气价格大幅或持续下跌和波动可能会对我们的运营业绩和财务状况产生不利影响
我们很大一部分收入来自原油、成品油和天然气销售。影响国际原油和相关石油产品价格的因素包括：原油产区，特别是中东的政治发展；石油输出国组织和其他原油生产国制定和维持原油产量水平和价格的能力；全球和地区对原油、天然气和相关产品的供需；来自其他能源的竞争；国内和外国政府法规；天气状况；储存能力以及全球和当地的冲突或恐怖主义行为。我们无法控制这些因素。虽然近年来原油价格一直保持上涨趋势，但2020年初，随着新冠肺炎引发的全球危机的影响，沙特与俄罗斯的冲突加剧，导致原油价格暴跌。最近，由于俄罗斯和乌克兰的冲突，以及俄罗斯是世界第二大石油出口国和最大的天然气生产国，世界油价跃升至每桶110美元以上，欧洲天然气价格创下历史新高。2023年，石油和天然气价格保持稳定。
因此，我们不能保证国际原油和相关石油产品价格的大幅或持续下跌不会对我们的业务、运营业绩和财务状况以及我们已探明储量的价值产生重大不利影响。此外，原油和相关石油产品价格的大幅下跌可能需要在未来产生减值费用，或导致我们减少或改变资本支出的时间，这可能对我们的中期产量预测和未来的储量估计产生不利影响。
我们产品的出口关税和进口法规对我们业务的盈利能力产生了负面影响
2018年8月22日，阿根廷政府发布了新的天然气出口程序，规范了获得天然气出口所需授权的流程。随后，2018年9月4日，阿根廷政府发布了第793/2018号法令，对包括天然气在内的几种商品征收出口关税，直至2020年12月31日。出口税由一个P组成。4对每价值1.00美元的出口征收关税，最高税率为出口价值的12%。此后，《社会团结和生产性振兴法》修改了在外部市场商业化的碳氢化合物先前的出口关税。此外，自第488/20号法令(Barril Criollo)生效之日起，只要交易所在每月底公布的布伦特原油价格等于或低于45美元/桶，石油、天然气和液化天然气出口就可以免征出口关税。然而，随着参考价格的上涨，出口税率将逐步提高，最高可达8%，如果价格等于或高于60美元/桶，则适用该税率。2021年4月27日，SE通过第360/2021号决议，制定了新的天然气出口程序 ，规范了获得天然气出口许可的程序。这一出口程序后来被SE第774/2022号决议修改。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--石油和天然气监管框架”.
我们不能 保证阿根廷政府不会制定新的进出口法规或修改现有法规。我们无法 预测任何此类变化可能对我们的运营结果和财务状况产生的影响。
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石油、天然气价格和销售条件可能会影响我们的资本支出水平
我们能够为我们的碳氢化合物产品获得的价格影响着对新勘探和开发活动的投资的可行性，因此，我们为此目的预计的资本支出的时机和金额也会受到影响。我们通过考虑碳氢化合物产品的市场价格等因素来预算资本支出。如果当前国内价格下降，我们提高碳氢化合物回收率、确定新储量和执行某些其他资本支出计划的能力可能会受到影响， 这反过来可能会对我们的运营业绩产生不利影响。
石油和天然气的价格受石油和天然气供需变化相对较小的影响、市场不确定性以及各种我们无法控制的其他经济因素的影响而出现大幅波动。从历史上看，影响石油和天然气价格的因素包括：
| · | 受一般经济和商业状况影响的碳氢化合物供需变化。 |
| · | 勘探、生产和输送石油和天然气的成本。 |
| · | 石油输出国组织(“OPEC”)和被称为OPEC+的扩大联盟制定和维持石油产量水平的能力或意愿； |
| · | 油气勘探生产活动水平 ； |
| · | 过剩产能水平； |
| · | 炼油和仓储能力水平； |
| · | 石油和天然气库存水平； |
| · | 获得潜在资源； |
| · | 政治和经济不确定性和地缘政治动荡； |
| · | 政府法律、政策、条例、补贴和其他行动，包括促进使用可再生能源的举措； |
| · | 对石油未来价格的投机以及石油和天然气期货合约的投机交易； |
| · | 影响能源消耗的技术进步； 和 |
| · | 极端天气条件、自然灾害、公共卫生或类似问题，如流行病和流行病。 |
对碳氢化合物和相关石油产品进出口的限制已经并可能继续影响我们的经营业绩
近几年来，阿根廷政府采取了一系列限制碳氢化合物及相关石油产品进出口的措施，使石油和天然气公司无法从国际市场上这些商品的价格中获益，并对这些公司的竞争力和经营业绩产生了重大影响。根据SE第774/2022号决议批准的天然气出口制度，允许在非冬季季节(2023年10月至2024年4月)在内乌基纳盆地和南方盆地(I)进行天然气出口，最长可达9毫米米3/d在内乌昆盆地，2毫米米3/天在南方盆地；和 (Ii)在冬季长达3毫米米3/d在内乌昆盆地。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--石油和天然气监管框架”.
阿根廷政府与进出口限制相关的措施 可能会对我们的盈利能力产生重大不利影响，并阻止我们在国际价格反映出来的情况下获得出口价格的上涨，并可能对国内市场上销售的精炼产品总量产生负面影响，因为需要根据我们的存储能力来调节加工原油的数量， 对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
在我们参与的所有联合安排(出于会计目的的联合行动)中，我们可能并非都是运营合作伙伴，而运营商在此类联合安排中采取的行动可能会对这些行动的成功产生重大不利影响
我们通常通过与第三方签订协议参与联合安排(出于会计目的的联合行动)来开展我们在特定地区勘探和开采碳氢化合物的活动。根据这些协议的条款和条件， 一方担任联合行动的经营者，从而承担执行根据联合行动协议开展的所有活动的责任。但是，我们可能不承担操作员的角色，因此，在这种情况下，我们将面临与操作员的表现和操作员为开展活动而采取的措施有关的风险。这些行动可能会对这些联合行动的成功产生实质性的不利影响，从而对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
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我们通过联合安排(出于会计目的的联合行动)进行大部分行动，如果我们不能解决与合作伙伴的任何重大分歧，或不继续此类联合安排，可能会对此类行动的成功产生重大不利影响。
我们的大部分石油和天然气业务是通过联合业务进行的，因此，此类联合业务的继续对其成功至关重要。 如果我们的任何合作伙伴决定终止与联合业务的关系或出售其在联合业务中的权益，我们可能无法取代该合作伙伴或获得必要的资金来购买该合作伙伴的权益。 因此，如果我们未能解决与合作伙伴的分歧或维持我们的联合业务，可能会对我们进行此类联合业务的基础业务的能力产生不利影响 可能会对我们的财务状况和运营业绩产生负面影响。
我们未能遵守作出某些投资的承诺，可能会对我们的经营业绩产生负面影响
我们 承诺进行某些投资，例如根据投资协议等。未能及时履行此类承诺 可能导致违反相关合作伙伴协议、丧失任何担保和/或丧失对基础区域的所有权利，这可能对我们的运营结果产生不利影响。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--石油和天然气监管框架“和”我们的石油和天然气业务”.
石油和天然气活动面临重大的经济、环境和运营风险。
石油和天然气勘探和生产活动受到特定的经济和行业特定运营风险的影响，其中一些风险是我们无法控制的，例如生产、设备和运输风险，以及自然灾害和其他不确定性，包括与油田或天然气田的物理特征有关的风险。我们的业务可能会因恶劣天气条件、机械故障、设备交付短缺或延迟、遵守政府要求、火灾、爆炸、井喷、管道故障、异常压力地层和环境危害(如漏油、气体泄漏、破裂或有毒气体排放)而减少、延迟或取消。如果这些 风险成为现实，我们可能会遭受重大运营损失或运营中断。钻探可能无利可图，不仅对于干井，而且对于在考虑钻井、运营和其他成本后能够产生足够的净收入但不能产生足够的利润的油井也是如此。
除非我们替换我们的石油和天然气储备，否则这些储备和产量将随着时间的推移而耗尽。
随着储量的枯竭，油气田的产量会下降，下降的速度取决于储集层的特征。因此，已探明储量的数量 随着这些储量的生产而下降。我们未来石油和天然气储量和产量的水平，以及我们的现金流和收入，高度依赖于我们能否有效开发现有储量，签订新的投资协议，以及在经济上找到或获得额外的可采储量。虽然我们过去在识别和开发可商业开采的矿藏和钻探地点方面取得了成功，但我们可能无法在未来复制这种成功。我们可能不会发现任何更具商业价值的可开采矿藏，也不会成功钻探、完成或生产更多的石油或天然气储量，而且我们已经钻探和目前计划钻探的油井可能不会发现或生产更多的石油或天然气。如果我们 无法更换当前和未来的生产，储量的价值将会减少，我们的经营业绩可能会受到负面影响，我们的财务状况和经营业绩也可能受到影响。
我们估计的石油和天然气储量是基于可能被证明是不准确的假设。
我们每年至少评估一次我们的石油和天然气储量。我们截至2023年12月31日的石油和天然气储量估计已由独立储量工程师事务所Gaffney，Cline&Associates 在其年终储量报告中进行审计。尽管被归类为“已探明储量”，但储量报告中提出的储量估计是基于某些可能被证明是不准确的假设。独立储备 工程公司在估计中的主要经济假设包括根据储量报告中描述的指导方针确定的石油和天然气销售价格、未来支出和我们提供的其他经济假设(包括利息、特许权使用费和税收) 。
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评估流程 首先由地球物理学家、地质学家和工程师对资产进行初步审查。储量协调员通过监督和向负责储量估算编制的技术团队提供技术支持来保护储量估算的完整性和公正性。我们的储量估计得到了石油和天然气执行委员会董事的批准。储量工程是一个主观的评估地下储量的过程，涉及到一定程度的不确定性。储量估计取决于截至估计日期的可用工程和地质数据的质量，以及对其的解释和判断。
石油和天然气储量工程 是对无法精确测量的石油和天然气储量进行估计的主观过程，其他工程师的估计可能与本年度报告中的估计大不相同。估计已探明石油和天然气储量的数量存在许多假设和不确定性，包括预测未来的生产速度、开发支出的时间和数量以及石油和天然气的价格 ，其中许多都不是我们所能控制的。估计日期之后的钻井、测试和生产结果可能需要进行 修改。例如，如果我们无法出售我们生产的石油和天然气，我们对石油和天然气储量的估计将受到影响。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量存在重大差异，如果该等回收数量大幅低于最初的储量估计，可能会对我们的运营业绩产生重大不利影响。请参阅“项目4.我们的石油和天然气业务--储量“.
我们在获取勘探面积以及石油和天然气储量方面面临着激烈的竞争
阿根廷的石油和天然气行业竞争非常激烈。当我们竞标油气区块的探矿权或开采权时，我们不仅面临来自私营公司的激烈竞争，还面临来自国家或省级上市公司的激烈竞争。事实上，拉潘帕省、内乌昆省和楚布特省已经成立了公司，代表各自的省政府开展石油和天然气活动。 国有能源公司Enarsa、YPF和其他省级公司(如G&P和Empresa de Desarroll lo HidrocarburíFero)。在阿根廷石油和天然气市场上也具有很强的竞争力。因此，我们无法向您保证我们未来能否获得新的勘探面积或石油和天然气储量，这可能会对我们的财务状况和运营业绩产生负面影响 。不能保证Enarsa或YPF(或任何省属公司)参与新油气特许权的竞标过程不会影响市场力量，从而对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们可能会产生与环境、健康和安全相关的重大成本和责任
与阿根廷石油和天然气行业的其他公司一样，我们的运营也受到广泛的环境、健康和安全法律法规的约束。 这些法律法规对我们的运营有重大影响，可能会对我们的财务状况和运营业绩造成实质性的不利影响 。
阿根廷的环境、健康和安全法规和判例法正在快速发展，不能保证此类发展不会 增加我们开展业务和遵守适用法规的成本。此外，出于对气候变化风险的担忧，一些国家已经或正在考虑采用新的监管要求来减少温室气体排放，如碳税、提高能效标准或采用总量管制和交易制度。如果阿根廷采用这些要求，可能会使我们的产品更加昂贵，并将碳氢化合物需求转向相对低碳的资源，如可再生能源。
阿根廷当地定价的限制 可能会对我们的运营结果产生不利影响
近年来，由于监管、经济和政府政策因素，国内原油、汽油、柴油和其他燃料的价格与国际和地区市场上流行的此类产品的价格有很大差异，提高或维持价格以适应国际价格或国内成本变化的能力一直有限。例如，2020年，第488/2020号法令(Barril Criollo) 规定，截至2020年12月31日在国内市场交付的任何原油的每桶价格必须由 生产商开具发票，并由炼油商和贸易商支付，参照Medanito原油的价格为45美元/桶。2020年8月28日是布伦特原油均价连续第10天超过45美元/桶，因此该法令于该日停止生效。 见“项目4.阿根廷能源部门--石油和天然气监管框架”.
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关于天然气，我们在阿根廷销售天然气获得的收入 受政府监管，可能会受到负面影响，特别是考虑到居民消费者天然气价格的演变，而居民消费者仍需接受补贴，以及 发电厂销售价格的演变。这种情况，加上CAMMESA的招标过程促进了发电厂需求的激烈竞争，对剩余部分的需求产生了敏感的影响，产生了较少的确定承诺和/或较短期的合同。我们不能保证未来不会实施有关当地油价的新规定。
我们不能向您保证我们将 能够维持或提高我们产品的国内价格，而限制我们这样做的能力可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。同样，我们不能肯定阿根廷的碳氢化合物价格将跟踪国际或区域市场碳氢化合物价格的上涨或下降。国内和国际价格之间的差异可能会 对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们面临着原油和天然气需求的收缩，以及对其任何副产品的需求的收缩
原油和天然气需求很大程度上受到当地和全球经济活动和增长的影响。虽然需求在过去有所增加，但它也经历了显著的收缩，并受到未来波动性的影响。在某些情况下，原油副产品需求也可能收缩，特别是在经济低迷时期。根据欧佩克的最新估计，预计2024年全球原油日需求量将增加225万桶。
需求进一步萎缩 或长期维持当前需求水平可能会对我们的运营结果产生负面影响。
与我们的股票和美国存托凭证相关的风险
对资本流出阿根廷的限制 可能会削弱美国存托凭证持有人获得股息和分派的能力，以及出售美国存托凭证相关股票的收益，这可能会影响美国存托凭证的市值
阿根廷政府 对阿根廷货币兑换成外币和外国投资者在阿根廷的投资收益汇款作出了限制。将股息、分配或任何出售股票所得从比索兑换成美元，以及将这些资金转移到国外，都受到严格限制(见“项目10.附加信息-交换 控制“)。未来对资本进出阿根廷的限制，如以前存在的限制， 如果恢复，可能会削弱或阻止股息、分配或任何出售股票的收益(视情况而定)从比索转换为美元，以及将这些美元汇往国外。此外，我们的某些债务包括 限制股息支付的契约。我们不能向您保证，阿根廷政府今后不会采取类似措施。在这种情况下，美国存托凭证的托管人可能持有它无法以其他方式兑换的比索，将其存入尚未付款的美国存托股份持有人的账户中。此外，阿根廷政府未来对资本流出阿根廷的任何限制可能会影响我们的外国股东和美国存托凭证持有人获得其股份和美国存托凭证的全部价值的能力，而 可能会对我们的股份和美国存托凭证的市值产生不利影响。
美国存托股份持有者获得现金股利的能力可能有限
我们的股东获得现金股息的能力可能受到托管机构将以比索支付的现金股息转换为美元的能力的限制。 根据我们与美国存托凭证托管机构达成的存款协议条款，托管机构将把我们在美国存托凭证相关普通股上支付的任何现金股息或其他现金 转换为美元，前提是它能够在合理的基础上这样做，并能够将 美元转移到美国。如果无法进行这种兑换，或者需要政府批准但无法获得，则存款协议允许托管机构只将外币分配给美国存托股份持有者。如果汇率在保管人无法兑换外币期间大幅波动，股东 可能会损失部分或全部股息分配价值。
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根据阿根廷法律，股东权利可能比其他司法管辖区更少或更不明确
我们的公司事务由我们的章程和BCL管理，这与我们在 美国的司法管辖区(如特拉华州或纽约州)或阿根廷以外的其他司法管辖区注册时适用的法律原则不同。此外，与其他司法管辖区的法律相比，美国存托凭证持有人的权利或我们普通股持有人在BCL项下保护其利益的权利 可能比我们董事会采取的行动更少、更不明确。尽管根据阿根廷法律，内幕交易和价格操纵是非法的，但阿根廷证券市场不像美国证券市场或其他司法管辖区的市场那样受到严格的监管。此外，阿根廷禁止自我交易和保护股东利益的规则和政策可能没有美国那么明确和执行，这使得我们普通股和美国存托凭证的持有者 处于潜在的不利地位。
美国存托凭证持有人可能无法在我们的股东大会上对美国存托凭证相关普通股行使投票权
美国存托凭证相关股票由托管机构以美国存托股份持有人的名义持有。因此，我们不会将美国存托凭证持有人视为我们的股东之一 ，因此，美国存托凭证持有人将不会拥有股东权利。托管人将是美国存托凭证相关股份的持有人 ，持有人只能根据与美国存托凭证有关的存款协议 ，对美国存托凭证所代表的股份行使投票权。根据阿根廷法律或我们的章程，没有任何条款限制美国存托股份持有人通过托管机构对标的股票行使投票权。然而，由于与美国存托股份持有者沟通需要额外的程序步骤，因此他们行使投票权的能力受到实际限制。例如，我们股票的持有者将通过在官方公报、阿根廷一份发行量较大的报纸和基地每日公告上发布通知来收到股东大会通知，并将能够通过 亲自出席会议或委托代表投票来行使他们的投票权。相比之下，美国存托股份持有者不会直接收到我们的通知。相反，根据存款协议，我们向保管人提供通知。如果我们要求它这样做，托管银行将向美国存托凭证持有人邮寄会议通知和一份关于持有人发出指示的方式的声明。要行使投票权，美国存托股份持有者必须指示托管机构对其美国存托凭证所代表的股票进行投票。由于这些程序步骤涉及托管银行，美国存托股份持有人行使投票权的过程可能比美国存托凭证所代表的股份持有人所需的时间更长，且美国存托凭证所代表的股份可能不会作为美国存托凭证持有人投票表决。存托机构未能及时收到表决指示的美国存托凭证所代表的股票，如果我们提出要求，可以在相应的会议上投票赞成董事会的提案 ，如果没有这样的提案，则按照多数表决。
我们的股东 可能要为其证券的某些投票权承担责任
由于我们是一家有限责任公司，我们的股东不对我们的义务负责。股东一般只需支付他们认购的股份。然而，与我们有利益冲突且在各自的 股东大会上没有放弃投票的股东可能对我们造成的损害负责，但前提是交易在没有这些股东的 投票的情况下不会获得批准。此外，如果股东故意或疏忽地投票赞成一项后来被法院宣布无效的决议，而该决议违反了法律或我们的章程，则可能被要求承担对我们或其他第三方(包括其他 股东)的连带损害赔偿责任。
我们的章程和阿根廷证券法的规定可能会阻止收购企图，并对我们的股票价格和美国存托凭证产生不利影响
我们的章程和阿根廷证券法律包含可能阻止、推迟或损害本公司控制权变更的条款，例如，要求在收购本公司股本的控股权后，发起强制性要约收购本公司所有有表决权的股票，以及 可转换为或有权认购或收购本公司股本中的任何有表决权的股票的任何证券。 这些条款可能会延迟、推迟或阻止可能符合我们 股东最佳利益的交易或控制权变更，并可能对我们的股票和美国存托凭证的市值产生不利影响。此外，我们的章程和阿根廷证券法关于发起强制性收购要约的义务的条款在某些方面存在差异；截至本年度报告提交日期 ，尚不清楚我们的章程的条款是否会优先于阿根廷证券法的条款 ，这些条款在 某些情况下可能比截至本年报日期生效的阿根廷证券法的条款更有利于少数股东。
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不能保证我们在任何课税年度不会成为被动的外国投资公司或PFIC，以缴纳美国联邦所得税， 这可能会使我们股票或美国存托凭证的美国持有者承担不利的美国联邦所得税后果
非美国公司 在任何特定年度，如果(I)该年度75%或以上的总收入 由某些类型的“被动”收入构成，或(Ii)其资产价值的50%或以上(通常根据季度平均值确定)可归因于产生或为产生被动收入而持有的资产(“资产 测试”)，则该公司将被称为被动外国投资公司(“PFIC”)。
根据我们的综合财务报表以及相关的市场和股东数据，我们认为2023年我们不是美国联邦所得税的PFIC 。此外，基于我们目前对资产价值和性质、收入来源和性质的预期，以及相关的市场和股东数据，我们预计不会在2024年或未来的纳税年度成为PFIC。然而，由于必须每年进行PFIC 测试，而且我们的收入和资产的构成以及资产的价值可能会发生变化， 我们有可能在本年度或未来一年成为PFIC。特别是，由于我们的资产价值可能通过参考我们普通股或美国存托凭证的市场价格来确定，因此我们普通股或美国存托凭证的市场价格的波动可能会 导致我们成为PFIC。
如果我们在任何 纳税年度是PFIC，美国持有人(如《税务-美国联邦所得税注意事项》中所定义)可能会因出售或以其他方式处置我们的普通股或美国存托凭证以及收到我们普通股或美国存托凭证的分配而产生显著的美国联邦所得税 ，且该收益或分派根据相关美国联邦所得税规则被视为“超额分配” ，并且该美国持有人可能受到繁重的报告要求的约束。此外，如果在美国持有人持有我们的普通股或美国存托凭证的任何一年中，我们是PFIC，则在该美国持有人持有我们的普通股或美国存托凭证的所有后续年度中，我们通常将继续被视为PFIC ，除非我们不再是PFIC且美国持有人 在IRS Form 8621上进行了特殊的“清除”选择。
有关更多信息，请参阅 “项目10.附加信息-税收-美国联邦所得税考虑事项-被动外国投资 公司规则”.
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| 第四项。 | 关于公司的信息 |
公司的历史与发展
Pampa注册为 a阿诺尼马社会根据阿根廷的法律。我们的主要执行办事处位于阿根廷布宜诺斯艾利斯市(C1084ABA)的Maipú1。我们的电话号码是+54 11 4344 6000。我们的网站地址是www.pampaenergia.com。我们网站或其他地方提供的任何信息 均不包括在本年度报告中，或以引用方式并入本年度报告。我们在美国证券交易委员会的注册声明的美国授权代表是Puglisi Associates，位于特拉华州纽瓦克图书馆大道850号Suit204，邮编：19711。
我们于1945年1月12日注册成立，并于1945年2月21日在公共注册处注册，有效期至2044年6月30日，名称为FrigoríFICO La Pampa S.A.。2003年，我们暂停了以前的业务活动，仅限于拥有和运营一座冷藏仓库建筑。2005年，该公司被其目前的主要股东收购，作为其在阿根廷投资的公司工具。收购后，我们将公司名称改为Pampa Holding S.A.。2008年9月，我们再次将公司名称更改为Pampa Energía S.A.，此后一直以此名称运营。由于自2006年以来进行了几次收购，我们目前是阿根廷领先的独立能源综合公司之一，并直接和/或通过我们的子公司和共同控制的公司参与电力和天然气价值链。
2016年7月，我们从Petrobras收购了Petrobras Participacones S.L的全部股份，而Petrobras Participacones S.L当时又拥有Petrobras阿根廷公司67.2%的股份(“收购”)。
自收购以来， 我们启动了公司重组程序，并通过吸收的方式将某些子公司合并为Pampa，其中包括巴西国家石油公司阿根廷公司、马来西亚国家石油公司、CTG、CTLL和CPB，Pampa是仍在生存的公司。各自的股东大会批准了合并，CNV批准了在IGJ登记的合并的行政许可。此外，董事会于2024年批准了PAMPA作为幸存公司与中钢协部分资产的合并，自2024年1月1日起生效。2024年4月29日，各自的股东大会批准了合并。截至本年度报告之日，CNV的行政同意和IGJ的批准仍在等待中。
美国证券交易委员会维护互联网 站点(http://www.sec.gov))，其中包含报告、委托书和信息声明以及有关以电子方式向美国证券交易委员会提交的发行人的其他信息。
资本支出和资产剥离
有关我们的资本支出的说明，请参阅“项目5.营运及财务回顾及展望—流动资金及资本资源.”
有关我们战略性的 撤资的说明，请参阅“项目4.公司信息--我们的业务相关活动--战略撤资。”
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我们的业务
概述
我们是阿根廷一家独立的能源综合公司，参与电力和油气价值链。截至2023年12月31日，我们、我们的合资企业及其附属公司从事发电和输电、油气勘探和生产、石油化工、碳氢化合物商业化和运输以及石油分销(有关更多信息，请参阅 合并财务报表附注5.3)：
注：截至2023年12月31日。数字是 四舍五入的，因此它们可能不会相加。CTEB、Transener和TGS是关联公司，根据《国际财务报告准则》，它们不在财务报表中合并。 各部分之和以四舍五入为准。1)它包括CTEB的847兆瓦。2)包括佩佩六世140兆瓦的扩建。3)2023年平均产量 。
| · | 世代。我们是阿根廷最大的发电独立运营商，装机容量为5332兆瓦，占阿根廷装机容量的12%。 考虑到即将在Pepe VI进行的140兆瓦扩建，我们的总装机容量预计为5471兆瓦(见“-我们的 发电业务-承诺的扩建项目摘要”). |
截至2023年12月31日，我们通过以下方式参与发电业务：
| o | CTGEBA是一家热电厂，位于阿根廷电网的中心节点，位于大布宜诺斯艾利斯地区西部的Marcos Paz，由两台CC燃气发电机组组成，其中一台装机容量为684兆瓦，由两台各223兆瓦的燃气轮机和一台238兆瓦的蒸汽涡轮机组成，于2020年10月重新供电。第二个CC由一台装机容量为182兆瓦的燃气轮机组成，名为Genelba Plus，于2009年安装并于2019年6月重新供电，另一台燃气轮机于2019年安装188兆瓦，199兆瓦汽轮机于2020年7月2日装机，完成了Genelba Plus于2017年启动的扩建项目。CTGEBA是阿根廷最大的热电厂之一，装机容量为1253兆瓦，占阿根廷装机容量的2.9%； |
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| o | CTEB是一家热力燃气发电厂，位于布宜诺斯艾利斯省大拉普拉塔市恩塞纳达市的石化综合体中，由CTB所有，CTB是我们与YPF共同控制的附属公司。此外，CTEB可以消耗天然气或GO，并有两个燃料罐，总容量为45,000米3。总装机容量为847兆瓦，占阿根廷装机容量的1.9%； |
| o | 位于Neuquén省(靠近与该厂同名的阿根廷最大气田之一) 的CTLL热力发电厂，包括三台装机容量为375兆瓦的燃气轮机、2011年为关闭CC而安装的一台180兆瓦西门子汽轮机、2016年5月安装的一台105兆瓦GE航空衍生燃气轮机、2017年8月安装的一台105兆瓦GE燃气轮机和2021年8月安装的15兆瓦MAN GAS发动机。CTLL的装机容量为780兆瓦，占阿根廷装机容量的1.8%； |
| o | 位于门多萨省的两个水力发电系统Hidroeléctrica los Nihuiles和Hidroeléctrica Diamante，通过HINISA和HIDISA。PAMPA分别持有HIDISA和HINISA 61%和52%的权益。Hidroeléctrica los Nihuiles和Hidroeléctrica Diamante的总装机容量为653兆瓦，占阿根廷装机容量;的1.5% |
| o | CPB是一家热电厂，位于布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca的Ingeniero White。CPB的锅炉既可以用燃油，也可以用天然气。天然气通过CPB运营和维护的一条22公里长的天然气管道供应，连接到TGS的主天然气管道系统。此外，CPB有两个燃料罐，总容量为6万米3。CPB装机容量为620兆瓦，占阿根廷装机容量的1.4%； |
| o | CTG是一家热力燃气发电厂，位于萨尔塔省Güemes将军，由一座261兆瓦的开式循环热电厂组成，加上2008年9月新增的一台100兆瓦天然气涡轮发电机组，装机容量为361兆瓦，占阿根廷装机容量的0.8%； |
| o | HPPL是一家水力发电公司，位于内乌昆省科马休地区，拥有三台发电机组，装机容量为285兆瓦，占阿根廷装机容量的0.7%； |
| o | CTIW是一家热电厂，由6台双燃料(天然气或燃料油)Wärtsilä发动机组成，位于布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca的Ingeniero White。发动机效率很高，性能率达到46%。该厂通过Transba变电站与132千伏电网互联。液体燃料通过CPB的卸货和储存设施供应，天然气也通过CPB的内部设施提供。CTIW的装机容量为100兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%； |
| o | CTPP是位于大布宜诺斯艾利斯北部地区皮拉尔的一座火力发电厂，位于大布宜诺斯艾利斯北部的皮拉尔，由六台WärtsiläW18V50DF(WärtsiläW18V50DF)电机组成，可以消耗储存在自己储罐中的燃料油，也可以通过一条专用天然气管道(该管道与北气公司的S主输气管道相连)供应天然气，而能源则通过一条132千伏线路连接到Edenor公司拥有的Pilar变电站。CTPP装机容量为100兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%。 |
| o | 豌豆是位于拉里奥哈省的一个风力发电场，于2020年3月投产。该风电场由38台西门子Gamesa G-114型风力涡轮机组成，每台风力涡轮机的装机容量为2.625兆瓦，轮毂高度为80米。装机容量为99.75兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%。 |
| o | Pepe IV最初是Pepe III的扩展， 位于Coronel Rosales，国道3号，距离布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca市45公里。PEPE IV由18台Vestas V-150风力涡轮机组成，轮毂高度为105米，每个涡轮机的负荷率为63%，于2023年6月投产。其装机容量为81兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%； |
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| o | 我们的第二个风力发电场Pepe II位于布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca市，于2019年5月10日投产。它由14台V-136维斯塔斯风力涡轮机组成，每个涡轮机的功率为3.8兆瓦，轮毂高度为120米。佩佩二期的可再生能源装机容量为53兆瓦，占阿根廷装机容量的0.1%； |
| o | 佩佩三世位于科罗内尔·罗萨莱斯，位于3号国道上，距离布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca市45公里。Pepe III于2019年5月10日投产，目前 可再生能源装机容量为53兆瓦，占阿根廷装机容量的0.1%； |
| o | CTP是一家热力燃气发电厂，位于萨尔塔省圣马丁将军的皮克伦达，装机容量为30兆瓦，占阿根廷;和 |
| o | EcoEnergía是一家热电厂，位于布宜诺斯艾利斯省的Bahía Blanca，装机容量为14兆瓦，占阿根廷装机容量的0.03%。 |
我们目前正在开发 PEPE VI，这是我们位于布宜诺斯艾利斯省布兰卡市的新风电场项目。该项目将分 三个阶段建设，预计总投资为美元五亿。我们目前正在开发前两个阶段，第一阶段将增加94.5兆瓦的发电容量，第二阶段将增加45兆瓦的发电容量，预计将于2024年下半年投产。
我们的 世代业务部门记录美元收入6.48亿美元，营业收入美元截至2023年12月31日的年度为2.72亿美元。
| · | 油气。我们通过在阿根廷石油和天然气区块的直接权益从事石油和天然气业务： |
| o | 截至2023年12月31日，我们的原油和天然气总探明储量约为1.99亿boe，其中65%为探明已开发储量。天然气约占我们已探明储量的94%，液态烃占6%； |
| o | 截至2023年12月31日，我们在阿根廷的石油和天然气总产量平均为每天65.4万boe，在12个生产区块、5个勘探区块和813口生产井中作业。原油的日产量约为4.8万boe，天然气的日产量约为3.64亿标准立方英尺，或以每桶石油6000立方英尺的天然气当量换算为606.6万boe，巩固了我国第五大天然气生产国的地位； |
| o | 此外，我们还拥有Oldelval 2.1%的直接权益，Oldelval运营着通往科马休地区艾伦的主要输油管道，艾伦-罗萨莱斯港输油管道 允许将内乌基纳盆地生产的石油运输到罗萨莱斯港(Bahía Blanca市的一个港口) 以及位于管道影响区域的Plaza Huincul和Luján de Cuyo酿酒厂的供应。 |
我们的石油和天然气业务部门 在截至2023年12月31日的财年录得5.63亿美元的收入和1.4亿美元的营业利润。
| · | 石油化工公司。我们通过两家完全位于阿根廷的高复杂性工厂从事石化业务，这两家工厂生产苯乙烯、丁苯橡胶和聚苯乙烯， 截至2023年12月31日，国内市场份额在94%到100%之间(根据公司估计)。石化部门 拥有以下资产： |
| o | 位于圣达菲省的PGSM的综合石化综合设施，年生产能力为50,000吨气体(用作原料的液化石油气和推进剂)、155,000吨芳烃、29万吨汽油和炼油、160,000吨苯乙烯、55,000吨丁苯橡胶、180,000吨乙苯和31,000吨乙烯；以及 |
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| 目录表 |
| o | 位于布宜诺斯艾利斯省Zárate市的聚苯乙烯工厂，生产能力为65,000吨聚苯乙烯。 |
我们的石化业务部门在截至2023年12月31日的财年录得5.07亿美元的收入和4500万美元的营业利润。
| · | 控股及其他业务。我们还持有 其他权益，包括： |
| o | 截至2023年12月31日，我们持有TGS 26.5%的直接和间接权益，TGS是中国最大的天然气运输公司，拥有9248公里的天然气管道和天然气 液体工厂General Cerri，生产能力为100万吨/年； |
| o | 我们持有Transener 26.33%的间接权益。 此外，Transener持有Transba 100%的权益。截至2023年12月31日，我们的输电业务覆盖了22.4公里的高压输电线路，约占阿根廷高压系统的86%； |
| o | 我们在OCP持有63.74%的间接权益，OCP是厄瓜多尔一条输油管道的许可证公司，该管道的运输能力为每天45万桶；以及 |
| o | 我们持有独立输电公司Enior 70%的权益，该公司通过分包Transener为科里恩特斯省Paso de la Patria变电所提供21公里的132千伏双三合一输电线路的运营和维护服务。此类服务是根据一项为期95年的特许权提供的，该特许权将于2088年到期。 |
我们的控股和其他业务部门在截至2023年12月31日的财年录得1,400万美元的收入和3,300万美元的运营亏损。
相关事件
| 世代 |
PEPE IV的试运行
在2021年第四季度，该公司宣布了Pepe IV项目。Pepe IV位于Coronel Rosales，距离布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca市45公里。该项目包括组装和安装18台相同品牌的风力涡轮机，装机容量为81兆瓦，投资约1.3亿美元。
PEPE IV的调试工作已于2023年6月17日完成。风电场逐步投产：18兆瓦(12月22日)、18兆瓦(2月23日)、9兆瓦(4月23日)、9兆瓦(5月23日) 和27兆瓦(6月23日)。PEPE IV通过18台V-150维斯塔斯风力涡轮机向国家电网贡献了81兆瓦的可再生能源，每台4.5兆瓦 ，轮毂高度105米，负荷率63%P50。2023年，发电量达到274GWh。
开发一种新的风电场：Pepe VI
2023年2月，我们宣布了位于布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca市的新风电场项目Pepe VI。该项目将分三个阶段建设，预计总投资5亿美元。我们目前正在开发前两个阶段，第一阶段将增加94.5兆瓦的发电能力，第二阶段将增加45兆瓦的发电能力，预计2024年下半年投产。
绿风资本的撤资
2023年8月16日，潘帕集团与道达尔澳大利亚公司(阿根廷分公司)进行了一次资产互换，根据该交易，我们转让了我们在绿风能源的100%直接和间接股权，以换取Rincón de Aranda区块45%的股权，使潘帕成为该区块的唯一所有者。Pampa 是绿风公司的唯一(直接和间接)股东，绿风公司是PEMC的所有者。
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| 目录表 |
水电特许权终止
2022年3月10日，SE发布了第130/22号决议，成立了一个小组来分析将在接下来的几年内终止的水电特许权的情况，包括HIDISA和HINISA，它们的特许权预计将于2024年结束。
在2022年至2023年期间，我们 回应了团队的各种请求，但团队尚未发布关于HIDISA和HINISA特许权的报告。
石油和天然气
扩展Parva Negra的合同计划
2022年12月14日，公司、埃克森美孚阿根廷勘探公司和G&P向省当局提出了该地区的连续性计划，其中 包括：(I)授予2022年4月至2025年4月期间的评估地块，(Ii)将该地区的表面积减少50%至143平方公里，以及(Iii)将埃克森美孚阿根廷勘探公司42.50%的参与权益转让给公司。
双方根据上述条款签署了UT合同增编，后来经2023年12月5日发布的第2498/23号省令批准。
北塔卡纳斯岛勘探许可证终止和新的授权书
2023年1月4日，Las Tacanas Norte的勘探期结束，导致公司对该地区的权利和义务到期。
作为与所谓的内乌肯勘探计划相对应的第十四次召唤的结果，该地区再次被授予潘帕公司。因此，公司于2023年11月24日与G&P签订了勘探、开发和生产北塔卡纳斯矿藏的合同，该合同已获得第2426/23号省令的批准。
收购Rincón de Aranda的参与权益并授予CENCH
2023年6月23日，本公司从道达尔澳大利亚公司(阿根廷分公司)手中收购了Rincón de Aranda额外45%的参与权益。公司 此前持有该地区55%的参与权益，因此，在交易完成后，它获得了100%的所有权。
2023年7月26日，公司 与内乌昆省签订了一份谅解备忘录，概述了授予CENCH的条款。随后，内乌昆省通过第1,435/23号法令批准了该备忘录，将道达尔澳大利亚公司(阿根廷分公司)‘S’的参与权益转让给本公司，并授予CENCH以本公司为受益人。对该地区和CENCH的权利转让于2023年8月16日生效，也就是交易完成的日期。
天然气出口
2023年2月和12月，我们获得了向智利出口天然气的坚定许可，最大出口量分别为220万立方米/天和122万立方米/天。 这些许可证的有效期为2023年5月至2023年6月。2023年6月，我们获得了向智利出口天然气的坚定许可，从2023年7月至9月，最大出口量为86万立方米/天。随后，在8月份，我们获得了从2023年10月至2024年4月期间每天145.2万立方米的固定许可 。
2023年12月，我们获得了在2024年5月至2024年9月期间每天向智利出口60万立方米天然气的坚定许可。
在夏季，我们以现货为基础向智利的客户出口。在2021年9月至12月期间，向智利、巴西和乌拉圭发放了可中断许可证，有效期在2022年11月至2024年12月之间。2023年2月，我们获准向智利出口可中断的产品，有效期为2024年12月至2025年5月。请参阅“项目4.阿根廷能源部门--石油和天然气监管框架条例--专门适用于天然气市场的条例--天然气出口”.
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| 目录表 |
生产性区块特许权的变化
2023年1月19日，我们接受了Oilstone Energía S.A.的要约，终止了我们在坎帕门托背斜地区9口油井15%的权益，从2023年1月1日起生效，占我们2022年天然气产量的不到1%。该协议免除了我们未来对此区块的任何义务。
2023年2月3日，同意将阿瓜拉圭区块特许权(包括南圣安东尼奥)延长10年(至2034年)，目前正在等待省法令的发布。我们拥有该区块15%的股份，该区块的面积为1,642平方公里，位于昆卡诺罗埃斯特。
战略性撤资
refinor
我们持有Refinor 28.5%的股份，Refinor的其他股东是YPF(50%)和PlusPetroleum S.A.(21.5%)。Refinor从事原油精炼、天然气加工、产品运输、营销和销售。
2022年9月15日，Pampa和PlusPetroleum S.A.与Hidrocarburos del Norte S.A.达成协议，出售其在Refinor的股份，该股份占该公司已发行股本和投票权的50%，以及其A类股份的100%。我们拥有的股票的收购价为570万美元，买方在成交时支付了该价格的30%，其余70%的余额将在成交后12个月 支付。
2023年12月22日，我们签署了关于支付待定余额的原始协议的修正案。商定了以下付款：(I)在修订日期支付了140万美元，以及(Ii)将分四次连续支付260万美元，每半年支付一次，每期65万美元，第一期应在修订日期起六个月内支付。
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| 目录表 |
组织结构
下面的图表显示了我们截至2023年12月31日的公司结构。看见 “证据8.1。Pampa Energía S.A.子公司、合资企业和联营公司列表”
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| 目录表 |
我们的一代业务
我们的发电资产 包括：CTG、CTP、CTPP、CTLL、CTTIW、CPD、CTGEBA、HPPL、EcoEnergía、PEPE II、PEPE III和PEA以及HINISA、HIDISA、 和CTB的权益。
下图描述了 截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日以及截至2023年12月31日的年度我们的发电资产以及各自在阿根廷发电市场中的份额。我们的发电业务从现货市场和定期合同下的电力销售中获得收入，包括 Energia Plus合同和WEM供应协议。
| 电力摘要 发电资产 |
水力发电 | 风 | 水电+风能总计 | ||||||
| 希尼萨 | HIDISA | HPPL | PEMC (1) | PEPE II | PEPE III | PEPE IV | 豌豆(2) | ||
| 装机容量（MW） | 265 | 388 | 285 | - | 53 | 53 | 81 | 100 | 1,225 |
| 市场份额 | 0.6% | 0.9% | 0.7% | 0.0% | 0.1% | 0.1% | 0.2% | 0.2% | 2.8% |
| 2023年净发电量（GWh） | 543 | 361 | 1,060 | 193 | 209 | 204 | 274 | 326 | 3,170 |
| 市场份额 | 0.4% | 0.3% | 0.8% | 0.1% | 0.1% | 0.1% | 0.2% | 0.23% | 2.3% |
| 2023年销售额（GWh） | 543 | 361 | 1,060 | 193 | 213 | 217 | 274 | 326 | 3,187 |
| 2022年净发电量（GWh） | 428 | 303 | 707 | 391 | 231 | 249 | - | 17 | 2,326 |
|
变异净生成 2023-2022 |
27% | 19% | 50% | (50)% | (10)% | (18)% | - | - | 36% |
| 2022年销售额（GWh） | 428 | 303 | 707 | 391 | 256 | 249 | - | - | 2,335 |
| 2021年净发电量（GWh） | 467 | 325 | 550 | 367 | 215 | 256 | - | - | 2,181 |
|
变异净生成 2022-2021 |
(8)% | (7)% | 29% | 6% | 7% | (2)% | - | - | 7% |
| 2021年销售额（GWh） | 467 | 325 | 550 | 367 | 247 | 256 | - | - | 2,212 |
| 美元/兆瓦时 | |||||||||
| Avg. 2023年价格 | 17 | 31 | 11 | 70 | 74 | 65 | 65 | 80 | 38 |
| Avg. 2022年价格 | 23 | 38 | 15 | 69 | 74 | 66 | 66 | - | 41 |
| Avg. 2023年毛利率 | 1 | 7 | 4 | 59 | 55 | 60 | 60 | 69 | 26 |
| Avg. 2022年毛利率 | 3 | 12 | 6 | 60 | 54 | 58 | 58 | - | 26 |
资料来源：Pampa Energía SA和CAMMESA。
注：摊销前的毛利率 和折旧。所有数字均经过四舍五入，因此显示为总数的数字可能不相加。
(1)从2022年8月12日开始，我们拥有100%的股份，并于2023年7月剥离。(2)于2022年12月收购。
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| 目录表 |
| 电力摘要 发电资产 |
热能 | ||||||||||
| CTLL | CTG | CTP | CPB | CTPP | CTIW | CTGEBA | ECO-SEARCH GULA | CTEB(1) | 小计 | 总计 | |
| 装机容量（MW） | 780 | 361 | 30 | 620 | 100 | 100 | 1,253 | 14 | 847 | 4,107 | 5,332 |
| 市场份额 | 1.8% | 0.8% | 0.1% | 1.4% | 0.2% | 0.2% | 2.9% | 0.03% | 1.9% | 9.4% | 12% |
|
2023年净一代 (GWh) |
4,512 | 225 | 75 | 606 | 274 | 265 | 7,548 | 68 | 4,236 | 17,809 | 20,979 |
| 市场份额 | 3.2% | 0.2% | 0.1% | 0.4% | 0.2% | 0.2% | 5.4% | 0.0% | 3.0% | 12.7% | 14.9% |
| 2023年销售额（GWh） | 4,470 | 547 | 75 | 606 | 274 | 265 | 8,224 | 146 | 4,236 | 18,842 | 22,029 |
|
2022年净一代 (GWh) |
5,103 | 225 | 52 | 1,209 | 321 | 308 | 7,746 | 73 | 948 | 15,985 | 18,311 |
|
变异净生成 2023-2022 |
(12)% | 0% | 43% | (50)% | (15)% | (14)% | (3)% | (7)% | 347% | 11% | 15% |
| 2022年销售额（GWh） | 5,103 | 469 | 52 | 1,209 | 321 | 308 | 8,571 | 152 | 948 | 17,133 | 19,468 |
|
2021年净一代 (GWh) |
4,682 | 392 | 53 | 312 | 299 | 301 | 8,594 | 75 | 546 | 15,252 | 17,433 |
|
变异净生成 2022-2021 |
9% | (43)% | (1)% | - | 7% | 2% | (10)% | (3)% | 74% | 5% | 5% |
| 2021年销售额（GWh） | 4,692 | 624 | 53 | 313 | 299 | 300 | 9,266 | 153 | 546 | 16,246 | 18,458 |
| 美元/兆瓦时 | |||||||||||
| Avg. 2023年价格 | 19 | 65 | 24 | 49 | 135 | 110 | 37 | 39 | 30 | 35 | 35 |
| Avg. 2022年价格 | 19 | 77 | 41 | 33 | 118 | 99 | 39 | 40 | 90 | 39 | 39 |
|
Avg.毛利率 2023 |
15 | 20 | 4 | 6 | 107 | 86 | 20 | 13 | 23 | 21 | 22 |
|
Avg.毛利率 2022 |
12 | 25 | 12 | 11 | 94 | 73 | 21 | 17 | 70 | 23 | 23 |
资料来源：Pampa Energía SA和CAMMESA。
注：摊销前的毛利率 和折旧。所有数字均经过四舍五入，因此显示为总数的数字可能不相加。(1)我们持有CTB 50%的权益 。
承诺的扩建项目摘要
| 项目 | 兆瓦 | 营销 | 货币 |
日期 试运行 | |
| 可再生 | |||||
| PEPE VI | 140 | 垫子ER | 美元 |
下半年 2024年(估计)(1) |
(1)计划调试：第一阶段(95兆瓦)于2024年第三季度进行，第二阶段(45兆瓦)于2024年第四季度进行。
热电厂
CTGEBA
CTGEBA位于布宜诺斯艾利斯省马科斯·帕斯。该电厂于1999年开始运营，拥有两台CC，其中一台装机容量为684兆瓦，其中包括两台各223兆瓦的燃气轮机和一台238兆瓦的汽轮机，于2020年10月重新供电。第二个CC包括一个182兆瓦的燃气轮机，名为Genelba Plus，它于2009年根据Energy Plus计划投产，并于2019年6月重新供电，以及一个188兆瓦的燃气轮机 在2019年纳入到CC流程的扩建和199兆瓦的汽轮机，于2020年7月2日纳入。CTGEBA的CC在现货市场销售，而Genelba Plus的燃气轮机能源在Energía Plus下销售，2019年纳入的新燃气轮机在现货市场销售，直到CC投产。何时开始以购买力平价 a销售。目前，CTGEBA综合设施的总装机容量为1,253兆瓦，占阿根廷装机容量的2.9%。从2000年到2023年，CTGEBA的历史年平均发电量为5294GWh，其中2021年的代数最高为8594GWh，2001年的历史最低代数为3438GWh。
CTEB
CTEB 位于布宜诺斯艾利斯省恩塞纳达市，由CTB所有，CTB是我们与YPF共同控制的公司。该电厂 于2012年开始运营，目前由(I)两台装机容量为567兆瓦的开式循环燃气轮机组成； a 完成联合循环的汽轮机，装机容量高达260兆瓦，于2023年2月22日投入商业运营。(I)和(Ii)的总装机容量为847兆瓦，占阿根廷装机容量的1.9%。从2013年到2023年，年均发电量达到1525GWh，其中2023年的高发电量记录为4236GWh，2020年的低记录为255GWh。PAMPA在2023年12月31日之前一直负责运营，截至2024年1月，PAMPA根据与YPFL共享的运营方案运营CTEB。
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| 目录表 |
CTLL
CTLL位于Neuquén省。该电厂建于1994年，由三台装机容量为375兆瓦的燃气轮机组成，一台180兆瓦的西门子汽轮机于2011年安装于CC，并于2018年1月重新供电，一台105兆瓦的通用电气空气衍生燃气轮机于2016年5月安装，一台105兆瓦的通用电气燃气轮机于2017年8月并入，并于2021年8月安装了15兆瓦的MAN燃气轮机 。CTLL拥有优越的地理位置，因为它靠近拉丁美洲最大的气田之一，也被称为Loma de la Lata。CTLL的装机容量约为780兆瓦，约占阿根廷装机容量的1.8%。从1997年到2023年，CTLL的年均发电量为2390GWh，2022年的发电量达到创纪录的5103GWh，而2002年的发电量则达到创纪录的272GWh。
CPB
CPB是一家热电厂，位于布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca的Ingeniero White，距离布宜诺斯艾利斯市约600公里。CPB是一种开式循环热电厂，由两台相同的常规机组(29号机组和30号机组)组成，每台装机容量为310兆瓦。CPB既可以由天然气供电，也可以由6号石油供电(尽管它最初的设计和部分设备也可以燃烧煤炭)。该工厂目前的存储容量高达6万米3该公司拥有、运营和维护一条22公里长的天然气管道，该管道与TGS的主管道相连。CPB向现货市场出售电力。 CPB装机容量为620兆瓦，占阿根廷装机容量的1.4%。从1997年到2023年，CPB的年均发电量为1845GWh，2011年创下3434GWh的发电量纪录，2002年创下189GWh的纪录低点。
CTG
CTG位于阿根廷西北部萨尔塔省Güemes将军市。它于1992年私有化，总装机容量为361兆瓦，包括(I)来自蒸汽发电机组的261兆瓦和(Ii)来自能源加计划下的燃气涡轮的100兆瓦，占阿根廷装机容量的0.8%。从1993年到2023年，其年均发电量为1,564 GWh，其中1996年创下1,903GWh的历史新高，2022年和2023年创下225GWh的历史新低。
CTIW
CTIW位于布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca的Ingeniero White，由六台高效Wärtsilä发动机组成。CTIW能够燃烧天然气或燃料油。发动机是高效率的，性能效率为46%。发电厂通过Transba拥有的变电站与132千伏电网互联。液体燃料的供应使用CPB的排放和储存设施，天然气也由该发电厂的内部设施供应。2017年12月22日，CAMMESA根据CAMMESA和PAMPA签署的PPA，根据SEE第21/2016号决议关于新发电能力的呼吁，批准CTIW的商业运营 。该电厂的总装机容量为100兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%。2018年至2023年的年均发电量为281 GWh，其中2019年的发电量达到创纪录的312 GWh，2020年达到创纪录的229 GWh。
CTPP
CTPP位于布宜诺斯艾利斯省皮拉尔区的皮拉尔工业综合体。该工厂于2016年10月开工建设，并于2017年8月29日投产。该工厂是根据第21/2016号决议建造的，由六台性能约为43%的尖端Wärtsilä发动机 组成。天然气通过Transportadora de Gas del Norte S.A.拥有的天然气管道供应，能量通过132kv双线电缆的输出场以及所有必要的辅助设备在位于Pilar工业综合体的Edenor拥有的第158号Pilar变电站(“Pilar变电站”)进行疏散。发电厂有燃料油储存罐，这些燃料油可用作替代燃料。CTPP总装机容量为100兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%。2018年至2023年的年均发电量为241GWh，其中2022年的发电量达到创纪录的321GWh，2019年的创纪录低点为168GWh。
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| 目录表 |
CTP
CTP位于阿根廷西北部地区，位于萨尔塔省圣马丁省阿瓜莱区的皮克伦达。它于2008年初开工建设，2010年竣工。CTP拥有一座30兆瓦的火力发电厂，其中包括10台JGS620型Jenbacher燃气电动发电机，占阿根廷装机容量的0.1%。从2011年到2023年，其年均发电量为102GWh，其中2017年创纪录的发电量为156GWh，2022年创纪录的发电量为52GWh。
生态工程A
EcoEnergía是一家热电联产发电厂，位于布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca的TGS General Cerri Complex。该电厂于2011年投产，由一个蒸汽轮机组成，在Energía Plus市场销售电力。EcoEnergia的电力装机容量为14兆瓦，占阿根廷装机容量的0.03%。从2012年到2023年，EcoEnergía的年均发电量 达到89GWh，2018年创下108GWh的代际纪录，2023年创下68GWh的历史新低。
水力发电厂
我们持有Hidroeléctrica Diamante(通过HIDISA)、Hidroeléctrica los Nihuiles(通过HINISA)和HPPL(我们完全拥有)三座水电站的权益。
HIDISA
我们拥有位于门多萨省的水力发电公司HIDISA有投票权的股本的61%。门多萨省目前通过EMESA拥有HIDISA的剩余股本。
HIDISA 在位于门多萨省San Rafael 省的Diamante河水电使用特许权下运营，并在Diamante水电系统(“Diamante System”)发电、销售和大宗交易的国家特许权下运营。Diamante系统包括三个大坝和三个水力发电厂(Agua del Toro、Los Reyunos和El Tigre)。Diamante系统全长约55公里，高度差在873米和1,338米之间。HIDISA的装机容量为388兆瓦，占阿根廷装机容量的0.9%。从1990年到2023年，年均发电量为526GWh，2006年发电量最高(943GWh)，2022年发电量最低(303GWh)。另外，HIDISA拥有TJSM的0.9%股本和TMB 0.8%的股本。
希尼萨
我们拥有位于门多萨省的水力发电公司HINISA有投票权的股本的52.04%。门多萨省通过EMESA， 目前持有HINISA的剩余股本。
HINISA在位于门多萨省San Rafael省(布宜诺斯艾利斯西南约1,100公里)的Atuel河水电使用特许权下运营，并在洛斯尼怀尔斯水电系统(“Nihuiles System”)发电、销售和大宗交易的国家特许权下运营。Nihuiles系统包括三座大坝和三座水电站(Nihuil I、Nihuil II和Nihuil III)，以及一个补偿器大坝，用于管理灌溉系统的水流。Nihuiles系统全长约40公里，电网高度从440米到480米不等。HINISA的装机容量为265兆瓦，占阿根廷装机容量的0.6%。从1990年到2023年，年均发电量为778GWh，2006年发电量最高(1250GWh)，2022年发电量最低(428GWh)。HINISA还拥有TJSM 1.6%的股本和TMB 1.4%的股本。
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HINISA和HIDISA特许权摘要
HINISA和HIDISA的主要目的是根据以下特许权的条款和条件通过开发水电系统生产、销售和大宗交易电力：(I)阿根廷门多萨省政府以类似的条款和条件(HINISA和HIDISA)授予省级特许权，HINISA和HIDISA的水电开采风险自负。这些特许权是根据1993年12月21日的第6,088号省法律及相关规定授予的；以及(2)阿根廷政府以类似的条款和条件(针对HINISA和HIDISA)授予的国家特许权，由每家公司自行承担通过HINISA和HIDISA各自的水力发电系统进行水电发电的风险。这些特许权是根据第15,336号、第23,696号和第24,065号法律及相关规定授予的。
学期。HINISA和HIDISA特许权协议的有效期为30年，HINISA从1994年6月1日开始，HIDISA从1994年10月19日开始。因此，原来的特许权将于2024年到期。
专利权使用费支付. 根据各自的特许权要求，HINISA和HIDISA各自每月支付以下特许权使用费：(I)以(1)门多萨省为受益人的特许权使用费，HIDISA最高为12%，HINISA最高为6%，以及(2)拉潘帕省，根据经第23,164号法律修订的第15,336号法律第43节的规定，对出售的电力适用相应的批量销售率，每种情况下，最高为6%。根据适用的 条例，为了确定计算这种特许权使用费的基础，应使用下列公式产生的电力的单体价格(包括能源价格和容量费用的电价)：以批发市场确定的小时值产生的电力价值加上提供给现货市场的电力的应收金额(如果这种电力在某个月内出售)除以给定月份的总发电量；(Ii)给予阿根廷政府的特许权使用费 (1)作为HIDISA特许权使用费计算基础金额的2.5%， 和(2)HINISA特许权使用费计算的相同基础上最高1.5%的特许权使用费；(Iii)给予门多萨省的特许权使用费，最高为HINISA和HIDISA特许权使用费计算基础金额的2.5%。
截至2021年2月，第440/21号SE决议将SE Res.第31/20号决议中定义的值提高了29%。它还废除了SE第31/20号决议中包含的自动调整机制(见“阿根廷能源部门--电力监管框架”)。
应急基金。HINISA 和HIDISA与其他阿根廷水力发电公司一样，有义务每季度向拥有和管理应急基金的基金会 支付，该基金旨在支付与水力发电公司任何工厂的水电系统维修相关的潜在成本总额与其各自保单不覆盖的500万美元 之间差额的80%。
由于2001年和2002年阿根廷的经济危机，基金会管理委员会决定，根据特许权、投标条款和条件以及HINISA和HIDISA章程的相关规定，向应急基金提供的美元捐款必须按1.00比索=1.00美元的汇率转换为比索。这些特许权中所载的指数化条款也被替换为欧洲稳定参考委员会(CER)(基准稳定系数)。在将美元兑换成比索后，应急基金的比索价值超过了所需资金。因此，HINISA和HIDISA与其他水力发电公司一起，暂停向应急基金付款。然而，我们不能保证HINISA和HIDISA未来不会被要求恢复向应急基金付款。
自优惠生效之日起至停止付款为止，HINISA和HIDISA分别出资130万美元和190万美元。
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| 目录表 |
罚款及罚则. HINISA和HIDISA根据其各自的特许权可能受到处罚和罚款，这些罚款和罚款是根据 施加任何此类罚款之前12个月期间发票的总金额计算的。此类处罚和罚款范围为0.1%至1%（如果违反协议条款或适用于发电、大坝安全、水管理、环境保护以及不遵守指示的法规 组织监管机构de Seguridad de Presas(“ORSEP”)， CAMMESA、任何管理当局或环境保护署)；0.02%至0.2%(如果拖欠或未向应急基金和保险单缴款，以及在未经有关管理当局事先授权的情况下采取行动)； 从0.01%至0.1%(未提交任何所要求的资料或未提交强制性报告)；0.03%至0.3% (如果未能保持路线和道路畅通，不受土壤、空气或水污染，以及在完成强制性工作方面出现延误)和1%至10%(如果管理当局认为是特许权下的终止事件)。如果在12个月期间征收的罚款超过电力销售发票总额的20%，授予当局将有权终止相关特许协议。
性能保证。 作为履行各自特许权下义务的担保，HINISA和HIDISA各自交存了为各自特许权下的相关授予当局的利益所需的金额。如果相关授予当局在各自特许权协议的条款下发生违约或任何其他不遵守的事件时没有任何抵销，则在各自特许权协议到期或终止时，担保金额将分别发放给HINISA和HIDISA。
特许权的终止HIDISA和HINISA的特许权协议可能因下列原因终止：(I)违反重大合同和法律义务，(Ii)与HINISA或HIDISA(视情况而定)有关的某些破产事件，包括任何清算或清盘程序 。在这种情况下，相关特许权的终止应自动终止；(3)不可抗力或第三方的某些行动使HINISA和HIDISA无法履行各自特许权协议项下的义务；或(4)特许权协议各自条款到期。如果根据第(I)项终止，HINISA或HIDISA(视情况而定)应在授予当局确定的不超过 12个月的过渡期内继续负责其特许权，并应赔偿阿根廷政府和门多萨省造成的任何损害(授予当局可 还将履约保证金用于支付任何损害赔偿)。在收到相关终止通知后90天内，必须成立一家新公司，该公司将获得类似的特许权，并将 为出售该新成立公司的股份而进行公开招标程序。在扣除预期索赔的所有罚款、利息和扣留后，余额将酌情分配给HINISA或HIDISA，作为转让特许权的唯一补偿。
此外，门多萨省6088号法律第14(D)条 规定，因公共利益或征用公共用途而终止特许权。
在特许权协议因任何原因终止后，根据各自特许权协议转让给HINISA和HIDISA的任何资产应 转回门多萨省和阿根廷政府(视情况而定)。
HPPL
作为我们全资拥有的为期30年的特许权 ，从1999年8月开始，该特许权被授予HPPL的水力发电。HPPL联合体有三台发电机组，位于内乌昆省科马休地区。大坝由松散材料组成，防水混凝土 面。它全长1,045米，基础最深处总高度54米，峰顶海拔480.2米。HPPL的装机容量为285兆瓦，占阿根廷装机容量的0.7%。从2000年到2023年，HPPL的年均发电量为928GWh，2006年的发电量达到创纪录的1430GWh，2016年达到创纪录的494GWh。
HPPL特许经营权摘要
HPPL的主要公司目的是根据以下条款和条件通过开发水电系统生产、销售和大宗交易电力：
学期。HPPL特许权协议的期限为30年，从1999年8月30日开始。
专利权使用费支付。 根据我们的特许权合同和适用法律，从2002年8月开始，我们支付1%的水电特许权使用费，计划 每年增加1%，直到特许权使用费达到12%的上限，这是基于适用于销售电力的批量销售的费率 。此外，我们每月向阿根廷政府支付水源使用费，数额为用于计算水电特许权使用费的相同金额的0.5%。
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应急基金。 HPPL和其他阿根廷水力发电公司有义务每季度向拥有和管理应急基金的基金会支付款项，该基金会拥有和管理应急基金，以覆盖与任何水力发电公司工厂的任何水电系统维修相关的潜在成本总额 与不在其各自保单覆盖范围内的500万美元 之间差额的80%。
罚款和处罚。 根据特许权，HPPL可能会受到罚款和罚款，这些特许权是根据施加任何此类罚款之前12个月期间的发票总额 计算的。此类处罚和罚款从0.1%到1%不等(如果 违反了适用于发电、大坝安全、水管理、环境保护的协议或法规的条款， 并且没有遵守ORSEP、CAMMESA、任何监管机构或ENRE的指示)；从0.02%到0.2%(如果 延迟或没有支付应急基金和保险单的缴款，以及在没有相关监管机构事先授权的情况下采取行动)；从0.01%到0.1%(如果未能提交任何要求的信息或未能提交强制性报告)；从0.03%到0.3%(如果路线和道路不能保持交通畅通，没有土壤、空气或水的污染，以及强制性工作的延误)，以及从1%到10%(如果监管机构认为是特许权下的终止事件的情况)。如果在12个月期间征收的罚款超过电力销售发票总额的20%，授权当局将有权终止相关特许权协议。
性能保证。 作为各自特许权项下履行其责任的担保，HPPL为各自特许权项下的相关授权方的利益缴存了2,000,000便士。如果相关授权机构在各自的特许协议条款下发生违约或任何其他不遵守的事件时进行任何抵消，则担保金额将在各自的特许协议到期或终止时 发放给和记黄埔。
终止特许权。 HPPL的特许权协议可能因以下原因终止：(I)违反重大合同和法律义务，在这种情况下，HPPL应在授予当局确定的过渡期内继续负责特许权，但不得超过12个月，并应赔偿阿根廷政府造成的任何损害(授予当局还可将履约保证金用于支付任何损害赔偿)。在收到相关终止通知后90天内，必须成立一家新公司，该公司将获得类似的特许权，并将为出售该新成立公司的股份而进行公开招标程序。在扣除预期索偿的所有罚款、利息和扣除额后，余额 将分配给和记黄埔，作为转让特许权的唯一补偿；(Ii)与和记黄埔有关的某些破产事件，包括任何清盘或清盘程序，在此情况下，相关特许权的终止应自动终止； (Iii)不可抗力或第三方的某些行为阻止和记黄埔履行其特许权协议项下的义务；或(Iv)特许权协议期限届满。
可再生能源
PEPE II
Pepe II位于布宜诺斯艾利斯省被称为Corti的地区，距离Bahía Blanca市20公里。PEPE II由14台风力涡轮机组成； 每个涡轮机由四个塔段、一个机舱和三个驱动涡轮机的叶片组成，总直径为120米。
PEPE II于2019年5月10日根据第281-E/2017号决议委托进行，该决议由可再生能源定期市场(MAT ER)的前MEyM通过，并通过私人各方之间的PPA向用电大户销售其能源。
Pepe II的装机容量为53兆瓦，占阿根廷装机容量的0.1%。从2020年到2023年，其历史年均发电量为215GWh。
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PEPE III
佩佩三世位于科罗内尔·罗萨莱斯，位于3号国道上，距离布宜诺斯艾利斯省Bahía Blanca市45公里。Pepe III是一个P50负荷率为63%的风力发电场。从2020年到2023年，它的历史年均发电量为238GWh。
PEPE IV
毗邻Pepe II的Pepe IV于2023年6月17日完工。风电场逐步投产：18兆瓦(12月22日)、18兆瓦(2月23日)、9兆瓦(4月23日)、9兆瓦(5月23日) 和27兆瓦(6月23日)。PEPE IV通过18台V-150维斯塔斯风力涡轮机向国家电网贡献了81兆瓦的可再生能源，每台4.5兆瓦 ，轮毂高度105米，负荷率63%P50。2023年，发电量达到274GWh。
豌豆
2022年12月16日，我们收购了位于拉里奥哈省的VAR的100%股权，该项目于2020年3月投产。该风电场包括38台西门子Gamesa G-114型风力涡轮机，每台装机容量为2.625兆瓦，轮毂高度为80米。PEA在RenovAr计划第一轮下与CAMMESA签订了PPA，装机容量为99.75兆瓦，占阿根廷装机容量的0.2%。从2020年到2023年，其历史平均年发电量为328GWh。
PEPE VI
我们目前正在开发 PEPE VI，这是我们位于布宜诺斯艾利斯省布兰卡市的新风电场项目。该项目将分 三个阶段建设，预计总投资为美元五亿。我们目前正在开发前两个阶段，第一阶段将增加94.5兆瓦的发电容量，第二阶段将增加45兆瓦的发电容量，预计将于2024年下半年投产。
我们的石油和天然气业务
勘探和生产
我们的战略是开发利润丰厚的石油和天然气储量，承担社会和环境责任。在这一部分，我们重点关注三个主要目标： (I)非常规天然气储量的开发和货币化；(Ii)储量替代的勘探；以及(Iii)优化运营和现有基础设施，作为新项目的杠杆。
与石油和天然气勘探和生产业务中的惯例一样，我们与联合运营合作伙伴一起参与勘探和生产活动。 联合运营参与者之间的合同安排通常由运营协议管理，其中规定根据各方在联合运营中的利益分担 成本、生产权利和责任。联合行动的一方通常被指定为操作员，负责在由联合行动各方代表组成的操作委员会的全面监督和控制下进行行动。虽然经营协议 一般规定参与者根据各自的利益承担责任，但相关政府当局颁发的许可证一般规定，联合行动的参与者根据适用的许可证对相关政府当局负有连带责任 。除了对现场生产的兴趣外，合同制 经营者通常按其在相关领域的参与度按比例按月向其合作伙伴支付间接行政费用。
截至2023年12月31日：
| · | 我们的原油和天然气的总探明储量为1.99亿boe，其中65%为探明已开发储量。天然气约占我们已探明储量的94%，液态烃占6%； |
| · | 我们在阿根廷的石油和天然气总产量平均为每天65.4万桶。原油约占4.8万boe/天，天然气约为3.64亿标准立方英尺/天，或以每桶油当量6,000立方英尺天然气换算为60.3千boe/天；以及 |
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| 目录表 |
| · | 我们持有Oldelval 2.1%的直接权益。Oldelval 运营着通往科马休地区Allen的主要输油管道，以及艾伦-罗萨莱斯港输油管道，这条管道允许将Neuquina盆地生产的石油疏散到罗萨莱斯港(Bahía Blanca市的一个港口)，并向管道影响区域内的Plaza Huincul和Luján de Cuyo酒厂供应石油。 |
我们还直接和通过投资OCP从事石油和天然气业务。
根据ME&M的数据，2023年期间，阿根廷的天然气总产量下降了1%(平均每天45亿立方英尺)，而石油总产量增加了9%，平均为每天63.5万桶。根据ME&M的数据，2023年12月，我们的综合石油和天然气产量分别约占阿根廷石油和天然气总产量的0.03%和8%。
与石油和天然气相关的关键信息
截至2023年12月31日，我们在阿根廷拥有14个地区的权益、联合业务(UTE)和协议：11个石油和天然气生产区和3个勘探区块 位于勘探区内或等待批准生产，不包括里奥利迈埃斯特河、Borde del Limay和Los Verits， 都在放弃中。截至2023年12月31日，我们直接成为我们持有股权的14个区块中5个区块的合同运营商。
种植面积
截至2023年12月31日，我们的总生产和勘探面积，包括毛面积和净面积，如下所示。该表包括本公司、合资公司和联营公司的生产和勘探总面积。
| 种植面积 (*) | ||||||||
| 生产 (1) | 探索 (2) | |||||||
| 毛收入(3) | 净额 (4) | 毛收入(3) | 净额 (4) | |||||
| （在 中 数千英亩） | ||||||||
| 阿根廷 | 1,351 | 446 | 188 | 98 | ||||
(1)包括我们生产商业数量石油和天然气的所有地区 或处于开发阶段的地区。
(2)包括允许我们进行勘探 活动但未生产商业数量石油和天然气的所有区域，以及未处于开发阶段的区域。 （3）不包括正在放弃的Bordde del Limay、Los Vértices、Aguada Pavón和Río Limay Este地区。
(4)根据我们在总面积中的工作利益所有权进行调整。
生产井
截至2023年12月31日 ，我们的总生产井和净生产井如下。该表包括公司、 联合业务和关联公司的总生产井和净生产井。
| 油 | 燃气 | 总计(3) | |||||
| 毛收入(1) | 网络(2) | 毛收入(1) | 网络(2) | 毛收入(1) | 网络(2) | ||
|
阿根廷
|
394 | 124 | 419 | 225 | 813 | 349 | |
注：所有数字均为主题
四舍五入，因此显示为总数的数字可能不会相加 。
(1)指定已完成的井数。
(2)指总产油井的部分所有权工作权益。
(三)包括油气生产井。
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| 目录表 |
钻探活动
2023年，我们实施了与我们的储量 置换和生产目标相一致的投资计划，作为实现可持续增长的一种手段。就下表而言，开发井是指有理由安装用于生产石油或天然气的永久性设备的井。如果一口井被确定为不能进行商业生产，就被认为是一口干井。下表中的“已钻总井数” 是指每个财政年度内完成的井数，而不考虑钻探日期，而“已钻净井数”是指我们在已钻井中的部分所有权工作权益。此表包括公司钻探的油井、 联合业务和联营公司(包括我们的停产业务)。下表列出了我们在阿根廷钻探的井总数和相关期间的结果。
| Year ended December 31, | |||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | |||||
| 阿根廷 | |||||||
| 钻出的总井数： | |||||||
| 生产： | |||||||
| 开发井： | |||||||
| 油 | 9 | 31 | 34 | ||||
| 燃气 | 35 | 35 | 31 | ||||
| 枯井 | - | - | - | ||||
| 总计 | 44 | 66 | 65 | ||||
| 探索： | |||||||
| 发现井： | |||||||
| 油 | - | 3 | - | ||||
| 燃气 | - | 1 | 1 | ||||
| 枯井 | - | - | - | ||||
| 总计 | 0 | 4 | 1 | ||||
| 已钻净井数： | |||||||
| 生产： | |||||||
| 开发井： | |||||||
| 油 | 3 | 9 | 9 | ||||
| 燃气 | 24 | 26 | 20 | ||||
| 枯井 | - | - | - | ||||
| 总计 | 27 | 34 | 29 | ||||
| 探索： | |||||||
| 发现井： | |||||||
| 油 | - | 1 | - | ||||
| 燃气 | - | - | - | ||||
| 枯井 | - | - | - | ||||
| 总计 | 0 | 1 | 0 | ||||
注：所有数字均经过四舍五入，因此以合计形式显示的数字可能不会相加。
2023年，我们的活动是 专注于遵守计划天然气的生产承诺。活动的核心集中在Neuquén盆地，主要是在El Mangrullo，钻探了14口井，塞拉利昂Chata，钻探了9口开发井，全部来自页岩储量，以及Río Neuquén，钻探了12口井。至于石油，在El Tordillo钻了9口井。
石油和天然气生产
我们通过几种方法运输石油和天然气生产，具体取决于可用的基础设施和给定地点的运输系统的成本效益。我们使用输油管道系统和油轮将石油输送给我们的客户。石油通常通过 合同销售，根据合同，生产商负责将生产的石油从油田运输到港口进行运输，所有成本和风险都由生产商承担。然而，天然气是在气田附近的天然气管道系统的传送点销售的，因此，客户承担所有与此相关的运输成本和风险。阿根廷的石油和天然气运输在“开放接入”的非歧视性环境中运营，在这种环境下，生产商可以平等和开放地使用运输基础设施。我们在每个石油地点和石油运输码头保持有限的储存能力。在过去，这种 能力足以在管道系统暂时不可用时存储石油，而不会减少产量，例如，由于维护要求或临时紧急情况。
| 55 |
| 目录表 |
在2023年期间，我们的生产集中在三个盆地：内乌昆、圣豪尔赫和诺罗埃斯特。在阿根廷，我们拥有544,000英亩净地，在该国石油和天然气产量最重要的盆地内乌肯盆地，我们拥有约410,000英亩净地(占我们总种植面积的75%)。我们在内乌肯盆地最重要的油田是El Mangrullo、塞拉·查塔和里奥·内乌坎。截至2023年12月31日，我们从阿根廷的813口生产井中开采了碳氢化合物。
2023年，我们平均 日产量为4，827桶原油和3.64亿立方英尺天然气。与2022年的平均水平相比，石油产量下降了10%，天然气产量 增加了5%。
下表列出了2023年我们的石油和天然气产量。生产数字代表我们在生产中的工作利益（因此净归 公司）。此外，该表格还包括我们在每个领域的工作兴趣、运营商和特许权的到期日期， 每种情况均截至2023年12月31日。尽管其中一些优惠可能会在到期时延长，但下文列出的到期日期 不包括截至本年度报告日期未授予的任何延期。
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2023年产量 | ||||||
| 生产区块 | 位置 | 海盆 | 油(1) | 燃气(2) |
油 (3) |
运算符 | 直接及间接权益 | 期满 |
| 埃尔曼格鲁洛 | 诺伊肯 | NQN | 25 | 78.128 | 13,046 | Pampa | 100.00 % | 2053 |
| 查塔山脉 | 诺伊肯 | NQN | 21 | 29.004 | 4,855 | Pampa | 45.55% | 2053 |
| 里奥·内乌肯 | 内乌肯/里奥内格罗 | NQN | 297 | 20.071 | 3,642 | YPF | 33.07%(4)/31.42%(5) | 2027/2051 |
| 林孔德尔曼格鲁洛 (6) | 诺伊肯 | NQN | 10 | 3.189 | 541 | YPF | 50.00% | 2052 |
| 里奥·利迈·埃斯特（前Senillosa）(7) | 诺伊肯 | NQN | - | - | - | Pampa | 85.00% | 2040 |
| 阿瓜拉圭 | 萨尔塔 | Noa | 49 | 1,556 | 308 | 泰克汽油 | 15.00% | 2037 |
| 埃尔托尔迪略 | 丘布特 | CGSJ | 710 | 705 | 828 | 泰克汽油 | 35.67% | 2027 |
| La Tapera - Puesto Quiroga | 丘布特 | CGSJ | 21 | - | 21 | 泰克汽油 | 35.67% | 2027 |
| 戈伯纳多尔·阿亚拉 | 诺伊肯 | NQN | 414 | - | 414 | 加仑汽油 | 22.51% | 2036 |
| 林孔德阿兰达 | 诺伊肯 | NQN | 0 | - | 0 | Pampa | 100.00% | 2058 |
| 维塔·埃斯孔达 | 内乌肯 | NQN | 0 | - | 0 | Pampa | 55.00% | 2027 |
| 洛斯布兰科斯 | 萨尔塔 | Noa | 216 | - | 216 | 高运 | 50,00% | 2045 |
| 总计 | 1,762 | 132,652 | 23,870 | |||||
注：所有数字 均经过四舍五入，因此显示为总数的数字可能不相加。
（1） 以千桶计。
（2） 天然气生产仅代表可销售的天然气生产，不包括火炬气、注入气和运营中消耗的天然气。 单位为数百万立方英尺。
（3） 以数千桶计。天然气转换为石油当量，使用每桶石油当量6，000立方英尺天然气的系数。
(4)内乌肯省。
(5)里奥省 Negro。
(6)不包括 Vaca Muerta阵型。
(7)正在 放弃。
下表列出了相关时期阿根廷的石油和天然气产量：
| Year ended December 31, | |||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | |||||||||
| 阿根廷 | 油(1) | 燃气(2) | 油(1) | 燃气(2) | 油(1) | 燃气(2) | |||||
| 里奥·内乌肯 | 297 | 20,071 | 268 | 19,276 | 169 | 11,788 | |||||
| 埃尔曼格鲁洛 | 25 | 78,128 | 21 | 91,659 | 17 | 58,338 | |||||
| 查塔山脉 | 21 | 29,004 | 22 | 8,469 | 22 | 6,897 | |||||
| 其它块 | 1,420 | 5,449 | 1,636 | 7,015 | 1,410 | 12,093 | |||||
| 总计 | 1,762 | 132,652 | 1,948 | 126,419 | 1,617 | 89,117 | |||||
注：所有数字均经过 四舍五入，因此显示为总数的数字可能不相加。
(1)石油生产包括其他液体 碳氢化合物。数量以数千桶计。
(2)天然气生产仅代表可销售的 天然气生产，不包括火炬气、注入气和运营中消耗的天然气。数量以数百万立方英尺为单位。
| 56 |
| 目录表 |
探索
我们的战略重点是不断 寻找与我们的增长目标一致的新探索机会。在阿根廷，我们拥有大片土地，其中包含未开发的 非常规储层，包括内乌肯盆地的致密气和页岩气。下表列出了截至2023年12月31日我们在阿根廷的勘探区块、 联合作业和许可证、每个区域的位置和盆地、我们的净运营权益和 勘探授权的到期日期。
| 2023年产量 | ||||||||||||||
| 区块/UTE | 位置 | 盆地 | 石油kbl | 气体mCF | 总kboe | 运算符 | 利息 | 期满 | ||||||
| 帕尔瓦·内格拉·埃斯特 | 诺伊肯 | NQN | - | 59 | 10 | Pampa | 85,00% | 2025 | ||||||
| 里奥·阿图埃尔 | 门多萨 | NQN | - | - | - | 特雷博尔石油公司 | 33,33% | 2023 | ||||||
| 北拉卡纳斯 | 诺伊肯 | NQN | - | - | - | Pampa | 90,00% | 2027 | ||||||
| 利迈堡(1) | 诺伊肯 | NQN | - | - | - | Pampa | 85,00% | 2015 | ||||||
| 洛斯维尔特斯(1) | 诺伊肯 | NQN | - | - | - | Pampa | 85,00% | 2015 | ||||||
| 勘探区块总数 | 0 | 59 | 10 | |||||||||||
| 总产量 | 1,762 | 132,711 | 23,880 | |||||||||||
注：所有数字均经过 四舍五入，因此显示为总数的数字可能不相加。
(1)正在延期过程中。
截至2023年12月31日，我们在阿根廷持有约188，000英亩勘探总英亩的权益。
销售成本、收入和价格
销售成本、特许权使用费 和折旧
下表列出了 截至2023年、2022年和2021年12月31日的财年，我们在每个地理区域的石油和天然气田的平均销售成本、特许权使用费和折旧成本。该表包括我们在生产、联合运营和关联公司中的净份额。
| Year ended December 31, | |||||
| 阿根廷 | 2023 | 2022 | 2021 | ||
| (in雅伦敦银行同业拆息每桶石油当量） | |||||
| 生产成本 | 7 | 6 | 6 | ||
| 版税 | 4 | 4 | 3 | ||
| 折旧 | 7 | 5 | 6 | ||
| 总计 | 18 | 15 | 15 | ||
收入
下表列出了 截至2023年、2022年和2021年12月31日财年，按地理区域划分的石油和天然气勘探和生产业务部门的收入。
| Year ended December 31, | ||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||
| 阿根廷 | ||||
| (单位：百万美元) | ||||
| 油 | 121 | 136 | 99 | |
| 燃气 | 534 | 500 | 344 | |
| 其他 | 11 | 10 | 10 | |
| 总计 | 666 | 646 | 453 | |
| 57 |
| 目录表 |
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的财政年度每个地理区域每桶石油和每百万立方英尺天然气的平均销售价格。
| Year ended December 31, | ||||||
| 每桶石油和百万立方英尺天然气的平均售价 | 2023 | 2022 | 2021 | |||
| 阿根廷 | ||||||
| 石油(单位：美国每桶石油) | 69 | 70 | 58 | |||
| 天然气(单位：美国每千立方英尺美元) | 4 | 4 | 3 | |||
交付承诺
天然气
Gas.Ar计划创建于2020年11月16日，旨在通过招标长期供应协议(DNU编号892/20)，促进阿根廷天然气生产，并管理天然气成本对优先需求价格的影响。
最初，陆上生产的期限为4年，从2021年1月起，海上生产的期限为4年。期限延长至2028年12月31日，适用于根据第一轮和第三轮(DNU第730/22号)授予的7000万立方米/天的基本体积。
协议在生产商(作为卖方)和CAMMESA、天然气分销商和Enarsa(作为买方)之间签署，CAMMESA的每日DOP为100%，每月最高为75%，天然气分销商和Enarsa的季度最高。中标价格根据下列因素进行调整：夏季(10月至4月)为0.82，基准量为1.25(5月至9月)，冬季为附加量1.30。作为购买者的CAMMESA和Enarsa 支付授予的价格，而天然气分销商支付有效关税方案中规定的价格，差额由联邦政府抵消。此外，尽管有其他适用的机制，但联邦政府已经建立了基于税收信用证书的补偿支持担保制度。
有关 不同计划天然气的更多信息，请参见“项目4.阿根廷能源部门--石油和天然气监管框架--专门适用于天然气市场的条例 --天然气计划”.
Pampa参加了内乌基纳盆地所有Plans Gas.Ar回合的比赛，并获得了奖励。PAMPA每轮比赛的具体情况如下：
| 圆的 | 送货 | 体积（百万m）3/天 | 价格美元/ MBtu | 期满 |
| 1 & 4.1 | 年平 | 4.90(1) | 3,60(2) | 2028年12月 |
| 1 | 冬天3 | 1.00 | 4,68 | 2024年9月 |
| 2 | 冬天3 | 0.86 | 4,68 | 2024年9月 |
| 3 & 4.1 | 年平 | 2.00 | 3,347(2) | 2028年12月 |
| 4.2 | 年平 | 4.80 | 3,485(2) | 2028年12月 |
| 5.2西北 | 月度变量 | 13.5- 70.5万m3/天 | 6 - 9,8(4) | 2028年12月 |
注：1)2021年5月起总承诺额为700万3/天。在这其中，4.9是根据Plan Gas.AR交付的，其余的在市场上销售。2)冬季调整系数为1.25，全年调整系数为0.82。3)它涵盖了5月至9月的月份。4)起价为9.8美元/mBtu，2028年降至6美元/mBtu
一旦履行天然气计划承诺，剩余的天然气将分配给工业、出口、CAMMESA的月度招标和现货市场。
油
2023年6月，Pampa与道达尔南方公司(Total Energy阿根廷分公司)达成协议，收购剩余45%的Rincón de Aranda 区域。作为协议的一部分，PAMPA将其在PEMC的100%参与转让。
| 58 |
| 目录表 |
Rincón de Aranda 区块占地59,000英亩，位于内乌昆盆地的巴卡穆埃尔塔石油窗口。它于2023年6月16日获得CENCH协议，特许权期限为35年。除了与CENCH的协议外，PAMPA还承诺在四年内投资1.61亿美元，并有可能再投资一年。这项承诺包括钻探8口井、1口额外完井、 和相关设施。
储量
我们我相信我们对剩余探明可采油气储量的估计是合理的。根据S-X法规第4-10条(联邦法规第210部分第17章)，探明石油和天然气储量是指通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出从给定日期起，从已知油藏开始，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，在提供经营权的合同到期之前，可以合理确定地估计出经济上可生产的石油和天然气储量，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续订都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。我们的储量评估涵盖了位于本公司经营和非经营地区的储量 。已探明的石油和天然气储量是根据S-X规则和财务会计准则第932主题的石油和天然气储量披露规定进行估算的。GaffneyCline对截至2023年12月31日的99%的估计已探明储量进行了独立审计。我们提供了审核过程中所需的所有信息，令GaffneyCline满意。见GaffneyCline于2024年1月31日发布的储备报告，将 列为本年度报告的附件13.2。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，GaffneyCline分别审计了我们估计的已探明储量的99%、97%和96%。
截至2023年12月31日，我公司已探明和未开发的液态烃和天然气总储量为1.99亿桶油当量 桶，1,160万桶液态烃和11,242亿立方英尺天然气，或1.874亿桶天然气，其中，预计销售天然气1,0982亿立方英尺，运营中的燃料气消费量为260亿立方英尺(包括在我们的天然气已探明储量中)。有关我们的储量数据的变化，请参阅下文的储量演变。
截至2023年12月31日，液态碳氢化合物和天然气分别占我们总探明储量的6%和94%。
截至2023年12月31日，已探明的已开发原油当量储量占我们总的已探明原油当量储量的65%，按2023年产量计算，我们的已探明储量相当于约九年的产量。
下表列出了我们截至2023年12月31日已探明已开发和未开发的原油和天然气的估计净储量，包括联合业务和联营公司。
|
截至的储备金 2023年12月31日 |
||||||
| 储量类别 | 原油和石油， 凝析油 和其他天然气液体 （数百万桶） |
天然气 （数十亿立方英尺） |
油当量 （百万桶油） |
|||
| 已被证明是发达的 | 7.6 | 724.8 | 128.4 | |||
| 事实证明是未开发的 | 4.0 | 399.5 | 70.6 | |||
| 总探明储量 | 11.6 | 1,124.2 | 199.0 | |||
| 注：由于四舍五入，总数可能不完全等于单个条目的总和。 | ||||||
| 59 |
| 目录表 |
本第4项中包含的有关勘探和开发项目以及产量估计的陈述具有前瞻性，并且 存在重大风险和不确定性。尽管我们相信这些前瞻性陈述中反映的这些预期是合理的，但我们不能保证我们的实际活动、生产或绩效水平将满足这些预期。见“项目 3。关键信息风险因素.”
下表列出了截至2023年、2022年和2021年12月31日，我们的液态碳氢化合物和天然气总已证明储量细分为已证明的已开发储量和 已证明的未开发储量：
| 2023 | 2022 | 2021 | |||||||||
| 数百万英镑 (1) | 占总已证实储量的% | 数百万英镑 | 占总已证实储量的% | 数百万英镑 | 占总已证实储量的% | ||||||
| 已探明已开发储量 | 128.4 | 64.5% | 110.0 | 61.3% | 95.9 | 61.1% | |||||
| 已探明未开发储量 | 70.6 | 35.5% | 69.4 | 38.7% | 61.1 | 38.9% | |||||
| 总探明储量 | 199.0 | 100.0% | 179.4 | 100.0% | 157.0 | 100.0% | |||||
注意：由于四舍五入的原因，合计可能不完全等于单个条目的总和。
2023年，在El Mangrullo、Sierra Chata、Río Neuquén和El Tordillo地区共钻了44口井，其中28口井从已探明的未开发储量变为已探明的已开发储量。
对估计储量进行经济评估，以确定其经济极限。阿根廷的估计储量在特许权使用费之前列示 ，因为特许权使用费与生产税具有相同的影响，不是以实物支付的，因此被视为运营成本。
储量演变
下表列出了原油、凝析油和天然气液体的已探明储量和已探明开发储量，以及天然气储量。此表包括我们在联合业务和联营公司已探明储量中的净份额。
| 原油、凝析油和天然气液体 | 天然气 | ||||
| 阿根廷 | 组合在一起 | ||||
| (以千桶计) | (单位：百万立方英尺) | (单位：百万boe)(1) | |||
| 截至2021年12月31日的已探明和未开发储量总额 | 12,625 | 866,541 | 157.0 | ||
| 截至2021年12月31日探明的已开发储量 | 7,970 | 527,870 | 95.9 | ||
| 增加(减少)源于： | |||||
| 对先前估计数的修订 | (466) | (72,518) | (12.6) | ||
| 提高了恢复能力 | 272 | 84 | 0.3 | ||
| 扩展和发现 | 454 | 339,021 | 57.0 | ||
| 全年产量 | (1,948) | (122,636) | (22.4) | ||
| 截至2022年12月31日的已探明和未开发储量总额 | 10,937 | 1,010,492 | 179.4 | ||
| 截至2022年12月31日探明的已开发储量 | 7,722 | 613,505 | 110.0 | ||
| 增加(减少)源于： | |||||
| 对先前估计数的修订 | (414) | (64,770) | (11.2) | ||
| 提高了恢复能力 | 95 | 28 | 0.1 | ||
| 扩展和发现 | 2,211 | 301,453 | 52.5 | ||
| 购买已探明储量 | 527 | 5,381 | 1.4 | ||
| 出售已探明储量 | (7) | (337) | (0.1) | ||
| 全年产量 | (1,763) | (128,001) | (23.1) | ||
| 截至2023年12月31日的已探明和未开发储量总额 | 11,586 | 1,124,245 | 199.0 | ||
| 截至2023年12月31日探明的已开发储量 | 7,592 | 724,775 | 128.4 | ||
(1) 使用每桶油当量6000立方英尺的系数将天然气转换为油当量。
| 60 |
| 目录表 |
截至2023年12月31日，我国已探明和未开发的液态碳氢化合物和天然气储量共计1.99亿boe(1160万boe液态烃 和11,242亿立方英尺或1.874亿boe天然气)，较截至2022年12月31日的已探明储量增长11%(液态烃和天然气分别增长6%和11%)。
2023年期间，对我们位于阿根廷的气田的先前估计值进行了修订，减少了1,120万boe，这主要是由于El Mangrullo、Rincón del Mangrullo 和Río Neuquén地区的天然气生产业绩低于预期、机械和沙子问题。通过钻探活动，扩大和发现的石油储量增加了5250万桶，主要分布在塞拉利昂Chata、El Mangrullo、Río Neuquén和地区。此外，1.4百万boe的增长是由于购买了已探明储量，这是由于分别位于Neuquén盆地和Noroust盆地的Rincón de Aranda地区新的35年非常规特许权和阿瓜拉圭地区的特许权延长10年所致。
截至2023年12月31日，我们已探明储量的65%已开发，而35%未开发。探明开发储量1.284亿桶。在2023年，我们在钻井、完井和设施方面投资了1.662亿美元，将约1820万桶已探明的未开发储量 转化为已探明的已开发储量。我们已探明的未开发储量为7,060万boe，所有这些储量对应于位于已探明已开发储量和气田一个偏移范围内的井和气田，这些气田的活动计划根据合同和安装的设施 维持产量水平。我们计划在未来五年通过 活动将这些已探明的未开发储量中的约89.1%投入生产。剩余的10.9%(770万boe)将在超过 五年的时间内开发，主要位于气田，这些气田的活动计划根据 合同和已安装的设施维持产量水平。
与2022年相比，2023年我们已探明的未开发储量增加了2%(120万boe)，主要原因是：
| (i) | 通过将已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量，减少了1820万boe，主要是通过在我们在内乌肯盆地的生产区，主要是在El Mangrullo、Río Neuquén和Sierra Chata地区进行的钻井、完井和修井活动； |
| (Ii) | 通过扩展和发现，主要在内乌肯盆地的El Mangrullo、Sierra Chata和Río Neuquén地区进行额外的钻探活动，使已探明的未开发储量增加2120万boe； 和 |
| (Iii) | 已探明未开发储量减少190万boe，主要是由于对El Mangrullo、Rincón del Mangrullo和El Tordillo地区已探明未开发油井的重新安排所致。 |
上述第(I)、(Ii)及(Iii)项所述 活动导致2023年我们已探明的未开发储量较2022年净增约120万boe。
探明储量内部控制
储量评估流程首先由地球物理学家、地质学家和工程师对我们的资产进行初步评估。预备役技术干事(JEFe de Reserve vas)通过监督和向负责准备储量估计的技术团队提供技术支持，保障我们储量估计的完整性和客观性。我们的技术团队拥有地球物理、地质学、石油工程和会计方面的学位，并在内部接受过储量估计研讨会的培训。技术官员负责 按照《美国证券交易委员会》储量指导方针对储量估算流程进行整合和审核。主要负责监督我们储量报告编制的技术官员是石油工程师协会的成员，具有30多年的勘探和生产活动经验 。我们的储量估计得到了石油天然气勘探和生产委员会的批准 董事。
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| 目录表 |
报告的碳氢化合物储量是根据专业、地质和工程判断以及2023年12月31日之前可获得的信息进行估计的。因此，由于未来的业务或获得更多的信息，它们可能会向上或向下进行修订。
由于许多未知的地质和油藏因素只能通过抽样技术来估计，因此储量估计不准确。 因此，由于储量只是估计，不能为了核实准确性而进行评估。
在估计已探明储量的数量、预测未来的生产率和开发支出的时间方面存在许多不确定性 ，包括我们无法控制的某些因素。本年度报告中的储量数据仅代表对我们已探明石油和天然气储量的估计。储量工程是对无法精确测量的原油和天然气地下储量进行估算的主观过程。储量估计的准确性源于现有的数据、工程 以及储量和油藏工程的地质解释和判断。因此，不同的工程师通常获得不同的 估计。此外，估计日期之后的钻探、测试和生产结果可能会证明修订此类估计值是合理的，因此特定时间的储量估计值通常与最终开采的石油和天然气数量不同。此外，对我们已探明储量的未来净收入及其现值的估计是基于对未来产量水平、价格和成本的假设，随着时间的推移，这些假设可能被证明是不正确的。对未来价格、成本和产量的估计 会受到不确定性的影响，随着时间的推移可能会被证明是不正确的。此类估计的意义高度依赖于它们所基于的假设的准确性。因此，我们不能保证将达到任何指定的产量 水平或由此产生的任何现金流。我们储备的实际数量以及由此产生的未来净现金流量可能与本年度报告中的估计有很大不同。
我们 通过收购生产油田、勘探和“证实”现有油田的储量来替换我们的储量。 “证实”是指在生产中的 油田中被归类为“可能和可能储量”的额外储量被获取并被重新归类为“已探明储量”的过程。我们用油藏管理技术证明了储量，如评估井、注水和提高采收率项目。目前使用的油藏管理技术有评价井、注水和水平采油、注水井钻井。还采用了三维地震处理、水平井和步出井、油藏数值模拟等技术。
关于独立储备工程师事务所
GaffneyCline 在以下领域拥有50多年的卓越历史能量在全球石油盆地评估和审计储量和资源方面拥有丰富的经验 。GaffneyCline专注于石油和能源行业，专门为世界各地的政府、金融机构以及国内和国际石油、天然气和能源公司提供政策、战略、技术和商业援助。储量和资源评估的提供是GaffneyCline业务的核心组成部分。GaffneyCline完全熟悉《美国证券交易委员会》油气储量法规(S-X法规第4-10(A)条)。GaffneyCline在英国、美国和新加坡的主要办事处雇用了商业和技术专业人员，在阿根廷、澳大利亚和巴西设有辅助办事处。这支队伍涵盖上游的所有技术学科(地质学、地球物理学、岩石物理学、油藏工程、钻井和完井以及开发规划/设施工程)，中下游的工程和经济、商业、法律和商业战略专业人士为其技术人员提供补充。
储量报告涵盖了我们估计的总探明储量的99%。在编制储量报告时，独立储量工程师事务所对我们已探明的储量进行了自己的估算。在储量评估过程中，独立储量工程师事务所没有独立核实我们提供的有关所有权权益、石油和天然气生产、油井测试数据、运营和开发的历史成本、产品价格或与油田当前和未来运营及生产销售有关的任何 协议的信息和数据的准确性和完整性。然而，如果在审查过程中，独立储备工程师事务所注意到一些事情，使 任何此类信息或数据的有效性或充分性受到质疑，则独立储备工程师事务所在满意地解决与之相关的问题或独立核实该等信息或数据之前，不会依赖该等信息或数据。独立储量工程师事务所 独立审计的储量估计符合美国证券交易委员会的指导方针，包括“合理确定性”的标准， 由于它涉及对未来几年在现有经济和运营条件下储量可采收率的预期， 与美国证券交易委员会法规S-X 210.4-10(A)节的定义一致，因此发布了基于其评估的储量报告。独立储量工程师事务所在估计中的主要经济假设包括根据美国证券交易委员会 指导方针确定的石油和天然气销售价格、未来支出和我们提供的其他经济假设(包括利息、特许权使用费和税收)。所使用的假设、数据、方法和程序适用于该报告的目的，独立储备工程师事务所 使用了其认为在当时情况下必要的所有方法和程序来编制该报告。
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| 目录表 |
储量估算中使用的技术
开采碳氢化合物的项目 必须已经开始，或者运营商必须合理地确定它将在五年内开始该项目。“合理确定性”一词意味着对实际开采的石油和/或天然气的数量将等于或超过估计的高度信心。合理的确定性可以使用通过同一油藏或类似油藏中的项目的实际生产证明有效的技术，或者通过使用可靠的技术建立合理的确定性的其他证据来建立。可靠技术是指一种或多种技术(包括计算方法)的组合，这些技术 已经过现场测试，并已被证明在被评估的地层或类似地层中提供了具有一致性和重复性的合理确定的结果。
有各种被普遍接受的储量估算方法，包括容积法、递减分析法、物质平衡法、模拟法和类比法。可以使用任一确定性方法来编制估计值。考虑到该物业的地质性质、其运营历史的范围和可获得信息的质量，选择的具体方法应基于评估人员的专业判断，认为是最合适的。使用几种方法来估算房产的价格可能是合适的。
必须使用所有可用信息(裸眼和套管井测井、岩心分析、地质图、地震解释、生产/注入数据和压力测试分析)来编制估算 。支持数据，如工作利益、版税和运营成本，必须在此类信息发生重大变化时进行维护和更新 。
我们对截至2023年12月31日的已探明储量的估计是基于通过整合可用和适当的 数据而产生的估计，利用已在现场证明的成熟技术来产生可重复和一致的结果。这些综合评估中使用的数据 包括通过井筒直接从地下获得的信息，如测井记录、储集层岩心样本、流体样本、静态和动态压力信息、生产测试数据以及监测和动态信息。 使用的数据还包括通过间接测量获得的地下信息，包括经过现有井控校准的高质量2-D和3-D地震 数据。在适用的情况下，还利用了地质露头信息。用于解释和集成所有这些数据的工具包括用于储层建模、模拟和数据分析的专有和商业软件。在某些情况下，如果有合适的模拟油藏模型可用，则使用这些模拟模型中的油藏参数来 增加我们储量估计的可靠性。
其他
厄瓜多尔
该公司在厄瓜多尔开展以下活动 。
Oleoducto de Crudos Pesado
2001年，厄瓜多尔政府授予OCP S.A.建造和运营一条503公里长的管道的权利，该管道从厄瓜多尔东北部地区一直延伸到太平洋海岸的巴拉奥分配终端。这条输油管道的日输油量约为45万桶，其中至少35万桶是根据运输协议承诺的，其中包括一项“要么装船，要么付款”的条款。由于输油管道横跨生态敏感地区，管道的建设遵循严格的环境和技术标准。输油管道建设于2003年竣工并开始运营。
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| 目录表 |
管道特许权合同原定于2024年1月20日终止，同时考虑到因不可抗力事件导致合同义务中止而延长的期限。预计在这一日期，OCP将向厄瓜多尔国家无偿转让和交付OCP S.A.的所有股份以及管道资产的所有权和权利。为促进这一进程， a“终止委员会“根据2001年签署的授权协议，于2023年成立。然而， 在2024年1月，与厄瓜多尔能源和矿业部签署了一项新协议，将运营期限延长至2024年7月31日。
2018年12月，通过我们的子公司PEB，我们与Agip Oleoducto de Crudos Pesados B.V.签署了一项协议，购买OCP股本和我们发行的次级债务的4.49%。在满足所有条件和先例后，交易于2019年6月完成。
2021年8月，通过我们的子公司PEB，我们与西方国际勘探和生产公司签署了一项协议，以500万美元收购西方厄瓜多尔公司(现为Pampa厄瓜多尔公司)，后者持有OCP 14.15%的股权。
2023年11月，通过我们的子公司PEB，我们与Perenco S.A.和Burlington Resources Oriente Limited签署了一项协议，名义金额为1美元，用于收购厄瓜多尔管道控股公司，后者持有OCP 4.02%的股权。
最后，于2023年5月，通过我们的子公司PEB，我们与Repsol OCP de厄瓜多尔S.A.签署了一项协议，以1,500万美元购买相当于OCP股本29.66% 的股份，并根据2023年1月1日至交易完成日期 期间收到的此类股份的股息进行调整。在满足所有条件和先例后，交易于2024年1月完成。
截至本报告发布之日，我们对OCP的总权益为63.74%。
不可抗力事件
2022年1月 2022年1月28日，由于山体滑坡导致KP 96 +526处的“Oleoducto de Crudos Pesados”管道破裂，发生不可抗力事件。OCP SA已开始对受影响管道进行维修和清理补救工作。原油运输 服务于2022年2月7日重新启动。
2023年2月22日，由于位于纳波省埃尔查科州的马克河大桥坍塌，发生了新的不可抗力事件。为了保证作业的连续性和避免发生环境事故，OCP S.A.停止了原油开采，并下令对KP96+075的管道进行彻底排水。此外，OCP S.A.将这一事件通知了能源和不可再生自然资源部。2023年3月2日，OCP S.A.恢复原油运输服务。
2024年3月23日，另一起不可抗力事件发生，原因是现场不可预测的土壤条件导致KP136+404处的管道轴向压缩，引发了稠油管道的破裂。OCP S.A.‘S应急预案立即启动，于2024年3月26日恢复原油运输服务。截至本报告之日，OCP S.A.仍在估算此次活动的成本。
OCP S.A.的或有负债
由于2020年KP93管道破裂，几个组织和自然人向OCP S.A.以及能源部、环境和水利部、Petroecuado和卫生部提起宪法保护申诉，指控 侵犯了几项宪法权利。奥雷利亚纳省法院在一审和二审中驳回了这一保障行动。截至本年度报告之日，原告已提起宪法保护诉讼，宪法法院已受理。
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OCP S.A.‘S管理层及其法律顾问已将不利裁决归类为遥远；因此，未就此事计提任何拨备 以弥补预期的未来费用或损失。
布洛克18
2008年10月31日，我们的子公司Pampa Bloque18在厄瓜多尔成立。厄瓜多尔国家石油公司和巴西国家石油公司等签署了一系列监管第18号区块和Palo Azul联合油田运营的修正协议(修正协议)，同时双方就向新合同模式的迁移进行了谈判。
该财团决定 不接受厄瓜多尔政府提出的关于从原来的安排迁移到第18号区块和Palo Azul统一油田的服务协议的最终建议。因此，通过2010年11月25日的一项决议，碳氢化合物秘书 通知Pampa Bloque18参与协议终止，并指示Petroamazonas EP进行业务过渡进程。
修正协议第9节规定，厄瓜多尔政府必须赔偿被解约方相当于未摊销投资的金额，并规定厄瓜多尔政府和被解约方有一段时间来制定解约金的细节。
在采取了必要的行政和司法步骤且未能与厄瓜多尔政府达成协议后，2013年6月21日，财团成员Pampa Bloque18、开曼国际勘探公司和厄瓜多尔Teikoku石油公司(“原告各方”) 根据修正协议的条款向厄瓜多尔提交了关于争议的通知函，表明他们决定根据贸易法委员会的仲裁规则将争议提交国际仲裁，仲裁始于2014年2月26日。
Pampa Bloque18‘S参与BLOQUE 18财团的比例为30%，仲裁庭对Pampa Bloque18股权的最终裁决金额为1.76亿美元(“最终裁决”)。
2018年3月19日，厄瓜多尔共和国和原告双方签署了一项协议(“仲裁和解”)，根据该协议，原告各方同意不继续收取最终裁决，以换取对Pampa Bloque18的一般损害赔偿，其中包括：(I)免除目前处于审判阶段的财政和劳工索赔，金额超过1.32亿美元；和(Ii)额外赔偿5400万美元，于2018年上半年结束前支付(包括收回已给予的担保)。
此外，厄瓜多尔已在仲裁和解协议中声明并承认：(I)该协议对厄瓜多尔具有完全的效力和约束力，(Ii)厄瓜多尔根据仲裁和解协议拖欠的任何款项将允许原告各方全面执行最终裁决，以及(Iii)原告各方不存在与18号区块财团的运营和开采有关的悬而未决的义务。
作为仲裁和解的结果，我们披露了4,000万美元的净利润。11.16亿美元)，其中包括：(I)根据修订协议注销应向厄瓜多尔政府追回的应收款5,300万美元后产生的利润 1.33亿美元，以及(Ii)与根据仲裁和解协议分配给Pampa Bloque18的税务索赔条款达成协议相关的9,300万美元损失。
2018年，Pampa Bloque 18收取了 商定的金额并放弃（这并不意味着承认事实或权利）厄瓜多尔内部 税收系统索赔中提起的诉讼，厄瓜多尔政府已预扣以取消所有税收债务。2019年9月20日，通过 劳工部发布的一封公函，Pampa Bloque 18获悉向前财团工人支付了2002年至2010年员工参与利润的情况。
原油运输OCP协议
2003年11月10日，Pampa Bloque 18与OCP SA签订了“发货或付款”协议，由此，它确保了为期15年、每天80，000桶的石油运输能力（“OCP初始托运人运输协议”）。
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OCP初始托运人 运输协议于2018年11月10日到期。
在2019年期间，Pampa Bloque18与Petroecuado一起启动了调解程序，原因是Petroecuado与Pampa Bloque18于2008年12月签署了一项运输协议，违反了某些合同。这一进程在双方没有达成和解的情况下结束。
2021年2月17日，Pampa Bloque18因Petroecuado违约而对Petroecuado提起仲裁程序。2022年8月3日，仲裁法院作出最终裁决，部分维持了我方总计3266万美元的索赔。截至本报告之日，Petroecuado已全额支付了赔偿金。
奥尔德瓦尔
根据我们将资源集中在核心业务上的战略，2018年11月2日，我们与埃克森美孚阿根廷勘探公司(“埃克森美孚”) 签署了一项协议，出售Oldelval 21%的股本，该协议于2018年11月27日完成。因此，我们持有Oldelval 2.1%的权益。
Oldelval运营着通往科马休地区Allen的主要输油管道，以及艾伦-罗萨莱斯港输油管道，这些输油管道允许将内乌基纳盆地生产的石油输送到罗萨莱斯港(Bahía Blanca市的一个港口)，并向位于管道影响区域的Plaza Huincul和Luján de Cuyo酒厂供应石油。
2021年，艾伦从艾伦到罗萨莱斯港的石油运输量达到32,047米3平均每天，运往内乌昆省和门多萨省炼油厂的运输量平均为18.65亿吨3/天和619米3/天。总运输量为34,532米3/天，相当于2021年的7930万桶，比2020年增长19.5%。
值得一提的是，截至2021年底，阿伦-罗萨莱斯主管道的输送能力为每天2.88万立方米(不含聚合物)和3.6万米3每天服用聚合物。
2021年12月10日，里奥内格罗省Medanito地区发生碳氢化合物泄漏，并于同一天得到控制。没有人员受伤，附近的水道也没有受到影响。此外，采油所需的所有工作已经完成，土壤和植被清理工作预计很快就会完成。这起事件的总金额估计为600万美元，奥德尔瓦尔正在向保险公司提交必要的申请。
在2022年，奥德尔瓦尔呼吁 竞标，以授予一份长达36,000米的固定运输合同3/天为阿伦-罗萨莱斯港输油管道段 其作为国家液态烃运输特许权持有者的能力。
然而，它收到的投标数量远远高于最初投标的数量，相当于130752m的总量3/天，因此它决定扩大原来的投标量，并将其扩大到每天50,000立方米/天。
这一整册已被授予， 运输合同已经执行，有效期至运输特许权结束(2037年)。
在2023年期间，奥德尔瓦尔进行了一些小规模的运力增加，平均每天运输46,000立方米。值得一提的是，在2023年期间，Oldelval成功地维持了运输服务，确保了运营的连续性和可靠的泵送系统。
我们的石化业务
我们的石化业务 全部设在阿根廷，我们在阿根廷拥有两家生产苯乙烯、SBR和聚苯乙烯的高复杂性工厂，国内市场占有率 介于94%至100%(根据公司估计)。我们生产多种产品，其中包括汽油辛烷基、苯、芳烃溶剂、正己烷和其他氢化石蜡溶剂、化妆品工业推进剂、单体苯乙烯、橡胶和聚苯乙烯，供国内外市场使用。
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在阿根廷，我们是单体苯乙烯、聚苯乙烯和弹性体的唯一生产商，也是从石油和天然气到塑料等各种商品的唯一综合制造商。作为整合业务的努力的一部分，我们使用大量的苯生产来获得苯乙烯，并反过来使用大量的苯乙烯来生产聚苯乙烯和SBR。
石化部门拥有以下 资产：
| · | 位于圣达菲省的PGSM综合石化综合体，年生产能力为5万吨气体(LPG)，用作原料和推进剂、15.5万吨芳烃、29万吨汽油和精炼产品、16万吨苯乙烯、5.5万吨丁苯橡胶、18万吨乙苯和3.1万吨乙烯；以及 |
| · | 位于布宜诺斯艾利斯省扎拉特市的一家聚苯乙烯工厂，生产能力为6.5万吨聚苯乙烯。 |
下表列出了截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的财政年度阿根廷石化部门按主要产品划分的主要销售指标：
| 2023 | 2022 | 2021 | |
| 技术信息 | |||
| 销售额(单位：千吨)： | |||
| 苯乙烯(包括丙烯和乙烯) | 55 | 55 | 57 |
| 丁苯橡胶 | 43 | 46 | 49 |
| 聚苯乙烯 | 56 | 58 | 58 |
| 其他 | 250 | 262 | 254 |
| 销售目的地 | |||
| 阿根廷 | 71% | 69% | 63% |
| 国外 | 29% | 31% | 37% |
苯乙烯事业部
2023年，单体苯乙烯销售总量为4.7万吨，与2022年持平。丙烯销售量增长12%，达到9000吨。与2022年相比，聚苯乙烯销售额 下降了3%，达到56,000吨，这是由于国内销售下降了2%，出口销售下降了10%。 最后，PAMPA在2023年总共销售了43,000吨丁苯橡胶，比2022年下降了6%，原因是出口下降了11%，主要是对巴西的出口下降，被国内销售增长6%所抵消。然而，对美国和智利的出口出现增长。
汽油重整事业部
与2022年相比，重整部门的销售额下降了5%，原因是辛烷基减少了18%，溶剂和芳烃减少了28%，推进剂减少了13%。汽油销量增长了29%，部分抵消了这些下降。2022年，16,000吨基地和石脑油 作为通行费处理被派遣，没有记录为销售量。年度计划的工厂关闭发生在2023年11月，阻止了对该年最后几个月收到的总原料量的处理。
我们的控股及其他业务
我们的控股和其他业务部门包括我们在TGS和Transener的直接和间接权益。
我们对TGS的兴趣
TGS是阿根廷最重要的天然气运输公司，运营着拉丁美洲最大的管道系统。它也是国内和出口市场生产和商业化NGL的领先公司，在位于布宜诺斯艾利斯省Bahía(Br)Blanca的General Cerri Complex进行这项业务。TGS通过其控股的TelCosur公司为天然气和电信提供全面的解决方案。截至2023年12月31日，PAMPA持有TGS 26.5%的权益。
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TGS‘ 业务细分说明
受管制段： 天然气运输
该部门产生的收入主要来自确定的天然气运输协议，根据该协议，天然气管道容量是保留和支付的，而不考虑其实际使用情况。TGS提供可中断服务，天然气运输取决于天然气管道的可用容量。此外，TGS还为分配给天然气运输服务的资产提供运营和维护服务，这些资产由联邦政府推动并根据为实现此类效果而设立的信托基金进行扩建。对于该服务，TGS接收由ENARGAS设置的CAU 。
按不变计算，截至2023年12月31日，这一细分市场产生的年收入为Ps。990.52亿，占TGS总收入的22% 。这些收入与2022年相比下降了22%，主要是由于关税更新滞后于通胀，对该细分市场产生了重大负面影响。值得一提的是，2023年，固定基础上的运输合同占该细分市场销售收入的81%，而2022年这一比例为84%。截至2023年12月31日，固定租用的总产能为8310万立方米/天，加权平均寿命约为10.5年。2023年，天然气日均注入TGS运营系统的天然气达到7340万立方米/天，比2022年增长2%。此次注入包括来自南方盆地、Golfo San Jorge盆地和Neuquina盆地的贡献，以及进入Saliqueló的GPNK的天然气。
2023年，执行了184份新合同，其中67份是关于可中断运输服务的，117份是关于交换和流离失所服务的。
非监管部门： 气液产销
与天然气运输不同，液体的生产和商业化不受ENARGAS的监管。2023年，这一部分的收入为P。2654.13亿，比2022年实际下降18%。减少的主要原因是国际参考价格下跌和实际汇率出现负变化。乙烷价格的改善部分抵消了这些影响。
液体生产和商业化活动在Bahía Blanca市附近的Cerri Complex进行，由TGS的所有主要天然气管道供应。乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油在该综合体中得到回收。TGS在国内和国外市场都有液体销售。在国内市场，丙烷和丁烷被卖给经销商公司。这些产品和天然汽油在国外市场上以国际参考价销售。此外，乙烷以双方商定的价格出售给Polisur。
2023年，总销售量为1129,186吨，与2022年相当，其中32%用于出口。在面向国内市场的总销售额中，80%是以美元计价或以美元为基础的调整条款完成的。
至于国外市场， 对液体征收有效的出口税，2023年期间保持在8%的税率(DNU第488/20号)。除了海运出口外，TGS还通过陆路向邻国销售，数量低于海运，使TGS能够利用更高的运营利润率。 2023年和2022年，丙烷和丁烷在现货市场进行了海外交割，抓住了与不同市场相关的机会 并允许显著增加固定溢价。至于天然气，在2023年至2022年期间，销售仅通过 合同进行。
关于国内市场，2023年，TGS继续参与家用煤气瓶计划和丙烷电网协议，并制定了 价格。通过参与这些计划，TGS被迫以表面上低于市场价格的价格出售，联邦政府 被要求向TGS偿还以Ps计价的经济补偿，目前这笔补偿正在延迟收取。在这些计划之外，TGS销售了158,794吨丙烷和1,290吨丁烷，主要销往经销商市场，其次是工业、推进剂和汽车市场。
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2023年，TGS根据2018年9月与Polisur签署的长期协议继续销售乙烷。2020年修改了贸易模式，每年都要满足最高条款中的改进，保证TGS在合同的前五年逐步增加销售量。 2023年，向Polisur出售的乙烷总量上升，从2022年的329,232吨增加到394,370吨。
2023年，液化石油气继续通过陆路销售，自有产品发货量为379,544吨，而2022年为390,914吨。面对无法使用其码头的情况，2021年5月，与Compañía Mega S.A.签署了一份合同，提供液化石油气油轮装载调度服务，合同有效期至2023年12月。
至于抵达 切里综合体进行加工的天然气，由于内乌基纳盆地的数量增加，记录了小幅增加，但被来自南方盆地的天然气减少 所抵消。与此相符，美元-与2022年相比，计价天然气价格下降了7%。
不受监管的TGS‘ 细分市场：其他服务
中游航段不受ENARGAS监管。在这一领域，TGS提供的服务主要包括处理、杂质分离和气体压缩、气田天然气开采和运输、压缩工厂和天然气管道的建设、检查和维护，以及发电的蒸汽发电服务。这一部分还包括通过子公司TelcoSur提供的电信服务的收入。
这一部分占TGS 2023年总收入的20%，与2022年相比实际增长44%，主要得益于天然气运输 和瓦卡穆埃尔塔的空调服务。这些影响部分被2023年底重报通货膨胀调整后收入的影响所抵消，这一数字高于Ps。货币贬值。
中游服务的基础设施由巴卡穆埃尔塔地层的天然气收集管道提供支持，该管道的日输送能力为6000万立方米，在Tratayén的一个处理厂。2023年8月，TGS完成了收集管道北段32公里的扩建工程，横跨Los Toldos I Sur-El Trapial区块，需要大约6000万美元的投资。到2023年底，集输管道全长将达到182公里。2023年上半年，TGS完成了使用焦耳-汤姆逊技术的两个模块化气体调节装置的安装工作。每个工厂的天然气日生产能力为350万立方米，Tratayén工厂安装了一个汽油稳定塔。投资2200万美元，目前的天然气处理能力为每天1480万立方米。
此外，TGS还开始了安装两个空调厂的工作，每个空调厂的日生产能力为660万立方米，预计总投资为3.2亿美元。这些工厂预计将于2024年第三季度投入运营。这些项目将扩大Vaca Muerta系统的服务能力 ，提高TGS的投资回报，并保证生产商的天然气产量撤离。 这些模块可以转换为处理模块，额外投资较少，从而扩大内乌基纳盆地的处理业务。
最后，在电信服务方面，2023年，TelCosur签署了新的协议，使其能够增加销售能力并加强TGS的运营。
我们对Transener的兴趣
Transener是阿根廷高压电能传输公用事业服务领域的领先公司。它拥有超过15,409公里的输电线路和60个变电所的特许权，直接运营全国86%的高压线路。反过来，其控股子公司Transba负责6,982公里输电线路和112个变电所的特许权，这是布宜诺斯艾利斯省的主要配电输电系统。Transener还从第四条生产线的运营和维护以及向第三方提供的服务等方面获得额外收入。
Pampa持有Citelec 50%的股本，而Citelec又拥有Transener 52.65%的股本。Citelec剩余50%的股本由ENARSA持有 。Transener的B类普通股在基地上市，其余47.3%的Transener由少数公众股东和ANSES持有。
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Transener于1993年7月私有化，当时Citelec获得了阿根廷政府对Transener的控股权。1997年8月5日，当布宜诺斯艾利斯省于1997年8月5日将Transba公司的股本私有化时，Transener收购了该公司90%的股本。
运维
由Transener运营和维护的超高压输电网面临着相当大的年需求量。电力容量需求在2023年3月13日创下新的纪录，达到29,105兆瓦，比2022年的最高峰值高出3%。
尽管给电网带来了负担，但对于Transener这样的公司来说，服务质量一直保持在可接受的标准之内。2023年底，每条100公里线路记录到0.34次故障，这与运营和维护超高电压输电系统的公司接受的国际参数一致。
业务拓展
输电系统扩容计划
2023年6月9日，SE 批准了高压输电系统的扩建计划和现有变电所的增强，以加强电力传输系统，避免需求限制，优化发电调度，并保证能源矩阵中更多地存在 可再生能源(SE Res.507/23)。
该计划寻求增加全国高压线路4720公里，新增变电容量13770兆瓦，预计总投资约50亿美元。工程分为三个优先级别，其中最关键的领域是AMBA，以及查隆-普洛默走廊和加强马德林-乔尔-巴西布兰卡-巴塔哥尼亚走廊。第一阶段旨在提供2200兆瓦的可再生能源发电。第二阶段包括Rodeo-Chaparro-La Rioja，Río Diamante-Charlone线路，圣克鲁斯省的第二条巴塔哥尼亚走廊，以及在该国东北部地区增加输电能力。该计划的最后阶段将在阿根廷中部和北部增加更多线路，以及转换站。
工程服务， 工程和维护
Transener专注于项目 利用其竞争优势，优先考虑对500 kV和132 kV系统进行干预。2023年，可再生能源项目取得进展，重点关注安装生产和需求监测系统等额外服务。此外，还为新风电场的改造站提供了工程 咨询。
自成立以来，Transener 一直致力于运营、维护和向私人客户提供专门的输电服务，无论是专用于还是连接到公共事业，作为独立的运输商。执行的任务包括更换变压器和套管、油液分析、专门诊断、光纤维修、电场和磁场测量、实施自动化系统以及维护线路和变电所等服务。
Transener在所有合同协议中都保持了透明的薪酬政策，其中大部分协议自生效以来一直在不断续签，因此反映了所提供服务的质量及其客户的高满意度。
通信
2023年，Transener继续为几家通信公司提供专业的基础设施服务，包括在其系统上分配暗光纤 ，并租用微波站及其天线支撑结构的空间。对这些服务不断增长的需求带来了收入，这是由提供的服务量和商业条件推动的。Transener继续为WEM 代理商的业务通信和数据传输提供专业支持服务。
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埃内科尔
Pampa持有独立电力运输公司ENECOR 70%的权益，该公司通过分包Transener为科里恩特斯省Paso de la Patria变电所21公里的132千伏双三合一输电线路提供运营和维护服务。这是一个95年的特许权，将于2088年到期。
质量、健康、安全和环境
我们致力于在个人福利、环境保护和能源效率方面以最高的质量、安全、环境和劳动健康标准发展我们的业务。我们希望在不损害子孙后代的情况下满足当前的需求，追求可持续发展。
2021年底，我们将我们的QHSE政策更新为新的综合管理政策，加强了对个人、环境和利益相关者的健康、福祉和安全的承诺。它的范围包括能源和自然资源的高效利用，我们设施和运营的可靠性和完整性，以及我们的资产管理优化。新政策重申，集成管理是我们运营的重要组成部分，并包括指导其简单、灵活实施的十项管理原则。
2023年，我们继续推进其所有业务的管理计划，培训集成管理下的员工，并加强我们在 QHSE方面的文化。
质量
我们使用ISO标准和阿根廷国家质量奖模式 进一步提高管理质量，寻求持续改进。我们采用操作风险管理矩阵(RMM)、QHSE绩效周期、认证管理体系管理和日常管理 质量等方法。
我们应用RMM来降低我们运营中固有的风险。2023年，我们进行了第二个RMM周期，评估了我们所有的资产。在实施了2020年首次评估后产生的改进计划 后，我们在此周期中纳入了新的风险，采用了更全面和更苛刻的标准，实现了重大风险检测减少5%。在数字领域，我们在我们的代业务中获得了全国数字转型管理质量奖 ，这是对该领域领导、管理和成果的宝贵认可。
我们实现了2023年设定的多个QHSE 目标。我们在所有企业保持ISO9001(质量管理)、14001(环境管理)和45001(职业健康安全) 认证，在所有发电厂保持ISO55001(资产管理)，并将ISO 50001认证扩展到CTPP、CPB 和CTIW。此外，我们继续在QHSE应用程序中实施改进，例如预防性行为观察和发现和改进系统。我们通过公司的数字化培训平台提供QHSE培训课程。
最后，自2013年以来，Pampa优秀的改进实践 被选中参加阿根廷持续改进协会的年度全国会议(阿根廷社会-梅约拉米恩托-继续，SAMECO)分享我们的经验和知识。在2023年年会上， 我们介绍了CTGEBA的DAP(进程异常检测)系统。
安全问题
在2023年，我们继续制定 改进安全管理和绩效的计划。我们加强了研究培训，改进了SIHAM(用于初步异常报告的综合调查结果和改进系统)和QHSE警报(用于交流在事故调查中吸取的教训，并将其转化为预防措施)等应用程序。
继续并制定了以下战略举措 ：
| • | 现场控制：验证不同QHSE预防做法的方法(金科玉律、环境原则、设施条件、操作、合法合规性等)资产领导人及其报告，辅以预防性的行为观察； |
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| • | 服务采购管理：根据综合管理政策，审查服务采购、绩效和承包商评估的QHSE要求，确保这些要求符合公司的 标准； |
| • | 流程风险管理：对PAMPA所有运营流程中的工程和QHSE专业人员进行程序性培训，对流程事故进行分类、通过指标进行管理、警报管理和业务连续性计划； |
| • | 预防性管理计划和QHSE的明显领导，旨在为PAMPA 建立有机计划，使QHSE成为日常业务的一部分。赋予领导者权力，促进适当的行为，在三个轴心下实现“自然”的成熟：领导力、沟通和参与以及学习；以及 |
| • | 2023年，我们开发了一个工作许可数字化管理工具，该项目将于2024年实施。 |
在工业卫生方面，我们改进了提交给新技术的化学、物理和人体工程学风险图。此外，我们继续实施劳动风险监督建立的致癌物质和化合物监测系统。
环境
我们遵循联合国全球契约的原则追求可持续发展，自2019年以来一直是签署国。我们致力于保护环境，并通过应用适当和经济上可行的技术，努力使每个项目中的自然资源合理化。
2023年，我们实施了企业环境原则标准，通过便于现场观察的数字表格加强了该标准的应用和传播。 这些表格与可持续发展目标(SDG)4、6、7、8、9、12、13和17保持一致。此外，我们还连续第四年参加了 以可持续发展目标连接企业的活动。这项计划是由Consejo Empresario 阿根廷PAREL DESAROLLO SOSTEMIBLE(“CEADS”)和安永阿根廷，重点是巩固公司在2030年议程中的作用。我们提出的最突出的举措主要促进了可持续发展目标4：“优质教育” 和可持续发展目标7：“确保获得负担得起、可靠、可持续的现代能源”，这证明了我们对可持续发展的承诺。
关于我们的排放和能源库存，我们在2023年实现了外部验证，并致力于确定减少我们足迹的行动和项目，例如 减少我们领域排放和碳捕获中的二氧化碳排放的研究。在PGSM，我们继续使用 红外摄像机进行泄漏检测实践，从而实现快速扫描、维护行动和工作环境优化。我们还从员工那里收集了旅行信息 ，以开始计算范围3的排放量。2023年，我们在公司总部实施了生态印章计划。 2024年，我们将参加布宜诺斯艾利斯市政府环境保护局进行的最终审计。 我们与布宜诺斯艾利斯市环境保护局共同举办了关于气候变化的培训和更新会议Quimica Y Petroquimica(CIQYP)： “阿根廷的化学工业和气候变化”和“石化行业的可持续性：气候变化和碳足迹”，50多人参加。
为了改善水资源管理， 2023年，我们在每个作业地点进行了风险评估。
此外，在2023年，我们参加了ECOVADIS，我们的表现获得了银牌，并在CDP的气候变化和水安全调查中获得了优异的分数 。
对紧急情况的反应
我们采取了预防措施，及时有效地应对突发事件。我们定期进行演习，以促进既定的做法，并将改进纳入综合管理系统。
在2023年，我们完成了一项分析 ，以使所有站点符合企业应急管理标准。我们还制定并发布了绳索救援和操作的企业标准。
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此外，我们还完成了消防系统的勘察，确保了消防系统的正确运行和反应能力。我们通过理论和实践培训实施了事件指挥系统，并与当地组织合作开展关系建设和培训活动。
职业健康
我们有一支由护士、医生和营养师组成的团队，以防止影响工作中的健康和安全的因素，并为健康的工作环境做出贡献(SDG 3)。
在年度体检期间，我们根据接受调查的风险群体确定特定需求并设计健康计划。我们继续执行酒精、药物和精神活性物质政策，重点是通过培训和预防性健康检查来确保安全。此外，还进行了8400多项酒精和精神活性物质测试。
我们还继续提供心肺复苏、急救、体力活动和疫苗接种方面的培训。我们继续按照国际标准实施心脏保护计划，被重新认证为心脏保护公司。此外，还与专业人士组织了关于成瘾、戒烟、抑郁、压力管理、皮肤癌预防、儿童保育、健康饮食和心脏护理的讲座。我们开展了疫苗接种活动、营养建议和肉食学审计。
我们还加强了Suma Bienestar该计划以员工的个人生活以及身体、情感、劳动和财务健康为中心。在 与Wellness Latina Group的合作中，我们维护了保密专业咨询的员工援助计划。
我们是一家对献血友好的公司，因此，我们与基金会一起，在2023年继续推动现场员工自愿献血活动。此外， 我们在公司总部有母乳喂养空间。
企业责任
社会投资是与基金会共同领导的与我们的利益相关者建立关系的战略模型的一部分。我们对社会有着坚定的承诺， 我们实施旨在提高个人生活质量、加强教育和增强我们所在社区机构能力的计划和行动。
为了支持社区发展 并设定明确、可衡量和可评估的目标和干预措施，我们围绕三个轴心制定了我们的社会投资战略：
·儿童教育： 个人成长和自主的基本要素，以及获得专业和工作培训的必要条件；
·全球就业能力：短期内个人有效发展、中长期社区有效发展的驱动力；以及
·鼓励社会包容：使个人能够积极参与其社区的社会、环境、文化和经济活动的机会和资源的趋势。
教育路径中的伴奏
我们支持完成中专教育，并在内乌昆、萨尔塔、门多萨、布宜诺斯艾利斯和圣达菲等省为青少年过渡到大学和学院提供便利。我们的奖学金获得者获得经济支持、陪伴、培训和教育出游， 并有可能探索正式的工作环境，为他们提供对未来职业机会的敏锐愿景。
2023年，我们陪同学生1291人，其中中专最后三年学生990人，大专生301人。截至2023年12月，已有296名高中生和35名大学生从该计划毕业，这些学生来自与我们的业务相关的课程，主要是工程学。
我们还向817名教师和学校当局提供了工具，他们与20,000多名学生一起实施了他们的学习。此外，我们继续加强基金会的学校网络，有17所技校和146名教育工作者参加。我们举办了三次面向公众的教师培训活动，超过310人现场参与了由Lila Pinto和Rebeca Anijovich等著名演讲者 教育领袖推动的“Expansive Wave”对话。
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作为我们改善教育机构承诺的一部分，我们贡献了P。8300万美元用于装备和翻新我们运营的社区的学校、大学和培训中心。
劳动安置培训
我们为中学生、大学生和大学生提供专业化的实践、第一份工作的研讨会和培训空间。他们的目标是巩固、整合和扩展与学生培训概况相匹配的知识和能力，从而提升他们的就业能力。2023年，我们 为1400多名青年学生提供了不同的体验。
多亏了内部实习和与其他实体的合作，我们在过去几年里继续为学生培养了500多个专业化实践 。我们利用PAMPA的所有资产为来自19所技校的181名学生开发了这项计划，总计18,905个理论和实践培训小时。我们还与西门子基金会、Plaquipi和500rpm结盟，为250多名学生带来可再生能源方面的专业化实践。在我们的公司总部，我们为52名高中生 开展了工作世界方法活动，他们在公司进行了平均50小时的实践和培训。
我们与内华达州政府和教育部以及其他公司合作，连续第二年举办就业能力研讨会。在内乌昆市、普洛蒂埃和森特纳里奥的中等技术学校，有500多名5年级和6年级学生参加了这些讲习班。我们与ACERCASE集团为来自扎拉特、坎帕纳和利马技校的318名学生举行了就业能力会议。我们还在Marcos Paz为94名学生提供了简历准备和就业能力研讨会。最后，在大学和学院层面，我们为来自萨尔塔大学和学院的6名奖学金获得者提供了200小时的监督专业实践和实习机会。
社区影响的当地评估和发展 项目
2023年，我们继续实施2022年启动的29项行动计划，面向社区、供应商和地方政府。我们还与 60多名领导人举办了七次研讨会。
技能培训和对生产事业的支持
我们继续通过职业技能课程促进生产性活动的发展和创造就业机会，这些课程针对的是与我们的业务相关或社区有需求的个人资料，并支持产生社会效益和/或环境效益的有效事业。
加强地方组织
我们通过贡献和支持项目来帮助改善组织的机构管理。
志愿行动
我们在资产所在的社区推广员工的志愿活动。我们目前有10个活跃的志愿服务委员会，有138名成员。 每项资产的委员会成员定期开会，与当地战略合作伙伴协调制定活动和行动计划。 2023年，我们与Creer Hacer一起为101名志愿者提供培训，从社会服务的角度解决领导力问题，并提供新的工具来设计社区项目，以加强和专业化他们的角色。我们推动了30项行动，1870名志愿者参与其中，他们为人道主义活动投入了13,000多个小时。
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专业志愿服务
我们鼓励员工 参与和参与活动，通过咨询、技术讲座和技术专业知识，将他们的特定技能和专业知识付诸行动，支持事业、项目和组织 。
年度活动
2023年，我们与鼓励自愿献血的当地组织合作，在布宜诺斯艾利斯市、Bahía Blanca、Salta和Neuquén开展了6次献血活动，实际献血143次，影响了多达572人的生命。
此外，我们还为520名儿童和青少年提供了学习用品和玩具。在冬季，我们在萨尔塔、内乌肯、布宜诺斯艾利斯、圣达菲和门多萨开展了“共同抵御寒冷天气”活动，我们在那里举办了烹饪讲习班，制作了极地毯子，并筹集了 捐款，12个组织受益，支持409名弱势群体。
我们还为200多名来自内乌昆州皮埃德拉德尔阿吉拉和Paraje naupa Huen的儿童驾驶了一辆游乐设施，以庆祝儿童月。我们的志愿者与扎拉特的Casa de Abrigo的孩子们度过了一个下午，画着Renciendo Civil 协会制作的花盆。
最后，我们参加了一年一度的 “团结圣诞夜”活动。11月和12月，367名队友为来自我们所在社区35多个组织的家人准备了1300袋食物和礼物。
资本支出
有关我们 资本支出的讨论，请参阅“项目5.业务和财务审查及展望资本支出”.
季节性
参见 “项目5.经营和财务回顾及展望--影响我们经营业绩的因素--电力需求和供应”.
物业、厂房及设备
我们的大部分物业位于阿根廷 ，主要包括发电厂(热电厂、水电综合体和风力发电场)、石油和天然气资产，使我们能够勘探和开发石油和天然气储量(主要是油井、设施和管道)、石化工业综合体和公司办公楼。
保险
在我们的发电业务中，我们 为我们的每项发电资产投保全额保险，包括业务中断和一般责任保险。截至2023年12月31日，这些保单涵盖的发电资产总额为64.56亿美元。
在我们的石油和天然气业务中，我们 承保全额保险，包括业务中断和一般责任保险。截至2023年12月31日，这些保单承保的石油和天然气资产总额为8.23亿美元。
在我们的石化业务和分销业务中，我们还承保全额保险，包括业务中断和一般责任保险。截至2023年12月31日，保单覆盖的总资产价值为14.17亿美元。
专利和商标
我们的任何商业活动都不是在第三方授予的许可下进行的。
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阿根廷能源部门
电力监管框架
概述
在1990年之前，阿根廷几乎所有的电力供应都由公共部门控制。1991年，阿根廷政府对国有发电、输电和配电公司进行了私有化。1992年1月，阿根廷国会颁布了第24065号法律(“监管框架法”)，确定了电力部门重组和私有化的指导方针。私有化进程的最终目标是通过竞争降低电费和提高电力供应服务的质量。监管框架法“继续为电力部门的监管提供框架，将发电、输电和配电区分为独立的业务，并使每个主体 受到其自己的监管框架的约束。
《公共紧急状态法》 加上比索贬值和高通货膨胀率，对阿根廷的公用事业产生了严重影响。由于公用事业不再能够增加收费，通货膨胀导致其实际收入下降， 其经营业绩和财务状况恶化。根据兑换法N：23,928制度，大多数公用事业公司也承担了大量外币债务 ，在比索贬值后，这些公司的偿债负担急剧增加，导致它们中的许多公司在2002年暂停偿还外币债务。这种情况导致阿根廷许多发电厂、输电公司和分销商推迟了对其网络的进一步投资。因此，阿根廷电力市场参与者，特别是发电机，几乎满负荷运转，导致供应不足，无法满足 不断增长的国家能源需求。
为解决上述电力危机，阿根廷政府多次干预和修改世界经济论坛的规则，造成世界经济论坛运作出现巨大的结构性赤字。在这个意义上，为了增加电力供应，阿根廷政府 建立了几个计划(FONINVEMEM项目、能源加计划等)，这证明了阿根廷政府 决定在促进阿根廷能源投资方面发挥更积极的作用。此外，阿根廷政府还继续实施各种措施，以规范世界经济机制和介入者的运作。
2015年12月和2019年12月，宣布全国电力系统进入紧急状态。紧急状态允许阿根廷政府 采取旨在保证阿根廷电力供应的行动，例如指示ME&M在所有联邦公共实体的合作下 制定和实施一项协调计划，以保证电力系统的质量和安全 并使公共实体的能源消耗合理化。阿根廷政府继续对能源部门进行干预，使其恢复正常的措施仍然悬而未决。
2023年12月16日，第55/23号法令宣布国家能源部门进入紧急状态，直至2024年12月31日，包括能源发电、输送、分配以及天然气的输送和分配。该法令指示SE采取必要措施 ，以便：(I)确定新的机制，在能源部门建立具有竞争力和自由的价格；以及(Ii)保证能源和天然气运输和分配设施能够有必要的收入，以提供足够的服务和投资。
上述法令命令ENRE和ENARGAS介入并执行其董事会成员选举的新程序。 第1/23号决议和ME第5/23号决议分别任命了ENRE和ENARGAS的新控制人。
此外，第55/23号法令规定了确定新能源和天然气收费计划的新行政程序。法令颁布后，ENARGAS和SE都发布了决议，呼吁举行公开听证会，分析新的关税和补贴计划。
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2023年12月20日，PEN 发布第70/2023号紧急和必要性法令，再次宣布经济、金融、财政、行政、养老金、关税、卫生和社会事务进入公共紧急状态，直至2025年12月31日。除其他措施外，该法令授权社会经济部门(I)根据最终用户的家庭收入重新确定电力和天然气补贴结构，(Ii) 根据每个供应点的费率计算基本消费成本，以及(Iii)确定与 用户补贴的分配和收取有关的机制。
该法令还对不同的法律进行了一系列修订，如修改第19550号法律和第23,696号法律，确定国有公司应接受国家监管，并规定国家不得被授予与国家为股东的公司有关的任何公法特权或优惠。此外，该法令还修订和废除了一些现行法律，例如：(1)第27,545号法律，其中规定了在商店货架上展示产品的某些规则；(2)20,680号法律，其中授权商务部长有权对货物的供应和分销施加严格的条例和处罚 ；和(3)第27,221号法律，其中规定了适用于为旅游目的执行的房地产租赁协议的新规则。
第70/2023号法令于2023年12月29日生效。该法令将接受国民议会的审查，如果国会两院决定否决该法令，该法令可能会失效。截至本报告之日，第70/2023号法令已被参议院否决，并经众议院审议(Cámara de Diputados)仍然悬而未决。此外，它目前在阿根廷法院受到多项挑战。在这方面，无法预测第70/23号法令未来是否会继续有效，或者现任政府是否会发布可能影响我们业务的新法令或法规。
近日，政府举行公开听证会，确定能源输配、天然气价格和天然气输配的新资费。 听证会结束后，政府发布了上调天然气价格和上述资费的相关决议， 削减了相当大一部分补贴。
监管部门
截至本年度报告发布之日，负责阿根廷电力市场的主要监管机构如下：
(1)承担社会保障责任的经济部；
(2)环境保护计划；及
(3)CAMMESA。
ENRE是根据《监管框架法》设立的自治机构。环境保护局拥有各种监管和司法权力，其中包括：
| · | 《监管框架法》和相关法规的执行情况； |
| · | 控制电力服务的提供和执行特许权条款； |
| · | 通过适用于发电机、输电公司、分销商、电力用户和其他相关方的规则，涉及安全、技术程序、用电计量和计费、供电中断和重新连接、第三方进入电力行业使用的房地产以及提供的服务质量 ； |
| · | 防止电力行业参与者之间的反竞争、垄断和歧视行为； |
| · | 对违反特许权或其他相关规定的行为进行处罚；以及 |
| · | 仲裁电力部门参与者之间的冲突 。 |
在根据第277/2020号法令进行ENRE干预之前，ENRE由阿根廷政府任命的五人董事会管理。这些成员中有两名是由联邦电力委员会(国家能源委员会联邦委员会) (“cfee”)。CFEE的资金来自CAMMESA从市场上销售的每台兆瓦机组收取的收入的一定比例。CFEE收到的资金的60%预留给Fondo Subsidiario para Compensacones Regionales de Tarifas a Usuario 结局(面向最终用户的地区性关税补贴基金)，CFEE从该基金向满足某些 特定关税规定的省份进行分配。其余40%用于与阿根廷内陆地区电力服务发展有关的投资。
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自2020年3月16日起，行政部门陆续下令环境保护署介入。如前一章所述，第(Br)55/23号法令下令对ENRE和ENARGAS进行新的干预，取消其董事会成员选举程序，并指示启动新程序。
WEM的创建 使得有必要创建一个实体，负责管理WEM和向国家互联系统(“SIN”)输送电力。这些职责被委托给CAMMESA，这是一家为此目的而成立的私人公司。
CAMMESA负责：
| · | 向SIN输送电力，最大限度地提高SIN的安全性和供电质量，并将现货市场的批发价格降至最低； |
| · | 根据SE不时制定的规则规划能源容量需求并优化能源使用； |
| · | 监测定期市场的运作，并根据在该市场签订的协议管理电力的技术调度； |
| · | 作为各种WEM代理商的代理，并执行与电力行业相关的委托给它的职责，包括为WEM代理商之间的交易 开具帐单和收取款项(在制定SE第95/2013号决议时，这仅限于当时有效的合同，此后仅限于根据Energy Plus计划执行的那些合同)； |
| · | 通过进行相关的进出口交易，从国外或 向其他国家购买和/或出售电力； |
| · | 为WEM发电机购买和管理燃料(根据经修订的SE第95/2013号决议第8节和SE第529/2014号决议第4节)；以及 |
| · | 提供咨询和其他相关服务。 |
五组实体 各持有CAMMESA 20%的股本。这五个集团是阿根廷政府，代表：(一)发电公司、(二)输电公司、(三)配电公司和(四)大用户的协会。
CAMMESA由其股东代表组成的董事会管理。CAMMESA董事会由10名正式董事和10名候补董事组成。代表发电公司、输电公司、配电公司和大型用户的每个协会 有权任命CAMMESA的两名正式董事和两名候补董事。CAMMESA的其他董事隶属于SE，他是董事会主席和一名独立成员，担任副董事长。董事会通过的决定需要 董事长的赞成票。CAMMESA的运营成本通过WEM代理商的强制性缴款提供资金。
主要参与者
发电机
发电机是拥有发电厂的公司，通过SIN部分或全部出售输出。发电机必须遵守规则中规定并由CAMMESA管理的调度规则和调度规则。私人所有的发电机也可以与分销商或大型用户签订直接合同。然而，SE第95/2013号决议暂停了这一可能性，在这方面，除能源加计划和截至2017年的可再生能源供应合同外，该决议仍然有效。根据CAMMESA的报告，截至2023年12月31日，阿根廷的名义装机容量为43.8GWh。2023年，火力发电发电量73,018GWh(52%)，水力发电发电量38514GWh(27%)，可再生能源发电量20085GWh(14%)，核能发电量8963GWh(6%)。2022年，进口额为6214GWh，出口额为98GWh。
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发射机
输电公司持有将电能从散装供电点输送到电力分销商的特许权。阿根廷的输电活动又细分为两个系统：高压输电系统(“STEEAT”)和区域配电系统(“STEEDT”)，前者运行电压为500千伏，地区间输送电力；后者运行电压为132/220千伏，连接同一地区内的发电机、分销商和大用户。Transener是唯一一家负责STEEAT的公司，有六家地区性公司在STEEDT内运营(Transcomahue、EPEN、Transnoa、Transnea、Transspa、Transba和Distrocuyo)。除了这些公司外，还有一些独立的输电公司，它们在STEEAT或STEEDT公司提供的技术许可下运营。
输电和配电 服务通过优惠进行。这些特许权会根据重新竞标过程定期重新分配。输电公司负责其网络的运营和维护，但不负责系统的扩展。变速箱特许权根据ENRE制定的技术、安全和可靠性标准运行。只要输电特许权公司未能满足这些标准，特别是有关停电和电网停机的标准，就会受到处罚。发电机只能建造连接到电网或直接连接到客户的线路。用户为他们或代表他们承担的新传输容量付费。这些项目的公共 听证程序由ENRE进行，并颁发“公共便利性和必要性证书”。 连接到集成系统的输电或配电网络必须在受监管的收费系统下向第三方提供开放通道 ，除非有容量限制。
总代理商
分销商是指持有向消费者分配电力特许权的公司。经销商必须以法规规定的价格(电价)和条件，在其专属特许区内提供任何和所有电力需求。特许权协议中包括对不供应的处罚。这三家配电公司(Edenor、Edesur和Empresa Distribuidora La Plata S.A.(“Edelap”)) 从布宜诺斯艾利斯服务公司(“SEGBA”)剥离，占阿根廷电力市场的41%以上。只有少数几家分销公司(即Enpresa de Energía de Córdoba、Empresa de Energía de Santa Fe和Energía de Misiones)仍掌握在省政府和合作社手中。Edelap已被移交给布宜诺斯艾利斯省管辖。
在分销和零售方面发放了特许权 ，合同中规定了特许权公司的具体条款。特许期被划分为“管理期”，允许特许权公司以一定的间隔放弃特许权。
大用户
WEM将能源的大用户分为三类：(1)GUMA，(2)GUM和(3)特例大王(主要特定用户或“GUPA”)。
这些类别中的每一类用户对其能源需求的购买都有不同的要求。例如，GUMA被要求通过供应合同购买50%的需求，其余的在现货市场购买，而GUM和GUPA被要求通过供应合同购买其所有需求。
限制和限制
为了维护电力市场的竞争，电力部门的参与者受到纵向和横向的限制，具体取决于他们经营的细分市场。
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垂直限制
垂直限制 适用于打算同时参与电力市场不同子部门的公司。这些垂直限制 是由第24,065号法律规定的，根据每个子部门的不同适用情况如下：
发电机
| · | 根据第24,065号法律第31条，发电公司及其任何受控公司或控股公司都不能是发电商或发电商的控股实体的所有者或大股东； |
| · | 根据1,398/1992号法令第9条，由于配电公司不能拥有发电机组，发电机组持有人不能拥有配电特许权。然而，发电商的股东 可以拥有一个持有配电设备的实体，可以是他们自己，也可以是通过为拥有或控制配电设备而创建的任何其他实体 。 |
发射机
| · | 根据第24,065号法律第31条，输电公司及其任何受控公司或其控股实体都不能是发电公司的所有者或大股东或控股公司； |
| · | 根据第24,065号法律第31条，输电公司、其任何受控公司或其控股公司都不能是分销公司的所有者或大股东或控股公司； |
| · | 根据第24,065号法律第30条，输电公司不能买卖电能。 |
总代理商
| · | 根据第24,065号法律第31条，配电公司、其任何受控公司或其控股公司都不能是输电公司的所有者或大股东或控股公司；以及 |
| · | 根据1,398/1992号法令第9条，配电公司不能拥有发电机组。但是，电力分销商的股东可以自己拥有发电机组，也可以通过以拥有或控制发电机组为目的而设立的任何其他实体拥有发电机组。 |
控制的定义
第24,065号法律第31节(该节规定了纵向限制)所指的“控制” 一词未在《监管框架》中作出定义。《BCL》第33节规定：“当控股公司直接或通过另一家公司：(1)在任何情况下，持有在董事会会议或普通股东大会上获得必要票数以控制公司意志的利益时，公司被视为由他人控制。或(2)因持股、配额或股权或公司之间的特殊联系而发挥主导影响的。然而，我们不能向您保证，电力监管机构将在实施上述限制时应用此控制标准。
上文概述的监管框架禁止同时拥有或控制(1)发电和输电公司，以及(2)配电和输电公司 。虽然我们是一家在阿根廷从事电力生产、输电和配电的综合性电力公司 ，但我们遵守这些法律限制，因为我们不直接或间接持有Transener的控股权 。
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横向限制
除上述垂直限制外，配电和输电公司还受到水平限制，如下所述。
发射机
| · | 根据第24,065号法律第32条，两家或两家以上输电公司只有在获得ENRE的明确批准后才能合并或成为同一经济集团的一部分。 当一家输电公司打算收购另一家输电公司的股份时，也需要这种批准； |
| · | 根据特许权协议， 经营132千瓦以上和140千瓦以下输电线路的私营公司提供的服务由特许权公司在特许权协议中指明的某些地区独家提供； |
| · | 根据特许权协议， 经营220千瓦或以上高压输电服务的私营公司提供的服务，该公司必须以独家方式提供服务，并有权在全国范围内提供服务，不受地域 限制。 |
总代理商
| · | 两家或多家分销公司只有在获得ENRE的明确批准后，才能合并或成为同一经济集团的一部分。配电公司拟收购另一输变电公司的股份时，需经批准； |
| · | 根据管理经营分销网络的私营公司提供的服务的特许权协议，特许权公司在特许权协议中指明的某些地区独家提供服务。 |
世代
电价
现货价格
2001年阿根廷危机后颁布的紧急条例对能源价格产生了重大影响。根据紧急条例 实施的措施包括对WEM(即现货市场)的价格进行定价，并要求所有现货价格都以天然气价格为基础计算，即使在因天然气供应不足而购买柴油等替代燃料以满足需求的情况下也是如此。
在危机之前，现货市场的能源价格是由CAMMESA制定的，它确定了发电机在WEM现货市场上出售的能源按小时计价的价格。现货价格反映了WEM在任何给定时间的供需情况，CAMMESA使用不同的 供需方案确定，这些方案在考虑到输电 电网的限制的情况下，以满足需求的方式调度最佳可用供应量，同时寻求将生产成本和与降低系统故障风险相关的成本降至最低。CAMMESA设定的现货电价根据Ezeiza 500千伏变电站的下一台机组调度成本进行补偿，该变电站是系统的负荷中心，距离布宜诺斯艾利斯市很近。 调度顺序由工厂效率和提供能源的边际成本决定。在确定现货价格时，CAMMESA还将考虑布宜诺斯艾利斯省以外的发电机产生的不同成本。
除了按现行现货市场价格支付实际发电量的能源外，发电机还将获得对现货市场可支配容量的补偿，包括备用容量、额外的备用容量(用于系统容量短缺)和辅助服务(如频率调节和电压控制)。
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2019年10月，通过第38/19号SRRYM，WEM的现货价格被确定为720ps/MWh。2021年5月，WEM的现货价格上调至930ps/MWh (SE Respons.No.748/21)。现货价格定期上调，2024年2月，SE 5/24号决议将现货价格固定在7534美元/兆瓦时。
关于遗留发电能力的报酬 ，见第19/17号决议确定的报酬办法一直有效到2019年2月28日。自2019年3月1日至2020年1月31日，SRRYME第1/19号决议生效，自2020年2月1日起，SE决议第31/20号生效。 截至2021年2月，SE决议第440/21号将SE决议第31/20号定义的值增加了29%。它还废除了SE第31/20号决议中包含的自动调整机制。
2022年4月21日，SE第238/22号决议修订了薪酬方案，将薪酬上调30%追溯至2022年2月，并于2022年6月起实施新的10%薪酬上调。它还取消了用于计算发电机报酬和临时能源出口报酬的使用率。2022年12月12日，SE第 826/22号决议修订了薪酬方案，其中规定薪酬将追溯至2022年9月起增加20%，并于2022年12月起实施新的10%的增加。它还确定了自2023年2月1日起上调25%，自2023年8月起上调28%。
在火力发电报酬 方面，取消了容量在42兆瓦以下的电动发电机技术的差别报酬。 此外，火力发电高峰时段(火力发电和水力发电)的报酬方案被 高峰时段的差别报酬方案取代。新方案确认的报酬相当于当前发电价格的两倍，适用于12月、1月、2月、6月、7月和8月的每天18：00至23：00，3、4、5、9、10和11月的同一时间适用1倍于该值的报酬。
2023年9月，SE 第750/2023号决议规定，自2023年9月起，薪酬将增加23%。然后，在2023年10月，SE Res.869/2023更新了2023年11月现场生成报酬的价值，增加了28%。最后，SE第9/24号决议批准自2024年2月起增加74%。
请参阅“项目4. 阿根廷能源部门--电力监管框架。《天然气计划》生效后，第354/2020号决议规定，火力发电厂应承担与该计划下的天然气供应量相关的成本，以及其他相关成本，包括天然气供应合同中“要么承担要么支付”义务的成本、 进口成本和关税、运输成本等。
发电厂调度
在天然气计划生效后，SE354/2020号决议改变了根据天然气供应来源确定五个类别的火力发电厂的调度。该方案对以往的基于成本的调度方式进行了改进。它还定义了CAMMESA的“统一调度”，同时考虑到以下类别：(1)天然气供应来自Enarsa与玻利维亚签订的合同，直到“不收即付”的合同；(2)其天然气供应由CAMMESA从根据“天然气计划”执行的天然气合同分配的发电机；(3)天然气供应由CAMMESA从根据《计划天然气计划》执行的天然气合同中分配的天然气供应 发电机组；(4)其天然气供应由CAMMESA从液化天然气合同或由CAMMESA执行的其他确定合同中分配的天然气供应的发电机；以及(5)其天然气供应来自与未向CAMMESA、现货天然气供应或其他合同转让的天然气生产商的合同的发电机。在每个类别内，派单应遵循每个发电机申报的生产成本。
CAMMESA将 排除在集中燃料供应之外的发电商(即能源加计划下的发电厂或见第287/17号决议规定的PPA的发电站) 可以实际分配它们已签订合同的发电量和运输能力。如果他们继续进行这样的作业，他们将 进入第三类别，反之，如果他们不执行任务，他们将进入第五类别。
季节性价格
紧急条例 还对WEM向分销商收取的季节性价格进行了重大调整，包括对CAMMESA向分销商收取的电费设置上限(根据客户类别的不同而有所不同)，价格明显低于发电机的现货价格。从2005年1月到2008年11月，这些价格没有变化。请参阅“项目 5.经营和财务回顾及展望--电价和电价”
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在紧急条例实施之前，CAMMESA对季节性价格的管理如下：
| · | CAMMESA向经销商收取的价格每年只变化两次(夏季和冬季)，在现货能源价格发生重大变化的情况下进行临时季度修订， 尽管WEM的发电机价格不断波动； |
| · | 价格由CAMMESA根据提供1兆瓦时额外能源的平均成本(其边际成本)以及与系统故障相关的成本和其他几个因素确定；以及 |
| · | CAMMESA将使用季节性数据库和优化 模型来确定季节性价格，并将按如下方式考虑预期的能源供应和需求：(I)在确定供应时，CAMMESA将根据发电机的预期供应量、承诺电力进口量和发电机宣布的供应量来考虑发电机提供的能源供应；(Ii)在确定需求时，CAMMESA包括在WEM采购的分销商和大用户的需求以及承诺的出口量。 |
2016年1月25日，ME&M发布了第6/2016号决议，批准了2016年2月至2016年4月期间每类用户的季节性WEM价格。这一决议重新调整了监管框架中规定的季节性价格。现货市场的能源价格是由CAMMESA制定的，它确定了发电机按小时在WEM现货市场出售的能源的价格。 WEM的价格导致取消了大部分能源补贴，个人电费大幅提高。2016年第6号决议根据客户类别推出了不同的价格。该决议还设想对符合某些消费要求的住宅客户征收社会关税 ，其中包括每月用电量低于或等于150千瓦时的完全免征，超过该消费水平但月用电量低于前一年同期的 的客户享受优惠关税。该决议还确定了针对住宅客户的关税优惠，以减少他们的消费。见第41/16号决议批准了与第6/16号决议所载价格一致的冬季季节性电价。在Macri管理期间，政府行政当局发布了各种决议，增加了最终用户应支付的发电成本部分。然而，仍有一部分发电成本，根据CAMMESA的估计，在2月20日至4月20日这一季度约为40%，没有转移给最终用户，由阿根廷政府承担。 这种情况导致CAMMESA延迟向发电机付款，再加上经销商延迟付款，对发电机的运营产生了 负面影响。
此外，见第 20/17号决议允许各省以实物形式收取水力发电企业支付的特许权使用费，以补偿各省经销商的债务。2022年，内乌昆省申请了这一计划，并获得了相应的授权 (SE决议第769/22号)。
见1085/17号决议确定了将能源运输费用分配给最终用户和发电机的新办法。此外，SRRYME通过第2/19号和第7/19号决议确定了这种分配的方法，并将其纳入季节性价格。尽管确定季节性价格的最新决议增加了能源运输成本，但截至本年度报告日期，经SE批准的季节性价格 并不涵盖所有部门成本。
2021年期间，证交所通过不同的决议(证交所第408/21号决议、第748/2号决议、1029/21号决议和第40/22号决议)批准了冬季和夏季季节性价格。主要更改 包括将每个总代理商的用户划分为不同类别，以确定要应用于此类用户的参考价格。例如，为卫生和教育公共机构的GUDI、普通消费者(非居民)、居民用户和活动为密码挖掘的GUDI设定了不同的参考价格。SE定义了非补贴价格，并要求经销商(主要是Edenor和Edesur)计算每张发票的补贴，并将该金额包含在各自的发票中。
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| 目录表 |
尽管SE批准的价格高于适用于住宅最终用户的价格，但此类价格不包括生产成本。据CAMMESA估计，平均而言，季节性价格占生产成本的40%左右。
2022年1月，SE 指示ENRE在2022年2月17日举行的公开听证会上讨论与运输和分销关税有关的最新季节性价格。有关详细信息，请参阅“项目5.经营和财务回顾及展望--电价和电价。“。”在此听证会后，于2022年2月24日，SE发布了其第105/22号决议，其中包括提高公共当局、商业和一般需求以及家庭等特定用户的WEM季节性价格，将于2022年3月至4月实施 。WEM的加幅由34%增加至50%，WEMTF的加幅由10%增加至20%。它还批准了交通费的上调。
2022年4月18日，SE发布了第235/22号和236/22号决议，呼吁举行公开听证会，讨论2022年和2023年的关税划分方案，并分析从2022年6月1日开始的WEM季节性。
2022年4月29日，SE发布第305/22号决议，批准冬季季节性规划(2022年5月至10月)，取消对GUDI的补贴，保持普通用户和住宅用户相同的运力和能源参考价格，保持相同的运输参考价格(SE Res.第105/22号)，并批准新的无补贴运力和能源参考价。
2022年5月28日，SE Res. 第405/22号将普通用户和居民用户的季节性电价分别上调36.6%和26.1%，自2022年6月1日起适用。产能参考价没有上调。
2022年7月29日，SE Res.第605/22号批准了GUDIS的季度季节性重新规划，将季节性容量价格提高23%，将能源参考价格降低1.8%。它还维持运输参考价格(SE Res.第105/22号决议)，并将未补贴运力和能源参考价格分别提高40%和21%。
2022年8月30日，SE 第627/22号和629/22号决议提高了医疗和教育公共机构GUDIS(39%至44%)和高收入住宅用户(65.9%至74.8%)的能源参考价格。自9月1日起，此类价格适用于需求超过400千瓦时/月或550千瓦时/月的中等收入住宅用户(根据该省)。
2022年10月31日，SE 719/22号决议批准了夏季季节性规划(2022年11月至2023年4月)，其中：(I)将GUDI的容量和能源参考价格分别降低1.42%和19.6%；(Ii)提高卫生和教育公共机构GUDI的能源参考价格(21.12%至23.77%)；(Iii)提高一般(非住宅)需求的能源参考价格(22.56%至25.37%)；(Iv) 提高高收入住宅用户的能源参考价格(32.42%至35.37%)；及(V)将无补贴容量和能源参考价格分别下调1.42%和19.16%。截至2023年2月1日，古迪斯能源参考价格上涨14%。 决议还确定了1682美元/兆瓦时的新现货价格。
2023年2月2日，第54/23号决议批准了季度季节性重新规划(2023年2月至4月)，其中为分配 用户建立了新的分组(例如，住宅用户的四个级别，一般需求的两个级别等)。古迪斯的产能和能源参考价格分别上涨了73.12%和6.24%。居民用户(1级和3级)能源参考价格上调28%至38%。 交通运输参考价格保持不变，批准了新的无补贴参考价格。
2023年4月29日，SE第 323/23号决议批准了冬季季节性时间表(2023年5月至10月)，其中包括以下变化：(I)设立一个新的需求类别“公共照明”；(Ii)将对公共卫生和教育机构的GUDI的补贴削减31%； (Iii)取消对住宅需求的补贴1；(Iv)维持交通参考价格；以及(V)从2023年5月起将新的现货价格定为2691美元/兆瓦时。
2023年7月26日，SE决议612/23批准了冬季季节性重新规划(2023年8月至10月)，其中包括：(I)Gudi的容量和能源参考价格 降低90%；(Ii)Gudi、一级住宅客户和三级住宅客户的能源参考价格提高6%； (Iii)公共卫生和教育机构的Gudi的能源参考价格提高17%；(Iv)公共照明的PEE增加33%；(V)维持交通参考价格；以及(Vi)将新的现货电价定为3767美元/兆瓦时。
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| 目录表 |
2023年11月2日，SE 第884/23号决议批准了夏季季节性计划(2023年11月至2024年4月)，变化如下：(I)2023年11月至2024年1月期间，300千瓦以上的古迪斯、一级住宅客户和三级住宅客户的季节性电价下降9.35%，以及(Ii)相同类别的季节性电价从2024年2月至2024年4月上涨9.48%。
2024年2月5日，SE/2024第7/2024号决议批准了夏季季节性重新规划(2024年2-4月)，并对经销商的需求建立了新的细分，仅有两个类别：(I)“住宅”(2级和3级，最高可达每月400千瓦时)；以及(Ii)“其余部分”。“其他”类别的POTREF增加了3,252.61%。包括 在内的前几个类别的尿液价格上涨了117%至186%。此外，还批准了新的无补贴POTREF(2,682,088美元/兆瓦-月)和 PEE价格(46,018美元/兆瓦时；44,401美元/兆瓦时和43,473美元/兆瓦时，视一天中的时间而定)。
期限市场
发电商还可以签订定期市场协议，向分销商和大型用户供应能源和容量。经销商可以通过协议在定期市场购买能源，而不是在现货市场购买能源。定期协议通常规定基于现货价格加保证金的价格。定期市场的价格有时低于总代理商在现货市场所需支付的季节性价格。然而，由于紧急规定的结果，定期市场的价格目前高于季节性价格，特别是在住宅电价方面，这使得经销商在价格保持在当前水平的情况下根据定期合同购买能源缺乏吸引力 。
长期市场被SE第95/2013号决议暂停 ，在这方面，该决议仍然有效，但能源加计划和截至2017年的可再生能源供应合同除外。
发电活动的收入
我们来自发电活动的收入来自：(I)根据 CAMMESA管理的WEM内适用的条款向现货市场销售；(Ii)在MAT内与大型用户签订销售合同(第1,281/06号和第281/17号决议)；以及(Iii)与 CAMMESA的供应协议(第220/07号、第21/16号、第287/17号和RenovAr计划)。此外，与MAT内和CAMMESA内的大用户签订的销售合同 中未承诺的能源在现货市场支付。
由于分销商的负债和中央政府为支付电力部门补贴而进行的预算限制，2024年3月18日，SE修改了WEM下的付款顺序，优先向运输商付款，而不是向发电机付款。
合同未涵盖的发电报酬方案
发稿编号：31/20：2020年2月-2021年1月
第31/20号决议于2020年2月27日公布，对SRRYME第1/19号决议规定的薪酬方案的某些方面进行了修改，自2020年2月1日起生效。新决议按60坡元/美元的汇率将整个薪酬方案转换为当地货币，并确定了从申请第二个月开始的更新系数，该系数遵循由60%CPI和40%IPIM组成的公式。然而， 2020年4月8日，SE指示CAMMESA将上述调整公式的自动适用推迟至 另行通知。
火力发电机组
第31/20号决议降低了电力容量报酬，无论是基础报酬还是保障报酬，具体取决于使用的技术。然而，对于总装机容量小于或等于42兆瓦的火力发电厂，SRRYME第1/19号决议规定的基本功率容量值仍然有效：
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| 目录表 |
| 技术 /规模 | 产能的 基本价格 (PS/MW-月) |
变更 与SRRYME解决方案1/19* |
| 大型 CC容量>150 MW | 100,650 | -45% |
| 小型CC容量≤150兆瓦 | 112,200 | -45% |
| 大型ST容量>100兆瓦 | 143,550 | -45% |
| 小型内燃机容量≤100 MW，内燃机容量>42 MW | 171,600 | -45% |
| 大型 GT容量>50兆瓦 | 117,150 | -45% |
| 小容量≤50兆瓦 | 151,800 | -45% |
| 小巧的CC容量≤15 MW | 204,000 | - |
| 小型ST容量≤15兆瓦 | 312,000 | - |
| 小型燃气轮机容量≤15 MW | 276,000 | - |
| ICE≤42兆瓦 | 312,000 | - |
注：*假设汇率 为60美分/美元。
关于所提供的保证电力容量的报酬 ，以下方案仍然有效：
| 期间 | 产能的 基本价格 (PS-/MW-月) |
变体
与SRRYME Res. 编号1/19* |
| 夏季(12-2月)和冬季(6-8月) | 360,000 | -14% |
| 其他 (3-5月和9-11月) | 270,000 | -18% |
| 内燃机≤42兆瓦，夏季/冬季 | 420,000 | - |
| 内燃机≤42兆瓦，其他 | 330,000 | - |
注：*假设汇率为Ps。60美元/美元
与第1/19号SRRYME研究报告的情况一样，第31/20号SE研究报告规定将机组在过去12个月中的平均利用系数应用于电力容量报酬。虽然内燃机≤42 MW的公式保持不变，但在所有其他情况下，如果使用率低于30%，则将收取60%的功率容量付款。
关于HMRT的额外 小时报酬，包括每月最高发电量调度的50个记录小时， 分成两个25小时块，以下将适用于此类时间内的平均发电量：
| 周期，以ps/MW-HMRT为单位 | HMRT头25个小时 | HMRT第二个25小时 |
| 夏季(12-2月)和冬季(6-8月) | 45,000 | 22,500 |
| 其他(3-5月和9-11月) | 7,500 | - |
关于发电和运营能源的报酬 ，以美元计算保持不变，汇率为Ps.60/MWh ，天然气为Ps.240/MWh ，燃料油为Ps.420/MWh，生物燃料为Ps.600(内燃机除外，Ps.720/MWh)，矿物煤为Ps.720/MWh。运行能源的报酬定为Ps.84/兆瓦时。
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| 目录表 |
水文发电机
SE第31/20号决议调整了电力容量报酬，并增加了新的HMRT报酬。电力容量上的1.05系数是为了补偿 程序化维护的影响，以及维护河道上控制结构的机组和没有相关发电厂的机组的1.20系数。
| 比例尺 | 容量基本价格(电源/兆瓦-月) | 变体vs.SRRYME Res. 编号1/19* |
| 高容量大容量>300兆瓦 | 99,000 | -45% |
| 中等HI容量> 120 ≤ 300 MW | 132,000 | -45% |
| 小型HI容量> 50 ≤ 120 MW | 181,500 | -45% |
| 可再生HI容量≤ 50 MW | 297,000 | -45% |
| 大型抽水蓄能发电容量>300兆瓦 | 99,000 | +10% |
| 中压泵HI容量> 120 ≤ 300 MW | 132,000 | -12% |
注：*假设汇率为Ps。60美元/美元
关于HMRT 额外报酬，以下将适用于平均运行电力容量：
| 比例尺 |
运力HMRT价格 PS/MW-HMRT |
| 高容量大容量>300兆瓦 | 27,500 |
| 中等HI容量> 120 ≤ 300 MW | 32,500 |
| 小高容量>50≤120 mW | 32,500 |
| 可再生HI容量≤ 50 MW | 32,500 |
| 大型抽水蓄能发电容量>300兆瓦 | 27,500 |
| 中等抽水HI容量>120≤300 | 32,500 |
按以下 系数加权：
| HMRT | 12月至2月、6月至8月 | 其他 |
| HMRT头25个小时 | 1.2 | 0.2 |
| HMRT第二个25小时 | 0.6 | - |
发电和运行能源的价格以美元计算保持不变，汇率为Ps.60/MWh，但分别设置为Ps.210/MWh和Ps.84/MWh， 。运行能量的报酬应与电网的最优调度相对应。该条款没有说明， 对于火力发电机组，这将是不这样做的后果。
其他考虑事项
对于从 任何非传统来源产生的能源，SE Res.第31/20号决议规定单一报酬价值为1,680 Ps.680/MWh，按60 Ps.60/美元的汇率计算，等于以前的报酬 ，如果是在商业试运行之前产生的，则为该价值的50%。
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| 目录表 |
此外，第 31/2020号SE Res.(SE Res.)第 号决议规定，以发电机结算为受益人的所有应收账款用于偿还执行大修的贷款，并在发电机收入中设定相当于Ps.60/兆瓦小时或Ps.42,000/兆瓦/兆瓦/月的折扣方案，以较高者为准。值得一提的是，PAMPA所欠的所有大修融资已根据CAMMESA与WEM达成的应收款正规化和结算协定取消。
SE决议编号440/21，经SE决议第238/22号修订，其后经SE决议第826/22号及SE决议750/23修订。根据证券交易所第9/24号决议，现行薪酬计划自2024年2月开始实施。
于2021年5月21日，宪报刊登SE Res.第440/21号决议，根据SE Res.第31/20号决议，将薪酬方案平均提高29%。该决议追溯 于2021年2月起生效，使更新因素失效。该决议还规定，发电商可以适用这一增加 ，但前提是他们放弃和/或驳回因不适用SE Res.31/20号决议规定的自动调整公式而提出的所有行政和/或司法索赔。
第440/21号决议批准的薪酬方案于2022年4月21日由SE Res.第238/22号决议修订。后者确定从2022年2月起将薪酬增加30%，并从2022年6月起实施新的10%的增长。薪酬方案于2022年12月12日由SE Res.第826/22号修订，其中规定薪酬上调20%，追溯至2022年9月，并于2022年12月起实施新的10%上调 。它还确定自2023年2月1日起上调25%，自2023年8月1日起上调28%。它还取消了用于计算发电机报酬和临时能源出口报酬的使用系数。
2023年9月，SE第750/2023号决议规定，自2023年9月起，薪酬将增加23%。2023年10月，SE Res.869/2023更新了2023年11月现场生成报酬的价值 ，增加了28%。最后，SE第9/24号决议批准自2024年2月起增加74%的费用。然而，后一项决议在其决议中指出，增加关税是一项过渡性措施，直到经济特区确立必要的措施，以遵守第55/24号和第70/24号法令的规定，允许世界经济共同体参与者之间建立自由市场。
火力发电机组
报酬包括每月可用电力容量的固定 报酬，有或没有DIGO(保证可用性承诺)的报酬，发电和运营能源的可变报酬 ，以及每月HMRT(最大热需求小时数)期间实际交付的平均容量的额外每月报酬。
未提供DIGO的发电机的发电容量价格(以ps/MW-月为单位)如下：
| 技术/规模 | 12月22日至1月23日 | 2月23日至7月23日 | 自8月23日起生效 |
从9月23日起
|
11月23日起 | 由2月24日起 |
| 大型CC>150兆瓦 | 245.084 | 306.355 | 392.135 | 482.326 | 617.377 | 1.073.619 |
| 小型CC≤150兆瓦 | 273.207 | 341.509 | 437.132 | 537.672 | 688.220 | 1.196.815 |
| 大型ST>100兆瓦 | 349.546 | 436.932 | 559.273 | 687.906 | 880.520 | 1.531.224 |
| 小型ST≤100兆瓦和内燃机 | 417.847 | 522.308 | 668.555 | 822.323 | 1.052.573 | 1.830.424 |
| 大型燃气轮机>50兆瓦 | 285.262 | 356.577 | 456.419 | 561.395 | 718.586 | 1.249.621 |
| 小型燃气轮机≤50兆瓦 | 269.634 | 462.042 | 591.414 | 727.439 | 931.122 | 1.619.221 |
注：与SE编号238/22不同，MCI不按大小区分。
提供DIGO的发电机的电力容量价格(以ps/MW-月为单位)如下：
| 期间 | 12月22日至1月23日 | 2月23日至7月23日 | 8月23日起 | 9月23日起 | 11月23日起 | 由2月24日起 |
| 夏季（12月至2月）和冬季（6月至8月） | 876.601 | 1.095.752 | 1.402.562 | 1.725.152 | 2.208.195 | 3.840.048 |
| 其他（三月至五月和九月至十一月）一般 | 657.451 | 821.814 | 1.051.922 | 1.293.864 | 1.656.146 | 2.880.038 |
100%的实际电力可用性通过DIGO价格获得报酬。
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| 目录表 |
发电价格根据使用的燃料（单位：Ps）计算。/ MWh，如下：
| 燃料 | 12月22日至1月23日 | 2月23日至7月23日 | 8月23日起 | 从9月23日起 | 11月23日起 | 由2月24日起 |
| 天然气 | 585 | 731 | 936 | 1.151 | 1.473 | 2.562 |
| 去还是去？ | 1.023 | 1.279 | 1.637 | 2.014 | 2.578 | 4.483 |
| 生物燃料概述 | 1.461 | 1.826 | 2.338 | 2.876 | 3.681 | 6.401 |
| 矿物煤 | 1.754 | 2.192 | 2.806 | 3.451 | 4.417 | 7.681 |
从2022年9月开始，运行能源的价格 定为Ps.185/兆瓦时。后来从2022年12月开始增加到Ps.204/MWh，然后从2023年2月开始增加到Ps.255/MWh ，从2023年8月开始增加到Ps.326/MWh，最后从2024年2月开始增加到Ps.892/MWh，无论燃料类型如何。
水文发电机
报酬包括每月可用发电量的固定报酬、发电量和运行能量的浮动报酬。 此外，为补偿程序化维护的影响，对发电量设定了1.05系数，对于维护河道控制结构且没有相关发电厂的机组设定了1.20系数 。
下图显示了电力 容量价格，单位为ps/MW-月：
| 比例尺 | 12月22日至1月23日 | 2月23日至7月23日 | 8月23日起 | 由2月24日起 |
| 大型HI>300兆瓦 | 241.065 | 301.332 | 385.705 | 1.056.015 |
| 中等HI>120兆瓦和≤300兆瓦 | 321.421 | 401.776 | 514.273 | 1.408.020 |
| 小型HI>50兆瓦和≤120兆瓦 | 441.953 | 552.442 | 707.125 | 1.936.025 |
| 可再生HI≤50兆瓦 | 723.196 | 903.995 | 1.157.114 | 3.168.041 |
发电量 的价格定为ps。465/兆瓦时，从2022年9月开始，Ps。512/兆瓦时从2022年12月开始，Ps.639/MWh从2023年2月开始，Ps.818/MWh 从2023年8月开始，PS 2.240/MWh从2024年2月开始。运行能源的价格从2022年9月开始为Ps.185/MWh，从2022年12月开始为Ps.204/MWh，从2023年2月开始为Ps.255/MWh，从2023年8月开始为Ps.326/MWh， ps。892/兆瓦时，从2024年2月开始。
5个高峰时段(从下午6点开始)的发电量价格 至晚上11时)将是相同的价格，适用于以下因素：
| 期间 | 因素 |
| 夏季（12月至2月）和冬季（6月至8月） | 2.0 |
| 其他（三月至五月和九月至十一月）一般 | 1.0 |
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| 目录表 |
其他考虑事项
对于从非常规来源产生的能源，单一报酬为ps。1,680/兆瓦时被设定到2021年1月。2,167/兆瓦时，从2021年2月开始，Ps。2,817/兆瓦时，从2022年2月开始 和ps。3099/兆瓦时，从2022年6月开始。另一方面，SE第826/22号决议设定了2022年11月、2022年12月、2023年2月和2023年8月的新值。3719兆瓦时，Ps。4,090/兆瓦时，Ps。5,113兆瓦时和ps。分别为6545/兆瓦时。在所有情况下，对于投产前产生的能源， 报酬将减少50%。
临时附加薪酬
2021年11月2日，SE 1.037/21号决议设立了：(I)世界电力市场稳定基金，其中来自CAMMESA电力出口业务的收入将 转移用于资助能源基础设施工程；和(Ii)考虑到CAMMESA在2021年9月1日至2022年2月28日期间的电力出口，向现货市场发电商支付额外的临时报酬。
常规能源的差额薪酬
SE第1,281/06号决议：能源加方案
2006年9月，国际能源署发布了第1281/2006号决议，以应对危机后阿根廷经济复苏后能源需求的持续增长。该决议旨在为能源发电厂提供激励措施，以满足日益增长的能源需求。该决议的主要目标是确保市场上可用的能源主要用于为能源需求等于或低于300千瓦且无法获得其他可行替代能源的居民和工商业用户提供服务。为实现这一目标，该决议规定：
| · | 电力批发市场的大用户和配电公司的大客户(两者都在300千瓦以上)将获得授权，通过签订定期合同，确保能源供应达到其 “基本需求”(相当于2005年的需求)；以及 |
| · | 电力批发市场的大用户和配电公司的大客户(在这两种情况下都在300千瓦以上)必须满足超过其基本需求的任何用电量 Energia Plus系统的价格必须得到ME&M的批准。Energía Plus该系统包括新发电和/或发电商、联合发电商或自动发电商提供额外的能源，这些发电商或发电商不是电力市场的代理商，或在决议通过之日不是世界电力市场的一部分。 |
该决议还确定了大用户需要为超额需求支付的价格，如果之前没有根据Energia Plus，这个价格更接近运营的边际成本。这一边际成本等于最后一台发电机组的发电成本，以满足任何给定时间的电力增量需求。SEE设定了一些临时价格上限，由大型用户为任何过剩需求支付 (截至本年度报告日期，GUME和GUMA为Ps.1200，GUDI为每兆瓦时Ps.0)。
有关我们旨在利用Energía的项目的信息加号程序。请参阅“-我们的业务-我们的代业务。”
SE 第220/2007号决议下的WEM供应协议
为了改善市场状况以鼓励新的投资和增加发电供应，SE通过了第220/07号决议，该决议授权CAMMESA与WEM发电代理就使用新发电设备生产的能源签订“WEM供应承诺协议”。这些是以美元计价的长期PPA，CAMMESA应支付的价格应以SE可接受的回报率补偿代理商所作的投资。CTLL、CTP和CTEB已根据这项决议与CAMMESA达成协议，该决议的总发电能力为856兆瓦。
在这些条例的框架内，在2021年期间，CTP(30兆瓦)和CTLLTV01(180兆瓦)的PPA完成了为期10年的合同 期限。此外，2022年4月，向CT Barragan的燃气轮机支付报酬的PPA结束了。截至该日期，这些单位已根据上述现货计划获得 报酬。因此，截至本年度报告日期，只有CTLL的TG04燃气轮机装机容量(79兆瓦)和CT Barragan的蒸汽轮机的部分产能在该计划下获得报酬。
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见 第21/16号决议项下的WEM供应协议
由于国家电力部门通过第134/15号法令宣布进入紧急状态，2016年3月22日，SEE发布了第21/16号决议，对新的火力发电能力进行招标，承诺在2016/2017夏季、2017/2017冬季和2017/2018夏季通过WEM提供。中标者以固定价格(以美元/兆瓦/月为单位)和不包括燃料的可变价格(以美元/兆瓦时为单位)与CAMMESA签订PPA，CAMMESA代表分销商和WEM的GU行事。
我们 获得了105兆瓦的中环线GT05的安装和100兆瓦容量的中环线的建设，这两个项目分别于2017年8月和12月投入使用。此外，我们还收购并开发了100兆瓦装机容量的CTPP，并于2017年8月投入使用。
见第287/17号决议：热电联产和CC项目
2017年5月10日，SEE发布第287/17号决议，对热电联产项目进行招标，并将现有设备关闭至CC。 热电联产项目的比消耗应较低(使用天然气时低于1,680千卡/千瓦时，使用替代液体燃料时低于1,820千卡/千瓦时)，新容量不应增加超过现有容量的输电需求；否则，必要扩建的费用将由投标人承担。
获奖的 个项目根据购买力平价协定获得报酬，为期15年。报酬由可用电力容量价格加上交付能源的可变非燃料成本和燃料成本(如果提供)、减去罚款和燃料盈余组成。电力产能过剩 将作为遗留产能支付报酬。
在这一框架内，2017年9月，SEE发布了第820/17号决议，仅授予三个506兆瓦装机容量的热电联产项目， 并在2017年10月，根据第926/17号决议，授予了总装机容量为1,304兆瓦的项目，其中，PAMPA获得了383兆瓦装机容量的Genelba Plus关闭合同。开式循环的商业运营于2019年6月开始，闭式循环的调试 于2020年7月开始。
此后， SRRYME第25/19号决议授权第287/17号决议下的项目获得者提交新的预定投产日期，该日期将作为PPA下新的承诺投产日期，自最初承诺的投产日期起以180天为限。然而，PAMPA批准了Genelba Plus CC的商业调试日期。
如上所述，SE第354/2020号决议允许根据第287/17号决议配备PPA的发电机将其发电厂供应合同中的天然气运行量和输送能力分配给后一项决议下的合同。 公司继续进行这种转让，因此必须对《购买力平价协定》进行修正。
见第59/23号决议：联合循环的报酬
2023年2月7日，SE发布了第59/23号决议，其中建立了一个制度，根据该制度，联合循环电厂的所有者可以遵守并与CAMMESA签署可用性 和效率改进协议(可用性协议)。
可用性协议设想 可用性承诺为净容量的85%，最长期限为5年。考虑到这种可用性承诺 发电机应收取2000美元/兆瓦/月和美元化能源价格(天然气为3.5美元/兆瓦时，FO和GO为6.1美元/兆瓦时)。
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它还规定，发电厂根据SE Res.826/22计划在12月、1月、2月、6月、7月和8月向DIGO提供的电力的报酬将减少35%，并在今年其余月份减少15%。
有兴趣加入该计划的代理商必须在90个日历日内向CAMMESA提交申请。
SE通过NO.2023-28679610-APN-SE#MEC，指示CAMMESA对申请标准进行某些更改：
I.它允许CAMMESA签订合同，从其他合同中没有承诺的联合循环中供应能力和能源。与工业或商业需求相关联的组合周期不包括在内。
二、关于能源报酬， 规定，如果发电机组在CAMMESA的最佳调度范围外调度，但由于运行原因而不是由于运输、电压控制或安全要求而强制发电，则在小时内，报酬将等于净装机容量的60%，而不考虑发电机组提供的能量。
三、它更正了用于调整适用汇率的日期，因此，将使用交易到期前一个工作日结束时的汇率 。
四、如果根据SE 826/22号决议或其修正案得出的补充报酬不能反映发电成本的变化，发电商可要求终止合同。终止将取决于SE的分析和接受情况。
在这项决议的框架内， 2023年4月，PAMPA为GENELBA和CTLL联合周期执行了两个PPA。此外，CTB还对其合并周期执行了购买力平价评估。
答复SE N°976/23：对古迪斯的新指控
2023年12月2日，SEE发布了第976/2023号决议，规定从2024年2月起，CAMMESA必须向MEM和MEMSTDF的经销商代理和/或服务提供商 开具新费用的发票：“GUDIS稳定收费”和“GUDIS补充电力调整”。 此信息必须在每月DTE中公布，以便每个MEM和/或MEMSTDF供应商可以直接将“GUDIS稳定收费”和“GUDIS补充电力调整”转移到其客户的发票中。2024年3月27日，ENRE通过第197/24号决议授权EDENOR和Edesur在其相关客户的发票中计入此类费用。
可再生能源的差别报酬
可再生能源项目推广办法
2015年10月，通过了第27,191号法律(由第531/16号法令调整)，修订了关于推广可再生能源的第26,190号法律。其中规定，到2025年12月31日，阿根廷能源总需求的20%应由可再生能源覆盖。为了实现这一目标，WEM的GU和CAMMESA应在2017年12月31日之前通过此类来源满足其8%的需求，这一比例每两年上升一次，直到实现目标为止。与Gu和Gudi达成的协议可能不会 平均价格超过113美元/兆瓦时。
此外，法律还规定了若干激励措施，以鼓励建设可再生能源项目，包括税收优惠(预付增值税、所得税申报单加速折旧、免征进口税等)。以及设立FODER，其目的之一是为这些项目提供贷款、出资等。
RenovAr计划
2016年5月发布的第71/16号决议启动了RenovAr(第一轮)计划的公开招标。2016年10月，根据第213/16号决议，ME&M授予了29个项目，总计1,142兆瓦(其中97%是风能和太阳能项目)， 包括我们在布宜诺斯艾利斯省的100兆瓦PEMC项目，该项目于2018年6月投入使用。此外，2016年10月发布了252/16号ME&M决议，启动了RenovAr(第1.5轮)计划的招标， 随后一个月发布了第281/16号ME&M决议，授予了30个项目，总装机容量为1,281.5兆瓦(100%使用风能和太阳能项目)。
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此外，2017年8月发布了第275/17号ME&M决议，启动了RenovAr(第二轮)计划的招标，并于2017年12月发布了第473/17号和488/17号ME&M决议，授予了88个项目，总装机容量为2,043兆瓦(其中89%是风能和太阳能项目)。最后，在2018年11月，SGE第100/18号决议启动了RenovAr MiniRen(第三轮)计划 招标较小规模的可再生项目(0.5至10兆瓦)，考虑将其连接到与该地点对应的配电公司的设施，设施最高为400兆瓦，其中350兆瓦是风能和太阳能项目。SSEERR 第91/19号决议授予RenovAr第三轮总装机容量为246兆瓦的项目。
在 RenovAr回合下的所有项目中，阿根廷政府为实现《联合国气候变化框架公约》和《巴黎协定》规定的贡献目标 在实现《联合国气候变化框架公约》和《巴黎协定》规定的贡献目标方面的任何和所有温室气体减排，包括为实现第27191号法律规定的可再生能源能力目标而实施的任何其他项目。
在2021年期间，修改处罚方案的SE第742/21号决议对RenovAr制度进行了几次修改。根据这种修改，可分批取消对违反供应承诺的处罚。
此外，对延迟进入商业运营承诺日期的项目给予了额外的期限 。根据授予项目的期限，与CAMMESA签订的PPA期限和在这一额外期限内支付的罚款各不相同。
此外，为了增加运输能力，SE第1260/21号决议批准了一项计划，允许不符合进入商业运营承诺日期的项目的业主通过支付罚款(相当于风能和太阳能项目的17,500美元/兆瓦，其他技术的12,500美元/兆瓦)和满足其他条件的方式终止与CAMMESA的承诺。
或者，此类项目的所有者可以：(I)请求延长进入商业运营的承诺日期，在这种情况下，相关PPA的期限和价格将会降低；或(Ii)降低项目能力(Renovar 3项目不符合这一选择)。
在每种情况下， 项目的所有者必须提交一份弃权书，向SE、CAMMESA等提出任何和所有针对所选替代方案产生的损害的索赔。
2023年3月20日，关于根据RenovAr计划第1轮、1.5轮、第2轮和第3轮以及第202/2016号决议执行的可再生能源购电协议中预计的每月罚款上限， SE第165/2023号决议(“165号决议”)修订了第285/2018号SE决议(先前经SE第742/2021号决议修订)第1条。
2023年4月25日，SE第284/2023号决议建立了一项新计划，允许RenovAr第二轮和第三轮项目延迟，在支付相当于35,000美元/兆瓦的终止费并放弃(I)向联邦政府、SE和CAMMESA提出的任何索赔以及(Ii)获得但不适用于该项目的任何税收优惠后，终止与CAMMESA执行的PPA。
2023年11月，SE883/2023号决议获得批准，该决议建立了可再生PPA下的罚款补偿机制，前提是要补偿的金额 投资于新的可再生发电能力。要求赔偿的项目的业主将有36个月的期限安装新的可再生电力，新的装机容量将通过以下 选项之一获得报酬：(I)100%的发电量将以相当于20美元/兆瓦时的价格获得报酬，为期60个月；(Ii)在120个月内以相当于20美元/兆瓦时的价格获得报酬的发电量的20%，剩余的80%将在垫子上出售、自用、保留以补偿未来的罚款或在现货市场出售；或(Iii)发电量的20%以相当于美元/兆瓦时20美元/兆瓦时的价格支付，为期180个月，其余80%将在垫子上出售、自用、保留 以补偿未来的罚款或在现货市场出售。
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RenMDI计划
2023年2月2日，SE发布了第36/23号决议，开启了选择可再生能源发电项目的国内和国际招标程序，以：(I)替代强迫发电(1号线)和(Ii)使能源矩阵多样化(2号线)。招标条款规定，1号线和2号线的最大容量分别为500兆瓦和120兆瓦。1号线S运力将分布在6个地区，2号线S运力将覆盖全国全境。2号线下的项目不符合 获得调度优先权的条件。
项目将通过与CAMMESA签订的能源供应合同获得报酬，合同期限为15年，自项目进入商业运营之日起 。在此日期之前，投标人必须遵守定期付款计划(初始付款和季度付款) ，该付款计划将转入一个专门账户(由CAMMESA管理)，用于扩建输电系统。根据时间表， 投标截止日期为2023年4月27日。
SE第609/2023号决议(经SE决议第905/23号修订)授予46个项目分配的总计514兆瓦电力，平均价格为73.1美元/兆瓦时。
垫子ER
Me&M 2017年8月18日发布的第281/17号决议规范了MAT ER制度，该制度为WEM GU和GUDI通过在MAT ER内个人购买或通过可再生来源自发电来满足其 需求供应义务设定了条件。此外，该决议还规定了适用于可再生能源发电项目的条件。具体地说，它创建了RENPER，这类项目将在那里注册。
计划提供MAT ER的项目 不能在其他薪酬机制(例如，RenovAr计划)下承诺。超过与CAMMESA的承诺的剩余能源将按RenovAr计划所涵盖技术的最低价格支付至发电量的10%，其余部分按第19/17号决议中为该类型技术设定的报酬价值支付。
此外，在MAT ER制度下签署的协议将按照WEM程序进行管理。合同条款、分配优先顺序、价格和其他条件，尽管有第27,191号法律第9节规定的最高价格，但双方可以自由商定，尽管承诺的发电量将受到发电商生产的或由与其签订购买协议的其他发电商或供应商供应的可再生能源发电量的限制。
我们 向REPER注册了PEPE II、III和IV项目。我们还根据ME & M第281/17号决议请求了相应的优先调度，该决议针对三个项目的全部160 MW装机容量获得了批准。
关于 PEPE IV项目，尽管该项目于2018年5月23日宣布，但经济的波动和适用立法的变化 对该项目产生了不利影响。看到 “我们这一代的业务”.
Pampa获得了PEPE III扩建项目的调度优先权 ，总发电量为81 MW中的76 MW。
然而，值得强调的是，2022年1月发布的第14/22号SE决议修改了平局打破标准，当有多个项目请求调度优先级而相关走廊没有足够的运输能力时。新方案取代了原来的标准(期限、使用系数和抽签)，而是要求对支付的金额应用乘数，以保留SE第551/21号决议中确定的派遣优先级 。
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SE第551/21号决议取代了 为根据时间延长和工作完成情况付款的方案保留派遣优先权的保证拨款。在承诺的期限内，适用500美元/兆瓦的季度付款。在工作完成至少60%的情况下，如果延长180个日历日，付款将继续按季度支付，金额为500美元/兆瓦。如果该工作是 完成低于60%，将按月付款。如果额外延长360个日历天，付款将提高 至每月1500美元/兆瓦。
2023年5月，SE 360/23号决议对调度优先权制度进行了改革，主要亮点包括：(I)GENREN计划的项目一旦合同敲定，就可以 参与MAT ER制度；(Ii)允许将调度优先权分配给新增可再生发电从10兆瓦起的需求增加的联合项目；(Iii)部分资格的项目只需支付分配功率与合格功率之间的差额，只要合格功率大于分配功率的50%； (Iv)在一年中所有时间都没有完全可用的情况下，在走廊内授予调度优先权的可能性 ；以及(V)启用电力高于其调度优先权的项目可遵循将包括在差额分配中的制度 。
根据这些条例，下列项目获得报酬：PEPE II、III(各53.2兆瓦)和IV(81兆瓦)。所生产的能源通过PPA在与私营部门签订的与美元挂钩的合同中销售，合同的加权平均期限约为5年。
此外，Pepe VI(140兆瓦)的建设正在取得进展，预计将于2024年第三季度投入商业运营。已请求在RENPER中填写PEPE VI，但最终注册仍在等待中。CAMMESA已授予140兆瓦的参考A派单优先权 。
除了自身发电外，自2019年以来，PAMPA一直在将第三方生产的可再生能源商业化，2022年的平均发电量为26GWh，为MAT ER细分市场的利润率做出了贡献。
WEM代理向CAMMESA付款
SRRYME 第29/19号决议放宽了适用于CAMMESA违约的WEM代理的费用和利率。
I. 惩罚性费用：对于最近三个月没有拖欠CAMMESA余额的WEM代理，违约费用将 相当于每天1%的债务，并有上限。
Ii. 违约利率：如果WEM代理商在违约月份之前向CAMMESA按时支付了最后三笔款项，则不应收取惩罚性 费用，利率应等于阿根廷银行为其30天贴现业务制定的利率 ，前提是付款是在到期日起15天内完成的。
三、 补偿：在某一月延迟不超过5天的情况下，允许不收取补偿利息的补偿 每延迟一天提前支付下列发票2天。
四、费用减免延期： SRRYME第29/19号决议将适用于欠CAMMESA未偿债务的WEM代理的50%费用减免延长至2020年4月30日。SE第148/2020号决议将SRRYME第29/19号决议的适用期限延长至2020年12月31日。
此外，2020年4月8日，SE指示中国机电产品协会对受新冠肺炎相关检疫影响的WEM代理商实施非常付款机制。 根据该机制，WEM代理商可以根据其销售受到的影响部分取消能源供应，并将剩余余额推迟15天至6个月支付。这样的金额不应计入费用或利息。此 机制适用于2020年4月1日至新冠肺炎取消隔离后60天内的能源供应。在2020年期间，未对第31/2020号决议规定的价格进行调整。
此外，第27,591号法律和SE第40/2020号决议规定了一个计划，根据该计划，阿根廷政府将偿还分销商欠CAMMESA的高达66%的债务。剩余金额将分60个月注销，有6个月的宽限期和较低的利率 (WEM利率的50%)。为了申请该计划，经销商及其相关监管机构应与SE签署协议，其中除其他义务外，应保证该计划允许经销商在2021年定期支付应付CAMMESA的金额，并提供足够的担保(例如，客户转让欠经销商的金额 )。
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如果总代理商 没有债务，或者如果债务是合理的，则将确认积分。此类信用额度可指定用于基础设施投资或拓宽分销网络等。这些分销商应定期支付应付CAMMESA的金额。
两项计划下待确认的信贷 将由统一基金向稳定基金的贷款提供资金，但鉴于该基金存在缺陷，预计 将通过阿根廷政府的转移支付。然而，这些计划往往会规范能源部门的现金流。
石油和天然气监管框架
阿根廷碳氢化合物法
2014年10月29日，国民议会通过了修订碳氢化合物法第17,319号的第27,007号法律，该法律考虑了行业中的新钻探技术，主要 引入了勘探许可证和开采特许权的条款和延期、征费和特许权使用费、纳入了陆上和近海非常规勘探和开采的概念，以及根据第929/13号法令制定的促进制度等。第27,007号法律所作的主要修改详述如下。
非常规油气开发
该法赋予第929/13号法令设立的“非常规油气开采特许权”概念法律地位 。非常规油气开采一词被定义为在片岩或板岩(页岩气或页岩油)、致密砂岩(致密砂岩、致密天然气、致密油)、煤层气和/或通常以低渗透率岩石为特征的地层中的储层中，通过非常规刺激技术提取液体和/或气态碳氢化合物。
勘探许可证和/或碳氢化合物开采特许权的持有者将有权根据下列条款向执行当局申请非常规碳氢化合物开采特许权：
| · | 开采特许权公司可要求在其区块内将现有区块细分为新的非常规油气开采区块，并授予非常规油气开采特许权。这一要求的基础将是根据可接受的技术和经济标准制定一项试点计划，旨在对已发现的油气藏进行商业开采。 |
| · | 非常规碳氢化合物开采特许权的持有者如果同时持有先前存在的和相邻的开采特许权，可要求将这两个区块统一为单一的非常规碳氢化合物开采特许权，条件是它们适当地证明了这些区块的地质连续性。此类 请求应以试点计划的制定为基础。 |
开采特许权和许可证的条款
勘探许可证的条款将根据勘探目的(常规或非常规)在执行机构发布的每个投标中确定：
| i. | 常规勘探：基本勘探期限分为两个时期，每个时期最长三年，外加最长五年的可选延期。这样，勘探许可证的最长延期从14年减少到11年 ； |
| 二、 | 非常规勘探：基本期限分为两期，每期四年，外加可选择延长最多五年，即最长不超过13年；以及 |
| 三、 | 陆上和近海勘探：基本期限分为两期，每期三年，外加 每一年的可选延期。 |
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在基本期限的第一个 期限结束后，许可证持有人将决定是继续勘探该区块还是将其整体移交给 政府。如果许可证产生的义务得到适当履行，则可以保留整个区块。 在基本期限届满时，勘探许可证持有人将归还整个区块，除非其行使权利 延长期限，在这种情况下，归还将限制为剩余区块的50%。
将按以下条款授予开采特许权 ，这些特许权将自授予决议日期起计算：
| i. | 常规开采特许权：25年； |
| 二、 | 非常规开采特许权：35年；以及 |
| 三、 | 大陆架和近海开发特许权：30年。 |
此外，开采特许权的持有者可在特许权到期前发出至少一年的通知，申请将特许权无限期延长10年，条件是该特许权持有人已充分履行其作为开采特许权公司的义务，在该区块生产碳氢化合物，并且 提交与特许权开发情况相一致的投资计划。
颁授奖项
第27,007号法律建议起草将由SE和省级当局共同编制的标准投标表格，执法当局发起的所有招标都应根据该表格进行调整，并引入授予许可证和特许权的具体标准，办法是在PEN或省级行政部门适当合理的酌情决定权下，通过纳入 作为平局决定权的 具体参数来授予许可证和特许权。
| · | 征款及专利税 |
经修订的《碳氢化合物法》 更新了与1454/07号法令确定的勘探和开采征费有关的数值；这些数值通常也可由国际笔会更新。每项征费和特许权使用费的现值详述如下。
| - | 征款 |
第27,007号法律规定了许可证持有者每年和预先支付的每平方公里或每小部分的征款价值。开采许可证的金额为4500便士。相比之下，对于勘探许可证，以下数值将适用：基本期限 第一阶段为Ps.250，第二阶段为Ps.1,000；延期第一年为Ps.17,500，年累计增长25%。
基本期限和延长期的第二个 期间的应付金额可通过将其与勘探投资相抵销的方式进行重新调整，直至达到该期间适用的每平方公里征费的10%。
2019年9月26日，内乌昆省公布了从2020年开始对该省生效的每平方公里或部分新的征款值。开采税定为22,410印尼盾，勘探费定为第一期1,245印尼盾，第二期为4,980印尼盾，第三期为7,470印尼盾，延长期为87,150印尼盾(第2032/19号法令)。
自2021年起，第771/20号法令规定了以Ps为单位的最高征税标准。相当于按国内市场平均价格计算的一定数量的石油，按纳西翁银行在付款前最后一个营业日生效的汇率计算。这项计划适用于全国(包括内乌昆省)。开采特许权达8.28桶。勘探许可在基本期限的第一阶段申请0.46桶，在第二阶段申请1.84桶；在延长期申请32.22桶。
版税
特许权使用费被定义为拥有碳氢化合物所有权的司法管辖区将以设保人的身份从碳氢化合物生产中收取的唯一收入。
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开采特许权公司应按月向设保人支付特许权使用费的百分比仍为在井口开采液态碳氢化合物所得收益的12%。天然气产量将承担采掘和实际使用量价值的类似百分比，按月支付。在延期的情况下，第一次延期最高可额外支付3%的版税，但限于18%的费率。
对于开展碳氢化合物 常规开采补充活动，从已授予特许权期满开始，在非常规碳氢化合物开采特许权范围内，执行当局可视情况确定在当前特许权使用费的基础上增加至多3%的额外特许权使用费， 最高可达18%。
笔会或省行政部门(视情况而定)以授权机构的身份，可在试点项目结束后10年内将适用于碳氢化合物生产的特许权使用费相应的金额减少至多25%，以支持在自第27,007‘S号法律生效之日起36个月内申请碳氢化合物非常规开采特许权的公司。
| - | 延期债券 |
对于开采特许权的延期，第27,007号法律授权执行当局支付延期保证金，上限为特许权到期时剩余的已探明储量乘以在准予延期前两年期间适用于特定碳氢化合物的盆地平均价格的2%所得的金额。
| - | 剥削债券 |
执行当局可 确定开采保证金的支付，上限为授予特许权期满时与常规碳氢化合物开采相关的剩余探明储量乘以授予碳氢化合物非常规开采特许权前两年适用于特定碳氢化合物的盆地平均价格的2%所产生的金额。
| - | 交通优惠 |
运输特许权(到目前为止已授予35年)将与最初的开采特许权授予相同的期限，并有可能获得随后每次最多10年的延期。因此，源于常规开采的运输特许权的基本期限为25年。相比之下，非常规开采特许权将有一个基本的35年期限，每个 除了任何已批准的延期期限之外。在这些条款到期后，根据法律的实施，设施的所有权将转让回联邦政府或省政府，且不收取任何费用或承担任何产权负担。
| - | 统一立法 |
第27,007号法律规定联邦政府和各省之间关于税收和环境问题的两种不具约束力的承诺：
| i. | 环境立法：规定联邦政府和各省将寻求建立统一的环境立法，主要目的是将最佳环境管理做法应用于碳氢化合物勘探、开采和/或运输，目的是在适当保护环境的同时促进这一活动的发展。 |
| 二、 | 税收制度：规定联邦政府和各省将寻求采取统一的财政待遇，鼓励在其相应领土内开展碳氢化合物活动，并遵循以下准则： |
| · | 适用于碳氢化合物开采的毛收入税率不超过3%； |
| · | 冻结现行印花税税率，并承诺不向为安排投资项目、担保和/或担保投资而签订的任何金融合同收取印花税；以及 |
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| 目录表 |
| · | 各省及其直辖市承诺不对许可证和特许权持有人征收新的税收或增加现有税收，但服务补偿率、改善缴费和一般增税除外。 |
将区块保留给国家或省政府控制的公司的限制
碳氢化合物法修正案限制联邦政府和各省今后保留新的区块，以支持公共或混合资本公司或实体，无论其法律形式如何。然而，在此次修订之前，当地公司为勘探和开发保留的 区块签订的合同受到保护。
对于已经预留给上市公司的区块，以及尚未根据与第三方的合资协议授予的区块，可以使用联合 方案，在这种情况下，这些公司在开发阶段的参与将与其投资成正比。 因此，区块开发或开采阶段的“进位”制度已被取消。这种系统在勘探阶段并未被禁止。
常规和非常规碳氢化合物投资促进机制
2013年7月11日，PEN发布了第929/13号法令，其中设立了常规和非常规碳氢化合物开采投资促进制度，以鼓励投资和非常规开采特许权的概念。
第27,007号法律将推广制度的好处扩大到碳氢化合物项目，涉及最低2.5亿美元的外币直接投资，在提交碳氢化合物开采投资项目时进行评估 ，将在头三年投资。在修订之前， 推广制度福利在五年内达到以外币计价的投资项目，最低金额为10亿美元。
勘探许可证和/或油气开采特许权的持有者和/或油气开采特许权的持有者和/或在国家碳氢化合物投资登记处注册并提交此类项目的第三方将有权从执行的第三年开始，自由向国外销售液体和气态碳氢化合物产量的20% 和60%(对于常规和非常规开采项目和海上项目)，如果适用，可征收0%的出口关税。此外，只要适用的项目涉及至少2.5亿美元的外币进入阿根廷金融市场，他们将可以100%免费获得从这些碳氢化合物出口中获得的外币。
根据《碳氢化合物法》第6条，在国家碳氢化合物产量不足以满足国内需求的期间，受促进制度保护的国家将有权从其各自投资项目执行后的第三年开始，获得不低于参考出口价格的价格(不计算任何适用扣缴的发生情况) 从这些项目产生的可出口液体和气态碳氢化合物百分比中获得不低于参考出口价格的价格。
根据这些投资项目，27007号法律规定了应向开发投资项目的生产省份支付的两笔捐款： (I)项目持有人支付投资额的2.5%，用于企业社会责任项目；(Ii)由联邦政府碳氢化合物投资委员会根据投资项目的规模和范围确定的金额 。
碳氢化合物出口获得外汇的制度
根据2023年10月3日发布的第SE 808/2023号决议(经第827/2023号决议修订)，碳氢化合物出口商有资格按CCL汇率结算其向国外市场销售的25%，其余75%继续按官方汇率在MULC结算。该计划的目标是鼓励石油和天然气出口，并增加BCRA的储备。
此外，通过上述决议，原油、石油和天然气等不同关税类别以非常和暂时的方式并入根据第576/2022号法令建立的出口增加方案(PIE)，由第443/2023号法令恢复，并由第492/2023号法令延长。
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如果货物的有效出口日期不晚于2023年11月30日，出口结算日期在2023年10月2日至2023年10月20日之间的货物出口业务结算 适用于上述计划。
随后，2023年10月23日，第549/2023号法令生效，允许碳氢化合物出口商以CCL汇率结算其向国外市场销售的30%，而其余70%继续按官方汇率结算。要获得该计划的资格，出口必须在2023年11月17日之前结算。
专门适用于天然气市场的法规
计划燃气。Ar
根据2020年11月16日第892/20号法令，创建了天然气计划，以促进阿根廷的天然气生产，减少和取代液化天然气和液体燃料的进口，提供供应链的可预测性，并管理天然气成本对优先需求价格的影响。从2021年1月开始，陆上生产期限为四年，海上生产期限为另外四年。选择参加此计划的非常规天然气计划的受益人 应首先提交弃权书。
招标方法和采购条件
SE在作为卖方的生产商和作为买方的CAMMESA、天然气分销商和Enarsa(在巴塔哥尼亚、马拉盖和普纳的情况下)之间 进行了招标，总基础容量为7000万m3/天(内乌基纳盆地为67%)，可延长至冬季(5月至9月)， CAMMESA每日DOP为100%，每月最高为75%，天然气分销商和Enarsa为季度。 内乌基纳盆地招标的最高底价为3.7美元/mBtu。此外，非冬季的获奖价格将调整0.82倍，冬季的价格调整为1.25倍，冬季的额外成交量调整为1.30倍。
生产商承诺从2021年1月开始，每个盆地和每月的最低产量相当于基本注入(2020年5月至7月期间的平均值)，对于陆上生产，最高产量低于或等于2021年5月至7月期间承诺产量的70%。对于海上生产，最高产量低于或等于2020年5月至7月承诺产量的70%。此外，生产商必须提交一份投资计划，以维持承诺的产量，并提交一份国家增值承诺，以发展当地、区域和国家的直接供应商。
如果6月、7月和/或8月的注入量低于承诺的注入量，生产者可通过：(1)从另一个盆地自有产量或从另一个签署国获得产量，只要有可用的运输能力；(2)自行进口；(3)按投标价格支付相当于缺口的2倍的付款，并采用1.25的调整系数。
此外，参与的生产商 可以在稳固的基础上出口，对出价较低的生产商有优惠订单，总量最高可达1100万米3/天 (64%的内乌基纳盆地)，在非冬季期间可延长至冬季，前提是特定盆地供应过剩。
关于应付价格， 采购商CAMMESA和Enarsa将按照计划天然气计划下授予的价格付款。招标，而天然气生产商 将获得现行关税方案中确定的金额，授予价格的差额将由阿根廷政府补偿。根据特许权，这笔赔偿金将根据该省和/或阿根廷政府的特许权使用费税率予以扣留。只要生产商在注资月结束后30天内提交生产誓章，他们将在接下来的 30天内获得扣除版税后补偿净额的85%的临时付款，并在提交经独立审计师认证的誓章后60天内收到调整后的余额付款， 考虑到纳西翁银行在注资月最后一个营业日的销售汇率。
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此外，根据 Plan Gas.AR框架，阿根廷政府根据适用立法并受执行当局和/或 AFIP的监管，建立了一个担保制度来确保赔偿，尽管有其他机制。此类机制受到SE第125/2021号决议的监管，该决议提供了外币电子认证， 生产商可以直接申请以履行Plan Gas中的财政负债。阿根廷政府违约。此外，SE将被授权 在AFIP之前强制执行获奖者的担保。AFIP仪器称系统于2021年3月4日发布。
最后，BCRA应建立 适当的机制，以便利获得MLC，只要资金已被MLC接纳，随后在DNU生效之前，并将用于资助《气体计划》下的项目。
招标获奖
2020年12月15日和29日，SE授予6740万万3/天天然气(其中55%用于发电厂)，年平均基价为3.5美元/mBtu，以及360万立方米的额外产量3/天在冬季期间，以4.7美元/mBtu的价格。 Pampa获得了490万m的基本量3每天3.6美元/mBtu，额外成交量100万3/天 冬季期间，价格为4.7美元/mBtu。
此外，Pampa是冬季三家额外投放销量的生产商之一，获得了100万英镑的奖金。3/天4.68美元/mBtu。490万米中的 3/基础招标当天，56%将流向发电厂，其余部分将流向天然气经销商或Enarsa。 相比之下，冬季额外的流量将流向天然气经销商或Enarsa。
因此，PAMPA在投标产量方面实现了最高的 增长，2020年5月至7月的冬季高峰注资比平均产量高出20%，在Plan Gas.Ar的四年期间，投资约为2.5亿美元。今年冬季的天然气产量对于支持季节性较强的天然气需求、减少天然气进口和替代燃料消耗以及适度的外汇储备至关重要。
2021年2月22日，根据第129/2021号决议，SE呼吁进行第二轮奖励，以增加内乌基纳盆地和南方盆地的冬季天然气产量， 2021年的日DOP在75%至100%之间，2022年至2024年的日DOP在100%之间，每月最高可达75%。最高竞价相当于第一轮的 中标价。通过SE第169/21号决议，总平均蓄积量为330万米3/天，价格为4.7美元/mBtu， 将于2021年6月交付。潘帕参赛，获80万元奖金3/天，4.7美元/mBtu。此外， 获奖公司必须与Enarsa签订合同。
2021年10月19日，通过第984/2021号决议，上海证券交易所启动了第三轮，总金额为600万美元3/天对应的天然气， 300万米3/天，内乌基纳盆地最高价格为3.66美元/mBtu，200万米3/天，南方盆地最高价格为3.52美元/mBtu，100万米3/天，西北盆地的最高价格为3.577美元/mBtu。此轮 有效期为2022年5月1日至2024年12月31日。
2021年11月12日，SE 共授予300万3/天，相当于内昆盆地以3.43美元/MTBU的价格，西北盆地和南方盆地的体积被宣布为无效。Pampa获得了200万米的销量3/天，3.347美元/MTBU此外，获奖公司还必须执行与Enarsa签订的5月至9月的合同以及与CAMMESA签订的10月至4月的合同。
保证计划
2022年11月3日，颁布了第730/2022号法令(下称“第730号法令”)。根据该法令，Gas.Ar计划被修改，并被 “确保和加强2023-2028年阿根廷所有碳氢化合物盆地的联邦碳氢化合物生产、国内供应、出口、进口替代和运输系统扩展的计划”(下称“保证计划”)取代。
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保证计划的主要目标是：(I)加固70 mm m的平坦基础3/d(对应于Gas.Ar计划第1轮和第3轮中授予的运量)， 不包括冬季高峰)和(Ii)利用GPNK建设时可用的新运力 来弥补对可通过疏散的增量运量的需求(Transport.Ar方案，第67/22号决议)。第730号法令设立了一个新的有效期至2028年12月31日。
方法论和条件
国家行政权力机构规定，合同将通过能源秘书处邀请的招标程序授予。
2022年11月14日，能源秘书处第770号决议(下称“第770号决议”)公布。根据第770号决议，在《担保计划》的框架内，进行了第4轮(内乌肯盆地)和第5轮(高尔夫圣豪尔赫和南方盆地)招标。
关于内乌肯盆地，第4轮有以下目标：(1)第4.1轮：延长在天然气第1轮和第3轮框架内作出的承诺。计划再延长4年，从2025年1月1日至2028年12月31日，相同的数量和价格等于或低于在适当时候授予的数量和价格。在获奖生产商没有行使延期选择权的情况下，能源秘书处向请求延期的投标人提供完成产量的选择权；和(Ii)第4.2轮：授予增量产量：a.7月固定天然气： 11 MMm3/d从2003年7月1日至2018年12月31日，b.1月固定天然气：3 MMm3/d 从1/1/24到12/31/28，c.气体峰值2024：7 mmm3/d 5月1日至9月30日，2024年至2028年， 和d.峰值气体2025：7 mmm3/d从5/1到9/30，从2025到2028。至于价格， 投标人必须提供低于或等于以下的价格：平气：U$S 4/MMBTU；峰气：U$S 6，9/MMBTU， 必须采用1.3的调整系数。
竞价回合
2022年12月22日，总量为6640万米3/天3.6美元/mBtu根据能源秘书处第860号决议被授予4.1轮，总成交量为1400万米3/天以3.3美元/mBtu的价格获得7月和1月的高峰天然气，总成交量为1400万米3冬季以3.9美元/mBtu的价格奖励Peak Gas 2024和Peak Gas 2025。
PAMPA以480万米获得前几轮量价的延期3/天，相当于7月份的Flat Gas，价格为3.485美元/mBtu。
2023年9月27日， 在第5轮中，PAMPA被授予西北盆地的产量，从1350万立方米/天到7050万立方米/天，价格 从9.8美元/MTBU下降到6.0美元/MTBtu。
住宅和CNG管段用天然气
| - | 天然气价格在价格区间内 |
2017年12月，第27,200号法律规定的延长2002年宣布的公共紧急状态的期限终止。因此，恢复了第24,076号法律，该法律规定天然气供应价格应由供需双方自由互动决定。
2019年2月中旬，启动了向分销公司供应天然气的招标，从2019年4月开始，为期12个月，固定上限和最高日供应量的70%。对于诺罗亚斯特盆地，940万米和380万米3分别为冬季(2019年4月至9月)和夏季(2019年10月至2020年4月)分配 ，平均投标价格为4.35美元/mBtu。 其余盆地分别为36.1和1440万米3分别分配给冬季和夏季，平均投标价格为4.62美元/mBtu。PAMPA参与了此次招标并中标。
生产商以比索向经销公司收费，考虑到纳西翁银行在每个季节开始前15天的平均汇率，如果低于协议规定的汇率(ENARGAS Res.第72/19号)。然而，本应于2019年10月1日实施的适用于2019年10月至2020年4月夏季季节性的汇率更新被多次推迟。这些协议已于2020年3月31日到期。考虑到P的贬值。和关税冻结 (社会团结和生产性复兴法)，从4月开始 2020年定价协议开始基于ENARGAS在关税方案中承认的范围。
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2020年12月，根据天然气计划进行了招标，同意在2021-2024年期间向天然气经销商和发电厂供应总计6740万立方米的天然气3/天，其中35%将发往总代理商。平均投标的年基价为3.5美元/mBtu，冬季的额外销量为360万米3/day以每年4.7美元/mBtu的平均基价获得，专门针对优先需求 。PAMPA参与了此次招标并中标。
此外，第1053/18号法令规定，联邦政府将承担2018年4月至2019年3月期间经销商购买的天然气价格与最终关税中确认的价格之间的差额。截至本年度报告之日，PAMPA已经收集了第一期Ps。4100万。 然而，2020年12月14日公布了第27,591号法律，废除了这项法令。PAMPA正在评估要 采取的行动方案。
值得一提的是，从2021年开始，根据SE Res.第354/20号决议，PIST上的天然气生产参考价是根据Plan Gas.Ar设定的，夏季(10月至4月)为2.30美元/mBtu，冬季(5月至9月)为3.50美元/mBtu。
2022年8月2日，SE发布了第610/2022号决议，根据第332/2022号法令的规定，为适用于天然气公共服务用户的天然气设定了新的PIST参考价格。
在Enarsa的案例中，它必须支付Gas.AR计划中授予的价格的100%。2022年2月、6月和8月举行了公开听证会，审议国家在Gas.Ar计划框架内自费承担的天然气价格部分。值得一提的是，通过能源秘书处第610/2022号决议，逐步提高了分销商支付非补贴住宅消费的比价，而分销商则为剩余的补贴消费者支付补贴价格。
2023年1月10日，发布了第6/2023号SE决议。根据这一决议，在Gas.AR计划和保证计划框架内执行的合同的天然气价格根据不同类型的用户进行了调整。
2023年4月27日，ENARGAS第186/2023至196/2023号决议公布。根据这些决议，在Gas.AR计划和保证计划框架内执行的合同的天然气价格根据不同类型的用户进行了调整。
2024年3月27日，公布了第41/2024号决议，其中规定了在天然气/空气资源计划(第892/2020号法令及其修正案)框架内签订的协议的价格转让给最终用户的价格。定义的时间段如下：(I)2024年4月1日至2024年4月30日；(Ii)2024年5月1日至2024年9月30日；(Iii)2024年10月1日至2024年12月31日。
同样，在获得天然气公司的同意后，它确立了Enarsa、生产和分销公司和/或天然气分销商 的义务。a 计划在本决议公布后连续5天内(即至2024年4月1日)或下一个工作日(即至2024年4月3日)调整所述仪器，并将其提交给能源部长和ENARGAS。
最后，它指示ENARGAS ：(I)发布反映价格汇率月度变化的价目表；以及(Ii)采取必要措施，确保公共服务提供商为通过全国网络分销和再分销天然气而开具的发票反映天然气价格。
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| · | 发电用天然气 |
从2019年12月30日起，发电厂的燃料供应再次集中在CAMMESA(除了Energía Plus的发电机和见第287/17号合同)。 此后，CAMMESA连续进行招标，以弥补其每月的消耗。此外，从2021年起，CAMMESA的大部分天然气供应 将通过计划天然气供应计划输送，为期4年。Energía Plus和见第287/17号合同所涵盖的发电机可以选择将天然气作业和运输转让给CAMMESA。 PAMPA加入了这一计划。
值得一提的是，从2021年7月中旬开始，CAMMESA平均每两周呼吁Plan Gas.AR获奖者在可中断的基础上提供剩余数量，最高价格相当于第一轮授予的价格。2021年，平均每天获得2520万立方米的排放，价格为3.4美元/mBtu(9月之前为4.4美元/mBtu，之后为2.9美元/mBtu)。在2021年结束后，以2.9美元/mBtu的价格授予了2210万立方米/天的平均产量 。
| · | 天然气出口 |
2021年4月27日，实施了批准天然气出口的新程序(SE Res.第360/21号决议)。新的许可计划在确定和优惠的基础上对Plan Gas.AR获奖者进行出口，并将最低销售价格设定为相当于第一轮获奖价格的非高峰价格。本公司作为Plan Gas.AR获奖者，可以在夏季进行确定的出口，并在获得适用当局事先批准的情况下延长至冬季。
2023年2月，PAMPA获得了向智利出口天然气的坚定许可，2023年5月至2023年6月期间的最大出口量为220万立方米/天。随后， 在2023年6月，批准向智利出口天然气，2023年7月至9月的最大流量为每日86万立方米 。2023年8月，在2023年10月至2024年4月期间，额外发放了145.2万立方米/天的许可证。
2023年12月，批准在2024年5月至2024年9月期间每天向智利出口60万立方米天然气。
值得强调的是，天然气出口关税自2020年5月起生效。2020年5月19日发布的PEN第488/20号行政命令规定，只要国际布伦特原油价格等于或低于45美元/桶，就可以免除出口关税。汇率将随着国际参考价 逐步上升，直到达到8%，这是当布伦特原油价格等于或超过60美元/桶时承认的上限。2021年，除1月份(3.1%)和2月份(5.7%)外， 比率保持在8%。
2022年11月17日，SR第774号决议(SE N°774/22号决议)代替SE第360/21号决议公布。新程序定义了三个夏季限制不同的出口地区：内乌肯盆地9毫米m3/天(10月23日-4月24日)，南方盆地 2 mmm3/日(10月23日至4月24日)和诺罗亚斯特和其他盆地，不受容量限制 。
产量限制将被分配如下：(I)45%作为获奖生产商在流域总产量中所占份额的函数；以及(Ii)在流域增量产量内产生最大加权单位产量降价的生产商中的55%。
确定最低价格参考 ，该最低参考价格必须高于或等于能源秘书处确定的布伦特原油价格百分比与按季节性指数调整的平均授予价格之间的最大值。在2023年5月至6月期间，最低价格相当于7.73美元/mBtu。此外，3 mm的确定体积m3将授权Neuquén 盆地2023年5月至6月期间的出口/天，在第4.2轮“7月固定天然气”投标中授予的生产商之间分配。还允许从与CAMMESA和/或Enarsa签订的Gas.AR和/或保证计划合同中打折 卷。
石油和天然气增量生产外汇准入计划
2022年5月28日，政府公报公布了第277号法令，该法令规定，SE将能够通过未来在Gas.Ar计划框架内拍卖的方式，签订多年期合同，以满足天然气需求(至少三年)。
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此外，还创建了 石油增量生产(“RADPIP”)和天然气增量生产(“RADPIGN”)方案， 以及促进区域和国家供应商就业、工作和发展方案(“RPEPNIH”)。
这些 计划的受益人将可以使用多边信贷支付境外贸易或金融负债的本金和利息，包括对非居民相关公司的负债，以及与关闭和审计的财务报表相对应的收益和股息分配，和/或非居民投资的汇回。这一好处可以转移给直接供应商。对于RADPIP和RADPIGN，如果交易所法规要求，对上述金额以下的MLC的访问将不受央行事先协议的约束。
就天然气而言，收益将根据过去12个月的加权平均出口价格扣除出口关税后的受益增量注入量(“VIIB”)来计量。此价格不能低于全年授予的基本气量的加权平均价格，也不能高于相同价值的两倍。VIIB将相当于受益者相对于其基线的增量注气量的30%。
就石油而言，效益将根据过去12个月按布伦特原油平均价格计算的受益增量产量(“VPIB”)计算，扣除出口关税并受石油质量下降影响。VPIB将相当于受益人相对于其基准的季度增量石油产量的20%。
在这两种情况下，基准 将是2021年的总产量/注入量，可以根据 法令中提出的假设提高受益百分比。
关于RPEPNIH，供应商的发展计划将受到控制，以确保区域和国家一体化。还考虑了给予区域和国家原产货物和/或服务供应商优惠待遇的合同计划。
2022年8月12日，颁布了管理DNU 277的第484/2022号法令。此外，2023年1月16日，能源秘书处第13/23号决议在《官方公报》中公布，以规范登记和获得DNU 277创造的外币利益的步骤。
到目前为止，PAMPA已获得与2022年第三季度和第四季度以及2023年第一季度相对应的RADPIGN和RPEPNIH福利获得证书 。2023年第二季度、第三季度和第四季度申请的证书仍在等待发放。
专门适用于原油市场的法规
| · | 国内市场的原油商业化 |
截至本年度报告 发布之日，国内市场原油交易尚无参考价。然而，考虑到加油站的燃油价格回落， 当地炼油商接受低于出口平价的价格。
自2023年12月以来，YPF的新管理层正试图使其泵站的汽油和柴油价格正常化，导致当地油价与出口油价趋同 平价。
| · | 液态碳氢化合物出口关税 |
2020年5月19日发布的第488/20号法令规定，只要国际布伦特原油价格等于或低于45美元/桶，就可以免征出口关税，随着国际参考价的上涨 逐渐上升，直到达到8%，当参考价格等于或 超过60美元/桶时，才承认上限。截至本年度报告日期，税率为8%。
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中游
| · | 专门适用于液化石油气业务的法规 |
| - | 家用煤气瓶计划与丙烷电网协议 |
以补贴价格供应气瓶用丁烷的计划由第470/15号法令创建，并包含在家用气瓶计划(碳氢化合物资源部长第56/17号决议，经修订)之下，该计划目前正在生效，规定以最高参考价格向分馏公司供应限定的液化石油气配额，以惠及低收入住宅用户。根据家用气瓶计划销售的丁烷和丙烷的销售价格由SRH确定，该机构设定了Ps的价格。丁烷和Ps的价格为9895/吨。丙烷9,656/吨，自2019年7月1日起(SHC规定第104/19号)。后来，价格被更新为Ps。这两种产品的价格均为10,885/吨 ，自2020年10月19日起生效(SE决议第30/20号)。因此，参与该计划迫使TGS 以表面上低于市场价格的价格生产和销售液化石油气，这需要采取必要的机制将其负面影响降至最低。
关于为未稀释丙烷气体配电网供应丙烷气体的协议 ，2018年5月30日，TGS执行了该协议的第16次延期， 该协议为确定2018年4月1日至2019年12月31日期间该计划下的销售价格和销售量设定了新的方法。2020年1月14日，TGS收到SE的指示，根据该延期继续交付。 2020年8月25日，TGS执行了丙烷电网协议的第十七次延期，有效期至2020年12月31日。截至 本年度报告发布之日，该计划未被推迟。
家庭燃气瓶计划和丙烷网格协议都规定了联邦政府应向参与者支付的补偿，该补偿是根据此类协议下的销售价格与SRH每月公布的出口平价之间的差额计算的，尽管 在收取条款方面存在重大延误。
| - | 天然气进口融资费 |
关于ENARGAS发布的第I-1,982/11号决议和第I-1,991/11号决议，当时该决议规定天然气进口融资费增加约700%(根据2,067/08号法令设立)，TGS于2019年3月26日收到一审裁决通知，维持其关于上述规定违宪和无效的主张。联邦政府于2019年3月29日对该裁决提出上诉；上诉于2019年4月3日获得批准，截至本裁决之日尚未得到解决。
2020年12月1日，审理此案的法院在考虑到裁决并鉴于TGS声称的理由后作出裁决，将在此类普通诉讼中授予的禁制令的有效期延长六个月和/或直至作出最终和决定性的裁决。
| - | 出口关税 |
至于碳氢化合物出口， 从2018年9月开始征收Ps的出口关税。丙烷、丁烷和液化石油气每出口4美元，最高税率为12% (第793/18和865/18号法令)。《社会团结和生产性复兴法》规定，自2019年12月23日起，这一税率不得超过应税价值或离岸价格(FOB)的8%。然而，在其规定之前，第793/18号和865/18号法令继续适用。2020年5月19日发布的第488/20号法令规定，只要国际布伦特原油价格等于或低于45美元/桶，就可以免征出口关税，随着参考价格增加到8%，出口关税就会逐渐上升，当布伦特原油价格等于或超过60美元/桶时，就可以承认出口关税上限。截至本年度报告日期，税率为8%。
| · | 专门适用于原油运输的规定 石油运输 |
2016年6月，Oldelval要求 向MeyM执行RTI，因为关税不足以制定维护和投资计划，以保证设施和运输服务的完整性、效率和可靠性。因此，2017年3月10日，公布了以美元计价的新关税方案，规定平均上调34%，自2017年3月起生效，有效期为5年(MeyM Res. 第49/17号)。2018年11月，Pampa将Oldelval 21%的股本剥离给埃克森美孚阿根廷勘探公司，保留了Oldelval 2.1%的股权。
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在2022年，奥德尔瓦尔呼吁 竞标，以授予一份长达36,000米的固定运输合同3/天为阿伦-罗萨莱斯港输油管道段 其作为国家液态烃运输特许权持有者的能力。
然而，它收到的投标数量远远高于最初投标的数量，相当于130752m的总量3/天，因此它决定扩大原来的投标量，并将其扩大到每天50,000立方米/天。
这一整册已被授予， 运输合同已经执行，有效期至运输特许权结束(2037年)。
在2023年期间，奥德尔瓦尔进行了一些小规模的运力增加，平均每天运输46,000立方米。
| · | 油类储存和疏散 |
与Oldelval邀请的招标有关，Oiltanking Ebytem呼吁进行投标，将石油输送能力提高到5万米3/天和存储容量 高达300,000 m3。这些扩建项目将完全用于石油出口。
| 项目4A。 | 未解决的员工意见 |
不适用 。
| 第五项。 | 经营与财务回顾与展望 |
本部分包含涉及风险和不确定性的前瞻性 陈述。由于各种因素的影响，我们的实际结果可能与前瞻性陈述中讨论的结果大不相同，包括但不限于“注6.1--关键会计 估计和判断”我们的合并财务报表“前瞻性陈述“和”项目 3。关键信息风险因素“以及本年度报告所列事项的一般情况。
以下讨论 以我们的合并财务报表和本年度报告中包含的相关附注为基础，应与之一并阅读。
| 107 |
| 目录表 |
收入来源
世代
我们的发电业务的收入来自与MAT内大用户的电力销售合同销售、与CAMMESA的供应协议以及对现货市场的销售。当发电厂可用且能源输送有效时，确认收入。
油气
我们的石油和天然气业务的收入来自向CAMMESA和天然气分销商销售天然气，以及向国内市场和国外市场的石油和天然气工业客户销售天然气。收入在这些产品的控制权转移时确认。
石化
我们的石化业务从销售苯乙烯、聚苯乙烯和弹性体以及石油生产塑料中获得收入。 我们生产各种产品，如中间汽油、芳烃溶剂、正己烷和其他氢化石蜡溶剂、化妆品行业的推进剂、单体苯乙烯，以及由天然气、初石脑油、丙烷和其他供应面向国内外市场的橡胶和聚合物。收入在这些产品的控制权转移时确认。
持有 和其他细分市场
我们的 控股和其他部门从与客户签订的与相关公司的技术援助和管理服务相关的合同中获得收入。
影响我们经营业绩的因素
我们的经营结果主要受阿根廷的经济状况和通货膨胀、当地和国际原油价格、天然气价格和国际石化产品价格的变化、石油相关产品需求的波动、阿根廷的天然气和电力、销售成本和运营费用的影响。和气候变化。请参阅“风险 因素-与我们公司相关的风险-气候变化、能源转型和为此目的而推动的监管框架 可能会影响我们的业务、我们的运营结果和财务状况”.
阿根廷经济状况和通货膨胀
由于我们的大部分业务、设施和客户都位于阿根廷，因此我们受到该国总体经济状况的影响。特别是，阿根廷经济的总体表现影响能源需求，通货膨胀和货币汇率波动影响我们的成本 和利润率。通货膨胀主要通过增加运营成本来影响我们的业务，同时减少我们的实际收入。
下表列出了阿根廷在所示年份的主要经济指标：
| Year ended December 31, | |||||
| 2023 | 2022 | 2021 | |||
| 实际国内生产总值(变动百分比) | (0.9)% | 5.0% | 10.8% | ||
| 名义国内生产总值(单位：百万ps) | 159,526,713 | 82,436,434 | 43,952,340 | ||
| 实际消费(变动百分比) | 4.1% | 9.7% | 9.8% | ||
| 实际投资(变动百分比) | 0.9% | 11.1% | 41.9% | ||
| 工业生产(变动百分比) | (1,8)% | 4.2% | 16.3% | ||
| 消费者物价指数 | 211.4% | 94.8% | 50.9% | ||
| 名义汇率(以Ps为单位/年终美元) | 808,48 | 177.13 | 102.75 | ||
| 出口(单位：百万美元) | 66,788 | 88,446 | 77,934 | ||
| 进口(单位：百万美元) | 73,714 | 81,523 | 63,184 | ||
| 贸易差额(百万美元) | (6,926) | 6,923 | 14,750 | ||
| 经常账户(占国内生产总值的百分比) | (3.4)% | (0.7)% | 1,3% | ||
| 储备(以百万美元为单位) | 23.1 | 44.6 | 39.7 | ||
| 税收(百万比索) | 46,463,191 | 21,540,626 | 11,906,731 | ||
| 基本盈余(百万比索) | (5,164,637) | (1,659,749) | (980,241) | ||
| 公共债务(12月31日占GDP的百分比)* | 89.3% | 85.2% | 77.0% | ||
| 公共债务还本付息(占GDP的百分比) | 3.9% | 1.8% | 1.6% | ||
| 外债(12月31日占GDP的百分比) | 143.7% | 59.4% | 62.7% | ||
资料来源：INDEC；央行；财政部。
*包括坚持
| 108 |
| 目录表 |
宏观经济 背景
关于物价的演变， 国家统计局公布的2023年全国生活成本指数显示，2023年的变动幅度为211.4。录得最显著升幅的行业包括食品及非酒精饮料(上升251.3%)、家用设备及维修(上升231.7%)及健康(上升227.7%)。此外，根据稳定工人平均应税薪酬登记处(Remuneración Imponable Promedio de los Trabajadore estables，Remuneración Imponable Promedio de los Trabajadore estables， RIPTE)的衡量，截至2023年11月，工资与2022年同月相比增长了142.7%。
截至2023年12月，非金融公共部门的财政账户累计基本赤字和财政赤字与GDP之比分别为3.2%和7.1%。税收收入的年度变化，以ps为单位。根据联邦公共收入管理局公布的数据，去年年底同比增长113.3%。此外，国库记录的主要支出与2022年同期相比增长了123.0%。
关于外汇 情况，BCRA的美元货币批发汇率(Res.A3500)于2023年12月31日收于Ps.808.48/美元，与2022年底相比累计上涨356.4%，同比平均波动125.7%。截至年底，BCRA的国际储备为231亿美元，与2022年底的水平相比减少了215亿美元。货币基础达到Ps。2023年底96080亿，同比增长84.6%。此外，截至2023年年底，BCRA发行的债券中的债务存量以美元表示的等值金额为384亿美元，同比下降35.1%。
最后，在外部方面， 根据INDEC的数据，截至2023年第三季度，累计经常账户赤字达到182亿美元，占GDP的3.4%，主要是由于贸易逆差。出口的离岸价值总计668亿美元(-24.5%)，而进口的成本、保险和运费(CIF)价值达到737亿美元(-9.6%)。出口下降的原因是初级产品(-39.4%)、农业制成品(-27.9%)、工业制成品(-10.4%)以及燃料和能源(-7.4%)的降幅。在进口方面，燃料和润滑油(-38.4%)、资本货物(-11.3%)、消耗品(-7.3%)、汽车 (-7.3%)和中间产品(-5.1%)的进口下降。
电价 和电费
我们发电业务的收入和利润率 在很大程度上取决于我们的发电厂所能收取的电价，以及我们输电电价的构成。看见“项目4.阿根廷能源部门--电力监管框架”.
电力需求和供应
电力需求在很大程度上取决于阿根廷不时出现的经济和政治条件以及季节性因素。一般而言，对电力的需求取决于阿根廷经济的表现，因为企业和个人通常消耗更多的能源，在经济稳定或增长期间支付账单的能力更强。因此，能源需求受到阿根廷政府经济行动的影响，包括通货膨胀、利率、价格管制、外汇管制、税收和能源关税。
| 109 |
| 目录表 |
2023年的用电量较2022年增长1.5%-2023年和2022年的总用电量分别为140,883GWh和138,755GWh-主要由住宅领域推动。
按客户类型划分的电力需求
高峰需求记录
| 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | |
| 容量(兆瓦) | 23,949 | 25,380 | 25,628 | 26,320 | 26,113 | 25,791 | 27,088 | 28,283 | 29,105 | 29,653 |
| 日期 | 1月至27日 | 2月12日 | 2月-24日 | 2月-8日 | 1月至29日 | 2月-4日 | 12月-29日 | 12月-6日 | 3月13日至13日 | 2月1日 |
| 温度(°C) | 35.6 | 35.1 | 27.7 | 30.2 | 34.0 | 29.5 | 31.7 | 29.0 | 31.0 | 31.5 |
| 小时 | 14:13 | 14:35 | 14:25 | 15:35 | 14:25 | 14:57 | 14:28 | 14:43 | 15:28 | 14:48 |
资料来源：CAMMESA。
2023年3月13日，SADI记录了29,105兆瓦的电力容量需求，打破了纪录。然而，在2024年2月1日，出现了29653兆瓦的新纪录需求。
在2023年，发电量 恢复了2%，达到140,580GWh，而2022年的发电量为137,932GWh，这主要是由于厄尔尼诺现象带来的流量增加和发电可用性增加而增加了水资源 。2023年，萨迪连续第二年成为电力净进口国。
水电(与2022年相比增加9,138 GWh)、核电(+1,494GWh)和可再生能源(+745GWh)的净发电量增加被火力发电量的减少(-8,728GWh)部分抵消。
火力发电仍然是满足需求的主要来源，使用天然气、液体燃料(GO和FO)和矿物煤，发电量为73,018GWh 。紧随其后的是水力发电，净抽水38514GWh，可再生能源20085GWh，核能8963GWh。此外，进口6214GWh(2022年为6310GWh)，出口98GWh(2022年为31GWh)，损失5840GWh(与2022年相比增加7%)。以下图表显示了按来源划分的发电量的演变情况：
| 110 |
| 目录表 |
按电力类型发电 工厂
2014-2023年百分比
注：包括WEM和巴塔哥尼亚WEM系统。 抽水发电网络。资料来源：CAMMESA。
2023年期间，发电设施的装机容量与前一年相比有所增加，截至2023年12月，装机容量总计达到43,774兆瓦。这一增长主要是由于RenovAr和MAT ER计划(+657.4兆瓦)下可再生机组的商业试运行，以及热力 设施，其中大部分在第287/17号和SE第220/07号决议下(+335.4兆瓦)，包括CTEB的周期关闭(+281兆瓦)。 这些增长被电力容量调整(-8.7兆瓦)、机组重新分类(-68.0兆瓦)和终止(-69.2兆瓦)部分抵消。下图显示了截至2023年12月31日阿根廷的装机容量构成：
2023年阿根廷装机容量
100%=43.8 GW
关于发电燃料供应，从2019年12月30日开始，根据MDP第12/19号决议，燃料商业管理和供应再次集中在CAMMESA，除了与Energía Plus签订合同的发电机，见第287/17号决议。此外，在实施天然气计划之后，2020年12月2日公布了SE第354/20号决议，该决议除其他措施外，为此类豁免 发电机建立了天然气运营分配和向CAMMESA运输天然气的可选计划，自2021年1月起生效。潘帕同意了这一计划。这一新方案设定了集中在CAMMESA的新的热力调度命令，在最高条件下对供应从玻利维亚进口的天然气的机组进行优先排序，然后是根据计划天然气供应的机组，最后是分配给CAMMESA的机组。
在燃料消耗方面， 在2023年，尽管干旱和电力需求增加，燃料消耗总计达到4490万立方米/天气当量， 由于水电调度增加和气温温和，燃料消耗同比下降11%。2023年发电厂的天然气使用量达到3820万立方米/天(与2022年相比下降了2%)，其中89%是本地天然气，11%是进口天然气。此外，替代燃料(FO、GO和矿煤)的消耗量也低于2022年，尤其是在冬季。FO和GO的消耗分别下降了39%和47%，分别达到220万立方米/天和360万立方米/天气当量。矿产煤耗下降33%，降至90万立方米/天气当量。
| 111 |
| 目录表 |
下图按类型显示了 油耗：
按类型划分的燃油消耗量
以百分比和百万米为单位3/天/气当量，2014-2023年
截至2022年11月， 批准的能源现货最高价格为Ps。1.682/兆瓦时(东南决议第719/22号)，P.2,691/兆瓦时，自2023年5月(SE Respons.No.323/23)，P.3767/兆瓦时 ，从2023年8月(SE Res.No.612/23)和Ps.7534/兆瓦时，自2024年2月起(SE Res.7/24号决议)。然而，下面的图表显示了所有电力系统用户应支付的月平均电价，以使电网不会出现赤字。除了能源价格，这一成本还包括电力装机费、发电成本、天然气、FO、GO和矿煤等燃料 和其他次要项目。
每月平均单价
美元/兆瓦时
| 112 |
| 目录表 |
销售成本
我们最重要的销售成本 包括购买库存、能源和天然气、人员成本和财产、厂房和设备折旧和工程合同、费用和服务补偿。
运营费用
我们最重要的运营费用 是行政和销售费用，其中包括相关人员成本、薪酬协议、服务费用和补偿、运输和运费以及税费。
石油和天然气储量和产量
天然气和石油是国家一次能源矩阵中的主要能源。下图显示了他们截至2022年12月31日的份额，因为没有2023年的可用信息：
2022年阿根廷能源矩阵
100%=7810万吨石油当量
天然气
2023年，天然气总产量达到1.32亿米3与2022年相比，每天下降0.8%，主要是由于南方和诺罗亚斯特盆地(-220万米)的下降3每天)，由GPNK的第一个 段的投产部分抵消。该路段于2023年8月开工，并从内乌基纳盆地(+100万米)获得了额外的计划天然气。3每天)，Golfo San Jorge盆地略有增加(+10万米3每天)。就净产量而言，降幅微乎其微(即-0.2%，至1.21亿立方米3每天)。
| 113 |
| 目录表 |
总需求同比下降3%，主要是由于下半年气候因素改善，以及从玻利维亚进口的天然气大幅减少(与2022年相比下降40%，至620万吨)。3每天)，部分被更高的液化天然气购买量所抵消 (与2022年相比增长9%，达到680万米3每天)。另一方面，对智利的天然气出口量为590万吨，比2022年下降了8%。3每天，占2023年国内总产量的5%。
根据证券交易所公布的最新年度信息，截至2022年12月31日，全国天然气总储量和资源量达16,750亿米3与2021年相比，增长了3%。在这些储量中，27%是已探明储量，74%来自非常规地层。
天然气产量、储量和资源量* 以十亿米为单位的演变3, 2012-2023
原油
2023年，石油总产量比2022年增长了9%，达到每天635.3桶。这一增长主要是由于国际参考价格以及奥德尔瓦尔和OTASA系统的Vaca Muerta疏散能力提高所致。在总产量中，63%和32%分别来自内乌基纳盆地和圣豪尔热盆地，日产量分别为402.1和200.6桶，较2022年分别增加17%和减少1%。
石油生产、 和储量与资源的演变*
2012-2023年以百万boe为单位
| 114 |
| 目录表 |
有关我们石油和天然气业务的监管框架的信息，请参阅“项目4.阿根廷能源部门--石油和天然气监管框架”
经营成果
下表提供了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度运营结果摘要。
| 截至12月31日止年度， | |||
| 2023 | 2022 | ||
| 收入 | 1,732 | 1,829 | |
| 销售成本 | (1,107) | (1,139) | |
| 毛利 | 625 | 690 | |
| 销售费用 | (66) | (65) | |
| 行政费用 | (185) | (142) | |
| 勘探费 | (7) | - | |
| 其他营业收入 | 177 | 131 | |
| 其他运营费用 | (88) | (46) | |
| 不动产、厂场和设备、无形资产和存货的减值 | (39) | (38) | |
| （减值）收回金融资产减值 | - | (4) | |
| 分占联营公司和合资企业利润 | (2) | 105 | |
| 出售/收购公司权益的利润 | 9 | - | |
| 营业收入 | 424 | 631 | |
| 财政收入 | 5 | 5 | |
| 融资成本 | (364) | (221) | |
| 其他财务业绩 | 558 | 166 | |
| 财务结果，净额 | 199 | (50) | |
| 所得税前利润 | 623 | 581 | |
| 所得税 | (318) | (124) | |
| 年度最佳利润 | 305 | 457 | |
| 应占年度利润（亏损）总额： | |||
| 本公司的业主 | 302 | 456 | |
| 非控制性权益 | 3 | 1 | |
| 115 |
| 目录表 |
| 2023 | 2022 | ||
| 收入 | |||
| 世代 | 648 | 663 | |
| 石油和天然气 | 666 | 646 | |
| 石油化工 | 507 | 617 | |
| 控股及其他 | 14 | 20 | |
| 淘汰 | (103) | (117) | |
| 总收入 | 1,732 | 1,829 | |
| 毛利 | |||
| 世代 | 294 | 293 | |
| 石油和天然气 | 254 | 296 | |
| 石油化工 | 63 | 81 | |
| 控股及其他 | 14 | 20 | |
| 淘汰 | - | - | |
| 毛利总额 | 625 | 690 | |
| 营业收入(亏损) | |||
| 世代 | 272 | 336 | |
| 石油和天然气 | 140 | 194 | |
| 石油化工 | 45 | 52 | |
| 控股及其他 | (33) | 49 | |
| 淘汰 | - | - | |
| 营业总收入 | 424 | 631 | |
| 当年利润（亏损）总额 | |||
| 世代 | 210 | 254 | |
| 石油和天然气 | (47) | 45 | |
| 石油化工 | 30 | 40 | |
| 控股及其他 | 112 | 118 | |
| 淘汰 | - | - | |
| 当年利润（亏损）总额 | 305 | 457 | |
| 归属于公司所有者的利润（亏损）总额 | |||
| 世代 | 207 | 253 | |
| 石油和天然气 | (47) | 45 | |
| 石油化工 | 30 | 40 | |
| 控股及其他 | 112 | 118 | |
| 淘汰 | - | - | |
| 归属于公司所有者的利润（亏损）总额 | 302 | 456 | |
| 非控股权益应占利润（亏损）总额 | |||
| 世代 | 3 | 1 | |
| 非控股权益应占利润（亏损）总额 | 3 | 1 |
| 116 |
| 目录表 |
我们是阿根廷的一家完全集成的电力公司，参与电力和石油天然气价值链。
通过我们自己的活动、子公司和在合资企业中的持股，并根据业务性质、客户组合和涉及的风险，我们 能够确定以下应报告的业务细分：
| · | 发电，包括我们在HINISA、HIDISA、GreenWind、VAR、CTB、TMB、TJSM的直接和间接权益，以及通过我们自己的热电厂CTG、CPB、CTP、CTLL、CTGEBA、Ecoenergía、CTPP、CTIW、HPPL水力发电综合体以及PEPE II、PEPE III和PEPE IV风力发电场的发电活动。值得强调的是，该部门的运营结果反映了从2022年8月12日至2023年8月16日与绿风整合的影响，以及截至2022年12月16日的VAR； |
| · | 石油和天然气，包括我们在石油和天然气领域的自身利益和我们在中钢协的直接和间接利益； |
| · | 石化，包括我们自己的苯乙烯业务和在阿根廷工厂进行的催化重整厂业务；以及 |
| · | 控股及其他业务，主要包括我们在Citelec和CIESA及其各自子公司的合资企业中的权益，这些合资企业分别持有全国高压输电和我国南部天然气运输的特许权，我们在OCP中的权益，持有 活动和金融投资交易。 |
我们根据各自的净利润管理我们的运营部门 。
截至2023年12月31日的财政年度与截至2022年12月31日的财政年度相比
生成分段
| 世代 | |||||
| 2023年12月31日 | 2022年12月31日 | 变异 | % | ||
| 收入 | 648 | 663 | (15) | (2%) | |
| 销售成本 | (354) | (370) | 16 | (4%) | |
| 毛利 | 294 | 293 | 1 | 0% | |
| 销售费用 | (2) | (3) | 1 | (33%) | |
| 行政费用 | (50) | (39) | (11) | 28% | |
| 其他营业收入和费用，净额 | 48 | 20 | 28 | 140% | |
| 合营企业利润(亏损)份额 | (18) | 65 | (83) | (128%) | |
| 营业收入 | 272 | 336 | (64) | (19%) | |
| 财政收入 | 2 | 1 | 1 | 100% | |
| 融资成本 | (119) | (82) | (37) | 45% | |
| 其他财务业绩 | 280 | 72 | 208 | 289% | |
| 财务结果，净额 | 163 | (9) | 172 | (1,911%) | |
| 所得税前利润 | 435 | 327 | 108 | 33% | |
| 所得税 | (225) | (73) | (152) | 208% | |
| 年度最佳利润 | 210 | 254 | (44) | (17%) | |
| 该公司的所有者 | 207 | 253 | (46) | (18%) | |
| 非控制性权益 | 3 | 1 | 2 | 200% | |
| 117 |
| 目录表 |
收入
在截至2023年12月31日的财年中，我们发电部门的收入下降了2%，降至6.48亿美元，而上一财年为6.63亿美元。 这种差异主要是因为：(I)传统能源销售价格下降，尽管SE决议多次提高，但未能抵消P。这些因素包括：(I)能源价格下跌；(Ii)能源价格下降；(Iii)石油和天然气部门从CAMMESA采购的燃料收入减少；以及(Iv)事故导致发电量减少，主要是S TG05热电厂热力调度减少和计划中的大修；部分抵消了因VAR收购和Pepe IV风电场投产而增加的装机容量194，25兆瓦。
截至2023年12月31日的财年发电量较截至2022年12月31日的财年减少2%(391GWh)，原因是火力发电机组发电量较低，但水电和风力发电量较高部分抵消了这一影响。
下表显示了我们发电厂的净发电量和净销售额(以GWh为单位)：
注：1 PEMC自2022年8月12日起至2023年8月16日并入PAMPA。2由PAMPA运营，但未根据IFRS会计准则合并(50% 股权)。
销售成本
在截至2023年12月31日的财年，销售成本下降了4%，降至3.54亿美元，而截至2022年12月31日的财年为3.7亿美元。 主要是由于天然气购买量的减少。
| 118 |
| 目录表 |
毛利
我们这一代人的毛利润变化不大，截至2023年12月31日的财年毛利润为2.94亿美元，而截至2022年12月31日的财年毛利润为2.93亿美元。
此外，在截至2023年12月31日的财年中，与销售额相关的毛利率达到45%，与截至2022年12月31日的财年相比略有增长1%。
销售费用
截至2023年12月31日的财年，我们这一代产品的销售费用降至200万美元，而截至2022年12月31日的财年为300万美元。
行政费用
我们这一代人的管理费用在截至2023年12月31日的财年增至5,000万美元，而截至2022年12月31日的财年为3,900万美元，这主要是由于劳动力成本上升，超过了P。贬值，以及更高的服务费用和补偿 。
其他营业收入 和费用净额
在截至2023年12月31日的财年中，来自我们这一代人部门的其他运营收入和费用净额增长了140%，达到4800万美元的收益，而截至2022年12月31日的财年则为2000万美元的收益。这一增长主要是由于商业利益的增加 由于CAMMESA的平均拖欠率从62%增加到113%而获得的收益。
合资企业的利润份额
在截至2023年12月31日的财年，来自我们这一代人部门的合资企业的利润份额为亏损1800万美元，而截至2022年12月31日的财年，合资企业的利润为6500万美元。这种差异的解释是：(I)2023年CTB亏损1,800万美元，而2022年利润为4,100万美元，主要原因是财务和所得税损失增加，以及财产、厂房和设备折旧，部分抵消了与CAMMESA签订的能源供应合同带来的营业收入改善，该合同从2023年3月1日起生效，用于支付合并周期的费用；以及(Ii)确认2,330万美元的收益，以反映绿风能源之前持有的50%权益的公允价值，这是由于在2022年收购了额外的50%权益 。
营业收入
截至2023年12月31日的财年，我们这一代人的营业收入减少了6400万美元(19%)，与截至2022年12月31日的财年的3.36亿美元相比，下降了2.72亿美元。这一差异主要归因于合资企业的亏损份额以及较高的行政费用，但部分被较高的商业利息收益所抵消。
截至2023年12月31日的财年，营业利润率降至42%，而截至2022年12月31日的财年，营业利润率为51%。
财务 结果，净额
在截至2023年12月31日的财年中，财务业绩净额为1.63亿美元，而截至2022年12月31日的财年为亏损900万美元。这一差异主要是由于金融工具公允价值变动带来的收益增加，但利息支出和外汇损失的增加部分抵消了这一影响。
所得税
代部门 在截至2023年12月31日的财年记录了2.25亿美元的所得税费用，而截至2022年12月31日的财年的所得税费用为7300万美元 。这一差异主要是由于房地产、厂房和设备的会计和税务估值之间由于P的影响而出现暂时滞后而导致递延所得税费用增加。2023年12月13日贬值。
| 119 |
| 目录表 |
总利润
发电部门在截至2023年12月31日的财年录得2.1亿美元的利润，其中2.07亿美元归因于公司所有者，而截至2022年12月31日的财年利润为2.54亿美元，其中253美元归因于公司所有者。
石油和天然气领域
| 油气 | |||||
| 2023年12月31日 | 2022年12月31日 | 变异 | % | ||
| 收入 | 666 | 646 | 20 | 3% | |
| 销售成本 | (412) | (350) | (62) | 18% | |
| 毛利 | 254 | 296 | (42) | (14%) | |
| 销售费用 | (49) | (45) | (4) | 9% | |
| 行政费用 | (74) | (60) | (14) | 23% | |
| 勘探费 | (7) | - | (7) | 100% | |
| 其他营业收入和费用，净额 | 54 | 35 | 19 | 54% | |
| 财产、厂房和设备的减值 | (38) | (30) | (8) | 27% | |
| 金融资产减值准备 | - | (2) | 2 | (100%) | |
| 营业收入 | 140 | 194 | (54) | (28%) | |
| 财政收入 | 2 | 2 | - | - | |
| 融资成本 | (203) | (107) | (96) | 90% | |
| 其他财务业绩 | (15) | (28) | 13 | (46%) | |
| 财务结果，净额 | (216) | (133) | (83) | 62% | |
| （亏损）所得税前利润 | (76) | 61 | (137) | (225%) | |
| 所得税 | 29 | (16) | 45 | (281%) | |
| （亏损）年度利润 | (47) | 45 | (92) | (204%) | |
| 该公司的所有者 | (47) | 45 | (92) | (204%) | |
| 非控制性权益 | - | - | - | - | |
收入
我们的石油和天然气部门的收入为美元截至2023年12月31日的财年为6.66亿美元，比美元高出3% 截至2022年12月31日的财年为6.46亿美元. 这种变化主要由出口 和工业天然气价格的增长以及天然气产量的增加来解释，但部分被石油销售价格和产量的下降所抵消。
天然气的平均售价为美元截至2023年和2022年12月31日的两个财年均为4.2/BTU。石油平均售价为美元截至2023年12月31日的 财年为66.2/桶，比截至2022年12月31日的财年的平均售价低5%。
| 120 |
| 目录表 |
下表显示了 所示期间我们石油和天然气部门的产量：
| 截至财务期的 | ||
| 2023年12月31日 | 2022年12月31日 | |
| 生产 | ||
| 石油（k桶/天） | 4,8 | 5,3 |
| 气体（k m3/天） | 10,3 | 9,8 |
| 总计（k桶油/天） | 65,4 | 63,1 |
| 销售额 | ||
| 石油（k桶/天） | 5,0 | 5,3 |
| 气体（k m3/天） | 10,3 | 9,8 |
| 总计（k桶油/天） | 65,5 | 63,3 |
销售成本
在截至2023年12月31日的财年，我们石油和天然气部门的销售成本增长了18%，从截至2022年12月31日的财年的3.5亿美元增至4.12亿美元。产生差异的主要原因是：(I)物业、厂房和设备折旧增加，以及(Ii)天然气产量增加导致维护和承包商增加。
毛利
石油和天然气部门的毛利润下降了14%，从截至2022年12月31日的财年的2.96亿美元降至截至2023年12月31日的财年的2.54亿美元。造成这一差异的主要原因是石油销售减少和成本增加，主要是承包商、维护和折旧。这些影响被天然气销售价格和数量的增加部分抵消。
此外，在截至2023年12月31日的财年，销售毛利率降至38%，而截至2022年12月31日的财年毛利率为46%。
销售费用
在截至2023年12月31日的财年，我们石油和天然气部门的销售费用增至4900万美元，而2022年同期为4500万美元，原因是天然气运输费用增加，主要来自巴卡穆埃尔塔地层。
行政费用
石油和天然气部门的管理费用 增加了23%，截至2023年12月31日的财年达到7,400万美元，而截至2022年12月31日的财年为6,000万美元，主要是由于劳动力成本上升，超过了P。货币贬值。
勘探费
在截至2023年12月31日的财年，由于决定放弃Rio Atuel区块，我们的石油和天然气部门的勘探费用达到700万美元，而比较财年没有记录任何费用。
其他营业收入 和费用，净额
在截至2023年12月31日的财年中，我们的石油和天然气部门的其他营业收入和支出净额录得5400万美元的收益，而截至2022年12月31日的财年则录得3500万美元的收益，这主要是由于商业利益的增加，对应于对CAMMESA和Enarsa的销售增加，以及2023年出口增加计划的收益。这些影响被GasAr计划收入的减少以及更高的环境补救费用和银行交易税所部分抵消。
| 121 |
| 目录表 |
财产、厂房和设备的减值
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的财年中，我们的石油和天然气部门记录了Rincón del Mangrullo CGU的物业、厂房和设备减值分别为1,700万美元和3,000万美元。此外，在截至2023年12月31日的财年，Tordillo-Tapera UGE的财产、厂房和设备计入了2100万美元的减值。
金融资产减值计提
我们的石油和天然气部门在截至2022年12月31日的财年中记录了200万美元的金融资产减值，而在截至2023年12月31日的财年中没有记录任何费用 。
营业收入
截至2023年12月31日的财年，我们石油和天然气部门的营业收入降至1.4亿美元，而截至2022年12月31日的财年为1.94亿美元。这一差异主要是由于运营成本和支出增加以及石油销售下降。 天然气销售价格和销量的上升部分抵消了这些影响。
财务结果，净额
财务结果，截至2023年12月31日的财年，我们的石油和天然气部门净亏损2.16亿美元，而截至2022年12月31日的财年亏损1.33亿美元，主要原因是财务利息支出和汇兑差额损失增加，部分被金融工具公允价值变化带来的更高收益所抵消。
所得税
我们的石油和天然气部门在截至2023年12月31日的财年录得2,900万美元的所得税优惠，而2022年同期的所得税费用为1,600万美元 ，这主要是由于所得税前利润下降所致。
总亏损/总利润
我们的石油和天然气部门在截至2023年12月31日的财年录得4,700万美元的亏损，而上一财年则录得4,500万美元的利润 ，这两者都完全归因于公司的所有者。
石化部门
| 石油化工 | |||||
| 2023年12月31日 | 2022年12月31日 | 变异 | % | ||
| 收入 | 507 | 617 | (110) | (18%) | |
| 销售成本 | (444) | (536) | 92 | (17%) | |
| 毛利 | 63 | 81 | (18) | (22%) | |
| 销售费用 | (15) | (17) | 2 | (12%) | |
| 行政费用 | (6) | (5) | (1) | 20% | |
| 其他营业收入和费用，净额 | 6 | (5) | 11 | (220%) | |
| 存货减值 | (3) | (2) | (1) | 50% | |
| 营业收入 | 45 | 52 | (7) | (13%) | |
| 融资成本 | (3) | (3) | - | - | |
| 其他财务业绩 | 15 | 6 | 9 | 150% | |
| 财务结果，净额 | 12 | 3 | 9 | 300% | |
| 所得税前利润 | 57 | 55 | 2 | 4% | |
| 所得税 | (27) | (15) | (12) | 80% | |
| 当期利润 | 30 | 40 | (10) | (25%) | |
| 该公司的所有者 | 30 | 40 | (10) | (25%) | |
| 非控制性权益 | - | - | - | - | |
| 122 |
| 目录表 |
收入
我们的石化产品 部门的收入为美元截至2023年12月31日的财年为5.07亿美元，比美元低18%截至2022年12月31日的财年 为6.17亿美元。这种变化主要是由于当地和国际参考价格下降。
截至2023年12月31日的财年的总销量与截至2022年12月31日的财年相比下降了4%。
下表显示了 指定时期石化部门的销量：
| 销量（以k吨计） | 截至财务期的 | |
| 2023年12月31日 | 2022年12月31日 | |
| 改革 | 112 | 114 |
| 苯乙烯和聚苯乙烯 | 43 | 46 |
| 丁苯橡胶 | 250 | 262 |
| 总计 | 405 | 421 |
销售成本
在截至2023年12月31日的财年，我们石化部门的销售成本下降了17%，降至4.44亿美元，而截至2022年12月31日的财年为5.36亿美元。这一差异主要是由于原材料成本下降，原因是所有产品的国际参考价格下降，其次是销售量下降。
毛利
我们的石化部门在截至2023年12月31日的财年录得6,300万美元的利润，而2022年同期的利润为8,100万美元 ，这主要是由于橡胶、苯乙烯和重整产品的毛利率较低，成本超过平均销售价格，部分被主要在当地市场的聚苯乙烯的较高毛利率所抵消。
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的财年中，销售毛利率分别达到12%和13%。
销售费用
截至2023年12月31日的财年，我们石化部门的销售费用为1,500万美元，而截至2022年12月31日的财年为1,700万美元。造成这种差异的主要原因是运输费和税费支出较低。
| 123 |
| 目录表 |
行政费用
我们石化部门的管理费用差异不大，截至2023年12月31日的财年为600万美元，而截至2022年12月31日的财年为500万美元。
其他营业收入 和费用，净额
截至2023年12月31日的财年，其他营业收入和支出净额为600万美元，而截至2022年12月31日的财年为亏损500万美元。这一增长主要是由于2023年出口增长计划带来的收益。
存货减值
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的财年中，我们石化部门的存货减值 变化不大，分别为300万美元和200万美元。
营业收入
截至2023年12月31日的财年，我们石化部门的营业收入降至4500万美元，而截至2022年12月31日的财年为5200万美元。这一差异主要是由于毛利率较低，部分被其他营业收益所抵消。
财务结果，净额
我们的石化部门在截至2023年12月31日的财年录得1200万美元的财务利润，而截至2022年12月31日的财年则录得300万美元的利润。这一差异是由于外币汇兑差额收益较高，但净额被金融工具公允价值变动造成的亏损部分抵消。
所得税
我们的石化部门在截至2023年12月31日的财年录得2,700万美元的所得税亏损，而截至2022年12月31日的财年为1,500万美元，这主要是由于所得税前利润的增加。
总利润
石化部门在截至2023年12月31日的财年录得利润3,000万美元，而截至2022年12月31日的财年利润为4,000万美元，两者均完全归功于公司所有者。
持有和其他 细分市场
| 控股及其他 | |||||
| 2023年12月31日 | 2022年12月31日 | 变异 | % | ||
| 收入 | 14 | 20 | (6) | (30%) | |
| 毛利 | 14 | 20 | (6) | (30%) | |
| 行政费用 | (55) | (38) | (17) | 45% | |
| 其他营业收入和费用，净额 | (19) | 35 | (54) | (154%) | |
| 应占联营公司及合营企业溢利 | 16 | 40 | (24) | (60%) | |
| 无形资产减值准备(减值)计提 | 2 | (6) | 8 | (133%) | |
| 金融资产减值准备 | - | (2) | 2 | (100%) | |
| 出售公司权益所得利润 | 9 | - | 9 | 100% | |
| 营业(亏损)收入 | (33) | 49 | (82) | (167%) | |
| 财政收入 | 7 | 9 | (2) | (22%) | |
| 融资成本 | (45) | (36) | (9) | 25% | |
| 其他财务业绩 | 278 | 116 | 162 | 140% | |
| 财务结果，净额 | 240 | 89 | 151 | 170% | |
| 所得税前利润 | 207 | 138 | 69 | 50% | |
| 所得税 | (95) | (20) | (75) | 375% | |
| 年度最佳利润 | 112 | 118 | (6) | (5%) | |
| 该公司的所有者 | 112 | 118 | (6) | (5%) | |
| 非控制性权益 | - | - | - | - | |
| 124 |
| 目录表 |
收入
在截至2023年12月31日的财年中，我们控股和其他部门的收入下降了30%，至1,400万美元，而截至2022年12月31日的财年为2,000万美元，这主要是由于为合资企业提供的技术援助的咨询服务减少。
行政费用
在截至2023年12月31日的财年，我们控股和其他部门的管理费用增加到5500万美元，而截至2022年12月31日的财年为3800万美元，这主要是由于薪酬协议支出的增加。
其他营业收入 和费用，净额
在截至2023年12月31日的财年中，我们的控股和其他部门的其他运营收入和费用净额录得亏损1900万美元，而截至2022年12月31日的财年则录得3500万美元的收益。这一差异主要是由于2022年针对Petroecuado的仲裁索赔获得了3,700万美元的仲裁裁决，较小程度上是由于2023年的或有事项拨备费用增加。
从联营公司和合资企业中分得利润份额
截至2023年12月31日的财年，来自我们控股和其他部门的合资企业利润 降至1600万美元，而截至2022年12月31日的财年为4000万美元 。这种差异主要是由于(I)参与CIESA的利润下降，主要是由于贬值对TGS受监管的天然气运输部门的影响，该部门以Ps为收费单位。自2023年5月以来一直没有增加，以及(Ii)由于交易量下降和国际价格下跌导致液体业务利润率下降；部分抵消了因Refinor股权于2022年录得的减值而产生的亏损，以及截至2023年12月31日止年度末OCP股权的较高业绩。
减值准备回收 /无形资产减值
我们的控股和其他部门 在截至2023年12月31日的财年记录了200万美元的无形资产减值回收，而截至2022年12月31日的财年的减值为600万美元。
金融资产减值计提
截至2022年12月31日的财年，财务资产减值总额为200万美元，而截至2023年12月31日的财年未记录任何费用。
出售公司权益的利润
我们的控股及其他分部 于截至2023年12月31日止年度从出售公司权益录得利润900万美元，主要原因为出售若干TGS股份，而2022年则未录得任何费用。
运营 亏损/收入
我们的控股和其他部门在截至2023年12月31日的财年录得3300万美元的营业亏损，而截至2022年12月31日的财年则录得4900万美元的营业利润。这种差异主要是由于合资企业利润份额较低、2022年仲裁裁决登记以及较高的运营费用造成的。这些影响被出售公司股份和Refinor股份在2022年录得的减值损失所产生的结果部分抵消。
| 125 |
| 目录表 |
财务结果，净额
我们的控股和其他部门 在截至2023年12月31日的财年录得2.4亿美元的财务收益，而截至2022年12月31日的财年则录得8900万美元的收益。这一差异主要是由于较高的外币汇兑收益，这是由于稀释了以Ps计的财政负债，但这些债务的利息损失较高，部分抵消了这一影响。
所得税
我们的控股和其他部门 在截至2023年12月31日的财年记录了9500万美元的所得税费用，而截至2022年12月31日的财年则记录了2000万美元的费用，这主要是由于所得税前利润的增加。
总利润
我们的控股和其他部门在截至2023年12月31日的财年录得1.12亿美元的利润，而截至2022年12月31日的财年的总利润为1.18亿美元，这两者都完全归功于公司的所有者。
截至2022年12月31日的财年与截至2021年12月31日的财年进行比较
有关截至2022年12月31日的财年与截至2021年12月31日的财年的比较结果的讨论，请参阅“项目5.经营 和财务回顾与展望”截至2022年12月31日的Form 20-F年度报告于2023年4月28日提交。
流动性与资本资源
对我国财政状况的分析
我们执行 和执行我们的战略业务计划的能力取决于我们能否以合理的成本和合理的条款获得融资。按照这些思路，作为指导原则，财务偿付能力是我们业务可持续发展的基础。根据这些战略指导方针，我们力求：(A)设计符合行业标准的资本结构，以适应我们经营;的金融市场；(B)保持流动性水平--投资于信用质量较高的金融资产--使我们能够履行我们的义务;；(C)保持与预计产生现金的;一致的债务期限概况 ；以及(D)有效管理借款成本。
遵守这些指导方针使我们能够将财务管理视为价值创造过程中的一个关键要素。
我们的业务活动 专注于开发和提升我们的能源资产，同时继续寻找、评估和投资阿根廷能源行业中提供巨大增长潜力和/或协同效应的其他 机会。
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并借款总额分别为14.48亿美元和16.13亿美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们分别有95%和86%的借款以美元计价。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，现金和现金等价物分别为1.71亿美元和1.06亿美元。我们根据中期需求和可获得性，在所有运营级别以比索和美元维持现金和现金等价物 。我们以浮动利率和固定利率进行融资 。
下表反映了我们在所示日期的现金状况以及经营、投资和融资活动所提供(用于)的现金净额 所示年度：
| 126 |
| 目录表 |
| 截至12月31日， | |||||
| 2023 | 2022 | ||||
| 年初的现金和现金等价物 | 106 | 110 | |||
| 经营活动产生的现金净额 | 575 | 619 | |||
| 用于投资活动的现金净额 | (446) | (575) | |||
| 用于融资活动的现金净额 | (57) | (46) | |||
| 现金和现金等价物产生的汇兑差额 | (7) | (2) | |||
| 年终现金和现金等价物 | 171 | 106 | |||
经营活动产生的现金净额
截至2023年12月31日的年度，经营活动产生的净现金为5.75亿美元，这是由于持续经营产生的净收入产生的现金流，不考虑(I)非现金亏损(主要涉及3.18亿美元的所得税，2.83亿美元的应计利息 和2.67亿美元的资产折旧和摊销)，和(Ii)非现金利润(主要涉及金融工具公允价值变动3.92亿美元和净汇兑差额1.9亿美元)。然而，这样的金额考虑了 营业资产和负债的变化(主要涉及贸易和其他应收账款增加1.51亿美元)。
截至2022年12月31日的年度，经营活动产生的现金净额为6.19亿美元，这是由于持续经营产生的净收入产生的现金流，其中没有考虑(I)非现金亏损(主要涉及2.12亿美元的资产折旧和摊销，1.85亿美元的应计利息和1.24亿美元的所得税)，以及(Ii)非现金利润(主要涉及合资企业和联营公司利润的份额 1.05亿美元，金融工具公允价值变化9400万美元，净汇兑差额8500万美元)，但考虑(Iii)经营资产和负债变化(主要涉及贸易和其他应收账款增加2.33亿美元，部分被贸易和其他应付款增加7000万美元抵消)；和(Iv)两百万美元的所得税支付。
投资活动中使用或产生的净现金
在截至2023年12月31日的一年中，用于投资活动的现金净额为4.46亿美元，包括用于购买房地产、厂房和设备的7.58亿美元，部分被2.26亿美元的公开证券和股票销售收益以及投资 资金回收和7200万美元的公司出售股权收益所抵消。
在截至2022年12月31日的一年中，用于投资活动的现金净额为5.75亿美元，其中4.16亿美元用于购买房地产、厂房和设备，1.02亿美元用于上市证券和股票收购，1.11亿美元用于收购子公司和联营公司。
用于融资活动的现金净额
在截至2023年12月31日的一年中，我们在融资活动中使用的现金净额为5,700万美元，主要是由于与银行和金融借款(包括本金和利息)有关的4.71亿美元的付款，但部分被4.24亿美元的借款收益所抵消。
在截至2022年12月31日的一年中，我们在融资活动中使用的现金净额为4600万美元，主要是由于支付了3.05亿美元与银行和金融借款(包括本金和利息)有关的费用，2800万美元与回购和赎回公司债券有关的费用，以及1800万美元与收购我们自己的股票有关的费用，部分被3.08亿美元的借款收益所抵消。
| 127 |
| 目录表 |
资本支出
下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度资本支出：
| 12月31日， | |||
| 2023 | 2022 | ||
| 世代 | 259 | 115 | |
| 石油和天然气 | 556 | 324 | |
| 石油化工 | 7 | 7 | |
| 控股及其他 | 5 | 36 | |
| 827 | 482 | ||
2023年，我们发电部门的资本支出为2.59亿美元，主要是由于建造140兆瓦的佩佩六号风电场，预计将于2024年第四季度全面投产，以及81兆瓦的佩佩四号风电场扩建工程完成， 扩建工作已于2023年6月完成。
我们在石油和天然气部门的资本支出在2023年达到5.56亿美元，主要用于开发巴卡穆埃尔塔地层的非常规石油和天然气储量， 通过钻井和设施建设。
2022年，我们发电部门的资本支出为1.15亿美元，主要是与Pepe IV风力发电场项目相关的在建工作81兆瓦，于2021年启动 ，预计于2023年第二季度全面运营。
我们在石油和天然气部门的资本支出在2022年达到3.24亿美元，主要用于通过钻井和设施建设开发天然气储量， 以继续达到计划天然气.AR计划下的承诺天然气产量。
未来资本需求
我们的投资水平将取决于多种因素，其中许多因素是我们无法控制的。这些包括：公司产品价格的未来演变，阿根廷的电力需求行为，替代项目的存在和竞争影响，法规的应用和法规的变化，适用的税收和特许权使用费，以及阿根廷当前的政治、经济和社会形势 。有关更多信息以及那些可能影响我们投资水平的因素，请参阅“项目3.关键信息 --风险因素.”
在我们的发电领域， 未来的资本投资将集中在可再生能源的扩张上。2024年，PEPE VI的第一阶段预计将完工，增加140兆瓦的装机容量，预计总投资为2.7亿美元，预计其商业运营将于2024年下半年进行。整个项目分三个阶段安装300兆瓦，预计投资5亿美元。此外，还将分配资金用于维护目前运行的发电厂，包括延长我们两个联合循环发电厂的寿命。
最后，在石油和天然气领域，2024年的投资计划将重点放在我们的非常规油田上，在天然气方面进行了大量投资，符合我们在参与Gas.Ar计划招标时做出的承诺，并启动了Rincón de Aranda区块的非常规石油试点计划。具体地说，我们将执行一项总额约5亿美元的2024年投资计划，该计划将主要专注于通过钻探针对我们运营油田中的Vaca Muerta 地层的油井和用于生产疏散的地面设施来开发非常规油气储量。
| 128 |
| 目录表 |
欲了解有关我们在油气领域的投资承诺和发电项目的更多信息，请参阅我们综合财务报表的附注18。
对负债的描述
截至2023年12月31日，我们的综合财务负债总额为14.48亿美元，其中85%是长期债务，其中89%以美元(不包括美元)计价。美元的联系债务。9600万)。我们的合并财务债务总额不包括Transener、TGS和CTB，因为我们在这些公司的股份构成了合资企业的权益，因此没有合并 ，并根据合并财务报表中的权益会计方法进行估值。
以下是对我集团公司负债的主要特征的描述：
| 2023 | 2022 | |
| (单位：百万美元) | ||
| 短期债务 | ||
| 公司债券 | 126 | 163 |
| 金融借款 | 67 | 51 |
| 银行透支 | 31 | 59 |
| 224 | 273 | |
| 长期债务 | ||
| 公司债券(1) | 1,224 | 1,232 |
| 金融借款 | - | 108 |
| 总计 | 1,224 | 1,340 |
| 总负债 | 1,448 | 1,613 |
(1) 扣除以下面值回购后的净额：2026年的1.137亿美元、2027年的1.53亿美元和2029年的750万美元。
融资
于2023年，本公司 继续提升其到期日状况，主要通过以下行动：(I)于到期时取消与银行的短期融资 ，赎回2023年7月到期的7.375厘票据(“2023年票据”)的未偿还余额9,290万美元， (Ii)赎回P。21，6.54,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00022.83亿美元。
此外，偿还了银行短期贷款165.35亿坡元，取消了920万美元的短期进口净融资。截至2023年12月31日，我们的短期到期金额为2.24亿美元。
此外，自2023年8月起，绿风资本的净债务不再因与道达尔(Sucursal阿根廷)的互换而合并。
2023财年末，我们获得进口融资240万美元，获得银行贷款9000万美元和130亿加元。此外，我们还支付了12.1亿卢比的银行短期净债务和590万美元的进口融资。
下表说明了我们在所示期间的债务到期日概况，包括本金金额加上截至2023年12月31日的相应应计利息：
| 1-5年 | >5年 | 总计 | ||
| (单位：百万美元)(1) | ||||
| 总负债 | 224 | 937 | 286 | 1,448 |
| (1) | 这些和是四舍五入的，它们可能不会相加。 |
| 129 |
| 目录表 |
公司债券
2023年1月11日，我们 发行了15类票据，总金额为103.79亿卢比。第15类票据按浮动利率计息，利率为私人坏账加2%的适用保证金，于2024年7月11日到期时一次性分期付款。
2023年3月6日，我们重新开放了13类和15类票据，总金额为4,800万美元和P。分别为78.85亿美元。13类票据的未偿还面值为9800万美元；15类票据的未偿还面值为182.64亿便士。
此外，2023年5月4日，我们发行了(I)16类票据美元-MEP债券，总金额为5570万美元。第16类票据的应计利息为固定利率4.99%，于2025年11月4日到期时一次性到期；及(Ii)第17类票据总额为59.8亿英镑，根据Private Badlar加2%的适用保证金按浮动利率计息，于2024年5月4日到期时一次性分期付款。17类票据是PAMPA发行的第二种绿色债券，反映了我们为对环境产生积极影响的项目提供资金并使该国的能源发电矩阵多样化的承诺。此次发行 通过了惠誉评级的附属公司Fix Ratings的资格，评级为绿色债券(BV1)，这是可能的最佳评级，因为它 与ICMA(国际资本市场协会)绿色债券原则(GBP)的四个主要组成部分保持一致。发行该债券是为了遵守CNV规则的《阿根廷社会、绿色和可持续债券发行指南》以及 BYMA《社会、绿色和可持续发展指南》和《BYMA规则》的规定，同时也是BYMA社会、绿色和可持续债券小组的成员。17类债券的收益被分配给佩佩六号风力发电场的建设。
2023年9月8日，我们 发行了18类票据U.S.$-MEP债券，总额为7,210万美元，按5%的固定利率计息，于2025年9月8日到期，分期付款。
2023年12月21日，我们 赎回了11类票据，未偿还的Ps总额。216.54亿，原到期日为2024年1月15日。 赎回价格等于未偿还资本金额的100%，外加截至赎回日的应计和未偿还利息。
在2023财年结束后，我们赎回了17类票据，总未偿还金额为Ps。59.8亿美元，原到期日为2024年5月4日。 赎回价格为未偿还资本金额的100%，另加截至赎回日的应计和未偿还利息。
2024年2月29日，我们 发行了19类票据，总金额为171.31亿便士。第19类票据按浮动利率计息，利率为私人坏账减去-1%的适用保证金，于2025年2月28日到期时一次性分期付款。
最后，在2024年3月26日， 我们发行了20类票据，总金额为5517.1万美元。第20类票据以6%的固定利率应计利息，于2026年3月26日到期时一次性分期付款。
赎回2023年发行的债券
2023年5月5日，我们宣布赎回我们的2023年票据，未偿还面值达9290万美元。赎回于2023年6月8日进行，赎回价格相当于未偿还资本金额的100%，外加截至赎回日的应计及未付利息 ，以及根据2023年票据信托协议的额外金额。
芬维拉信贷安排
由于伦敦银行同业拆借利率基准利率于2023年7月终止，PAMPA和法国农业信贷银行(CACIB) 于2023年9月5日签署了一项信贷安排修正案，以期限SOFR取代LIBOR利率，这将是2023年11月之后的新的偿债浮动利率 。与信贷安排相关的利率对冲协议也作了相应修订。
| 130 |
| 目录表 |
信用评级
在2023年，惠誉将Pampa的当地长期信用评级从“AA” 上调至“AA+”，原因是Plan Gas.AR延期（ 有效至2028年）后，运营流量的产生具有更大的可预测性，并且由于勘探和生产部门的预期产量增加。 此外， 于2024年4月10日，FitchRatings将CTB的当地长期信用评级从“A+”上调至“AA-”，原因是 CEB联合周期完成后，运营流程的可预测性更强，该周期于2023年2月开始商业运营。截至本年度报告之日，Pampa集团的评级如下：
| 公司 | 代理处 | 额定值 | |
| 全球 | 本地(2) | ||
| Pampa | 标普(S&P) | b-(1) | - |
| 穆迪 | CaA3 | - | |
| Fitch评分 | b- |
AA+（长期） A1+（短期） |
|
| TGS | 标普(S&P) | CCC+ | - |
| 穆迪 | CaA3 | - | |
| 特兰塞纳 | Fitch评分 | - | A+(长期) |
| CTEB | Fitch评分 | - | AA-3) |
(1)PAMPA 独立评级(2)FIX SCR(惠誉评级的附属公司)发布的本地评级(3)于2024年4月10日从A+升级。
CTB公司债券
2023年4月3日，CTB 发行了总额为5,000万美元的9类票据，应计利息固定为0%，2026年4月3日到期。随着9类票据的发行，通过交付1类票据以现金和实物方式认购和支付，公允价值为220万美元的1类票据 被部分注销，未偿还面值为3,000万美元。2023年5月19日，1类票据被赎回，未偿还总额为3,000万美元，赎回价格相当于未偿还资本的100%，外加截至赎回日的应计未付利息。
在2023财年结束后，CTB赎回了2类票据，未偿还总额相当于Ps。317.6亿美元，原到期日为2024年6月4日。赎回价格为未偿还资本金额的100%，外加截至赎回日的应计和未付利息 。CTB还为Ps获得了短期银行债务。349.86亿美元。
我们的债务契约
根据各自未偿债务的条款，吾等及若干附属公司须遵守多项限制性契约，包括对新债务的产生、资本开支及股息支付等方面的限制。截至2023年12月31日，我们和我们的子公司 遵守了各自未偿债务项下的公约。
| 第六项。 | 董事、高级管理人员和员工 |
一般信息
我们由董事会 管理，董事会由10名董事和数量相等或更少的候补董事组成，这取决于年度股东大会的决定。根据阿根廷适用法律对独立董事的标准和要求，我们的十名董事中有五名是独立董事。我们的五名候补董事是独立的。董事每年交错选举(三年周期的前两年每年三名董事，第三年四名董事)。我们的董事由选举产生，任期为 三个财年，可以连任。
| 131 |
| 目录表 |
根据本公司附例第12条，任何持有本公司股本超过3%的股东或股东团体(每名“建议股东”) 均可要求本公司董事会通知本公司其他股东在本公司股东大会选举本公司董事会时由该股东或本公司股东团体提名的候选人。为此，提出建议的股东或其代表(视情况而定)签署的相关名单将在相关股东大会日期前不少于 个工作日发送给我们的董事会主席，并在我们的股东大会日期至少两天前在基地公告中公布。为了方便候选人名单的形成和候选人姓名的记录，自召开相关会议的第一份通知之日起，我们将在我们的注册办事处向我们的股东提供一本专门的账簿 ，其中应记录任何提议股东提名的候选人的姓名。同样，我们的 董事会将向股东大会提出候选人名单，或者，如果反对名单选举，则单独提名候选人。董事会提名的候选人的名字将与提议股东提出的候选人名单一起公布给我们的所有股东。此外，在股东大会之前或期间，除非向我们提交提名候选人接受职务的书面证据，否则不得提出选举董事的建议。获得出席会议多数股份表决权的候选人或人士(视属何情况而定)将被宣布当选。如果没有候选人获得多数票，将进行新的投票，得票最多的两名候选人或个人将 参加，获得最多票数的候选人或个人将被宣布当选。上述规则不妨碍出席股东大会的股东提出未列入本公司董事会提案的候选人。
董事的职责及法律责任
根据《商业银行条例》第59条，董事有责任以审慎商人的忠诚和勤勉履行其职责。董事 根据《BCL》第274节的规定，对公司、股东和第三方的不当履行职责、违反法律、公司章程或法规(如有)以及因欺诈、滥用职权或疏忽造成的任何损害承担连带责任。董事的忠实义务包括以下内容：(1)禁止将公司资产和机密信息用于私人目的；(2)禁止利用或允许他人以行动或不作为的方式利用公司的商机；(3)仅为法律、公司章程或股东或董事会决议意在的目的行使董事会权力的义务；以及(4)严格注意的义务，使董事会的行为不会直接或间接地违反公司的利益。董事必须将其在拟议交易中可能存在的任何利益冲突通知董事会和监事会，并必须放弃投票。
董事对董事会的决定不负责任，只要其书面表示反对，并在提出索赔前通知监事会。董事获得公司股东批准的决定表明， 董事不对其决定负责，除非占公司股本5%或以上的股东反对该批准，或者该决定违反了适用的法律或公司章程。如果董事在股东大会上获得公司多数股东的支持，公司有权 对该公司提起司法诉讼。
根据BCL，董事会负责公司的行政管理，因此，董事会负责作出与此相关的任何和所有决定，以及BCL、公司章程和其他适用法规明确规定的决定。此外，董事会通常负责执行股东大会通过的决议和执行股东明确授权的任何特定任务 。总体而言，与其他司法管辖区的惯例相比，我们的董事会可能更多地参与运营决策。根据《董事条例》，临时或永久代替董事的职责与上文讨论的董事职责相同。作为替补董事，他们没有其他职责或责任 。
董事会
下表列出了我们董事会成员和候补成员的信息，其中9人的任期将于2024年12月届满， 5人的任期将于2025年12月届满，其余6人的任期将于2026年12月届满。根据阿根廷法律，每位成员在新一届股东大会选举新董事之前，应保留其在董事会的职位。
| 132 |
| 目录表 |
|
全名
|
年龄 | 职位 | 预约日期 | 终止日期 |
| 马科斯·马塞洛·明德林 | 60 | 主席 | 04/29/2024 | 12/31/2026 |
| 古斯塔沃·马里亚尼 | 53 | 副主席 | 04/26/2023 | 12/31/2025 |
| 里卡多·亚历杭德罗·托雷斯 | 66 | 董事 | 04/26/2023 | 12/31/2025 |
| 达米安·米格尔·明德林 | 58 | 董事 | 04/29/2024 | 12/31/2026 |
| 卡罗琳娜·张(1)(2) | 51 | 董事 | 04/27/2022 | 12/31/2024 |
| 卡洛斯·科雷亚·乌尔基扎(1) (2) | 54 | 董事 | 04/27/2022 | 12/31/2024 |
| 卢卡斯 塞巴斯蒂安·阿马多 (1) (2) | 49 | 董事 | 04/29/2024 | 12/31/2024 |
| 朱莉娅·索菲亚·波马雷斯 (1) (2) | 48 | 董事 | 04/29/2024 | 12/31/2024 |
| 玛丽亚·卡罗莱娜·西格瓦尔德 | 56 | 董事 | 04/29/2024 | 12/31/2026 |
| 西里西亚·瓦塞斯特罗姆(1) (2) | 56 | 董事 | 04/26/2023 | 12/31/2025 |
| 克拉莉莎·利夫西奇(1)(2) | 61 | 另类董事 | 04/27/2022 | 12/31/2024 |
| 玛丽安娜·德拉富恩特 | 55 | 另类董事 | 04/27/2022 | 12/31/2024 |
| 玛丽亚 德卢尔德·巴斯克斯 (1) (2) | 62 | 替任董事 | 04/29/2024 | 12/31/2026 |
| 克拉莉莎·维托内 (1) (2) | 56 | 另类董事 | 04/27/2022 | 12/31/2026 |
| 迭戈·马丁·萨拉维里 | 59 | 另类董事 | 04/27/2022 | 12/31/2024 |
| 玛丽亚·阿古斯蒂娜·蒙蒂斯 | 42 | 另类董事 | 04/26/2023 | 12/31/2025 |
| 毛里西奥·潘塔 | 47 | 另类董事 | 04/29/2024 | 12/31/2026 |
| 霍拉西奥·豪尔赫·托马斯·S·图里 | 63 | 另类董事 | 04/26/2023 | 12/31/2025 |
| 维罗尼察 契亚(1) (2) | 52 | 替任董事 | 12/27/2022 | 12/31/2024 |
| 洛雷娜·拉帕波特(1) (2) | 52 | 另类董事 | 04/27/2022 | 12/31/2024 |
| (1) | 根据CML和CNV的规定，独立董事。 |
| (2) | 独立董事根据规则10A-3根据修订的1934年证券交易法 。 |
马科斯·马塞洛·明德林和达米安·米格尔·明德林是兄弟。我们董事会的其他成员之间没有其他家族关系。
提名政策和提名委员会
公司董事会批准了一项提名政策，以确立董事会成员提名和任命的原则。
在提名政策框架内， 董事会创建了一个提名委员会，根据阿根廷有效的适用规则和条例、Pampa的章程和委员会的规则中规定的要求和程序，在提名和任命董事会成员方面为董事会和股东提供协助。
提名委员会向PAMPA董事会报告，由三名正式成员和数量相等或更少的候补成员组成。
委员会的总裁必须是独立的，由国家证券委员会制定的指导方针确定。目前，PAMPA的提名委员会 组成如下：
| 133 |
| 目录表 |
| 名字 | 职位 | |
| 西里西亚·瓦塞斯特罗姆 | 总裁 | |
| 古斯塔沃·马里亚尼 | 正式成员 | |
| 卡洛斯·科雷亚·乌尔基扎 | 正式成员 | |
| 玛丽安娜·德拉富恩特 | 候补委员 | |
| 克拉莉莎·利夫西奇 | 候补委员 |
高级管理层
下表列出了有关我们高级管理层的某些信息：
| 名字 | 职位 | 年龄 | ||
| 马科斯·马塞洛·明德林 | 主席 | 60 | ||
| 古斯塔沃·马里亚尼 | 执行副总裁-首席执行官（CEO） | 53 | ||
| 里卡多·亚历杭德罗·托雷斯 | 执行副总裁 | 66 | ||
| 达米安·米格尔·明德林 | 执行副总裁 | 58 | ||
| 霍拉西奥·豪尔赫·托马斯·S·图里 | 勘探与生产执行总监 | 63 | ||
| 尼古拉斯·明德林 | 财务（CFO）和并购执行董事 | 34 | ||
| 玛丽亚·卡罗莱娜·西格瓦尔德 | 法律事务执行总监 | 56 | ||
| 毛里西奥·潘塔 | 行政、IT和供应执行总监 | 47 |
我们每位现任董事和执行官的营业地址为Maipú 1，City of Buenos Aires，Argentina（C1084 aba）。
以下是我们董事会成员和高级管理人员的简短简历。
马科斯·马塞洛·明德林 出生于1964年1月19日。自2006年以来，他一直是我们的董事会成员，并担任Pampa的董事长。先生 Mindlin获得工商管理理学硕士学位 CEMA大学（宏观经济研究中心）。 他还拥有 布宜诺斯艾利斯大学。1989年至2004年，明德林先生担任Grupo Dolphin的创始人、高级投资组合经理和股东。从1991年到2003年，Mindlin先生也是在纽约证券交易所上市的阿根廷领先房地产公司Inversiones y regarationes S.A.(IRSA)的股东、副董事长和首席财务官。2003年11月，明德林先生从IRSA辞职，专注于Grupo Dolphin的工作。通过担任Grupo Dolphin及其几家附属公司的董事会主席，Mindlin先生在拉丁美洲拥有广泛的专业知识。1999年至2004年，Mindlin先生还担任过Alto Palermo S.A.(布宜诺斯艾利斯购物中心的主要所有者和运营商)的副董事长、Cresud S.A.I.C.(阿根廷最大的农业上市公司之一)和ods S.A.的副董事长。他还曾担任董事 以及阿根廷领先的抵押贷款银行Hipotecario银行的执行委员会成员。2008年，明德林先生创立了基金会，并从那时起一直指导基金会，其目的是改善儿童发展和教育。明德林先生也是成员 ，曾担任领先的犹太-阿根廷基金会Tzedaká执行委员会主席和美洲理事会成员。明德林先生目前是Grupo Dolphin Holding S.A.、Grupo Emes S.A.和Emes Inversora S.A.的董事长，以及Orígene Seguros de Retiro S.A.和Consultores Fund Management的董事会成员。
古斯塔沃·马里亚尼 出生于1970年9月9日。他自2005年11月以来一直是我们的董事会成员，并担任PAMPA的副董事长兼首席执行官 。Mariani先生拥有哈佛大学经济学学位。贝尔格拉诺大学以及伦敦大学的金融硕士学位德尔塞马大学(宏观经济研究中心)，自1998年以来一直担任特许金融分析师(CFA)。马里亚尼于1993年加入海豚集团，担任分析师和投资组合经理。Mariani先生目前是HIDISA、HINISA、CISA、Generación阿根廷公司、SACDE Inversiones QRP S.A.U.、ods S.A.、Dolphin Créditos Holding S.A.、Emes Inversora S.A.、Transba、Grupo Emes S.A.、Emes Finance S.A.、Grupo Dolphin Holding S.A.或ígene Seguros de Retiro S.A.、Sitios阿根廷公司、CIESA和基金会的董事会成员。
| 134 |
| 目录表 |
里卡多·亚历杭德罗·托雷斯生于1958年3月26日。他自2005年11月起担任我们的董事会成员， 常务副总裁。Torres先生拥有会计学学位布宜诺斯艾利斯大学和工商管理硕士 南方大学Escuela de Negocios de Altos EStudios Empresariales学院曾任伦敦政治经济学院税收与金融学教授布宜诺斯艾利斯大学。他目前是Fiplasto S.A.，PISA，Energía e Inversiones S.A.，Digipa S.A.，Citelec，Pop阿根廷S.R.L.，orígene Seguros de Retiro S.A.，Todos{br>Capital S.R.L.，Fundación Observatorio阿根廷Por la Education ación，CISA，Transener S.A.，HIDISA、HINISA和Transba S.A.
达米安·米格尔·明德林生于1966年1月3日。他自2005年11月起担任公司董事会成员，现任执行副总经理总裁。明德林于1991年以股东和董事的身份加入海豚集团。自2003年11月以来，Mindlin先生一直担任Grupo Dolphin的投资组合经理。他目前是SACDE、Constructora Incolur IECSA S.A LTDA(智利)、Profingas S.A.、Líneas del Norte S.A.、Minera Geometales S.A.、Compañía americana de Transmisión Eléctrica S.A.(CATESA)、Corpus Energía S.A.、Posadas Encarnación S.A.、ARPHC S.A.、Energía e Inversiones S.A.、Pampa Inversiones S.A.、HIDISA、HINISA、Sitios S.A.、Dolphin Créditos Holding S.A.、Emes Inversora S.A.、Energía e Inversiones S.A.、Pampa Inversiones S.A.、HIDISA、HINISA、Sitios S.A.、Dolphin Créditos Holding S.A.、Emes Inversora S.A.、Energía e Inversiones S.A.、Pampa Inversiones S.A.、HIDISA、HINISA、Sitios S.A.(CATESA)、Corpus Energía S.A.、Posadas Encarnación S.A.、Energía e Inversiones S.A.、Pampa Inversiones S.A.、HIDISA、HINISA、Sitios S.A.、Dolphin Créditos Holding S.A.Grupo Emes S.A.、Grupo Dolphin Holding S.A.、CIESA或ígene Seguros de Retiro S.A.、Consultores Fund Management Ltd.、Emes Air S.A.、ByMA、CISA、Digipa S.A.、Transba和Citelec。
卡罗琳娜·张生于1972年10月26日。自2022年以来，她一直是我们的董事会成员。Zang女士拥有法律学位，布宜诺斯艾利斯大学 并拥有法学硕士学位纽约大学法学院。她也是Zang，Berel&Viñes律师事务所市场和金融领域的合伙人。她曾在Chadbourne&Parke LLP以及自然资源和人类环境秘书处的国家法律局工作。Zang女士也是布宜诺斯艾利斯市律师协会的董事会员、阿德巴基金会董事会成员、Cippec咨询委员会成员以及纽约市塞勒斯·R·万斯国际司法中心公民和经济权利律师委员会成员。Zang女士也是Brasilagro Companhia Brasileira de Properties Agricolas董事会的候补成员 。
卡洛斯·科雷亚·乌尔奎扎出生于1969年9月17日。他自2019年以来一直是我们的董事会成员。他目前担任Banco Hipotecario SA金融领域管理部的交易部门。在加入BHSA(1999)之前，他曾担任咨询资产管理公司后台部门主管(1994-1999)。卡洛斯从哈佛大学获得银行管理硕士学位CEMA大学以及哈佛大学工商管理学士学位贝尔格拉诺大学。
卢卡斯·塞巴斯蒂安·阿马多生于1974年5月29日。他自2024年以来一直是我们的董事会成员。他于1997年在阿根廷天主教大学获得法律学位。从2000年起，他在萨尔塔省政府中担任各种职务，并曾是不同公司的董事会成员，如Edenor、Enarsa、Transener、Citelec、Transba等。他也是橡胶工人工会SOCAYA的监管员。Amado先生也是NBF律师事务所和Salum Amado律师事务所的合伙人。
朱莉娅·索菲亚·波马雷斯生于1975年6月6日。自2024年以来，她一直是我们的董事会成员。波马雷斯女士也是巴塔哥尼亚阿诺尼玛社会的董事会成员。此外，她还在Hacedoras执行委员会任职，这是一个致力于促进妇女在拉丁美洲公共政策中的参与和影响力的组织。此外，Pomares女士还是PROLIGE(阿根廷公共和私营部门领先妇女网络)的创始成员。波马雷斯女士拥有阿根廷大学政治学学士学位，并以优异成绩毕业。她还获得了比较政治学硕士学位和政治学研究方法硕士学位，以及伦敦政治经济学院政治学博士学位。波马雷斯女士在公共和私营部门拥有20多年的经验，她专注于新兴技术，特别是产生式人工智能。她是柏林全球解决方案倡议 的成员，并担任Torcuato Di Tella大学政府学院的客座教授，在那里她领导政治学硕士项目 。
| 135 |
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玛丽亚·卡罗莱纳·西格瓦尔德生于1967年11月15日。自2017年以来，她一直是我们的董事会成员。自2017年11月起担任公司法律事务执行董事 。Sigwald女士从纽约大学获得法律学位布宜诺斯艾利斯大学， 她以优异成绩毕业。她在波多黎各中部私有化后开始了她的职业生涯，成为一名律师，然后 在纽约加入Chadbourne&Parke律师事务所，后来在华盛顿加入IIC。Carolina于1998年回到阿根廷，成为Díaz Bobillo，Sigwald&Vitone律师事务所的创始合伙人，在那里她曾担任能源公司的外部顾问，其中包括Pampa。她目前是Autotrol Renovables S.A.、Digipa S.A.、Eneor、Fiplasto S.A.、Generación阿根廷S.A.、Pampa Energía Soluciones S.A.、Citelec、CISA、CTB、Transba、TGS、CIESA、VAR、Transener、The Solutions和Vientos S.A.A.的董事会成员。
西里西亚·瓦塞斯特罗姆 出生于1968年3月18日。自2019年以来，她一直是我们董事会的成员。Wasersztrom女士是一名律师，在澳大利亚和贝尔格拉诺大学完成了税收和海关法的研究生学习。自2012年以来，她一直在自己的公司独立执业。此前，从1994年到2002年，她在Marval，O‘Farrell&Mairal Abogados工作，并于1992-1993年在美国佛罗里达州坦帕市实习。
克拉丽莎·戴安娜·利夫西奇 生于1962年7月28日。自2022年以来，她一直是我们的董事会成员。她也是安踏公司、南拉莫罗查公司、Stat Research y Biomaker SA等公司的董事。Liftic女士拥有伦敦大学的经济学学士学位布宜诺斯艾利斯大学，在那里她以优异的成绩毕业并获得了管理学硕士学位麻省理工学院 (以优异成绩毕业)
玛丽安娜·德拉富恩特 出生于1968年12月5日。自2022年以来，她一直是我们的董事会成员。她拥有伦敦大学心理学学位。布宜诺斯艾利斯大学并完成工商管理专业及研究生课程。EStudios Empresariales学院(IAE)和人力资源密歇根大学、美国。自2021年11月起，她担任潘帕人力资源部 董事。在此之前，自2014年以来，她在EDENOR担任人力资源董事，之前在伊甸园(Empresa Distribuidora De Energia Norte)任职，这两家公司都曾是潘帕的子公司。自1990年以来，他一直在多家跨国公司担任阿根廷或拉丁美洲地区人力资源方面的领导职务，包括孟山都、Cerveeria Quilmes、Cabot和Abertis。她目前是雪铁龙和Transba的董事会成员。
玛丽亚·德·卢尔德·巴斯克斯生于1962年2月11日。她自2024年以来一直是我们的董事会成员。巴斯克斯夫人是一名律师，来自阿根廷Católica大学拥有哈佛大学法学院法学硕士学位。她还拥有电影摄影学学位。电影调查中心(阿根廷)。巴斯克斯女士 是法国法律部主任圣安德烈大学S在那里，她曾担任不同研究生和研究生课程的教授；同时也是哈佛大学的客座教授和副教授。她还曾在百代唱片公司(纽约)和维珍唱片公司(伦敦)担任内部法律顾问职位，并在布宜诺斯艾利斯的Marval，O‘Farrel&Mairal律师事务所担任合伙人。
克拉丽莎·维托内 生于1967年10月6日。自2022年以来，她一直是我们的董事会成员。维托内女士拥有法律学位，并拥有商业法专业学位，来自布宜诺斯艾利斯大学。她还完成了非政府组织管理研究生课程 ，网址：圣安德烈大学S。自2011年以来，她一直是Amrop阿根廷公司的合伙人，也是Amrop拉美业务发展地区委员会的成员。她在拉丁美洲引领着多样性和包容性的实践。她的第二个专业领域 是自2015年以来的数字人才咨询领域，促进C级和董事会的数字化转型和数字化能力的发展。第三，她在董事会从事咨询业务。此前，她曾在当地一家著名的高管猎头公司Valuar工作。在此之前，维托内女士在德意志银行和EFG银行工作了15年，担任过企业、投资和私人银行的高管职务。
迭戈·马丁·萨拉维里生于1964年8月7日。他自2021年以来一直是我们的董事会成员，也是Salverri，Burgio&Wetzler Malbrán阿根廷律师事务所的创始合伙人。他于1988年从阿根廷Católica大学，布宜诺斯艾利斯。目前，萨拉维里先生是作为厄瓜多尔TLC S.A.、TRENEREC S.A.、SACDE Social de Construcción y Desarroll lo Estratégico S.A.、Pampa Energía玻利维亚S.A.的董事，以及Compañía de Inversiones Energía和Grupo Emes S.A.的候补董事会成员。此外，萨拉维里先生还是卡迪夫Seguros S.A.、Soluciones de Asistencia S.A.、PréStamos y Servicios S.A.、Life Seguros de Personas y Patrimoniales S.A.或ígene Seguros de Retiro S.A.、Grupo Dolphin Holding S.A.、Partners I S.A.的监督委员会成员，以及Norpatagónica S.A.的候补成员。
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玛丽亚·阿古斯蒂娜·蒙蒂斯出生于1981年9月28日。她自2021年以来一直是我们的董事会成员。Montes女士拥有法学学士学位。布宜诺斯艾利斯大学。目前，她担任Pampa的公司法律和并购经理，于2011年加入公司。2014年，她在Cleary，Gottlieb，Steen&Hamilton律师事务所纽约办事处工作。此前，蒙蒂斯曾在Bruchou，Fernandez Madero&Lombardi律师事务所担任律师。目前，Montes女士是HINISA、Pampa玻利维亚Energía S.A.、PE Energía厄瓜多尔有限公司、Autotrol Renovables S.A Citelec、CISA、CTB、Digipa S.A、Eneor、HIDISA、Transba、TGS、Trovinver S.A.和VAR的董事会成员。
毛里西奥·潘塔出生于1976年7月23日。他是公司的行政IT和供应部的执行董事。彭塔先生毕业于公共会计专业 阿根廷企业大学他获得了哈佛大学的工商管理硕士学位Altos EStudios Empresariales。之前，彭塔先生曾在德勤和Grupo Cencosud担任税务经理。彭塔先生是CTB、Pampa Energía Soluciones S.A.、Generación阿根廷S.A.和VAR的董事会成员。
霍拉西奥·豪尔赫·托马斯·S·图里生于1961年3月19日。他是董事勘探和生产部门的执行董事。特里先生是一名工业工程师 ，他的学位来自布宜诺斯艾利斯理工学院。Turri先生曾担任Central波多黎各S.A.、Hidroeléctrica Piedra del Argua和Gener阿根廷S.A.的首席执行官。1990至1992年间，他在SACEIF Luis Dreyfus担任石油、天然气和电力行业投资项目的分析师。他还分别于1987-1990年和1985-1987年在Arthur Andersen&Co.和斯伦贝谢有线电视公司工作。他目前担任TGS和CIESA的副主席。
维罗尼察契亚出生于1971年10月27日。自2024年以来，她一直是我们的董事会成员。她拥有 的传播学学位帝国理工学院，专注于战略传播，在该领域拥有超过27年的经验 。Cheja女士是城市传播集团的创始人兼首席执行官，这是一家公共关系咨询机构，为国家、拉丁美洲和跨国公司创造声誉和商机。2020年，她创立了基于商业智能的数据通信公司Neuronal。她也是WCD(女公司董事)、YPO阿根廷(青年总统组织)和Enseña x阿根廷等机构的董事会成员。
洛雷娜·拉帕波特出生于1971年10月21日。自2022年以来，她一直是我们的董事会成员。拉帕波特夫人拥有法学学士学位。贝尔格拉诺大学1997年获国际合规协会联合会(IFCA)认证为合规官员-德尔塞马大学-2016年阿根廷法律协会合规；并持有由 授予的法律技术和创新专业资格乔治华盛顿大学在2020年。
尼古拉斯·明德林 出生于1989年11月11日。明德林先生拥有布宜诺斯艾利斯理工学院的工业工程师学位，现任董事财务和并购主管。明德林先生是Pampa Energía玻利维亚公司、Vientos Solutions阿根廷公司、VAR公司、ENOPSA公司、Pampa Bloque 18 S.A.公司、Digipa S.A.公司、埃内科公司和PE Energía厄瓜多尔有限公司的董事会成员。
2018年4月16日，国家发改委发布第730号决议，修改标准，确定公开制度下公司董事会的董事是否不被视为独立。根据CNV规则，阿根廷的独立性标准在许多方面与纽约证券交易所、全国证券交易商协会自动报价(“纳斯达克”)或美国联邦证券法标准不同。请参阅“第 项16G。公司治理。”
以下董事，包括候补董事，不符合CNV标准的独立董事资格：马科斯·马塞洛·明德林、里卡多·亚历杭德罗·托雷斯、达米安·米格尔·明德林、古斯塔沃·马里亚尼、玛丽亚·卡罗琳娜·西格瓦尔德、迭戈·马丁·萨拉维里、毛里西奥·彭塔、玛丽亚·阿古斯蒂娜·蒙特斯、霍拉西奥·豪尔赫·托马斯·S·特里和玛丽安娜·德拉富恩特。
另一方面，根据上述 标准，以下董事(包括候补董事)有资格成为我们董事会的独立成员：Silvana Wasersztrom、Lucas Sebasián Amado Carlos Correa Urquiza、Julia Sofía Pomares、María Vázquez、Carolina Zang、Clarisa Vitone、Clarisa Lifsic、Lorena RapPaport和Verónica Cheja。
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审计委员会
根据CML第109条的规定，公司成立了审计委员会。2019年2月18日和11月21日，审计委员会批准了对审计章程的修正案，包括连任审计委员会成员的可能性。
作文
我们的审计委员会由三名董事会成员和两名候补成员组成。根据审计章程，我们审计委员会的所有成员必须是独立的，并且必须具有财务、会计、法律和/或管理方面的专业经验。
下表列出了我们审计委员会成员的某些相关信息：
| 名字 | 职位 | |
| 卡洛斯·科雷亚·乌尔奎扎(Carlos Correa Urquiza) | 总裁 | |
| 西里西亚·瓦塞斯特罗姆 | 正式成员 | |
| 卡罗琳娜·张 | 正式成员 | |
| 克拉莉莎·利夫西奇 | 候补委员 |
审计委员会的每一名成员都符合《交易法》规则10A-3的独立性要求。有关 审计委员会成员的传记信息，请参阅“董事会”下的他的传记。
预算
我们的审计委员会有一个由普通年度股东大会批准的年度预算，该预算基于但不限于我们的收入、投资和成本节约的可用资金。
职责 和权限
根据CML的规定，我们的审计委员会负责履行其职权范围内的职责。除其他外，这些职责包括：
| · | 监督公司内部控制系统和行政会计系统的运行，以及行政会计系统的可靠性和提交当局审议的任何其他重要事实的财务信息的可靠性，以符合现行适用的报告要求； |
| · | 对董事会提名的、由公司保留的外聘审计师出具意见，并根据CML核实其是否独立； |
| · | 审查外部审计师提交的计划，监督和评估其业绩，并在公司 年度财务报表提交和公布时发布意见，监督内部审计规划和业绩； |
| · | 监督公司对风险管理信息政策的遵守情况； |
| · | 在适用法律规定的事件中就与关联方的交易发布意见，并在公司存在或可能存在所谓的利益冲突的范围内告知适用法律的规定； |
| · | 向市场提供与我们的法人团体成员或控股股东存在利益冲突的交易的完整信息 ； |
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| 目录表 |
| · | 核实遵守适用的行为标准 ； |
| · | 发表意见尊重董事董事会成员的收费和董事会提出的股票期权计划的合理性; |
| · | 对排除或限制优先购买权的增资 是否符合法定要求以及发行股份或可转换为股份的证券的建议是否合理出具意见； |
| · | 提供现行条例所要求的任何报告、意见或陈述，其范围和频率应与经修订的条例所要求的范围和频率相同。 |
| · | 遵守本公司章程以及对本公司具有约束力的条例规定的所有义务；以及 |
| · | 编制年度工作计划，自本会计年度开始之日起60个历日内向董事会和监事会报告。 |
独立性 标准
根据CML和CNV法规，我们需要有一个由至少三名董事会成员组成的审计委员会。根据CNV的规定，审计委员会的大多数成员必须是CNV标准下的独立董事(见“项目16G。公司治理。第303A.02条“).
根据纽约证券交易所规则303A.06， 我们必须有一个审计委员会，该委员会必须遵守修订后的1934年证券交易法第10-A3条。根据修订后的1934年《证券交易法》第10-A3条，我们必须遵守某些独立性标准。审计委员会的每个成员都必须是独立的，并且是董事会成员。根据规则10-A3，上市发行人的审计委员会成员为被视为“独立”，除以审计委员会、董事会或任何其他董事会委员会成员的身份外，不得：
| · | 直接或间接接受发行人或其子公司的任何咨询、咨询或其他补偿费。补偿费不包括根据退休计划收到的固定数额的补偿(包括递延补偿)，以换取以前在上市发行人服务的补偿(前提是此类补偿不以继续服务为条件)；或 |
| · | 为发行人或其任何附属公司的关联人。 |
此外，截至本年度报告之日，我们审计委员会的所有成员均满足修订后的1934年《证券交易法》规则10A-3的独立性要求、适用于外国私人发行人审计委员会的纽约证券交易所标准和CNV要求。
监事会
我们现行的章程规定了一个由三名正式成员和三名候补成员组成的监督委员会。监事会成员的任期为三个会计年度。根据BCL，只有获准在阿根廷执业的律师和会计师才能担任阿根廷人的监督委员会成员。阿诺尼马社会，或有限责任公司。
监事会的主要职责是监督管理层遵守BCL、章程、规章(如果有的话)和股东决议的情况，履行这些职责包括：除其他外，以下是：
| (1) | 出席董事会、审计委员会和股东会议； |
| (2) | 认为必要时召开临时股东大会，未经董事会召集时召开普通股东大会和特别股东大会。 |
| (3) | 调查股东的书面投诉。 |
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| 目录表 |
在履行这些职能时， 监督委员会不控制我们的运营或评估董事所做决定的优点。候补成员临时或永久代替正式成员行事时，其职责和 与上文讨论的正式成员相同。作为候补成员，他们没有其他义务或责任。
下表列出了我们监事会成员的某些相关信息：
|
名字 |
职位 |
年龄 |
| 罗伯托·安东尼奥·利宗多 |
正式成员 |
54 |
|
何塞·丹尼尔 阿别洛维奇 |
正式成员 |
67 |
|
马丁 费尔南德斯·杜索 |
正式成员 |
43 |
| 诺埃米·科恩 |
候补委员 |
64 |
|
托马斯·阿诺德 |
候补委员 |
42 |
| 赫尔曼·韦茨勒·马尔布兰 | 候补委员 | 54 |
以下是我们监督委员会成员的简短简历 描述：
罗伯托·安东尼奥·利宗多 出生于1969年9月25日。Lizondo先生从以下机构获得法律学位图库曼国立大学以及伦敦政治经济学院的法学硕士学位。他是阿根廷律师事务所Salverri，Burgio&Wetzler(Br)Malbrán的合伙人，并在1999-2000年间是Brown&Wood律师事务所的外国合伙人。他是Soluciones de Asistencia Integral S.A.、Medicf Seguros S.A.(Life Insurtech)和Life Seguros de Persas y Patrimoniales S.A.的监督委员会成员。
何塞·D·阿贝洛维奇。Abelovich先生获得布宜诺斯艾利斯大学会计学学位。他是Abelovich，Polano&ASocial ados的创始成员和合伙人，Nexia International的会计师事务所成员，Nexia International是一个全球会计和咨询公司网络。在此之前，他是Harteneck，L和Cía/Coopers&Lybrand的经理，并担任联合国和世界银行驻阿根廷的高级顾问。他是Autotrol Renovables S.A.、Citelec、CISA、CIESA、HIDISA、Vientos de Arauco(Br)Renovables S.A.、Transba、Transener、TGS、Cresud、IRSA以及某些子公司、Banco Hipotecario和某些子公司的监督委员会成员。
马丁·费尔南德斯 杜莎出生于1981年1月29日。费尔南德斯·杜绍特先生在阿根廷Católica大学获得法律学位。他是阿根廷律师事务所Salverri，Burgio&Wetzler Malbrán的合伙人，2008年是Cleary，Gottlieb，Steen&Hamilton律师事务所的外国合伙人。他是拉丁证券公司、CT Mitre Office公司和Delta资产管理公司的董事会成员，也是Grupo Emes S.A.的董事会候补成员。此外，他还是Compañía americana de Transmisión Eléctrica S.A.、TAP Billetera S.A.、Profingas S.A.、Minera Geometales S.A.、SACDE、CTB、Vientos Solutions S.A.U和Focolare S.A.的监督委员会成员。以及Autotrol Renovables S.A.、Enecor S.A.、Generación阿根廷S.A.、Pampa Energía Soluciones S.A.、VAR、Digipa S.A.、Grupo Dolphin Holding S.A.、Inversora al Rio S.A.和Numera Analytics S.A.U等公司监督委员会的候补成员。
诺米·伊万娜·科恩出生于1959年5月20日. 科恩夫人在布宜诺斯艾利斯大学获得了会计学学位。她是Abelovich，Polano&ASocial ados S.R.L.的合伙人，后者是Nexia International的会计师事务所成员，Nexia International是一个由会计和咨询公司组成的全球网络。 科恩女士曾在阿根廷的哈特内克L会计师事务所和加利福尼亚州洛杉矶的Coopers&Lybrand从事审计工作。科恩女士是Cresud、IRSA及其子公司、Autotrol Renovables S.A.、Generación阿根廷S.A.、Inversión QRP S.A、VAR等公司监督委员会的成员。
托马斯·阿诺德 出生于1981年12月17日。阿诺德先生在阿根廷Católica大学获得法律学位。他是阿根廷律师事务所Saliverri，Burgio&Wetzler Malbrán的合伙人，并在2010-2011年间是Searman&Sterling LLP的外国合伙人。他目前是Vientos Solutions阿根廷公司和TAP Billetera S.A.的监督委员会成员，并 担任SACDE、CISA、CTB、Pampa Energía Soluciones S.A.、Medicf Seguros S.A.、Soluciones de Asistencia Integral S.A.、Compañía de Inversiones de Energía S.A.、Generación阿根廷S.A.、Life Seguros de Persas y Patrimoniales S.A.和Compañía Inversora en Transmisión[br]Eléctrica Citelec S.A.等。
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| 目录表 |
Germán Wetzler Malbrán 出生于1970年4月25日。Wetzler Malbrán先生在阿根廷Católica大学获得法律学位。 他是阿根廷律师事务所Salverri，Burgio&Wetzler Malbrán的合伙人，2005年是Simpson Thacher&Bartlett LLP的外国合伙人。他目前是卡迪夫Seguros S.A.、Soluciones de Asistencia S.A.、Compañía americana de Transmisión Eléctrica S.A.、Autotrol Renovables S.A.、CISA、CTB、Pampa{br>Energía Soluciones S.A.、Digipa S.A.、Vientos Solutions S.A.U、Enekor S.A.、Generación阿根廷S.A.、SACDE、Life Seguros de Personas y Patrimoniales S.A.、TAP Billetera S.A.、Proingas S.A.、Vientos Solutions S.A.U、Enekor S.A.、Generación阿根廷S.A.、SACDE、Life Seguros de Personas y Patrimoniales S.A.、TAP Billetera S.A.、Proingas S.A.、Vientos Solutions S.A.U、Enekor S.A.、Generación阿根廷S.A.、SACDE、Life Seguros de Personas y Patrimoniales S.A.、TAP Billetera S.A.、Proingas S.A.的监督委员会成员。现为Minera Geometales S.A.和Focolare S.A.，以及Envase Plásticos S.A.、Grupo Dolphin Holding S.A.、VAR、Inversora al Rio S.A.、或ígene Seguros de Retiro S.A.、Salta Rerescos S.A.和Prestaos y Servicios S.A.等监督委员会的候补成员。此外，他还是Grupo Emes S.A.董事会的候补成员。
公司治理
该公司制定了几项政策和做法，包括全面的行为守则：
| · | 行为规范。该准则经我们董事会批准，构成了在日常活动中做出诚实决定的指南，并定义了如何应对挑战。它制定了核心原则，以确保为我们的客户提供卓越的服务，并与我们的供应商、队友、股东、当局、中间组织和Pampa社区建立关系。 |
| · | 道德委员会。这是一个咨询机构 。其主要职责包括就《行为守则》提供指导，跟进通过道德操守热线收到的案件， 并就纪律行动和利益冲突发表意见。该委员会由人力资源、法律和审计部门组成，由我们的首席执行官负责监督。 |
| · | 道德热线。本公司已实施专属渠道，在严格保密的情况下，举报任何涉嫌不当行为或违反《行为守则》的行为。 |
| · | 欺诈、腐败和其他违规行为 政策。该政策重申透明度和道德是领导公司业务和实现可持续增长的基本行为。它还禁止在PAMPA内进行任何形式的欺诈、腐败或不当行为。此外，它还确立了PAMPA在预防腐败和其他不当行为方面的立场，补充了我们的行为准则中定义的原则和价值观。因此， 应同时阅读这两个文档。该政策还包括关于有义务报告任何实际或涉嫌违反法律和/或法规的条款，以及禁止对任何合法和善意提交报告或拒绝参与腐败行为的人进行报复的条款。 |
| · | 关联方交易政策。根据本政策，并如适用法规所述，所有高价值交易(即根据适用法规的规定，本公司与被视为“关联方”的个人和/或法人实体(根据上次批准的财务报表，其净值均超过公司净值的1%)必须遵守特定的 事先授权和控制程序，该程序在公司法律事务执行部门的协调下执行，并涉及公司董事会及其审计委员会(视情况而定)。 |
| · | 关于材料信息披露的政策 。该政策根据PAMPA证券交易地或PAMPA为注册发行人的证券交易所的监管要求，规范发布相关信息的流程。为确保与此事有关的政策和适用法规得到适当执行和遵守，本公司成立了信息披露委员会。 |
| · | 最佳证券市场政策 实践。本政策概述了对PAMPA和/或其附属公司在证券交易所上市的可销售证券的交易的某些限制和手续。它确保透明度，并保证不会因滥用有关PAMPA和/或其附属公司的重要非公开信息而获得任何利益或经济优势。它适用于员工(包括我们所有的高级管理层)、董事和监事会成员。 |
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| 目录表 |
| · | 综合管理政策。该政策 是质量、安全、环境和劳动健康政策的演变版本，适用于公司的现状和面临的挑战，推动了我们业务的可持续发展。它增加了QHSE的补充方面，如能源和自然资源的有效利用，我们设施和运营的可靠性和完整性，以及资产管理优化。 该政策重申集成管理是我们运营的重要组成部分，并包括十项管理原则，指导 其简单灵活的实施和加强Pampa的文化。 |
| · | 掉期交易政策。本政策经董事会批准，规定了公司应根据国际掉期和衍生品协会(ISDA)协议管理与其执行的任何掉期相关的风险的框架。本政策仅适用于经修订的《商品交易法》(以下简称《CEA》)所管辖的活动，且仅适用于《CEA》第(Br)2(H)(7)节所规定的最终用户例外的选择。 |
| · | 董事会自我评估问卷 。本公司董事会实施年度自我评估问卷以评估自身业绩和管理。 公司公司法部门负责审核和归档每份问卷以及董事会成员给出的个别答案 ，并根据结果向董事会提交任何被认为有助于改善董事会职责的建议措施 。 |
| · | 提名政策。本政策确立了 PAMPA董事会成员提名和任命的原则，并根据适用于该事项的阿根廷现行规则和条例、公司章程和提名委员会规则制定。 |
| · | 补偿政策。 本政策是根据阿根廷现行法律法规、公司章程和薪酬委员会规则制定的 ，并就向PAMPA董事会成员支付薪酬的原则提供指导。它将被股东、董事会和薪酬委员会用来指导他们的实践。 |
| · | 补偿追回(追回)政策。 根据适用的美国证券交易委员会法规，本公司董事会于2023年批准了该政策。有关我们的退款政策的更多信息，请参阅附件6--赔偿追回政策。 |
| · | 股利政策。根据阿根廷现行法律法规和公司章程，本政策概述了平衡分配金额和PAMPA投资计划的指导方针。 |
| · | 对主要会计师服务的预先核准。 本政策使内部流程标准化，使审计委员会能够履行其义务，事先批准 外部审计师向公司提供任何类型的授权服务。 |
董事和高级职员的薪酬
BCL规定， 在一个财政年度支付给所有董事(包括同时是高级管理层成员的董事)的薪酬不得超过该财政年度净收益的5%，如果公司没有就该净收益支付股息的话。如果董事年度的所有净收益都以股息形式分配，则该公司将年度董事薪酬上限提高至净收益的25%。 根据净收益与分配的股息之间的关系，这一比例将按比例降低。BCL还规定，如果 公司没有净收入或净收入较低，如果相关董事在该会计年度履行了特别承诺或 技术行政职能，则股东大会可以批准超过BCL规定的限额的董事薪酬。审计委员会就董事会成员费用的合理性发表意见。此外，应支付给董事会成员的总金额将事先提交 薪酬委员会(定义见下文)，以征求其意见，以确定建议的薪酬是否与其他类似本地公司董事收到的薪酬 一致。所有董事和监事会成员的薪酬需要 股东在普通股东大会上批准。
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| 目录表 |
在2024年4月29日召开的普通股东大会上，潘帕董事的薪酬总额被确定为P。截至2023年12月31日的年度15,024,112,294。这一数额包括补偿协议的费用、报酬、报酬和福利。
薪酬计划
基于股票的薪酬计划
为了使 员工绩效与我们的战略计划保持一致，并在股东的价值创造和 人员薪酬之间建立透明和直接的联系，我们的董事会于2017年2月8日批准了基于股票的薪酬计划(简称《计划》)。 为了实施该计划，我们每年都可以制定单独的计划。
在截至 2020年12月31日的财年中，公司根据高管和其他关键员工的股票薪酬计划支付了70万股自有股票。截至2020年12月31日，本公司收购了600万股自有股份，其中200万股用于支付高级管理人员的薪酬，截至本财年结束时，400万股仍在国库中，将根据该计划交付给员工 。
在截至2022年12月31日和2023年12月31日的财政年度内，公司每年交付60万股自己的股票，作为高管和其他关键员工股票薪酬计划的支付 。截至本报告日期，2024年期间，公司根据高管和其他关键员工的股票薪酬计划支付了50万股股票。
截至本年度报告日期，我们持有3878,939股普通股，相当于我们已发行资本的0.3%，将根据该计划交付给员工。
薪酬协议-高级 管理层
本公司已与本公司主要管理人员签署薪酬协议，旨在使该等管理人员的利益与本公司及其股东的利益保持一致，仅在为股东创造价值的范围内为他们创造价值。该等协议主要提供合共相当于公司年度市值增值3.6%的年度、变动及或有补偿，以美元计算，年度上限为应计金额的50%，以及待补偿期间公司未计利息、税项及其他非现金项目(经调整的EBITDA拨备)前营业收入的1.8%。
本公司尚未支付的应计金额只能由其受益人在PAMPA在变现时的股票市值高于记录的最高值(高水位拨备)的范围内收取。此外，年度应付总额不应超过补偿年度调整后EBITDA的1.8%。如果支付的金额少于调整后的EBITDA准备金 ，未使用的余额将分配给以后几年的补偿。
年度补偿的支付 须事先获得在每个财政年度召开的股东大会的批准。
此外，PAMPA将从可变薪酬(如果适用)中扣除受益人可能从PAMPA子公司的债券和/或其他类似项目中收取的薪酬 ，按公司在此类公司的权益比例计算。
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| 目录表 |
薪酬政策和薪酬委员会
公司董事会批准了一项薪酬政策，就向PAMPA董事会成员支付薪酬所依据的原则提供指导。
在薪酬政策框架内，董事会创建了一个薪酬委员会，该委员会将在与Pampa董事会成员薪酬有关的事务上向他们和股东提供协助，以符合 阿根廷现行适用规则和条例、Pampa章程和委员会规则中规定的要求和程序。薪酬委员会向董事会报告，将由三名正式成员和人数相等或更少的候补成员组成，他们 不得在潘帕的执行办公室任职。
截至本 年度报告之日，PAMPA薪酬委员会组成如下：
| 名字 | 职位 | |
| 卡洛斯·科雷亚·乌尔奎扎(Carlos Correa Urquiza) | 总裁 | |
| 西里西亚·瓦塞斯特罗姆 | 正式成员 | |
| 卡罗琳娜·张 | 正式成员 | |
| 克拉莉莎·利夫西奇 | 候补委员 |
股份所有权
截至2024年3月31日，以下董事会成员和高级管理层拥有我们资本的所有权权益：Marcos Marcelo Mindlin(16.59%)，Damian Miguel Mindlin(3.05%)，古斯塔沃·马里亚尼(3.02%)，里卡多·亚历杭德罗·托雷斯(2.09%)、Horacio Turri(0.57%)、María Carolina Sigwald(0.01%)、Carlos Correa Urquiza(0.003%)、Carolina Zang(0.001%)、毛里西奥·潘塔(0.01%)和尼古拉·S(Br)明德林(0.0005%)。我们的董事会其他成员或高级管理层均未实益持有我们股本的任何股份。 见“第七项大股东及关联方交易。”
员工
不包括我们临时雇用的员工 ，包括控股子公司，截至2023年12月31日，我们有1,924名全职员工。此外，我们还运营CTEB，这是与YPF共同拥有的，拥有106名全职员工。
我们约有52.33%的员工隶属于工会和/或是集体谈判协议的一方。我们已完成2023年的薪资谈判 。我们与公司和子公司层面的每个员工工会保持着积极的关系。
除阿根廷《劳动合同法》所要求的福利外，我们还提供各种福利，但不向退休人员或被解雇的员工支付任何费用。根据我们与一些子公司的工会达成的协议，我们需要向退休的员工支付一定的资历保险费，作为退休后的一次性付款。
| 第7项。 | 大股东和关联方交易 |
大股东
2021年4月29日，股东特别大会通过注销PAMPA 56,581,600股普通股，以减少股本。因此，我们的股本减少到1,398,919,655股。
2021年9月30日，股东特别大会通过注销Pampa的12,513,675股普通股，以减少股本。因此，我们的股本减少到1,386,405,980股。
| 144 |
| 目录表 |
2022年4月27日，股东特别大会批准通过注销PAMPA的2,761,375股普通股进行股本削减。因此，我们的股本减少到1,383,644,605股。
最终，在2023年4月26日，股东特别大会通过了通过注销潘帕20,124,225股普通股的股本削减。因此，我们的股本减少到1,363,520,380股。
摩根大通通知我们，截至2024年3月31日，未偿还的美国存托凭证数量为25,427,182份。截至该日期，我们的美国存托凭证在美国有一名注册持有人。由于我们的某些美国存托凭证由经纪人或其他被指定人持有，因此美国的直接记录持有人的数量可能不能完全反映我们的美国存托凭证在美国的直接受益所有人的数量，或该等美国存托凭证的直接受益所有人居住的地方。我们没有关于在美国注册地址的持有者持有我们股票的信息 ，这些持有者不是由美国存托凭证代表的。
下表列出了截至2024年3月31日我们普通股的实益所有权信息：
| 股东名称 | 股份数量： | 我们股本的百分比 | 投票权百分比 | |||
| Anses (？) | 306,958,364 | 22.51% | 22.51% | |||
| Braslyn HL/Hidden Lake S.A. | 69,139,594 | 5.07% | 5.1% | |||
| 管理 | ||||||
| 马科斯 马塞洛·明德林 | 226,189,822 | 16.59% | 16.59% | |||
| 古斯塔沃 马里亚尼 | 41,230,735 | 3.02% | 3.02% | |||
| 达米安·米格尔·明德林 | 41,516,395 | 3.04% | 3.05% | |||
| 里卡多·亚历杭德罗·托雷斯 | 28,427,461 | 2.08% | 2.09% |
注：我们的主要股东 没有不同的投票权。
(1)2008年11月20日，阿根廷国会通过了一项法律，将阿根廷的养老金和退休制度统一为由ANSES公共管理的制度，并取消了以前在政府机构监督下由私人养老基金管理的退休储蓄制度。根据新法律，私人养老基金将其在退休储蓄制度下管理的所有资产转移到国家退休储蓄系统。这些转让资产包括本公司295,765,953股普通股，相当于当日我们股本的20.50% 。ANSES受适用于退休储蓄制度下的阿根廷私人养老基金的投资规则、禁令和限制的相同 ，但以下句子所述除外。2011年4月12日，行政权力颁布了第29441号紧急法令，废除了第24241号法律第76(F)条规定的限制，即在任何股东大会上，任何本地或外国公司，如本公司，在任何股东大会上行使超过5%的投票权，而不管相关公司的股本中实际持有的权益。根据第24241号法律第76(F)条 规定的限制于2011年4月14日生效。自该日起，ANSES可根据在相关公司股本中持有的实际权益，对任何本地或外国公司(例如本公司)行使投票权。
关联方交易
BCL允许一家公司的董事 与该公司进行交易，但任何此类交易必须符合现行的市场惯例。CML规定，公开发行股票的公司必须向各自的审计委员会提交与关联方进行的所有交易的事先意见，涉及的金额超过公司净值的1%。
薪酬计划
请参阅“项目6.董事、高级管理人员和雇员--薪酬计划“.
有关我们关联方的交易以及我们与关联公司(包括共同控制的公司 )交易的未偿还余额的进一步信息，请参阅我们经审计的综合财务报表附注17。
除上文所述及适用法律另有允许外，本公司目前并未与本公司任何董事、主要管理人员或其他相关人士进行任何交易，亦未向此等人士作出任何重大贷款，亦未为此等人士的利益 提供任何担保，亦未与任何此等人士进行任何此等交易。
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| 目录表 |
专家和律师的利益
在截至2020年12月31日、2021年和2022年12月31日的年度内，我们聘请了阿根廷萨拉维里·伯吉奥·马尔布兰律师事务所提供服务。另一位候补 董事律师迭戈·马丁·萨拉弗里先生、我们监督委员会的两名成员马丁·费尔南德斯·杜绍特和埃琳娜·索扎尼 以及我们监督委员会的两名候补成员托马斯·S·阿瑙德和格曼·韦茨勒·马尔布兰是萨拉维里·伯吉奥·马尔布兰律师事务所的合伙人 。
| 第八项。 | 财务信息 |
合并财务报表
请参阅“项目18. 财务报表“从F-1页开始。
法律程序
在正常的业务过程中，我们是各类诉讼的当事人。我们的管理层评估每一项索赔的价值并评估可能的结果， 当可能做出不利决定并且可以合理估计金额时，在我们的财务报表中记录相关或有负债的应计项目。截至2023年12月31日，我们已建立总额为1.09亿美元的应计项目，以支付此类索赔和法律程序的潜在损失。上述金额不包括Transener和TGS，因为它们未合并，并在合并财务报表中按权益会计方法入账。除以下披露的 外，我们不参与任何可能对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响的法律程序或索赔 。
以下是截至2023年12月31日已记录拨备的重大诉讼的简要说明：
| - | 相关海关程序-汽油出口：在国家税务法院的程序中，有许多重要的程序，税务当局在这些程序中对Petrobras在2008-2014年间使用的关税标题提出质疑。财政当局采取较高出口税率的立场。 |
以下是对本公司为当事人的重大法律诉讼或索赔的性质的简要说明。截至2023年12月31日，根据我们的内部和外部法律顾问的分析，本公司认为此类法律程序不可行。
劳工索赔-补偿性 计划
我们面临着几个与我们的一个固定福利计划--“补偿计划”相关的法律诉讼。看见“项目18.财务报表--附注11.8”)。我们在下文中描述了目前未决的劳工索赔的性质：
| · | 声称用于 更新计划福利的指数(IPC)对于保持福利的“恒定值”无效。在其中两起案件中，该公司获得了有利的判决，原告已对此提出上诉。相反，另一个案件获得了对公司不利的判决，因此，我们向各自的法院提出上诉。 |
| · | 根据收益取消公司缴费后，对该计划资金不足的索赔 该公司获得了有利的一审判决。 原告提出上诉，上诉法院批准了原告的请求。针对这一裁决，该公司向CSJN提出了联邦特别上诉，法院裁定不予受理。因此，公司向CSJN提出了驳回上诉的复议动议，并以违宪为由向布宜诺斯艾利斯自治市高等法院(“STJBA”)提出上诉。STJBA支持该公司关于重新考虑驳回上诉的动议，因此，请求商会将卷宗发送给STJBA，以处理所提出的违宪上诉。商事上诉法院驳回了STJBA的命令，因此，该卷宗被发送给CSJN以解决管辖权争端。 |
| 146 |
| 目录表 |
纳税申索
液体燃料税和天然气税
AFIP索赔Ps的付款。5400万 ，原因是据称遗漏了2006年1月至2011年8月财政期间的液体燃料税和天然气税，外加补偿性利息和Ps罚款。3800万美元，作为涉嫌避税的结果。AFIP的索赔是基于 存在挪用税收优惠的情况，该税收优惠本应用于税法认为是税收减免的地区的销售。联邦税务法院目前正在审理这一诉讼，证据期已经结束。
环境索赔
| - | 巴塔哥尼亚土地所有者协会(ASSUPA) 已向本公司及其他寻求在被告进行碳氢化合物勘探、开采、生产、储存和运输之前向国家恢复环境的公司提出不确定金额的投诉 并防止据称对澳大利亚盆地某些地区的未来环境影响。国民政府和圣克鲁斯省和火地岛省已被召集为第三方。诉讼程序正处于投诉答复阶段。 |
| - | ASSUPA已向CSJN提出申诉，控告包括本公司在内的10家公司。国民政府和布宜诺斯艾利斯省、拉潘帕省、门多萨省、内乌昆省和里奥尼格罗省已被传唤为第三方。主要索赔要求，应责令被告纠正在内乌基纳盆地开发的碳氢化合物活动对环境造成的损害，并设立《环境通则》第22条规定的环境恢复基金。或者，在无法恢复的情况下，根据联合国开发计划署的一份报告，它要求赔偿据称遭受的集体损害，金额估计为5.47亿美元。诉讼程序正处于投诉答复阶段。 |
| - | Betriz Mdoza和其他16名原告向CSJN提出申诉，指控中央政府、布宜诺斯艾利斯省政府、布宜诺斯艾利斯自治城市政府和包括该公司在内的44家公司在Matanza-Riachuelo河流域开展工业活动。原告 要求赔偿因据称的环境影响、其停止和环境恢复而遭受的据称损害， 为旨在恢复该流域的Matanza-Riachuelo河流域环境管理计划提供资金，估计金额为5亿美元。该公司的财务负债将仅仅与其毗邻Matanza-Riachuelo水盆的两个设施有关(其中一个已不在其运营之下)。至于毗邻上述盆地的其余设施， 以前由本公司营运，其已获该等设施的受让人公司给予足够赔偿。 |
| - | Inertis S.A.已对该公司提起诉讼，指控该公司因码头南工厂的活动而对该公司拥有的一块地块的环境造成了损害。100万美元和100万美元，或据称受影响地段的价值与其估值之间的差额。这一诉讼的取证阶段已经结束。 |
| - | 阿根廷冲浪基金会因据称有迹象表明马德普拉塔市环境遭到破坏而要求进行初步诉讼。原告要求恢复环境，或赔偿在马德普拉塔市沿海地区拥有加油站的所有公司因据称加油站地下储油罐泄漏燃料进入水、土壤和海洋系统而造成的据称损害的赔偿。该基金会估计损失金额为2亿美元。双方同意暂缓程序上的最后期限，以便评估与一些共同被告达成协议的可能性。随后，原告与部分共同被告签订的部分协议正式获批。该公司要求从流程中分离 ，因为它目前不拥有任何加油站。然而， 应该指出，一些加油站所有者(公司因此而被起诉)在与原告签订的档案协议中提交，供其正式批准。其中一些已获得正式批准-原告被认为已部分撤回针对上述加油站所有者和公司的诉讼和权利-其他 正处于批准阶段。 |
| 147 |
| 目录表 |
| - | Dock Sud地区的一些邻居 投诉了14家石油公司，包括公司、石化公司和位于Dock Sud石化综合体的垃圾焚烧厂，指控他们破坏环境，并指控他们的货物、健康和士气受到个人损害。CSJN 确定它对环境问题拥有管辖权，并保留了对所称损害的赔偿 的民事和商事管辖权。民商事一审法院已开启取证阶段。 |
| - | 萨尔塔省的一位邻居拥有一个由被告(本公司和其他公司)组成的合资企业进行碳氢化合物活动的 地块，并就碳氢化合物勘探、勘探和/或开采活动造成的据称损害寻求环境保护和恢复，或者在无法恢复环境的情况下寻求 赔偿。诉讼处于申诉答辩阶段，Salta的法院裁定，争议行政事项一审法院拥有管辖权。 |
| - | Neuquén省的邻居对公司提起诉讼，指控原告参与的油气勘探、开采、运输和弃井活动造成环境破坏。如果这不可行，他们要求赔偿 据称的损害，以支持环境恢复基金。此外，他们还要求将所称精神损害赔偿分配给环境恢复基金。已妥善核实当事人到场情况，已将诉讼移交行政诉讼管辖。 |
| - | 公司向拉潘帕省提出法律索赔，要求废除和撤销行政行为，该省通过其主管碳氢化合物和采矿的副部长和环境事务副秘书处声称，公司已最终放弃了位于Jagüel de los Machos地区的13口油气井，这些油井在特许权属于公司时(2015年9月)尚未开工，并提交了一份补救某些环境责任的计划。值得澄清的是，在碳氢化合物区逆转时进行了 环境审计，目前已纠正其中观察到的偏差。此案正在进行诉讼。双方已就暂停所有程序条款达成一致，因为它们正在进行和解谈判。 |
| - | 原告Martinez Lidia和其他三名原告 要求赔偿因居住在PGSM石化厂(罗萨里奥-圣达菲)旁边而造成的环境影响对他们的健康和财产造成的损害。法院发布了一项提供额外证据的措施，因此，将这些诉讼与圣达菲工厂的其他邻居对公司提起的诉讼合并在一起。这是最后一起案件，正在等待取证。 |
| - | 布宜诺斯艾利斯省的一名居民投诉该公司，要求拆除三个储油罐和泵，并修复和恢复储油罐所在的土壤，原因是据称对环境造成了影响。证据期已经结束。 |
| - | 圣达菲省的邻居已对该公司提出投诉，称其破坏了环境。公司获得了有利的判决，原告已对此提出上诉。 |
| - | Ingeniero White市的一位邻居投诉了该公司和另外三家公司，Bahía Blanca港口财团和Bahía Blanca市政府， 称其财产受损，据称是由于这些公司在运营过程中产生的震动造成的 ，以及市政府监管不力。诉讼程序正处于投诉答复阶段。 |
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| 目录表 |
民商事索赔
- 名为“Consumer Financieros(Br)ASocial ación Civil Para Su Defensa”(消费者金融协会)的消费者协会向Pampa索赔36.5亿美元的名义金额，作为对Pampa的损害赔偿，以及与Petroleo Brasileiro S.A.共同原告的PetRolera Pampa和某些在任的Pampa董事。已对Petrobras Brasil提出申诉，指控Petrobras Brasil因“熔岩Jato业务”和所谓的“Petrolao”而导致股票报价贬值。PetRolera Pampa和董事的连带责任以及几项指控收购Petrobras阿根廷公司间接控制权的责任可能阻碍了对原告有利的 可能判决的执行(Pampa为获得Petrobras阿根廷公司的控制权支付的最高金额)。原告对仲裁法院的裁决提出上诉，该裁决宣布在未支付仲裁费的情况下驳回主要诉讼请求。商业事务上诉法院维持了提出的特别上诉。就其本身而言，Petróleo(Br)Brasileiro S.A.提出出庭，要求宣布所提出的上诉缺乏实质内容，在替代方案中， 回应这样的呼吁。本公司接获通知，商事上诉法院已维持上诉，并就此提出动议。随后，CSJN宣布批准特别上诉的商业上诉法院的裁决无效，并将诉讼程序发回重新裁决。 商业上诉法院驳回了上述协会提出的特别联邦上诉。该协会 向CSJN提出了驳回上诉的动议，CSJN正在研究该动议。
- 巴西国家石油公司(“Posa”)已向国际商会(“ICC”)提出国际仲裁，指控该公司违反巴西国家石油公司阿根廷公司(现为PAMPA)与Posa于2016年就转让“Río Neuquén”特许权转让33.6%权益而订立的转让协议。Posa在其仲裁请求中指控的违规行为包括未能转移与转让权益有关的某些资产，以及转让价格调整计算上的差异。仲裁将根据国际商会仲裁规则进行，适用法律为阿根廷共和国的法律，仲裁地点为阿根廷的布宜诺斯艾利斯。2021年4月30日，POSA提交了申诉书，2021年9月15日，公司 提交了答辩书和反诉书。2021年12月15日，波萨提交了对反诉的答辩书。 应当事人的请求，法院暂停了诉讼程序，后者决定继续进行程序。2024年4月3日，国际商会将仲裁法庭于2024年4月2日作出的最终裁决通知各方，决议：(I)驳回Posa的所有索赔，但一项除外，命令Pampa支付(A)根据租赁协议收到的截至最终裁决之日的付款加利息和(B)公司根据上述合同收到的付款和(Ii)Pampa的反索赔的相应33.60%。2024年4月10日，该公司提起诉讼，要求部分撤销最终裁决。
行政索赔
| - | CTLL(目前为PAMPA)在2016年1月至2016年7月期间对联邦政府提起行政诉讼，指控其违反合同。CTLL声称，CAMMESA关于续签和确认与天然气供应协议相关的成本的决定应被推翻 ，或者，遭受的损害应得到补救。要求作出判决。随后，CTLL对联邦政府在2016年4月至2018年10月期间违反合同提起了新的 行政诉讼投诉。在2016年1月至2016年3月期间的索赔中，由于与后来提出的2016年4月至2018年10月期间的索赔有关，请求判决的请求被暂停。 |
| - | 在内乌昆省授予的维塔·埃斯孔迪达区块特许权到期后，该公司提交了安帕罗作为次要请愿书，根据《联邦民商事诉讼法》第322条，提起宣告性判决诉讼，以求在CSJN的原始管辖权下实现确定性。公司请求判决，CSJN安排了初步听证会，并举行了初步听证。 根据总检察长办公室发布的意见，此案目前正等待CSJN的判决。 |
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| 目录表 |
| - | 2021年3月31日，该公司向阿根廷经济部提出初步行政索赔，要求支付国家在执行第1053/18号行政命令期间承担的应付金额和利息，要求支付2018年4月至2019年3月期间天然气经销商购买的天然气价格与天然气经销商最终费率中确认的天然气价格之间的汇率差额。2021年9月1日，提出了立即干预的动议。2021年12月2日，公司提交了一份令状安帕罗要求被告遵守的逾期付款，后来被驳回。对于这一决定，该公司提起上诉，但被代理法院驳回。由于MECON就RAP发表声明的期限已经届满，该公司对国家 州提起诉讼。 |
民商事索赔
| - | 本公司已向Petrobras International Braspetro B.V.(“PIB BV”)提出国际仲裁 索赔，理由是根据于2016年5月13日签署的股份购买协议，本公司收购Petrobras阿根廷公司‘S股本67.2%的若干出口交易存在欺诈陈述及遗漏。仲裁是根据国际商会的仲裁规则进行的，适用法律为纽约州法律，仲裁地点为纽约州。PIB BV及时答复了仲裁请求，并提出了反诉 ，要求支付采购过程中发现的某些或有事项的估计金额与实际支付金额之间差额的一个百分比。2021年4月29日，公司提交了索赔声明，PIB BV提交了反诉声明 。2021年7月7日，该公司和PIB BV提出了抗辩。2021年11月5日，公司和PIB BV提交了回复简报，并于2021年12月20日提交了对索赔的反驳。法院应当事各方的请求暂停诉讼程序后，后者决定继续进行诉讼程序。2023年11月9日，国际商会通知各方，仲裁法院于2023年2月11日作出最终裁决，裁决：(I)驳回PAMPA的诉讼请求；(Ii)驳回PIB BV的多数反诉，责令PAMPA自2021年3月31日起支付3,200,000美元外加利息，以及(Iii)驳回各方的所有其他索赔。PAMPA已向PIB BV支付了法院在其最终裁决中下令支付的金额。 |
| - | Pampa Bloque18以厄瓜多尔PetromanabíS.A.公司受让人的身份向厄瓜多尔提起国际仲裁程序，要求支付和解金额的12%，后者是根据1995年12月19日签订的《第18号区块油气勘探和原油开采参与协议》和/或2002年8月7日签署的《Hollín共同油田统一开采作业协议》--在这两个案例中均经修订--支付12%的赔偿金。仲裁将根据联合国国际贸易法委员会的仲裁规则进行，适用法律为厄瓜多尔法律，仲裁地点为智利圣地亚哥市。国际仲裁程序的第一阶段始于2021年。截至本报告的日期，仲裁过程仍在进行中。 |
| - | 本公司已就违反于2015年4月1日订立的Farmout协议及有关Chirete区块的联合经营协议的若干事项， 对High Luck Group Limited-Sucursal阿根廷公司提起国际仲裁。2023年8月23日，仲裁庭作出了对被告不利的部分裁决，裁决High Luck违反了上述合同，但这一事实不能使公司 行使退让选择权。其中所提供的。目前，正在按照仲裁院制定的时间表进行新的仲裁步骤。 |
分红
根据阿根廷《个人资产税法》的规定，截至每年12月31日，我们必须向AFIP缴纳个人资产税，该税由我们的所有股东 缴纳。尽管法律允许公司追回支付的金额，但追回可能是沉重的负担。在实践中，公司通常承担这项税收的成本，这对他们的业绩产生了不利影响，并且 不产生任何所得税扣减。
尽管如此，本公司 已根据第27,260号法律的利益申请豁免缴纳2016至2018年的个人资产税。
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| 目录表 |
我们没有宣布截至2021年12月31日、2022年12月31日或2023年12月31日的财年的任何股息。
我们有正式的分红政策 有关详细信息，请参阅“项目6.董事、高级管理人员和雇员--公司治理--分红政策“和 “第10项.补充资料--分红”
重大变化
除本年度报告另有说明外，本年度报告所载最新经审计综合财务报表所包括的财务信息并无重大 变动。
| 第九项。 | 报价和挂牌 |
交易历史
我们的股本包括 普通股，每股面值为1.00便士。每股股份使其持有人有权在股东大会上投一票。 所有流通股均已缴足股款，我们的普通股自1947年以来一直在基地上市。自2009年10月9日起，我们的美国存托凭证已在纽约证券交易所上市。美国存托凭证已由纽约银行作为托管机构发行。每个美国存托股份代表25股普通股。
股票
我们的普通股目前在纽约证券交易所以“PAMP”的代码进行交易，我们的美国存托凭证在纽约证券交易所以“PAM”的代码进行交易。
下表列出了所示年度我们股票的报告最高和最低销售价格以及日均交易量，以及我们在纽约证券交易所交易的美国存托凭证：
| 布宜诺斯艾利斯证券交易所 | 纽约证券交易所 | ||||||||
| 日均 | 日均 | ||||||||
| 每股比索 | 成交量 | 每ADS美元 | 成交量 | ||||||
| 高 | 低 | 比索 | 高 | 低 | 美元 | ||||
| 2019(1) | 64.50 | 29.15 | 50,179,161 | 39.89 | 12.01 | 16,258,128 | |||
| 2020(1) | 86.25 | 32.00 | 56,576,326 | 16.69 | 8.72 | 4,380,259 | |||
| 2021(1) | 171.50 | 73.20 | 61,971,893 | 21.28 | 12.17 | 2,133,439 | |||
| 2022(1) | 440.70 | 152.00 | 111,318,600 | 32.00 | 17.97 | 3,100,657 | |||
| 2023(1) | 2,234.00 | 425.00 | 964,980,524 | 52.17 | 26.86 | 7,271,123 | |||
下表 列出了所示期间报告的高销售价格和低销售价格以及我们在基本交易平台交易的股票和在纽约证券交易所交易的ADS的平均每日交易量：
| 布宜诺斯艾利斯证券交易所 | 纽约证券交易所 | ||||||||
| 日均 | 日均 | ||||||||
| 每股比索 | 成交量 | 每ADS美元 | 成交量 | ||||||
| 高 | 低 | 比索 | 高 | 低 | 美元 | ||||
| 2022(1) | |||||||||
| 第一季度 | 198.60 | 152.00 | 66,734,088 | 24.66 | 17.97 | 3,230,708 | |||
| 第二季度 | 214.95 | 161.00 | 71,322,787 | 25.86 | 18.71 | 2,921,069 | |||
| 第三季度 | 317.90 | 205.00 | 125,585,316 | 27.95 | 19.25 | 2,895,283 | |||
| 第四季度 | 440.70 | 273.15 | 180,757,574 | 32.00 | 21.93 | 3,358,042 | |||
| 2023(1) | |||||||||
| 第一季度 | 540.00 | 425.00 | 284,781,804 | 36.87 | 26.86 | 6,187,672 | |||
| 第二季度(3) | 908.00 | 535.70 | 500,746,593 | 44.30 | 32.10 | 6,055,388 | |||
| 第三季度 | 1,560.45 | 841.05 | 1,002,680,673 | 48,79 | 37.10 | 7,322,361 | |||
| 第四季度 | 2,234.00 | 1,150.00 | 2,095,501,525 | 52.17 | 32.91 | 9,482,576 | |||
| 2024(1) | |||||||||
| 第一季度 | 2,625.00 | 1,584.65 | 2,290,900,550 | 50.01 | 38.15 | 9,475,477 | |||
| 第二季度(3) | 2,202.00 | 1,765.10 | 4,405,751,778 | 48.22 | 40.88 | 17,407,336 | |||
| 151 |
| 目录表 |
下表 列出了所示月份报告的高和低销售价格以及我们在基础交易的股票和在纽约证券交易所交易的ADSs的日均交易量：
| 布宜诺斯艾利斯证券交易所 | 纽约证券交易所 | ||||||||
| 日均 | 日均 | ||||||||
| 每股比索 | 成交量 | 每ADS美元(2) | 成交量 | ||||||
| 高 | 低 | 比索 | 高 | 低 | 美元 | ||||
| 2023(1) | |||||||||
| 十一月 | 1,901.00 | 1,150.00 | 1,824,654,690 | 48.47 | 32.91 | 11,164,486 | |||
| 十二月 | 2,234.00 | 1,601.50 | 2,013,590,779 | 52.17 | 44.90 | 10,380,046 | |||
| 2024(1) | |||||||||
| 一月 | 2,625.00 | 1,835.00 | 1,765,350,455 | 50.01 | 45.46 | 6,308,400 | |||
| 二月 | 2,600.00 | 1,755.00 | 1,875,508,579 | 49.41 | 41.12 | 5,883,736 | |||
| 三月 | 1,992.00 | 1,584.65 | 3,314,824,211 | 45.11 | 38.15 | 16,392,648 | |||
| 四月(3) | 2,202.00 | 1,765,10 | 4,405,751,778 | 48.22 | 40.88 | 17,407,336 | |||
(1) 彭博社提供的值 。
(2) 自2010年10月9日（纽约证券交易所的第一个交易日）起，我们的ADS的可用价值 。
(3)*代表2024年4月1日至4月26日期间每日最低及最高房价的平均值。
购买Pampa的 股票
于2023年度内，本公司并无购回任何本身股份。
美国存托股份
自2009年10月9日起，我们的美国存托凭证已在纽约证券交易所上市，交易代码为PAM。每个美国存托股份代表25股普通股(或有权获得25股普通股 股)。根据存款协议的条文，Pampa于2017年1月23日向纽约梅隆银行发出通知，说明Pampa(I)撤销纽约梅隆银行作为托管银行，并(Ii)委任J.P.摩根为其下的继承人托管人， 自纽约市时间(A)2017年2月21日及(B)提交的有关委任J.P.摩根为存款协议下的继承人的表格F-6生效日期 起生效。2017年2月22日，Pampa提交了F-6，摩根大通的任命自该日期起生效。
此外，本公司 对存款协议作出若干修订，修订后的第二份经修订及重新签署的存款协议(先前于2020年11月18日作为我们的F-6POS表格登记声明(第333-216157号文件)附件99.A2)的第1号修正案。
每个美国存托股份还将代表 美国存托股份托管机构摩根大通可能持有的任何其他证券、现金或其他财产。
管理美国存托凭证的美国存托股份托管机构位于纽约广场4号纽约广场12层，New York 10004。请参阅“第12项股权证券以外的证券说明--美国存托股份说明。“纽约证券交易所美国存托凭证交易大厅的指定做市商是巴克莱资本。
美国存托股份存托凭证 通知我们，截至2023年12月31日，未偿还美国存托凭证数量为14,929,124份。
阿根廷证券市场
阿根廷证券市场的交易
根据CML的规定，阿根廷的证券市场由几个授权市场组成，其中包括BYMA、阿根廷证券交易所、巴西证券交易所等。CML允许授权的市场将其作为市场的某些职责和权利委托给其他合格实体，如CNV先前授权的那样。在这些交易所上市的证券包括公司股权、债券和政府证券。
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2016年12月29日，CNV 授权BYMA，2017年1月2日，IGJ和CNV授权成立和运营BYMA。其70%的股本 由自由流通股持有，其余30%由Base所有。
BYMA是阿根廷最大的授权市场。根据第18,629号决议，CNV授权BYMA作为授权市场运营，并允许BYMA 转授其作为基地市场的某些权利和义务，包括但不限于授权发行人和证券在BYMA上市的权利，以及发布每日市场的权利《宪报》.
在阿根廷，除非股东另有指示，在交易所或场外市场交易的债务证券和股权证券必须 存放在Caja de Valore。Caja de Valore是阿根廷的中央证券托管机构，提供中央托管设施，作为证券交易的结算所和证券交易的转账和支付代理。此外，卡贾·德·瓦洛雷处理基地进行的证券交易结算，并运行上述计算机化的交易所信息系统。
BYMA并入了Caja de Valore 99.96%的股权，因此，资本市场行业的运营周期是垂直整合的。在技术层面，比亚迪收购了伦敦证券交易所集团旗下的千禧证券交易所平台，作为其创新使命的标志，目的是为参与者和投资者提供最好的关注。千禧是全球领先的交易和交易后软件技术提供商，目前为伦敦、米兰、奥斯陆和约翰内斯堡证券交易所等地提供服务。
尽管公司可以将其所有资本在BYMA或任何其他授权市场上市，但阿根廷的控股股东通常会保留公司的大部分股本，导致公司股票在任何此类授权市场上由 公众进行的活跃交易比例相对较小。
证券也可以通过连接到电子报告系统的场外市场经纪商进行上市和交易。此类经纪商的活动由MAE控制和监管，MAE是一种电子场外市场报告系统，独立于BYMA运行。根据证券交易所与上海证券交易所之间的协议，股权及股权相关证券的交易仅在上海证券交易所(现为上海证券交易所)进行 ，公司债务证券的交易在上海证券交易所(现为上海证券交易所)和上海证券交易所同时进行。协议未涵盖的阿根廷政府证券的交易可以在BYMA和MAE中的一个或两个进行。该协议不适用于阿根廷的其他交易所。
阿根廷证券市场监管
根据CML，阿根廷证券市场由CNV监管和监督，以及股票经纪交易、市场运作、证券的公开发行、与上市公司有关的公司治理事项以及期货和期权交易。阿根廷保险公司 由一个政府机构监管，即纳西翁警司，而金融机构主要由中央银行监管。
2001年6月1日，阿根廷政府颁布了第677/2001号法令，其中规定了有关资本市场透明度和最佳做法的某些准则和规定。2011年12月对阿根廷证券市场法规进行了进一步改进，修订了《阿根廷刑法》，将内幕交易列为刑事犯罪。此外，2012年11月29日，阿根廷政府颁布了《反洗钱法》，废除了第17811号法律和第677/2001号法令。然而，CML纳入了那些 法规中建立的大部分条款。这些规定由CNV通过第622/2013号决议和进一步的修改加以管理。
2018年5月9日，阿根廷国会批准了第27,440号法律，称为Ley de Financiamiento Productivo，对CML进行了重大改革，共同基金法第24,083号和阿根廷可转让债权法23,576号等。
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在阿根廷向公众发行证券 之前，发行人必须满足CNV确定的某些要求(例如，关于发行人的资产、经营历史和管理等)，并且只有CNV授权公开发行的证券才能在证券交易所上市。尽管上市证券发行人必须向中国证券监督管理局和其证券所在证券交易所提交若干财务文件(如未经审计的季度财务报表、经审计的年度财务报表、各种 其他定期报告)，并报告与发行人及其股东有关的任何可能对交易证券的价值或交易量产生重大影响的事件，但中国证券交易所的批准并不意味着对证券质量或发行人的偿付能力进行任何形式的证明。
洗钱
洗钱的概念通常是指旨在将犯罪活动所得资金输入机构系统，从而将非法活动所得利润转化为明显合法来源的资产的业务。
2000年4月13日，阿根廷国会通过了《反洗钱法》，将洗钱定为犯罪。此外，这部法律修订了阿根廷《刑法》的几个章节，规定了对从事此类非法活动的人的制裁，并设立了UIF，这是经济部为防止洗钱和资助恐怖主义活动而设立的一个单位。
阿根廷刑法 将洗钱定义为没有参与这种原始犯罪的人对通过犯罪获得的金钱或其他资产的交换、转移、管理、出售或任何其他用途，其潜在结果是，这种原始资产(或从这种原始资产产生的新资产)看起来似乎是通过合法手段获得的，但所涉资产的总价值(通过一项或多项相关交易)超过300,000谢克尔。如前所述，《反洗钱法》设立了反洗钱机构，负责分析、监督和传递信息，以防止(A)清洗从以下方面获得的资产：(1)与非法贩运和商业化毒品有关的犯罪(第23,737号法律)；(2)与武器贩运有关的犯罪(22,415号法律)；(3)与阿根廷《刑法》第210条之二所界定的非法社团活动有关的犯罪；(4)有组织实施具有政治或种族动机的犯罪的非法社团的非法行为(《阿根廷刑法》第210条)；(5)欺诈危害公共行政的罪行(《阿根廷刑法》第174条第5节)；(6)《阿根廷刑法》第二卷xi第六、七、九和九章之二所规定的危害公共行政的罪行；(七)《阿根廷刑法》第125、125之二、127之二和128条规定的未成年人卖淫和儿童色情制品罪；(8)与资助恐怖主义有关的罪行(《阿根廷刑法》第41条之五和第306条)；(9)敲诈勒索罪(《阿根廷刑法》第168条)；(X)与社会保障和财政资源有关的税务犯罪(根据第24,769号法律)[br}]和(Xi)与贩运人口有关的罪行；(B)与资助恐怖主义有关的罪行。
反洗钱法 根据UIF的规定，将信息和控制职责分配给某些私营部门实体，如银行、代理人、证券交易所和保险公司，而对于金融实体，则是中央银行。
金融实体必须将任何可疑或不寻常的交易，或缺乏经济或法律理由的交易，或不必要的复杂交易， 通知UIF。此外，还制定了准则和内部程序，以发现异常或可疑交易，这些交易必须由金融机构和其他实体执行。
根据上述法律所依据的相同标准，2012年，总检察长办公室发布了设立PROCELAC的第914/12号决议。由于PROCELAC无权实施制裁，其主要作用是与联邦检察官合作调查犯罪和接受投诉，以便启动初步调查。
UIF发布了第229/2011号决议，由UIF第21/2018号决议取代，随后经第156/2018号、第18/2019号、第117/2019号、第112/2021号、第6/2022号和第50/2022号决议(“资本市场部门的反洗钱”)修订。资本市场部门的反洗钱规定了参与证券配售、中介和 公开发行的CNV授权代理人(“资本市场部门的义务主体”)必须遵守的某些程序，以防止、发现和报告在资本市场部门实施洗钱和恐怖融资犯罪可能产生的行为、交易或不作为(在规定的期限内)。此外，资本市场部门的反洗钱机构还提出了一般准则，以确定不同类型的客户(包括对经常客户、临时客户和不活跃客户的区分)、所要求的信息、应保存的文件以及在既定期限内发现和报告所有可疑交易的程序。
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根据《反洗钱法》，资本市场部门的主要义务如下：(I)编写手册，提供防止洗钱和资助恐怖主义的机制和程序；(Ii)任命一名合规官员；(Iii)定期审计；(Iv)为员工提供培训方案；(5)采取措施，使资本市场部门的义务主体能够利用计算机化的方法汇编客户进行的交易，并采用技术工具对不同的交易进行分析和监督，以查明行为并发现潜在的可疑操作；(6)实施技术工具，以有效控制和预防洗钱和资助恐怖主义活动；以及(7)记录对发现的可疑交易和已被视为可疑的交易进行的分析和风险管理。
中央银行和CNV也应遵守《反洗钱法》的规定。在这方面，CNV法规规定，参与公开发行证券的实体(发行人除外)，包括任何主要证券发行的承销商，必须遵守UIF规定的标准。特别是，它们必须遵守有关客户身份识别和所需信息、记录保存、报告可疑交易时应采取的预防措施、防止洗钱和资助恐怖主义的政策和程序方面的义务。同时，票据收购者将提供有关认购资金来源和合法性所需的信息和文件 。
另一方面，根据随后修订的第21/2018号决议，资本市场部门的义务主体应识别和评估其面临的风险，并因此采取行政措施缓解风险，以更有效地防止 洗钱。根据这一标准，资本市场部门的义务主体必须有政策和程序 以了解其客户，这些政策和程序必须根据实施的风险模型产生的风险评级来应用。在此框架内， 个人能够实施信誉良好的技术平台，无需亲自提交文件即可进行远程程序，而不会影响尽职调查职责的履行。
关于发行人(如公司)，CNV条例规定，任何进行重大出资或贷款的个人(无论是个人或法人)都必须确定身份，无论在出资时是否为股东，并且必须满足CNV条例和UIF条例对公开发行证券的一般参与者的要求，特别是关于此类人员的身份以及所提供资金和贷款的来源和合法性的要求。
2016年10月14日，UIF发布了第135/2016号决议，其中加强了关于类似机构之间国际信息交流的规定，这些机构可能签订协议或谅解备忘录，以及向外国公共机构提供信息，这些机构 是UIF埃格蒙特小组或拉丁美洲金融行动特别工作组资产追回网络的成员。
2017年1月11日，UIF发布了第4/2017号决议，其中规定，在要求开立特别投资账户时，必须对在阿根廷共和国境内的 外国和国内投资者(应符合其中规定的要求)采取特别尽职调查措施。
此外，阿根廷税务大赦法(经修订的第27,260号法律及其第895/16号条例法令)(“税务大赦法”) 规定，自愿披露的信息可用于调查和制裁洗钱和资助恐怖主义犯罪。为此，联合会有权根据联合会总裁先前的一项决议，向其他公共情报机构通报调查情况，并向这些机构提供洗钱和/或资助恐怖主义犯罪的证据。同样，AFIP有义务向UIF报告在《税务大赦法》范围内发现的任何可疑交易，并提供UIF要求的所有信息，但不能援引财政保密性。
2018年11月，UIF通过了第134/2018号决议，该决议更新了阿根廷被视为“政治曝光者”(“PEP”)的名单 ，考虑到他们现在或过去担任的任何职位，以及他们与担任或曾经担任此类职位的第三方的密切关系或 亲缘关系。2023年期间，UIF发布了第35/2023号决议，其中修订了PEP清单，并确定在设定的保持PEP地位的两年期限届满后，有义务的受试者(Sujetos 债务)必须评估客户或最终受益所有人的风险水平，考虑到所执行任务的重要性。
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同样，规定要求客户声明其是否拥有PEP身份的宣誓书不仅必须在业务关系开始时签署，而且还必须在改变PEP状态的时刻签署，无论他们是否开始持有PEP状态 。
2019年7月，根据第489/2019号法令，PEN设立了与恐怖主义行为及其资助有关的个人和实体公共登记处(登记Público de Personal as y Entidade Vinculadas a Actos de Terriismo y su Financiamiento(登记Público和Entidade Vinculadas作为恐怖主义行为和金融活动))，集中和管理与行政冻结与恐怖主义行为及其资助有关的资产有关的所有信息。RePET有权 提供公共访问，并保证与该领域有权限的机构和第三国交换信息， 报告方必须提供与RePET中包括的个人或法人实体进行或尝试的交易有关的所有信息。
反过来，2019年11月14日，反洗钱委员会通过第816号大会决议，对与防止洗钱和资助恐怖主义有关的条例进行了调整，以便将《防止洗钱法》和《关于洗钱的条例》 中设想的新的义务主体纳入资本市场范围。新的义务主体包括众筹平台、全球投资咨询代理和参与共同基金或其他集体投资产品配售的法人或法人。
2019年11月17日，UIF通过第117/2019号决议更新了报告实体必须执行加强控制的最低门槛 以及适用的反洗钱和反恐怖主义融资法规确立的尽职调查要求。这项措施 旨在根据金融行动特别工作组(FATF)推动的国际标准，从基于风险的方法出发，“促进有效防止洗钱和资助恐怖主义活动”。
2021年10月21日，UIF发布了第112/2021号决议，其中规定了《防止洗钱法》第 20条所列受监管实体必须遵守的措施和程序，以确定有关客户的最终受益人。在这个意义上，第112/2021号决议规定，最终实益所有人应被视为拥有法人、信托、投资基金、人造遗产和/或任何其他法律结构的至少 10%资本或投票权的自然人；和/或以其他方式行使最终控制权的自然人。
2022年1月13日，UIF发布了第6/2022号决议。根据该决议，每一义务主体应根据对商业关系的目的和预期性质的理解、交易信息以及与客户提供的或义务主体本身获得的经济、股权、财务和税收情况有关的文件 编制概况。
2023年2月2日，《政府公报》公布了适用于金融和交易所机构的UIF第30/2017号决议的改革。这项 改革概述了管理反洗钱(AML)和恐怖分子融资(TF)风险的主要指令，以及每个金融机构为减少被第三方利用 实施这些犯罪的风险而必须采取和实施的最低合规要求。这些指令在基于风险的方法(RBA)下运作，考虑到2022年批准的反洗钱/信托基金和信托基金/融资扩散(FP)国家风险评估的结果。通过与FATF建议1保持一致， 目标是确保主管当局、金融机构和指定的非金融活动和专业(DNFBPs)具备能力，使针对反洗钱/反洗钱风险的预防或缓解措施与已确定的风险保持一致，从而促进更有效地分配内部资源。
另一方面，根据该国际组织的建议，确立了禁止保留匿名账户或使用虚构的姓名的规定。明确了针对外国PEP所需的措施，强调需要根据已确定的风险按比例实施加强的尽职调查措施。此外，改革还纳入了金融机构可能依赖第三方执行某些尽职调查措施的可能性。
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此外，UIF于2023年4月14日通过的第61/2023号决议批准了“UIF基于风险的监管程序”。本程序纳入了一个监测框架，该框架涵盖了适用于澳大利亚央行的一系列可用于监督的活动和工具。 这标志着与以前的规定相比有了实质性的变化，因为它旨在对本程序涵盖的义务 对象进行持续观察和永久监测。
本程序的目的是为监督程序制定监管措施，旨在监督义务主体遵守与识别、评估、监测、管理和缓解反洗钱和反洗钱风险有关的义务。其主要目标是减轻义务主体被第三方用于与反洗钱/反洗钱/反洗钱活动有关的犯罪目的的风险。
2023年5月2日，UIF发布了第72/2023号决议，其中统一了监督机构(BCRA、CNV、国家保险监督和国家协会和社会经济研究所)在监督程序中的协作职责。这一规定促进了机构之间的协调，并对义务主体采用了澳大利亚央行。同样，批准了“工作组条例”和“最后技术报告范本”，作为监督机构编写报告的参考。
2023年5月9日，第78/2023号决议在政府公报上公布，自2023年7月1日起生效。该决议旨在建立识别、评估、监测、管理和缓解急性髓细胞白血病和转移支付风险的最低要求。它针对的是《反洗钱公约》第20条第4款、第5款和第22款所列资本市场部门中具有金融受托人性质的义务主体。
该决议确立了 实施AML/TF预防系统的义务，并设立了澳大利亚央行，该系统必须包含所有政策、程序和控制措施，以有效地 识别、评估、管理和缓解面临的AML/TF风险。除其他问题外，它还确定了义务主体必须考虑的一系列特殊风险因素。此外，它还规定有义务执行技术风险自我评估报告，使风险容忍度宣誓书得到管理机构和最高当局的适当证实和批准，并建立适当的风险缓解政策、程序和控制措施。
同时，该决议要求有义务的主体采取最低限度遵守的政策、程序和控制措施，以确保适当遵守条例和发现违规行为。因此，它规定了预防手册中必须包含的最低条件，以及其他控制措施，如指定合规官员和预防委员会、执行培训计划、评价预防系统、行为守则等。最后，该决议确定了实施识别、验证和了解您的客户措施以及监控、分析和报告的义务。
2023年6月16日，公布了第99/2023号决议，概述了合作社和合作社的义务主体必须遵守 根据FATF现行标准、良好做法、指南和国际准则管理反洗钱和转移金融风险的义务 。改革的主要目标是采用澳大利亚央行，以更有效地执行预防任务。该决议引入了关键定义，如风险自我评估、预防系统的有效性和指导警报。此外，它还建立了系统的合规报告，并允许对某些义务主体进行区分的周期。
2023年6月26日，中国船级社通过第966号决议，对《中国船级社规则》xi第四章第八条进行了更新。这一修改涉及 “最终受益人”的定义，旨在使该机构的条例适应UIF发布的条例，特别是UIF第112/2021号决议，以及其他相关的管理规定。
另一方面，2023年7月14日发布了第126/2023号决议，自2023年9月1日起撤销了第28/2018号决议。本决议修改了义务对象必须采用和应用的识别、评估、监测、管理和缓解AML和TF风险的最低要求。它包括编写一份风险自我评估技术报告和一份风险容忍度声明的义务。
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随后，2023年9月1日，经第177/2023号决议修订的第169/2023号决议为确定、评估、监测、管理和缓解反洗钱和反洗钱风险确立了新的最低要求。这些要求适用于资本化、储蓄、储蓄和贷款、经济、资本构成或其他类似或同等的公司，它们要求公众以任何形式提供资金或证券，并承诺授予或交付货物、服务或未来的利益，如第22,315号法律第9条所述。 其目的是确保遵守政策、程序和控制措施，以避免被第三方用于犯罪目的的风险。通过UIF第177/2023号决议，对UIF第169/23号决议的某些条款进行了更正，例如第12节段落的连续顺序以及第26、28、29、30和40节中的监管参考。
2024年1月8日，UIF第2/2023号决议和UIF第1/2023号决议为AML和TF风险的识别、评估、监测、管理和缓解确立了新的最低要求。这些要求适用于第25,246号法律第20条第2款、第10款和第11款所列的某些义务主体。目的是确保这些实体采取和应用适当的政策、程序和控制措施 ，以防止被第三方用于反洗钱/反洗钱和反洗钱犯罪目的的风险。
2024年3月15日，《政府公报》公布了27.739号法律，对《阿根廷刑法》进行了修订，并改革了防止反洗钱/反洗钱和大规模毁灭性武器扩散的制度。在对《刑法》的修订中，突出的是：(1)扩大了洗钱和资助恐怖主义的犯罪范围；(2)引入了资助大规模毁灭性武器扩散的刑事罪；(3)将恐怖主义的加重因素扩大到特别法律或将阿根廷批准的国际公约所规定的刑事犯罪纳入国内法的法律中规定的罪行。此外，该法还设立：(1)由AFIP管理的受益所有人公共登记处，以集中关于受益所有人的个人的准确和最新信息；以及(2)由CNV管理的虚拟资产服务提供者登记处(“Proveedores de Servicios de Activos Virtuales”，简称PSAV)，以集中有关作为PSAV经营的个人和法人的信息。
2024年3月19日，《政府公报》公布了UIF第47/2024号决议，修改了作战报告制度。具体而言，它将国家累犯登记处出具的关于行政机构成员和最终受益人的犯罪记录的证明纳入了登记义务主体的要求中。同样，它还包括将注销作为义务主体进行管理的程序。
欲了解更多信息，您应 咨询您的法律顾问，并阅读本文提及的适用规则及其修正案，这些规则可在以下网站上找到：www.infoleg.gob.ar、UIF网站www.uif.gob.ar和央行网站：www.bCra.gob.ar。 这些网站上包含的信息不是本年度报告的一部分，不应被视为纳入本年度报告。
《企业刑事责任法》
2018年3月1日，阿根廷国会于2017年11月8日颁布了《公司刑事责任法》，规定公司实体对其股东、实际律师、董事、经理、员工或代表等犯下的违反公共行政罪和跨境贿赂等行为负有刑事责任。根据该法被认定负有责任的公司可能受到各种 制裁，除其他外，包括已获得或本应获得的不当利益的两至五倍罚款，以及部分或全部暂停其活动，最长可达十年。此外，该法还将《阿根廷刑法》规定的刑事责任扩大到阿根廷公民或在阿根廷境内注册的公司在阿根廷境外实施的行为。
2018年4月6日，PEN发布了第277/18号法令，该法令规范了《企业刑事责任法》，规定司法部和人权部反腐败办公室将制定指南，以遵守《企业刑事责任法》有关廉洁计划的规定。2018年10月4日，反腐办公室发布了第27/2018号决议，批准了《公司刑事责任法第22和23条最佳遵守诚信准则 》。
在《公司刑事责任法》颁布和生效后，我们的董事会评估了该法律第22和23节中所列的诚信计划的遵守程度，该计划旨在实施一套内部程序、机制和行动，以诚信、监督和控制为目标，旨在预防、发现和纠正此类法律涵盖的违规和行为。
法律 规定的诚信计划有强制性和可选性要求，我们已经确定了遵守所有这些要求的必要性。
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此外，诚信计划由我们的董事会定期监控，以确定是否存在改进机会或必要的更新。我们的董事会已经确定，我们的内部审计部门将负责实施诚信计划。
| 第10项。 | 附加信息 |
组织章程大纲及章程细则
企业目的
根据本公司附例第4条，本公司的公司宗旨为进行以下活动：(A)工业：1)经营发电、变电、输电及配电；2)勘探、开采、勘探、探测、探测及钻探碳氢化合物及任何其他油田、地区及/或油井，以及一般地发展采矿活动；3)购买、出售、租赁及开采钻井设备及其任何零件及配件，以及订立任何合约及进行任何与采矿 开采有关的行为及交易；4)制造、加工、工业化、购买、销售、进口、出口及运输碳氢化合物及其任何副产品(液体、固体或气体)；5)订立任何形式的合约以履行与上述活动有关的工程及/或服务；6)以任何方式开采农业、畜牧业、果树、酿酒、橄榄林、林业及/或农业设施；及7)以任何形式的工业加工生产农业 或酿酒产品或副产品。(B)商业：通过进口、出口、销售和购买、运输、储存和分销与电力、采矿生产有关的产品、分产品和货物进行的商业交易，包括作为代表或佣金、寄售和其他代理人进行或履行的活动。(C)金融：一般金融交易；就已进行或将进行的业务向个人及公司提供贷款及/或出资； 以第三方为受益人提供担保、抵押品及担保；出售、购买及管理任何系统上的股份、政府证券、债券及其他证券，以及以任何已创建或将创建的形式出售、购买及管理股份、政府证券、债券及其他证券，但属金融实体法适用范围的交易除外。(D)投资：根据适用法律和法规的规定并受其限制，对任何性质的企业和公司进行投资活动；公司可以组织或参与公司的组织，或购买和持有阿根廷或国外现有或未来成立的公司的股权，成为临时商业协会、合作协会、合资企业和商业协会的 成员。本公司亦可为投资目的而购买、开发及处置任何种类的不动产及非土地财产，并根据租赁、特许经营权或融资租赁将该等财产作产权负担及转让及收取。(E)服务：以自己的名义或为第三方的利益提供服务或作为代理。为此，我们有充分的法律行为能力获得权利和承担义务，并执行法律或我们的章程不禁止的任何此类 行为，包括但不限于保证我们公司或任何第三方的任何义务。
年终日期
我们的财政年度结束日期为每年12月31日。
赎回 和提款权
我们的 股票将根据法定审计师的有利报告在 特别股东大会上以多数股东表决的方式按比例赎回资本。任何如此赎回的股份必须由我们注销 。
如果情况是这样，我们将被要求在下面描述的情况下向行使该权利的股东偿还股份价值 。
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*只要我们的股东批准分拆或合并，其中我们不是幸存的公司，并且我们的股东因该分拆或合并而获得的股份没有公开交易，我们公司法律地位的改变，我们公司目的的根本改变，我们在阿根廷以外的注册地的改变，自愿退出公开发行或退市，我们在强制退市或取消公开发行授权的情况下继续进行，或者在强制减少我们的资本或清算后进行全部或部分资本重组，投票反对该行动或未出席作出决定的会议的任何股东，可撤回并收取其股份的账面价值，该账面价值是根据我们最新编制的资产负债表确定的 或本应根据阿根廷法律和法规编制的，只要该股东在确定的期限内行使其评估权 。然而，由于没有直接关于这一点的法律先例，人们怀疑美国存托凭证持有人是否能够直接或通过托管机构对美国存托凭证所代表的股份行使其评估权 。如果持不同意见的股东对决议投了反对票，则评估权必须在通过决议的会议休会后五天内行使，如果持不同意见的股东没有出席该会议并能证明其在该会议日期是股东，则必须在休会后15天内行使评价权。 如果合并或分拆，则因该交易而获得的股份经授权公开发行或上市的，不得行使评价权。如果产生评估权的决议在通过该决议的股东大会后60天内召开的另一次股东大会上被撤销，该评估权即告失效。
有关评估权的付款 必须在通过决议案的股东大会日期起计一年内支付， 除非决议案是将我们的股票退市或强制退市后继续退市，在这种情况下，付款期将从决议案日起 缩短至60天。
优先购买权 和增长权
根据《公司条例》第194条，普通股持有人享有与每名持有人所持股份数目成比例的优先购买权、 认购股东拥有的同一类别股本股份的权利，以及按比例认购其他股东未认购的额外普通股的增值权。优先购买权和增值权只能由每个股东根据具体情况放弃 。根据BCL第194条，我们的章程规定，普通股持有人有权优先认购足以维持其按比例持有的股本的任何数额的额外普通股。
通过这种方式，根据《股东大会规则》，在特殊情况下以及在为公司的最佳利益所需的情况下，持有特别多数的股东可在特别大会上决定限制或暂停股东的优先购买权，条件是该决议被列入会议议程，并且将发行的股份以实物支付或发行以取消 先前存在的债务。
根据本公司章程第6节，股东有权按其各自持股比例认购任何新发行的 股份，并应按法定要求发布相关公告。优先认购权和增值权可在法定期限内行使，并应由遵守《商业惯例》第197条规定的条件的股东特别大会决议完全限制或暂停行使。
*根据我们的章程，(A)优先购买权和增值权应完全受到限制或暂停(I)根据《章程》第6条，或(Ii)当批准发行股票和可转换票据的股东特别大会决定优先购买权不适用于BCL第194条和CML时，在这种情况下，任何希望参与增资的股东无权享有优先购买权，也不需要遵守BCL第197条规定的暂停优先购买权的条件；(B)如以发行股份或可转换票据的方式增资，且须经批准发行股份和可转换票据的股东大会批准，则BCL第194条和第23,576号法律第11条及任何其他日后可能取代它们的法定规则所设想的优先购买权，应通过各自公开发售招股说明书中确定的配售程序行使；而股份及可换股票据持有人作为该优先购买权的受益人， 应获确认优先按其各自的持股百分率授予股份，最高可达其有权获得的金额。条件是，作为该优先购买权受益人的可转换票据的股东或持有人提交的任何购买订单，均应按配售程序产生的价格进行配售，或以等于或高于公开发售中确定的认购价的既定价格进行配售，增值权不适用。在新的适用法律允许上述规定之前，应适用本附例第6节。
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根据阿根廷法律，如获特别股东大会授权，获授权公开发售其 股份的公司可将行使优先购买权的期限由要约公布后的30天缩短至最多10天，以在阿根廷官方宪报及一份发行量广泛的报章上行使优先购买权。优先购买权在上述发布后(必须发布三天)在30天内可行使，前提是该 期限没有如上所述减少。
已行使优先购买权的股东 有权同时按比例行使增值权，同时尊重 任何未认购的普通股。未因优先购买权或增值权而被股东认购的股份可提供给 第三方。
如果《证券法》规定的招股说明书尚未提交或无效，或无法获得注册豁免，美国存托凭证持有人行使优先购买权的能力可能会受到限制。
投票权 权利
根据我们的章程，我们的普通股持有人有权在我们的任何股东大会上每股一票。
分红
根据本公司章程第36条，我们的年度净收入(经调整以反映先前业绩的变化)按以下顺序分配：
(1) 遵守我们的法定准备金政策要求，即我们的已实现和流动收益的5%，直到该准备金等于 资本的20%(根据BCL第70条)；
(二)支付董事会、监事会成员的应计费用；
(3)自愿性或或有准备金，可由股东在年度普通股东大会上不时作出决议。
(4) 本年度净收入的剩余部分可作为普通股的股息分配，或由我们的股东在年度普通股股东大会上另行决定。
外国公司注册要求
根据BCL，持有阿根廷公司股份的外国公司必须在公共商业登记处注册，才能行使某些 股东权利，包括投票权。在某些司法管辖区(如布宜诺斯艾利斯市)的公共商业登记处进行登记时，需要提交公司和会计文件，以证明外国股东： (1)不是专门为在阿根廷开展业务而设立的特殊目的载体，(2)在阿根廷境外拥有与其在阿根廷拥有或拥有的资产相比意义重大的非流动资产，以及(3)有权在其组织所在地开展业务。
根据CNV的规定，外国公司只有一名枯燥的授权官员才能参加股东大会，不需要额外的 正式登记。下列人员被视为获得正式授权：(I)公司在阿根廷的法定代表人， 和(Ii)有足够权力在阿根廷代表公司的代理人。这项权力可在阿根廷或国外授予，符合所有法律和正式要求(已正式合法化和取消)。
清算 权利
根据BCL第109条，在我们清算或解散的情况下，我们的资产将用于偿还我们的未偿债务 ，然后按比例分配给我们的股票持有人。
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普通股东大会和特别股东大会
股东大会可以是普通会议，也可以是特别会议。我们必须在每个会计年度结束后 四个月内召开股东大会，审议BCL第234条前两段规定的事项，如批准我们的财务报表，分配该会计年度的净收益，批准董事会和审计委员会的报告，以及董事和监事会成员的选举、业绩和薪酬。 此外，根据CML，在普通股东大会上，我们的股东必须考虑(1)处置， 或对我们的资产设立任何留置权，只要该决定不是在正常业务过程中执行的，以及(2) 行政或管理协议的签署，以及是否批准任何协议，根据该协议，向我们提供的资产或服务 将按我们的收入、结果或收益的一定比例部分或全部支付，如果根据正常业务过程的交易量和我们的股东权益衡量，支付是重要的 。其他可以在任何时候召开和召开的普通股东大会上审议的事项包括董事和监事会成员的责任、增资和发行某些票据。股东特别大会可随时召开，以审议常规会议权限以外的事项，包括但不限于修订公司章程、发行债券、提前解散、合并、分拆、减少股本和赎回股份、从一种类型的实体转变为另一种类型的实体、任命、罢免和惩罚清算人，以及限制或暂停股东的优先购买权。
根据本公司章程第(Br)条第(21)g)条，本公司董事会拥有广泛的借款权力，并可能在未经股东批准的情况下产生任何债务，除非债务包括发行票据(根据第23,576号法律)或债券 (根据BCL)，在这种情况下，必须如上所述获得本公司股东的批准，但 不能转换为股票的债券除外。
2021年2月17日，本公司的股东大会通过了对本公司章程第30节的修订，以允许以下列方式虚拟召开股东大会：第三十条：要有效召开股东大会，首次召集召开的股东大会应要求代表 多数有表决权股份的股东出席，第二次召集时应有效召集任何数量的此类股份出席。股东特别会议应在第一次召集时在代表不少于60%有表决权的 股份的股东出席的情况下有效举行，在第二次召集时应要求不少于30%的该等股份出席。股东大会可以由股东出席或以其他方式同时传递声音、图像和文字的方式举行，出席和远程出席的股东应按法定人数和多数人的要求计算。 这些会议的记录应在相关会议召开后五(5)日内由总裁 和指定股东编写并签署。股东大会因出席人数不足而不能有效召开的， 第一次和第二次普通股东大会未同时召开的，必须在接下来的30日内再次召开。
会议通知
股东大会通知 受《BCL》的规定管辖。此外，股东大会的通知必须在会议召开日期前至少20天但不超过45天，在官方公报、阿根廷一份发行量很大的报纸和市场的出版物上刊登5天。此类通知必须包括关于将举行的会议类型、会议日期、时间和地点以及议程的信息。如果此类会议没有法定人数， 第二次会议的通知必须在第一次会议召开之日起30天内发布， 必须在第二次会议日期之前至少8天公布。上述股东大会通知 与第一次会议同日召开的第二次召集会议可以同时生效，但仅限于相关类别股份的普通会议和特别股东大会。如果我们的已发行股本的所有股份都出席了，并且决议以有权投票的股份的一致表决通过，股东大会可以在没有 通知的情况下有效举行。
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法定人数 和投票要求
首次召开的股东大会的法定人数为有权投票的股份的多数，并可由有权就该行动投票的出席股份的绝对多数投赞成票。如果第一次会议的法定人数不足 ，则可召开第二次会议，出席会议的绝对多数股份的持有者可在会上采取行动，而不论该等股份的数目为何。第一次特别股东大会的法定人数为有权投票股份的60%，如果没有该法定人数，则可举行第二次特别股东大会，会议法定人数为有权投票股份的30%。
在特别股东大会上，可在特别股东大会上以有权对该行动投票的绝对多数股份的赞成票采取行动，但条件是：在 第一次和第二次会议上都需要获得有投票权的多数股份的批准(为此，无投票权的优先股应拥有投票权，多表决权股份应每股有一票)，要求：(1)将我们的住所转移到阿根廷以外；(2)从根本上改变我们章程中规定的公司宗旨。(3)全部或部分资本重组，(4)限制或暂停股东的优先购买权和增值权，(5)用公司的净利润建立自愿准备金，如果此类资金连同现有的自愿准备金超过股本和法定准备金，(6)公司在退市或取消公开发行授权时继续存在，或(7)合并或剥离(除非我们是正在吸收的公司)，以及(8)我们预期的解散。
根据本公司章程第33条：(1)收购本公司股本的控股权时，对强制性公开收购要约制度的任何修订，如下文“收购本公司50%有表决权的股份时的强制性公开要约”所述， 需要至少相当于已发行和已发行股本的66.6%的股份的赞成票才能批准，(2)对审计委员会规则的任何修订，以及对收购我们股本中的重大权益的强制性公开要约制度的任何修订，如下文“收购我们35%的有表决权的股份时的强制性公开要约，“ 必须获得出席会议的股东中至少66.6%的赞成票才能通过，条件是他们 至少占已发行股本的35%，以及(3)对上文确立的特别多数制度的任何修订， 需要获得拟修订的相同特别多数的批准。
股东大会可以由董事会或者监事会成员根据法律的要求或者认为必要的时候召开。此外，董事会或监事会成员必须根据股东的要求召开股东大会，股东的总股本至少占我们已发行股本的5%，在这种情况下，会议必须在股东提出要求后40天内召开。如果董事会或监事会在此类请求后未召开会议，可由CNV或法院下令召开会议。要参加会议，股东 还必须在会议召开日期至少三天前向我们交存一份登记在其名下并由Caja de Valore签发的入账股票证书。如果有权出席会议，股东可以委托代理人。 不得向我们的董事会、监事会成员、高级管理人员或员工授予代理人。
选举董事
根据本公司章程第12条的规定，本公司董事会由股东大会任命的十名正式成员组成。我们的董事将被选举出来，任期三年，在任命接替董事的人之前一直有效。 我们的董事的选举将是交错的，所以每年三分之一的董事会成员都会更新。董事 将由石板选举产生，条件是持有我们股本3%以上的股东或股东团体不得反对 这种选举方法。如果有这样的反对，他们将单独进行选举。持有本公司股本3%以上的任何股东或股东团体 可要求本公司董事会通知其他股东或股东团体拟由该股东或股东团体提名的候选人名单的其他股东或个人候选人，以供股东大会选举。如果开户银行是以其名义登记的我们普通股的持有者，这一规则将适用于受益人。为此，提名人或其代表(视情况而定)签署的相关名单将在相关股东大会召开前不少于五个工作日 发送给我公司董事长或其继任者，以便至少在会议日期前两天在基地公告中发布正式通知。 为便于形成名单和候选人姓名记录，自召开相关会议的第一份通知 之日起，将在注册办事处向股东提供一本专门的账簿，其中应记录任何股东提名的候选人或候选人的姓名。同样，我们的董事会将向股东大会 提出候选人名单，如果以前的选举方法遭到反对，我们将通过名单或个别候选人的名单， 将与提名者提出的名单一起向所有股东公布候选人名单。此外，不得在股东大会之前或期间提出选举 董事的提案，除非向我们提交了 提名候选人接受职务的书面证据。获得出席会议的股份多数票的候选人或人士(视属何情况而定)将被宣布当选。如果没有候选人获得多数票，将进行新的投票，得票最多的两名候选人或个人 将参加投票，获得最多票数的候选人或个人将被宣布 当选。上述规则不会阻止出席股东大会的股东提出我们董事会提案中未包括的候选人 。所有提名的董事在被任命之前必须遵守我们的提名政策规则。
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阿根廷法律或我们的附例中没有规定董事根据年龄限制退休的规定。
董事薪酬
根据我们的章程第31条，我们董事的补偿由我们的股东在依照该法律举行的例行 会议上审议和批准。此外，根据我们的审计委员会章程，我们的审计委员会负责在董事会将任何始终不具约束力的提案提交给股东审议之前， 仅由其独立成员投票批准与我们董事和高管薪酬有关的任何提案。 任何未经审计委员会批准的薪酬或薪酬提案都不能由董事会 提交给我们的股东。在董事会批准之前，年度薪酬必须符合我们的薪酬政策。
强制性 收购我们35%的投票权股份后的公开投标要约
我们的附例在第38条规定，如果任何人直接或间接、个别或与其他人达成协议， 以任何方式或所有权(依据出售、转让，依据法庭或法庭外的止赎程序，或依据任何其他处置或转让手段)，收购或成为公司普通股、期权、认股权证或可转换为股份、可转换票据、GDR或美国存托凭证的证券以及收购股份的期权(统称为我们的“证券”) 的实益拥有人。或在该人之前持有的35%或更多有表决权的股票的基础上进行转换时，即使该权益并不赋予我们控制权，该个人或该团体仍应被要求以不低于以下价格中的最高者的价格公开投标100%我们已发行的股本和证券：(1)以美元为单位的公司股价 基于独立的、国际公认的投资银行对我们的净值进行的估值而确定， 估值必须考虑到公司因行使证券中所载的转换权而增加的股本 ，并且必须根据公司批准的最新资产负债表进行；(2)认购价的135%(以美元计价) 认购价的135%(以美元计价)，以反映任何股票拆分、股票股息、面值变动、资本减少、收益资本化、储备、会计调整或资产负债表中的任何其他特殊项目或公司交易，借此交付我们普通股和/或证券的红股；以及(3)我们普通股和/或GDR的加权平均挂牌价的135%(收盘时)，在紧接宣布开始强制性收购要约的通知之前的120天 期间，由于在基础和纽约以及我们的股票和证券上市的任何其他交易所或市场获得了重大的 权益，我们的普通股和/或GDR的加权平均挂牌价进行了调整，以反映 任何股票拆分、股票股息、面值变动、资本减少、收益资本化、储备、会计调整或我们资产负债表中的任何其他特殊项目或公司交易，借此交付我们普通股和/或证券的红股。
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强制性 收购我们50%的投票权股份后的公开投标要约
我们的章程第38条规定，如果任何人直接或间接、个别或与其他人达成协议， 通过任何方式或所有权(依据出售、转让、法庭外或任何其他处置或转让的方式)，收购或成为我们普通股和/或证券的股份的实益拥有人，在发生转换的情况下，在该人先前持有的股份(如果有)上加上 ，超过50%的我们有表决权的股份或以任何其他方式使购买者有权行使权力罢免我们的大多数董事(每个人都有控股权)，在获得此类控股权之前，该人或该团体应提出公开要约，以购买我们的普通股和所有其他股东持有的证券，价格不低于以下价格中的最高者：(1)以美元计算的公司股价， 基于独立的国际公认投资银行对我们的净资产的估值而确定的，估值 必须考虑到公司证券中包含的因行使转换权而增加的公司股本，并且必须根据公司批准的最新资产负债表进行；(2)以美元计价的认购价的135% ，在紧接公告开始强制要约收购前24个月内因增资而发行的任何股票的认购日 已确定的重大权益的收购，调整以反映任何股票拆分、股票股息、面值变动、资本减少、收益资本化、准备金、会计调整或我们资产负债表中的任何其他特殊项目或公司 红股交付的交易；(3)我们的普通股和/或GDR或ADR的加权平均挂牌价的135%(收盘时)在紧接通知之前的120天内， 由于在基础和纽约以及我们的股票和证券进行上市调整以反映任何股票拆分、股票 股息、面值变动、资本减少、收益资本化、储备、会计调整或资产负债表中的任何其他特殊项目或公司交易，借此交付我们普通股和/或证券的红股；及(4)该人士或其代表就紧接收购控股权前两年内任何股份及/或证券收购而支付的最高每股价格或证券价格，经调整以反映 任何股票拆分、股票股息、面值变动、资本削减、盈利资本重组、储备、会计调整或 任何其他资产负债表特别项目或公司交易，藉以交付本公司普通股或其他证券的股份。
通知的责任
我们的章程第38条规定，任何人，无论是通过其他人或法人直接或间接行事，以及 作为与其他人达成协议行事的任何团体，(1)以任何 方式或所有权收购或出售我们的普通股或证券股份，(2)改变其在我们股本中直接或间接权益的配置或构成，(3)将票据 转换为普通股，(4)行使购买上述任何可转换证券的期权，或(5)改变其意向， 在上述第(1)至(4)项中规定的任何假设存在时，其在我公司股本中的权益，只要在每一种情况下，在每个该等假设中进行的购买授予对吾等5%或5%以上的股本或投票权的控制权， 应在交易完成或意向改变后立即通知我们该等情况。无论是否遵守适用证券规则和法规可能要求的任何额外责任(如果是这样的话)。如果未来的交易金额相当于我们股本或投票权的5%的倍数，也必须通知我们。
表格 和转账
我们的 流动股本是记账式股份。我们的股东必须通过卡贾·德·瓦洛雷直接在公司股票登记处登记的账簿或通过在卡贾·德·瓦洛雷或卡贾·德·瓦洛雷的参与者处拥有账户的经纪、银行和其他经CNV批准的实体的账簿记账来持有他们的股票。卡贾·德·瓦洛雷 负责根据从选择通过在公司的股份登记处登记直接持有其股份的股东和卡贾·德·瓦洛雷的参与者提供的信息，代表我们维护股票登记处，并根据阿根廷法律，仅限于直接或通过卡贾·德·瓦洛雷的参与者在股票登记处列出的那些持有人 是否会被承认为股东。Caja de Valore参与者持有的股份与我们股东名册中记录的股份具有相同的权利。
材料合同
不适用。
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外汇管制
以下是BCRA为调节MLC的流入和流出而采取的主要措施 ，以保持汇率稳定和保护国际储备 鉴于汇率的高度不确定性和波动性，通过收紧外汇管制和对外汇流入和流出的限制 。在这方面，BCRA发布了一系列函件，除其他因素外，对公司与股票市场资产的交易和对流动外国资产的处置提出了限制，从而对进入MLC施加了进一步的限制。截至 的适用外汇管理条例的最新综合文本本年度报告的日期可在信函“A” 7953(修订后的“外汇条例”)中找到。通过《外汇条例》，BCRA将有关外交事务和交易所的条例合并为一个单一机构，纳入了对先前合并文本进行的连续修改 并引入了某些修改。
在《外汇条例》所载有关多边金融公司收入的最重要条款中，可强调以下内容：(一)居民因出口商品和服务，以及因出售非生产性非金融资产而收到外币金额，在特定期限内进入外汇市场进行外汇交易并进行结算的义务， (二)9月后居民因外国金融债务而产生的多边货币支付的义务 1，2019年和2019年11月29日开始在该国公开登记的以外币计价和认购的证券所产生的金额，作为一项要求，连同BCRA对外国资产和负债的调查中的声明，以便随后进入MLC，以支付本金及其利息，以及(Iii)实体与客户进行掉期和仲裁交易的可能性，条件是这些交易与在MLC结算的义务所涵盖的交易 不符。
关于MLC具体流出要求的最重要条款 包括：
| (i) | 对利用多边信贷支付进口和进口债务，包括境外居民的货物和服务利息施加某些限制； |
| (Ii) | 需要遵守《外汇条例》允许从利润和股息向国外转移外币的多边金融中心的要求； |
| (Iii) | 对于那些打算利用多边金融中心偿还境外金融债务本金和利息的人，有义务遵守某些要求，例如(A)至 证明境外金融债务面值的外币进入多边金融中心并进行清算的义务， 除非在某些情况下被认为已得到遵守，(B)在最后一次适当列报外国资产和负债调查时应载有与所涉债务相对应的申报。(C)必须在支付本金或利息到期日前不超过 个工作日获得多边信贷担保，除非BCRA事先同意，或在满足某些要求和条件的情况下，(D)除非债权人是与债务人有关系的对手方，否则在到期日注销境外非金融私营部门的金融债务本金时，需要获得BCRA的事先授权，以便在到期日取消境外非金融私营部门的金融债务本金，(E)在符合某些条件的情况下，没有事先获得阿根廷对外关系委员会的批准，以便在到期日支付外债本金和利息， 包括资金已用于资助第892/20号法令第2条(详见下文)建立的“促进阿根廷天然气生产计划--2020-2024年供需计划”内的项目，(F)可取消对外国的金融债务，包括其本金和利息服务，自到期之日起，通过适用货物和服务出口收款，在满足一定要求的范围内，允许为债务合同、境外账户和/或国内账户中所需金额进行上述收款的累计，以保证取消对外国的金融债务服务； |
| 166 |
| 目录表 |
| (Iv) | 禁止使用MLC支付居民之间于2019年9月1日订立的债务和其他外币债务，但下列各项的本金和利息除外：(A)当地金融实体提供的外币融资，包括通过信用卡或购物卡支付的外币消费付款，(B)发行截至2019年9月1日的债务证券，目的是对第3.6.2项所列债务进行再融资。(C)从2019年11月29日开始发行的债务证券 在该国以外币计价和认购，其服务在该国以外币支付，只要获得的资金总额已在多边金融中心结算，(D)从2020年10月9日开始在该国以外币计价并以外币支付服务的债务证券的发行，只要它们的平均寿命不少于两(两)年，并且它们向债权人的交付 已允许达到《外汇条例》第3.17点规定的再融资参数，(E)从2021年1月7日开始在该国公开注册的以外币计价的债务证券，其服务在该国以外币支付，只要它们是交付给债权人，以便对先前存在的债务进行再融资，延长平均 寿命，当其与再融资资本额相对应时，应计至再融资日期的利息，以及，如果 新债务证券在2023年1月1日之前没有到期，则相当于2022年12月31日之前应计利息的金额， 提前再融资的债务和/或再融资本金的延期，和/或将以该方式再融资金额应计的利息，(F)在该国公开注册的债务证券的发行， 归类于第7.11.1.5项，证明货物入境登记的金额与收到的融资金额相当的范围内 ； |
| (v) | 是否有可能在到期时利用多边信贷中心取消(A)截至2019年8月30日通过公共登记处或契据登记的居民之间的外币债务，以及(B)截至2019年8月30日未偿还的当地金融机构发放的外币融资； |
| (Vi) | 需要BCRA的事先授权 才能在居民之间的债务到期前进入MLC，除非交易属于第3.6.4节规定的任何情况和所有 条件。并符合《外汇条例》的规定，例如：(A)当地实体通过信用卡或购物卡以外币消费提供融资，(B)当地金融实体以外币支付的其他外币融资，(br}境外金融债务收入，(C)在债务担保交换程序框架内预先注销利息，(D)预先注销F在该国登记的债务担保的本金和利息，同时清偿国外的金融债务；(E)预先注销在该国登记的债务担保的本金和利息，同时结算新的债务担保； |
| (Vii) | 支付资本和利息的授权 服务到期日通过适用出口货物和服务的托收，达到第7.9节规定的要求。遵守《外汇条例》中关于在该国公共登记处发行以外币计价并在该国以外币支付服务的债务证券的规定； |
| (Viii) | 实体向该国居民设立的信托机构支付本金和/或利息以保证支付其债务的本金和利息的可能性 ，条件是它核实债务人本来可以通过遵守适用的监管规定以其名义付款。 |
| (Ix) | 对于外部资产的构成和与衍生交易安排有关的各种担保的构成，需要BCRA事先授权法人进入多边信贷机构；同样，当居民个人在某些条件和限制下超过相当于每月200美元的等值 时，也规定了同样的限制；包括某些例外，例如居民个人购买外币 可同时用于通过抵押贷款在该国购买房地产，或居民在特定情况下购买外币；除某些情况外，非居民进入外汇市场需事先征得BCRA批准； |
| 167 |
| 目录表 |
| (x) | 在购买外币用于与金融衍生品的交易方面，(A)实体可允许多边信贷银行支付保费、担保的构成以及与利率对冲合同交易相对应的付款，这些交易涉及境外居民在对外资产和负债调查中申报和确认的义务，如适用，只要债务人实际计入的利率中没有涵盖较高的风险，(B)剩余的金融衍生品交易将由不是被授权经营外汇的实体的居民进入MLC进行，应受第 3.8点的规定管辖。和3.10。(C)自2019年9月11日起，在受监管市场、远期、期权和任何其他类型的衍生品交易中，由实体在该国安排的所有期货交易结算必须以当地货币进行；以及 |
| (Xi) | 对于与不涉及境外外汇流入的客户的互换和套利，实体可以在下列情况下与其客户进行与境外流入不相关的互换和套利交易：(A)人员 将外币从其当地外币账户转移到其在国外的银行账户；(B)当地中央证券托管机构将用于资本服务的外币资金和来自国债的收入转移到境外， 应外国中央证券托管机构的要求，其业务是支付过程的一部分；(C)个人将外币从其当地外币账户转账至国外汇款账户，金额最高可达500美元(500美元)，条件是这些实体有客户的宣誓声明 ，转账的目的是协助维持因下列原因而不得不留在国外的阿根廷居民在新冠肺炎疫情框架内采取的措施，(D)不涉及向国外转移的套利交易可以不受限制地进行，只要 资金从客户在当地金融实体的外币账户中借记，(E)支付满足所述要求的境外金融债务的本金或利息 在第3.5项中。(F)剩余的掉期和套利交易可在未经BCRA事先批准的情况下与客户进行，条件是如果以通过比索进行的个人交易的形式实施，则可根据现行的外汇规定在无需批准的情况下进行， 这适用于为在该国支付的资本和外币证券的服务而收到的外币资金的地方中央证券托管机构。 |
反过来，第3.16节。在外汇法规中确立了与通过MLC流出有关的补充要求，其中最重要的条款包括：
| (i) | “交易所交易预付款”的信息制度 实体必须在每天结束时和提前2个工作日向BCRA提交应客户要求或作为客户的实体自己的交易的交易信息 ，这意味着在截至第一个报告日计算的三个工作日中，每天可获得等于或大于10,000美元(1万美元)的金额(不包括通过信用卡或购物卡取消当地实体以外币消费的融资的渠道)； |
| (Ii) | 需要BCRA的事先授权才能访问MLC，除非该实体有客户关于其持有的流动外国资产的宣誓声明--除了少数例外--声明：(A)其在该国持有的所有外币都存入金融机构的账户中，并且在其请求访问的当天开始时没有流动的外国资产 市场价值超过10万美元(10万美元)，被视为流动的外部资产，其中包括：持有外币纸币和硬币、金币现金或交割的金条，在境外金融机构的活期存款和其他允许获得的投资 可立即获得外币(例如，在境内或境外托管的对外公开证券投资、境外投资管理人投资账户中的资金、加密资产、支付服务提供商账户中的资金 ，不包括存放在国外的资金，因为它们是根据债务合同或作为衍生品抵押品的要求而构成的准备金或担保基金 在国外进行的交易)。如果此类流动外国资产超过100,000美元，则可提交额外的宣誓书，声明这种超出部分已不再存在，因为已通过外汇市场用存款进行兑换和/或套利操作。 |
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| (Iii) | 需要BCRA事先授权才能访问MLC，除非实体 有客户的宣誓声明，但有几个例外，声明：(A)在其请求访问的当天和之前的90个历日 天内，如果是根据阿根廷法律发行的证券，则在180个历日内，根据外国立法发行的证券，未在该国境内销售居民发行的境外资产证券，结算 居民发行的境外资产证券、向境外托管实体转让证券、在境内收购以比索结算的非居民发行的证券、收购CEDEAR相当于外国 股的证券、收购相当于在外国司法管辖区发行的私人债务的证券，或向任何人(无论是个人、居民还是非居民，是否相关)以当地货币或其他当地资产(存放在当地金融机构的外币资金除外)交付资金，直接或间接地接受作为优先或后续对价，或通过相关、受控或控制实体、外部资产、加密资产或存放在国外的证券；最后， 必须承诺在提出进入MLC的请求后的90/180个历日内不完成详细业务。 同样，对于法人进入MLC，需要提交一份补充宣誓书，说明：(A)根据BCRA的规则，实行直接控制的个人或法人的详细情况；以及(B)在需要进入多边金融中心之日和之前的180个历日内，没有任何当地货币资金或其他流动当地资产(存放在当地金融机构的 外币资金除外)交付给行使直接控制权的任何个人或法人实体，或与其属于同一经济集团的其他公司，但与购买货物和/或服务的习惯性交易直接相关的公司除外。如果根据有效的交易所条例提交与上述个人或法人的证券交易有关的宣誓书，则可认为(B)项所述要求已得到满足。最后，BCRA规定，如果在BCRA的来文“A”7852中所列的某些业务已经或将在10个历日内使用从这种结算中获得的所有资金，则不应考虑在国内或国外以外币结算的证券的销售；以及 |
| (Iv) | BCRA需要S事先授权 如果客户是AFIP在发票或同等文件基础上包括的个人或法人 被视为伪造的，此要求不适用于与取消当地金融实体授予的外币融资 相关的MLC访问，包括通过信用卡或购物卡进行的外币消费支付。 |
同样，在《外汇条例》中，BCRA制定了关于外币债务本金到期日至2023年12月31日的再融资条款 ，截至本年度报告日期 ，这些条款未延长至2024年。该规定规定，计划本金到期日至2023年12月31日的债务人，如果非债务人的关联交易对手的债权人的非金融私营部门外部借款，实体自身业务的外国金融债务，以及私营部门客户或实体本身在该国以外币计价的公开注册债务证券发行，必须向BCRA提交再融资计划，该计划必须以某些标准为基础，例如确保在原定期限内寻求进入外汇市场的净额不超过到期本金的40%，剩余本金至少已用平均年限为2年的新外部借款进行了再融资，在某些情况下，这一借款可被视为已履行。此计划 必须在本金到期日之前至少连续30天提交，对于此类提交，客户 必须选择MLC中授权执行此类操作的实体，以代表其向BCRA的前台提交再融资计划，并说明该计划的收件人为“Gerencia 主要的外部活动场所”.
同样，BCRA允许在2023年12月1日至2023年12月31日期间获得注销外部金融债务的MLC，条件是从本金或利息付款的到期日或非营业日的下一个营业日起获得注销。还允许在到期日之前最多3(三) 个工作日进行访问，前提是付款是通过对授权付款的客户的当地外币账户进行兑换和/或仲裁来进行的。另一方面，在取消与境外关联方的金融债务本金的情况下，需要在2024年12月31日之前获得BCRA的事先批准才能进入MLC。
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根据第892/2020号法令关于旨在为天然气计划项目提供资金的交易的规定，BCRA发布了《A》7168号来文，目前是《政府公报》的一部分。BCRA发布了《A》7168号通讯，该通讯目前是《外汇条例》的一部分，规定实体可以利用MLC：(1)将外币作为利润和股息汇往境外，在投资的第二年，当它们对应于已关闭和经审计的资产负债表时，并根据股东大会确定的分布，金额不超过相应的金额；(2)支付境外债务的本金和利息服务的到期日，条件是债务的平均寿命不少于2年；(3)如果非居民的直接投资从第二年开始汇回，在减少资本和/或退还当地公司作出的不可撤销的出资的情况下，最高可达在外汇市场结算的直接投资缴款的金额， 当证明适用的法律要求已得到遵守的文件，并经核实已在最后一次适当提交《外国资产和负债调查》(Rlevamiento De Acvos Y Pasivos Externos)(《外国资产和负债概览》)时申报。所涵盖的交易将是截至2020年11月16日由多边金融公司登记和结算的交易，目的是为计划气体框架内的项目融资。在所有情况下，实体都必须有文件 ，使其能够核实要进行的行动的真实性质，以及资金将用于资助计划气体计划中包括的项目。
同样，《外汇条例》规定，为在国外结清新的金融债务而签发的证书可用于进入外汇市场支付下列款项：
| i. | 未经BCRA事先批准进口货物的； |
| 二、 | 未经BCRA事先批准而向相关交易对手提供的服务 ，如果付款是由于在获得MLC之前至少180个历日提供的服务义务的到期日，或源自以类似预期签署的合同；以及 |
| 三、 | 在第10.2.4点所述进口货物和服务的商业债务到期日之前的本金金额，只要新的金融债务的平均寿命比预付债务的平均剩余寿命至少长两(两)年。 |
在货物进口支付进入外汇市场方面，进口进口监测综合监测系统(Sistema)(SIMI)和服务国外支付综合监测系统(SIMPES)被阿根廷共和国进口系统(Sistema)取代。或“SIRA”)和阿根廷共和国进口系统和外交服务付款(Sistema de Importacones de la República阿根廷y Pagos de Servicios del External 或“SIRASE”)。同样，BCRA规定，通过这些新机制，除条例规定的某些情况外，不得再支付预付款、即期付款或未经海关登记的商业债务。 随后，2023年12月26日，商务部和AFIP联合大会第5466/2023号决议(“RGC 5466/2023”)、 和商务部第1/2023号决议(“CSR 1/2023”)公布。RGC 5466/2023废除了SIRA和SIRASE制度，并建立了一个新的制度，称为“统计进口制度”(Sistema estadístio de Importacones)(“SEDI”)，它与SIRASE的主要不同之处在于：(1)申报的有效期是从离开时起360天；(2)税务情况分析和经济和财政能力系统(“CEF”)是在申报正式之前进行的；(3)国家机构有30天的时间宣布自己，一旦这一期限到期而没有宣布， 声明将自动进入离境状态，(4)在制度内，不需要关于进入MLC的日期的信息或批准(在BCRA之前处理)。此外，还设立了“与外国供应商的进口商业债务登记处”，其中必须登记2023年12月13日之前因进口货物和/或服务而承担商业债务的主体。最后，RSC 1/2023废除了由第 523/2017号决议建立的自动许可制度。
就进入外汇市场以支付非居民提供的服务而言，不需要通过SIRASE以“批准”状态进行申报，也不需要在计算机系统“唯一外贸账户”(Cuenta Corrienteúnica de Comercio External)中验证操作。在这方面，实体可以在满足本文所列条件时，在核实剩余的适用监管要求的范围内，批准进入外汇市场，而无需获得BCRA的事先批准，以处理非居民提供的服务的支付。
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此外，BCRA通过第(Br)“A”7941号文规定，认购阿根廷自由重建债券的商品和服务进口商，只要满足某些要求，即可进入外汇市场，支付在12月13日之前进口的商品和服务的商业债务，但未要求认购上述债券。
此外，订购BOPREAL的货物和服务的进口商，如果在01.31.24之前与BCRA提供的最长期限相对应，且金额等于或大于其符合通信“A”1和2的规定的未偿债务总额的25%，则自02.1.24起，将能够进入外汇市场，以支付进口先前货物和服务至13.12.23的商业债务，而BCRA没有通过该商业债务请求认购上述所有权。在付款不超过同时作为出口货物预收款结算金额的50%的范围内，货物出口预收款将与自1.03.25起到期的货物一起取消，每月最高收款率相当于本机制规定的预付款总额的10%。
除适用的其他法规要求外，实体还必须有(I)进口商的宣誓书，声明在规定的最后期限之前取消这些出口货物预收款需要事先获得BCRA的批准 ；和(Ii)客户的 宣誓书，说明在12月13日之前的交易中认购较长期BOPREAL的金额以及 商品和服务的合格商业债务金额。
有关阿根廷外汇政策的更多信息，请咨询您的法律顾问并阅读本文中提到的适用规则，包括其修正案，可在以下网站上找到：www.infoleg.gov.ar和央行网站：www.bCra.gob.ar. 这些网站上包含的信息不属于本年度报告的一部分，不应被视为已纳入本年度报告。
课税
以下摘要包含对收购、拥有和处置普通股或美国存托凭证的阿根廷和美国联邦所得税的主要后果的说明，但并不是对可能与购买普通股或美国存托凭证的决定相关的所有税务考虑因素的全面描述。本摘要以阿根廷税法和税法以及美国税法和税法为依据，这些税法和法规在本协议生效之日起生效，可能会发生变化。不能保证负责执行本文所述法律法规的法院或税务机关会同意这一解释。投资者应就收购、拥有和处置普通股或美国存托凭证的税务后果咨询他们自己的税务顾问。
阿根廷和美国之间有关于交换国别报告和自动交换金融账户信息的协定，目前正在生效 ，以促进美国《外国账户税收合规法》(FATCA)的实施，但两国之间没有生效的税收条约或公约 。
尽管目前阿根廷和美国之间没有所得税条约，但两国税务当局之间已经进行了谈判， 可能会在庆祝此类条约时衍生出来。不能保证条约是否或何时生效，也不能保证它将如何影响普通股或美国存托凭证的美国持有者。
阿根廷税收考虑资本利得税
居民个体
第27,430号法律规定对阿根廷居民个人出售、交换或以其他方式处置股份所得征税 将适用15%的所得税税率。
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税制改革为居民在阿根廷证券交易委员会(CNV)监管下出售在证券交易所公开交易的股票规定了个人免税。
外国受益人
根据第27,430号法律，外国受益人因买卖、交换或以其他方式处置所赚取的股票和其他证券而产生的所有收入，如果(I)在证券交易所或证券市场上市，和/或获得在CNV的监督下公开发行的授权，将被免征所得税 ，并且(Ii)外国受益人不居住在“不合作的司法管辖区”或资金不产生于“非合作的司法管辖区”(“上市交易豁免”)。如果处置不符合上文 (I)所述的要求，且外国受益人不在“非合作司法管辖区”居住或资金并非来自“非合作司法管辖区”，则所取得的收入将按毛价的13.5%或资本净收益的15%的税率征税(考虑到国内批发价格指数的变化，可从2018年1月1日起调整收购的价值以确定资本净收益)。
如果外国受益人居住在“非合作司法管辖区”或资金来自“非合作管辖区”，适用于出售、交换或以其他方式处置股票和/或美国存托凭证的税率为35%。不合作管辖区名单由行政部门编制和公布。美国目前不是一个不合作的司法管辖区。
自2018年1月1日起生效的税制改革规定，在境外发行的股票代表阿根廷公司发行的股票(即美国存托凭证)，“来源”由股票的原始发行人所在地确定。然而，如果上述上市交易豁免适用于标的股票，则不应缴纳税款。
地方实体
阿根廷实体、根据阿根廷法律组织或注册成立的实体、某些贸易商和中介机构、非阿根廷实体的当地分支机构、独资企业和在阿根廷开展某些商业活动的个人因出售、交换或以其他方式处置我们的普通股或美国存托凭证而获得的资本利得 在2018年1月1日至2021年1月1日的财政期间内按30%的税率缴纳所得税，而在此后的财政期间内则按25%的税率缴纳所得税。出售我们的普通股或美国存托凭证产生的亏损可以用来抵消这些收入。
此外，对于上述期间，资本公司分配给其股东的股息，如果他们是居住在该国的法人或不可分割的继承人，或是外国受益人，则规定7%或13%的预扣。
第27,630号法律确立了根据累计应纳税净收入水平分为三段的分级边际税率结构。 新税率结构适用于自2021年1月1日开始的会计年度，考虑到INDEC提供的上一年10月份IPC的年变化，自2022年1月1日起，参考 比额表中包含的金额将相对于上一年同期进行调整。截至2023年1月1日适用的比额表为：(I)第一级，累计净收入最高为Ps，税率为25%。14,301,209.21；(2)第二级30%，累计净收入超过Ps。14,301,209.21和最高Ps。143,012,092.08，外加固定数量的Ps。3,575,302.30；和(Iii)第三级35% 累计净收入。143,012,092.08，外加固定数量的Ps。42,188,567.16.
股息税
根据第26,893号法律，在阿根廷注册成立的公司和其他实体以现金或实物支付的股息和其他利润--股票股息除外。 阿根廷所得税法(“所得税法”)第73(A)(1)、(2)、(3)、(6)和(7)条以及第69(B)条所述的股息和其他利润应按10%的税率缴纳所得税，但受益人为国内公司纳税人的除外。自2016年7月23日起，第27,260号法律废除了这项预扣税。因此，自那时以来，不对分配给阿根廷居民股东或非阿根廷居民股东的股息征收预扣税。此处理仅适用于从截至2018年1月1日之前开始的上一财年结束前累计的留存收益中随时分配的股息。
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同样，超过公司累计应纳税所得额(由适用阿根廷所得税法确定)的股息部分(如果有)将被征收35%的预扣税(“均衡税”)。就衡平税而言，应考虑的累计应纳税所得额应通过(1)扣除公司缴纳的所得税，(2)加上从其他公司作为分配而获得的股息和免税利润。如果是实物分配，则公司 必须向阿根廷税务当局缴纳税款，并有权向股东寻求补偿。
将从2018年1月1日或之后的会计年度应计收益中分配的股息将受到不同于之前描述的税收待遇， 基于2017年12月29日政府公报公布的全面税制改革(第27,430号法律)，该税制于2018年1月1日起全面生效。
根据第27,430号法律，在阿根廷注册的公司和其他实体以现金或实物支付的股息和其他利润--股票股息除外--在阿根廷所得税法第73(A)(1)、(2)、(3)、(6)、(7)和(8)条以及第73(B)条从留存收益中获得。2018年1月1日或之后开始的财年累积的 将按7%的税率缴纳预扣税（基于2018年1月1日至2021年1月1日财年期间应计利润），税率为13%（基于此后开始的财年的应计利润）， 前提是将其分发给阿根廷居民个人和外国股东（包括普通股或ADS持有人）。
尽管如此，第27，630号法律将2021年1月1日开始的财年的上述13%税率修改为7%。
使用对于向居住在国外的股东支付的股息 ，阿根廷与其居住国之间的税务条约可能会减少此类预扣税。 请参阅下面的 “税务条约”。
资本削减和其他分配
我们普通股和美国存托凭证的减资和赎回 不需要缴纳所得税，金额不超过与要赎回的普通股和美国存托凭证对应的出资金额。然而，任何超过这一数额的分配都将被视为股息，并缴纳如上所述的预扣税。
其他所得税规定
转让定价
转让定价制度包括在国际中间商的干预下对任何产品的进口和出口管制，即 不是目的地的进口商或原产地的出口商。
此外，法律要求阿根廷出口商在中间商介入的情况下，以已知价格出口货物(相关的，或位于“不合作的”或低税或无税的司法管辖区)，提交支持交易的协议。
均衡性所得税
均衡性所得税，由《所得税法》第74，将不适用于2018年1月1日或之后产生的利润。
升级
税制改革在所得税法中重新确立了通货膨胀调整程序，规则如下：(I)考虑到INDEC提供的国内批发价格指数(西班牙语为Inice de Precios Internos al Consumer Nivel General或IPC)的变化，从2018年1月1日起进行的新收购和投资的通货膨胀调整 ；以及(2)在第一、第二和第三财政年度生效前的36个月内，IPC的变动率高于100%或其他情况下适用综合通货膨胀调整机制， 本程序适用于以下情况：第一年、第二年和第三年的IPC累计变化分别超过55%(55%)、30%(30%)和15%(15%)，从第一年开始计算，直到每年年底。必须在2018年1月1日开始的前三个财年计算的通胀调整必须按等额配额计算(2018财年1/3，其余2/3在其余财年 财年各占1/3,2019和2020财年各占1/6，其余2/6在其余财年各占1/6)。
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27,701号法律包括一项关于税收通货膨胀调整要求的重要措施，其中规定，如果纳税人根据从2022年1月1日开始的第一个和第二个财政年度的要求确定对通货膨胀进行积极调整，纳税人可在该财政年度分配三分之一，其余三分之二等量分配在紧接 财政年度之后的两个财政年度。这些受益分配条款仅限于在紧接最初三分之一分配年度之后的两个会计年度中，在购买、建造、制造、加工或最终进口固定资产(汽车除外)方面投资至少3000万里亚尔的纳税人。如果不符合投资条件，将取消该福利。
个人资产税
阿根廷实体，如我们的 ，必须在每年12月31日为持有我们的股票缴纳与阿根廷和外国个人及外国实体对应的个人资产税。适用税率为0.5%，按上一次资产负债表产生的 股票的权益价值或账面价值征收。根据《个人资产税法》，阿根廷公司有权要求适用的阿根廷个人和/或外国股东退还已缴税款，或扣留股息。
毛收入所得税
总收入所得税是 地方税；因此，应考虑相关省级司法管辖区的规则，该规则可对普通股和美国存托凭证的常规买卖、交换或其他处置，和/或股息的收取按平均税率 6%至10%征收，除非适用豁免。在布宜诺斯艾利斯市的特殊情况下，任何涉及普通股和/或收取股息和重估的交易都免税。到目前为止，还没有为普通股和美国存托凭证的外国持有者提供预扣制度。
增值税
出售、交换或以其他方式处置本公司普通股或美国存托凭证以及派发股息可免征增值税。
转让税
我们普通股或美国存托凭证的出售、交换或其他 处置无需缴纳转让税。
印花税
如果我们的普通股或美国存托凭证转让是在布宜诺斯艾利斯市和阿根廷某些省份通过书面协议进行或执行的，则可能需要缴纳印花税 。
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其他税种
在BCBA上出售我们的普通股的经纪交易支付的佣金按21%的税率征收增值税。
对于我们普通股或美国存托凭证的所有权、转让、交换或处置，不适用继承、赠与、继承或增值税，但遗产税 仅适用于纳税住所在布宜诺斯艾利斯省的公司或个人，外加固定金额税和1%至9%之间的税率(取决于关系和继承金额)。
为包容和关爱的阿根廷征税 (Impuesto Para unaInclusiva y Solidaria“Pais”)
《社会团结和生产性复兴法》是在紧急情况下制定的，有效期为五个财政期间，自生效之日起 对居住在阿根廷的个人和法人进行的购买外币和其他外汇业务征收30%的税。
美国存托股份的潜在投资者应根据自己的具体情况，就上述税收的影响咨询自己的税务顾问。
声援和非同寻常的贡献 以帮助减轻疫情的影响
在紧急情况下，阿根廷政府仅一次对在第27-605号法律生效之日(即2020年12月18日)存在的某些个人和未分割财产的资产征收特别强制性捐款(“非常捐款”)。
上述 特别贡献适用于：
A)阿根廷居民个人和未分割财产，包括其在国内和国外的全部资产。还包括根据《所得税法》的条款，其住所或住所位于“非合作司法管辖区”或“无税或低税司法管辖区”的阿根廷国籍个人。
B)居住在国外的个人和未分割财产(上一点所述财产除外)，包括其在该国境内的全部资产。
根据国际交易日志的规定，就这项非常贡献而言，适用的住所为受试者于2019年12月31日的住所。
在这两种情况下，如果这些受试者的资产总价值(根据《个人资产税法》条款包括和估价)不超过Ps，则这些受试者将被免除这项非常缴税，无论他们对此类税收有何处理，并且没有任何非应税最低 起征点扣除。200,000,000,000美元(包括首尾两天)。
对于a)点所述的那些 ，这一非常捐款的纳税基数将根据其在国内外的总资产价值确定 ，包括对私人利益信托或基金会和其他类似结构的捐款，在不具有财政人格的任何类型的公司或其他实体中的参与，以及在公司或任何类型的其他实体中的直接或间接参与 ，在本法生效之日存在。
将根据2%至5.25%的比例和费率确定要支付的非常缴款，具体取决于(I)资产的总价值和(Ii)资产的位置。如果部分境外资产在一定时间内汇回，且在2021年12月31日之前，这些资金仍存入持有人名下的银行账户，或一旦存入PEN和AFIP大会第4930/2021号决议确定的目的地之一，则应消除境外资产和境内资产之间的差额税率。
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拥有、使用、处置、拥有、保管或持有资产的个人、独资企业或在该国设立的房地产，必须为此类捐款充当代理纳税人。
请注意， 虽然团结和非常捐款被设想为对截至2020年12月18日的现有资产征收的一次性税收，但重要的是要指出，阿根廷有几项税收是在例外的基础上并在有限的时间内创建的 ，后来延长了更多的期限。
美国存托凭证持有人应 考虑其特殊情况，就非常缴费向其税务顾问咨询。
税收条约
阿根廷 与以下国家签署了避免双重征税的税收条约澳大利亚、比利时、玻利维亚、巴西、加拿大、智利、丹麦、芬兰、法国、德国、意大利、墨西哥、挪威、卡塔尔、俄罗斯、西班牙、瑞典、瑞士、荷兰、阿拉伯联合酋长国、英国和乌拉圭(通过载有避免双重征税条款的信息交流条约)。此外，阿根廷还与土耳其、中国、卢森堡、日本和奥地利签署了税收协定， 但它们仍在等待阿根廷国会的批准。反过来，正在与哥伦比亚和以色列谈判税收条约，并与德国就当前税收条约的修正案进行谈判。目前有阿根廷和美国关于交换国别报告和自动交换金融账户信息的协定 ，以促进美国《外国账户税收合规法》(FATCA)的实施，但有两国之间没有生效的税收条约或公约。目前尚不清楚条约何时获得批准或生效。 因此，本节所述的阿根廷税收后果将不加修改地适用于持有我们普通股或美国存托凭证的美国居民。位于某些司法管辖区且与阿根廷签订了有效税收条约的外国股东可获豁免缴交个人资产税。
增值税(VAT)
投资报税表
如果固定资产投资产生的税收抵免在支付后六个月没有被该活动产生的财政借记吸收，将给予 退税。
燃料税
修改了燃油税方案，纳入了二氧化碳排放税。将保持改革前存在的同样的税收压力。
U已注册 S状态F埃德拉尔 INcome T斧头C考虑
本摘要描述了购买、拥有和处置美国存托凭证对美国持有者(定义见下文)的某些美国联邦所得税后果。本摘要 仅在持有人出于纳税目的将美国存托凭证作为资本资产持有的情况下适用。本摘要不涉及对净投资收入征收的Medicare 税或替代最低税，也不适用于属于受 特殊规则约束的持有人类别的投资者，例如：
| · | 证券或货币交易商； |
| · | 选择使用按市值计价的证券交易商的证券持有量； |
| · | 一家银行； |
| · | 人寿保险公司； |
| · | 免税组织； |
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| 目录表 |
| · | 为缴纳美国联邦所得税而被视为合伙企业的实体，或其中的合伙人； |
| · | 持有作为对冲工具的美国存托凭证或对冲利率或货币风险的美国存托凭证的人； |
| · | 持有美国存托凭证作为跨境交易或出于税收目的的转换交易的一部分的人； |
| · | 以美国税收为目的的本位币不是美元的人；或 |
| · | 拥有或被视为拥有我们任何类别股票10%或以上的人。 |
本摘要依据的是修订后的《1986年国税法》、其立法历史、现行法规和根据该法规颁布的拟议法规、公布的裁决和法院判决，所有这些都与当前有效。这些法律可能会发生变化，可能是在追溯的基础上。投资者 应咨询其自己的税务顾问，了解在其特定情况下购买、拥有和处置美国存托凭证的后果，包括可能适用的州、当地、非美国或其他税法。就本摘要而言，如果投资者是美国存托股份的实益所有人并且符合以下条件，则该投资者是“美国持有人”：
| · | 美国公民或美国居民； |
| · | 美国国内公司；或 |
| · | 否则，须就美国存托股份的收入按净收入计算缴纳美国联邦所得税 。 |
一般而言，如果美国持有者 是美国存托凭证的实益所有人，则出于美国联邦所得税的目的，该美国持有者将被视为该美国存托凭证所代表的普通股的实益所有人，如果该美国持有者用美国存托股份交换该美国存托股份所代表的普通股 ，则不会确认任何收益或损失。
被动外商投资公司规则
美国联邦所得税特殊规定 适用于属于PFIC的公司。在特定课税年度，我们将被归类为PFIC，如果
| • | 在该课税年度的入息总额中，有75%或以上为被动入息；或 |
| • | 我们资产价值的50%或更多(通常以季度平均值为基础)可归因于产生或为产生被动收入而持有的资产。 |
为此，被动收入一般包括股息、利息、某些大宗商品交易的收益、租金、特许权使用费以及产生被动收入的资产处置所产生的收益超过亏损的部分。
根据我们的综合财务报表以及相关市场和股东数据，我们认为我们在2023年没有被视为美国联邦所得税 目的的PFIC。此外，基于我们目前对资产价值和性质、收入来源和性质的预期，以及相关的市场和股东数据，我们预计不会在2024年或未来的纳税年度成为PFIC。然而，必须每年根据当时的事实和情况来确定我们是否为PFIC，其中一些情况可能 超出我们的控制，包括我们普通股或美国存托凭证的市场价格所隐含的我们资产的估值。因此， 我们有可能在本年度或未来一年成为PFIC。
如果在美国持有者持有我们的美国存托凭证的任何课税年度内，我们被归类为PFIC，则该美国持有者可以按普通的 所得税税率缴纳特别税，包括我们的某些分派和出售美国存托凭证时确认的收益。 任何超额分配的所得税金额将通过利息费用增加，以补偿税收递延，计算 ，就像美国持有者持有美国存托凭证期间按比例赚取超额分配一样。被归类为PFC还可能产生其他不利后果，包括在个人情况下，以死亡时的美国存托凭证为依据拒绝升职。此外， 如果我们是美国持有人持有我们普通股或美国存托凭证的任何年度的PFIC，则在该美国持有人持有我们的普通股或美国存托凭证之后的所有年度内，我们通常将继续被视为美国存托凭证，除非我们不再是美国存托凭证或美国存托凭证，且美国 持有人在IRS Form 8621上进行了特殊的“清除”选择。
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| 目录表 |
除另有说明外，本摘要的其余部分假定我们在2023纳税年度不是PFIC，并且在本年度或未来任何一年都不会成为PFIC。美国持有者应就我们作为PFIC的地位以及这种身份对他们的潜在税收后果咨询他们自己的税务顾问。
分红
美国持有者获得的分配总额 (在扣除阿根廷税之前)通常将作为外国 来源股息收入缴纳美国联邦所得税，但从我们当前或累计的收益和利润中支付，这是根据美国联邦收入 税收原则确定的。我们预计不会根据美国联邦所得税原则对我们的收入和利润进行计算。因此，美国持有者应该预计，分配通常将被视为美国联邦所得税目的的股息。以阿根廷比索支付的股息 将包括在美国持有者的收入中，以美元金额计算，计算方法是参考托管机构收到股息之日的有效汇率 ，无论支付是否实际上转换为 美元。就美国联邦所得税而言，美国持有者的纳税基准为此类比索，等于收据日期 的美元价值。因汇率波动而产生的此类比索的任何后续收益或损失将是普通的收入或损失，并将被视为来自美国的收入，用于外国税收抵免目的。如果这样的股息在收到之日兑换成美元，投资者一般不应被要求确认股息收入的外币收益或损失。除短期(60天或以下)头寸的某些例外情况外，个人美国持有者就美国存托凭证收到的以美元计的股息 一般将按20%的最高税率征税，前提是股息是“合格股息 ”。在下列情况下，就美国存托凭证支付的股息将被视为合格股息：(1)美国存托凭证可随时在美国成熟的证券市场上交易，(2)我们在支付股息的前一年不是，也不是支付股息的年度的 个人私募股权投资公司。美国存托凭证在纽约证券交易所上市，只要上市即可在美国成熟的证券市场上交易。根据我们的综合财务报表以及相关的市场和股东数据，我们认为我们在2023年没有被视为美国联邦所得税的PFIC。 此外，基于我们目前对我们资产的价值和性质、收入来源和性质的预期，以及 相关的市场和股东数据，我们预计在2024年或未来纳税年度不会成为PFIC。见上文“-被动型外商投资公司规则”.
由于普通股本身并不在美国交易所上市，因此与普通股相关的股息可能不会被视为合格股息。 美国股东国应根据其自身的具体情况，向其税务顾问咨询降低股息税税率的可能性。
作为按比例分配给我们所有股东的有关美国存托凭证的额外 股票分配，一般不需要缴纳 美国联邦所得税，除非收到分配的美国持有人有权获得现金或财产，在这种情况下，美国持有人将被视为收到了等于分配公平市场价值的现金。
出售或其他处置
在出售或以其他方式处置美国存托凭证时，美国持有者将为美国联邦所得税确认损益，其金额等于已变现金额的美元价值与该美国持有者在美国存托凭证中以美元确定的纳税基础之间的差额。通常，在出售或以其他方式处置美国存托凭证时实现的此类损益将被视为美国来源资本损益，如果美国存托凭证持有时间超过一年，则将被视为长期资本损益。抵消资本损失与普通收入的能力是有限的。 美国个人确认的长期资本收益，通常要按较低的税率征税。
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| 目录表 |
外国税收抵免考虑因素
投资者应咨询他们自己的税务顾问，以确定他们是否受任何限制其有效利用外国税收抵免的能力的特殊规则的约束。根据普遍适用的限制和条件，阿根廷以适用于美国持有者的适当 税率支付的股息预扣税，可能有资格抵扣该美国持有者的美国联邦所得税义务。这些 普遍适用的限制和条件包括美国国税局(“IRS”)最近在2021年颁布的法规中采用的新要求，阿根廷的任何税收都需要满足这些要求，才有资格成为美国持有者的可抵免 税收。如果美国持有者始终选择根据最近发布的临时指南适用这些规则的修改版本，并遵守此类指南中提出的具体要求，则阿根廷股息税通常将被视为符合新要求，因此将被视为可抵免税。对于所有其他美国持有者，这些要求是否适用于阿根廷股息税是不确定的，我们尚未确定是否已满足这些要求。 如果阿根廷股息税不是可抵税税种，或者美国持有者不选择为同一纳税年度支付或应计的任何外国所得税申请外国税收抵免，则美国持有者在计算此类美国 持有者的应纳税所得额时，可能能够在计算此类美国联邦所得税时扣除阿根廷税。股息分配将构成来自不在美国的收入，对于选择申请外国税收抵免的美国持有者来说，通常构成用于外国税收抵免目的的“被动类别”收入。
目前尚不清楚阿根廷个人资产税(如“-阿根廷税收考虑资本利得税”中所述)是否被视为美国联邦所得税的所得税。如果就美国联邦所得税而言，阿根廷的个人资产税不被视为所得税 ，则美国持有者将无法为任何阿根廷个人资产税预扣申请外国税收抵免。美国持有者 可以在计算其美国联邦所得税负债时扣除此类税款，但受适用限制的限制。
美国持有者通常 无权抵扣因出售或以其他方式处置美国存托凭证而征收的任何阿根廷税，除非美国持有者始终选择适用最近发布的临时指南允许的美国外国税收抵免规则的修改版本，并符合此类 指南中规定的具体要求。此外，美国持有者在出售或以其他方式处置股份时确认的资本收益或损失通常将 作为美国外国税收抵免的美国来源收益或损失。因此，即使预扣税有资格作为可抵扣的 税，美国持有者也可能无法抵扣其美国联邦所得税责任，除非此类抵免可以用于(受一般适用的条件和限制的约束)抵扣被视为来自外国的其他收入的应缴税款。如果阿根廷 税不是可抵免税，即使美国 持有者已选择在同一年为其他税种申请外国税收抵免，该税也会减少出售或以其他方式处置股票所实现的金额。美国持有者应咨询他们自己的税务顾问 有关外国税收抵免规则适用于出售或以其他方式处置股票以及对此类出售或处置征收的任何阿根廷税的问题。
外国税收抵免和扣减的可用性和计算 取决于美国持有者的特定情况，并涉及对这些情况应用复杂的规则。上文讨论的临时指导意见还表明，财政部和国税局正在考虑对2021年12月的条例提出修正案，在发布撤回或修改临时指导意见的补充指导意见之前，可以信赖临时指导意见。美国持有者应咨询他们自己的税务顾问，了解如何将这些规则应用于他们的特定情况。
美国信息报告和备份扣缴规则
股息和销售的支付 在美国境内或通过某些与美国相关的金融中介机构支付的收益必须进行信息报告 ，除非持有人是豁免收款人，而且还可能受到备用扣缴的约束，除非持有人(1)提供其纳税人识别 号码并证明其不受备用扣缴的约束，或(2)以其他方式确立备用扣缴豁免。投资者 可以通过及时向美国国税局提交适当的索赔或退款 并提交任何所需信息来获得根据备用扣缴规则扣缴的任何超额金额的退款。
作为外国公司或非居民外籍个人的持有者可能被要求遵守认证和身份识别程序，以确定其 免于信息报告和备用扣留。
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| 目录表 |
指定境外金融资产
拥有总价值超过50,000美元的“指定外国金融资产”的某些美国持有者纳税年度的最后一天或纳税年度内任何时间的75,000美元通常要求 与其纳税申报单(目前采用表格8938)一起提交有关此类资产的信息声明。 “指定的外国金融资产”包括在非美国金融机构持有的任何金融账户，以及由非美国发行人发行但不在金融机构持有的账户中持有的证券。较高的报告门槛适用于居住在国外的某些 个人和某些已婚个人。法规将这一报告要求扩展到根据某些客观标准 被视为已形成或被利用以持有特定外国金融资产的直接或间接权益的某些实体。没有报告所需信息的美国持有者可能会受到巨额处罚。此外，税收评估的诉讼时效将全部或部分暂停执行。投资者应咨询其自己的税务顾问，了解这些规则在其特定情况下的适用情况。
展出的文件
本年度报告20-F表中包含的材料和其中的展品可在美国证券交易委员会的公共资料室查阅和复印，地址为华盛顿特区20549，邮编：20549。您可以通过拨打美国证券交易委员会电话1-800-美国证券交易委员会-0330获取公共资料室的运行信息。我们提交的任何美国证券交易委员会备案文件也可以通过互联网在美国证券交易委员会的 网站上获得：www.sec.gov。
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| 目录表 |
| 第11项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 |
我们的活动面临市场风险，包括汇率风险、利率风险和价格风险。财务风险是指我们在每个财年期间或结束时所面临的来自金融工具的风险。风险管理系统和政策定期进行审查，以反映市场状况和我们活动的变化，重点不是业务部门运营的单个风险，而是更广泛的视角，重点是监控影响整个投资组合的风险。财务风险管理由财务部门控制，财务部门负责识别、评估和覆盖财务风险。我们的风险管理战略寻求在盈利目标和风险敞口水平之间取得平衡。
有关我们的 市场风险的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注6.2。
| 第12项。 | 除股权证券外的其他证券说明 |
美国存托股份说明
缴税
美国存托凭证持有人将 负责其美国存托凭证或其任何美国存托凭证所代表的存款证券应付的任何税费或其他政府费用。托管人可拒绝登记美国存托凭证的任何转让，或允许持有人撤回其美国存托凭证所代表的已交存证券，直至支付该等税款或其他费用为止。托管人可向持有人支付欠款或出售以其美国存托股份为代表的已存放证券，以支付任何欠税，而持有人仍须对任何不足之处负责。如果托管人 出售存放的证券，它将在适当的情况下减少美国存托凭证的数量以反映出售情况，并向美国存托股份持有人支付支付税款后剩余的任何收益， 或发送给美国存托股份持有人的任何财产。
美国存托凭证持有人的费用和开支
|
存入或提取股票的人员
|
用于： |
| · 每100个美国存托凭证(或不足100个美国存托凭证)5美元(或更少) |
· 发行美国存托凭证，包括因分配股份、权利或其他财产而发行的股份；以及 · 为提取目的取消美国存托凭证，包括如果存款协议终止 |
| · 每个美国存托股份0.02美元(或更少) | · 对美国存托股份持有者的任何现金分配 |
| · 相当于公司分配股份并将股份存入存托管理人以发行美国存托凭证的情况下持有人应支付的费用 | · 向存管证券持有人分发证券，而存管证券由存管人分发给ADS持有人 |
| · 每日历年每美国存托股份0.02美元(或更少) | · 托管服务 |
| · 注册费或转让费 | · 当持股人存取股时，将本公司股份登记册上的股份转至或转出保管人或其代理人的名称或从其名下进行登记 |
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| 目录表 |
| · 保管人的费用 |
· 电报、电传和传真(如保证金协议中有明确规定)；以及 · 将外币兑换成美元 |
| · 存托人或托管人必须就任何ADS或ADS基础股份支付的税收和其他政府费用，例如股票转让税、印花税或预扣税 |
· 必要时
|
| · 托管人或其代理人因为已交存证券提供服务而产生的任何费用 | · 必要时 |
向公司支付保管金
摩根大通作为托管人， 已同意补偿我们与美国存托股份计划的建立和维护费用相关的费用。托管机构已同意向我们报销其持续的证券交易所上市年费。托管人还同意支付美国存托凭证的标准自付维护费用，包括邮寄年度和中期财务报告的邮资和信封费用、打印和分发股息支票、美国联邦税务信息的电子归档、邮寄所需税款 表格、文具、邮资、传真和电话费用。它还同意每年为某些投资者关系计划或特殊投资者关系推广活动向我们报销。在某些情况下，托管机构已同意根据与ADR融资相关的任何适用业绩指标向公司提供额外付款。托管机构向我们报销的费用是有限额的 ，但我们可以获得的报销金额并不一定与托管机构向投资者收取的费用金额挂钩。
托管银行直接向存放股票或为提取目的而交出美国存托凭证的投资者或向其代理的中介机构收取交还和交出美国存托凭证的费用。保管人收取与向投资者进行分配有关的费用，方法是从分配的金额中扣除这些费用，或出售可分配财产的一部分以支付费用。托管人可通过从现金分配中扣除或直接向投资者收费或向为其代理的参与者的账簿记账系统收取托管服务年费。保管人一般可以拒绝提供收费服务，直到支付这些服务的费用为止。
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| 目录表 |
| 第13项。 | 违约、拖欠股息和拖欠股息 |
不适用 。
| 第14项。 | 对担保持有人权利和收益使用的实质性修改 |
不适用 。
| 第15项。 | 控制和程序 |
(A)披露控制和程序
在首席执行官和首席财务官的参与下，我们评估了截至2023年12月31日，公司根据1934年证券交易法第13a-15(E)和15d-15(E)条披露的控制和程序的设计和运作的有效性。
任何披露控制和程序系统的有效性都存在固有限制，包括人为错误的可能性以及规避或凌驾控制和程序的可能性。因此，即使是有效的披露控制和程序也只能为实现其控制目标提供合理的保证。根据我们的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出的结论是，截至2023年12月31日，我们的披露控制和程序是有效的，可以提供合理的保证，确保我们在根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息 在适用规则和表格指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并积累这些信息并酌情传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关所需披露的决定。
(B)管理层关于财务报告内部控制的年度报告
我们的管理层负责根据《1934年证券交易法》规定的规则13a-15(F)和15d-15(F)建立和维护对财务报告的充分内部控制。本公司的财务报告内部控制旨在根据公认会计原则为财务报告的可靠性和对外财务报表的编制提供合理的 保证。公司对财务报告的内部控制包括符合以下条件的政策和程序：
(I)与记录的保存有关，该记录应合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置；
(Ii)提供合理的保证，保证按需要记录交易，以便根据普遍接受的会计原则编制财务报表，并且公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及
(Iii)就防止或及时发现未经授权收购、使用或处置本公司资产提供合理的 保证 可能对财务报表产生重大影响。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能会因为条件的变化而导致控制措施不足，或者 政策或程序的遵守程度可能会恶化。
管理层根据#年特雷德韦委员会赞助组织委员会提出的标准对我们财务报告内部控制的有效性进行了评估。内部控制--综合框架 (2013).
基于这样的评估，管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2023年12月31日起有效。我们截至2023年12月31日对财务报告的内部控制的有效性已由独立注册的公共会计师事务所普华永道会计师事务所审计，如本文所述。
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| 目录表 |
(C)注册会计师事务所的认证报告
请参阅本年度报告F-3页上的普华永道公司的报告。
(D)财务报告内部控制的变化
在本年度报告所述期间，财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化对PAMPA的财务报告内部控制产生了重大影响， 或有可能对其产生重大影响。
| 项目16A。 | 审计委员会财务专家 |
根据阿根廷法律和规则10A-3，卡洛斯·科雷亚·乌尔奎扎是我们董事会的独立成员，根据1934年《证券交易法》和《萨班斯·奥克斯利法案》第407条的规定，卡洛斯·科雷亚·乌尔奎扎是我们的“审计委员会财务专家”，具体定义见1934年《证券交易法》20-F表格第16A项。
| 项目16B。 | 道德守则 |
我们的董事会于2021年12月20日批准并更新了《行为准则》，该准则适用于我们的所有员工，包括我们的主要高管、财务和会计官员以及其他公司治理政策(请参阅“项目6.董事、高级管理人员和雇员--公司治理“)。我们的行为准则以英文和西班牙文发布在我们的网站https://ri.pampa.com/en/corporate-governance/code-of-business-conduct/上。
| 项目16C。 | 首席会计师费用及服务 |
总会计师费用
普华永道有限公司是我们截至2023年12月31日和2022年12月31日的财政年度的独立注册公共会计。下表披露了普华永道S.r.l向PAMPA及其合并公司提供的服务以及这些服务的费用：
| 截至2013年12月31日的一年， | |||
| 2023 | 2022 | ||
| (单位：百万美元) | |||
| 审计费(1) | 1.6 | 1.9 | |
| 审计相关费用(2) | - | - | |
| 税费(3) | - | - | |
| 其他非审计费用 | - | - | |
| 总计 | 1.6 | 1.9 | |
(1)审计费用，包括审计我们的财务报表和我们的子公司，审核中期财务报表，审核公司20-F表格的年度报告，努力遵守萨班斯-奥克斯利法案第404条的要求，以及外聘审计师提供的与法定或监管申报或业务有关的其他服务。
(2)与审计相关的费用，这些费用不属于审计服务的正常范围，但与审计或审查我们的财务报表或我们的子公司的业绩有合理的关系，并且可能由外聘审计师有效和高效地提供，因为他知道我们的财务信息。
(3)由外部审计师为税务合规提供的服务构成的税费。
有关这些标题下包含的 允许服务的说明，请参阅下文所述的“审计委员会的预审批政策”的服务类别说明。
上表中包含的我们的所有审计费用均由普华永道会计师事务所支付。
审计委员会的预批政策
审核委员会已就外聘核数师聘用服务制订预先审批政策，规定外聘核数师向本公司提供的任何服务必须事先获得审核委员会的批准。该政策确保外部审计师保持其独立性，并适用于本公司。
审计委员会已 授权其一名成员向审计师授予预先批准的权力。该成员预先批准服务的决定 将在审计委员会每次预定的会议上提交给全体审计委员会。
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| 目录表 |
外聘审计师提供的所有服务都需要预先审批。对于i)每财年不超过10,000美元或累计不超过70,000美元的审计和与审计相关的服务，以及ii)每财年不超过5,000美元或累计不超过25,000美元的税务服务，预先审批是自动的。
| 项目16D。 | 对审计委员会的上市标准的豁免 |
不适用 。
| 项目16E。 | 发行人及关联购买人购买股权证券 |
不适用 。
| 项目16F。 | 更改注册人的认证会计师 |
不适用 。
| 项目16G。 | 公司治理 |
在适用于本公司的公司治理原则中，有阿根廷法律的若干条款，包括但不限于：(I)BCL；(Ii)CML；及(Iii)2013年9月5日批准的CNV的规定(“规定”)。
此外，我们遵循国际市场上通行的某些公司治理准则和惯例，以及适用于我们的国际法规(有时是强制性的)，包括美国法律。2009年8月27日，我们以“外国私人发行人”的身份在美国证券交易委员会注册，并开始在纽约证券交易所交易美国存托股份。
因此，我们必须遵守 纽约证券交易所上市公司手册第303A.11节和美国证券交易委员会表格20-F第16.G项的规定， 这两项规定要求外国发行人披露其公司治理实践与其适用上市标准对美国国内公司的公司治理要求之间存在的差异。下表提供了纽约证券交易所LCM第303A.11节和上述美国证券交易委员会20-F表第16.G项所要求的比较：
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公司治理实践对比表
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| 纽约证券交易所对国内公司的要求 | 要求和我们的实践 | |
| 纽约证交所LCM | 描述 | 描述 |
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第303A.01条
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独立董事必须占上市公司董事会的多数。 |
根据阿根廷法律，上市公司的董事会不必由多数独立董事组成。尽管如此，CML和CNV的规定要求上市公司 必须有足够数量的独立董事来组成审计委员会，该委员会必须由大多数独立 成员组成。
尽管阿根廷法律没有要求，但根据我们审计委员会的规定，我们审计委员会的所有成员都必须具有独立资格。
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| 185 |
| 目录表 |
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第303A.02条 |
此规则确立了确定 董事是否具有独立资格的标准。
它规定，除非董事会发现董事与上市公司没有实质性关系，否则董事不符合独立资格 。许多本身的独立性排除适用于 ，通常是由于与上市公司 或作为上市公司的股东、员工、高管或董事有实质性关系的公司有联系而触发的，无论是单独还是通过直系亲属。
|
CNV的条例，特别是第三章第三章第一标题第 第11条，指明了确立董事独立性的标准。它们规定，任何董事 在以下情况下都不是独立的：
(i) 在发行人当选之时或之前的三年内，因先前存在的关系而成为控股实体或属于发行人同一经济集团的另一家公司的管理机构成员，或该关系已在过去 三年内不复存在； (Ii) 与发行人或其任何直接或间接与发行人有重大参与的股东有关联； 或与其有重大直接或间接参与的公司有关联；或他/她在过去三年通过雇佣关系与其有关联； (Iii) 拥有专业关系或隶属于专业组织或实体，该专业组织或实体与发行人、发行人的股东直接或间接“重大参与”或与这些公司直接或间接“重大参与”的公司保持频繁的此类性质和相关业务量的关系，或使他或她有权从发行人获得报酬或费用(不同于他/她在管理机构履行的职能的相应 )。此禁令包括在被任命为董事之前的最后三年内的专业关系和从属关系。 (Iv) 直接或间接持有发行人或任何“有重大参与”的公司附带投票权和/或股本的股份的5%或以上。 (v) 直接或间接销售和/或提供商品和/或服务--不同于c)项中所述的商品和/或服务 --经常且在性质和数量上与发行人或其股东有直接或间接的“重大参与” ，而他或她认为其作为管理机构成员的职能的金额远远高于他或她所认为的金额。此禁令包括在他/她被任命为董事之前的最后三年内发生的商业关系 ； (Vi) 一直是非营利组织的董事经理、管理人或主要执行人员，受益于来自公司、其控股公司和属于同一组织的任何其他公司的资金，金额高于UIF N：30/2011号决议第12条第一节及其修正案中所述的金额； (Vii) 接受该公司或属于同一经济集团的另一家公司支付的任何款项，包括参与计划或股票期权计划，但作为董事会成员支付的报酬除外，但d)段所述作为公司股东支付的股息和与e段所述对价相对应的红利除外； (Viii) 作为发行人、控股实体或发行人所属同一经济集团的其他公司的董事已有十多年 。如果该关系在前三年内已不复存在，则恢复独立状态； (Ix) 不符合上述条件的公司管理机构成员的配偶或法律认可的伴侣，最高可达三级血缘或二级亲缘关系； (x) 是一家或多家公司的董事会或监事会成员，该等公司注册为证券交易所市场成员或依赖该证券交易所市场的成员。 (Xi) 直接或间接地在一家或多家注册为证券交易所市场成员的公司中保持重要的参与度。
此外，CNV《条例》第十二章第三节第四条规定，在每一次董事选举中，必须披露在股东大会上提出的任何候选人的非独立性或独立性。此外，在任命董事的股东大会后，必须向中国证券交易所和公司证券上市交易所披露被任命董事的个人数据和他们的独立或非独立资格(在后一种情况下， 由每个董事签署宣誓书的形式)。
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| 186 |
| 目录表 |
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第303A.03条 |
该规则要求非管理层董事定期召开会议，以提高此类董事的参与度和效率。
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阿根廷法律不要求非执行董事单独召开会议。非执行董事出席股东大会，根据《商业银行条例》第267条，股东大会必须至少每三个月举行一次。 |
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第303A.04条
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上市公司必须组织一个完全由独立董事组成的提名和公司治理委员会。
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任命和公司治理委员会的组织不是强制性的。在大多数情况下，此类委员会的职能是审计委员会已经被要求履行的职能。尽管如此，CNV的法规建议(在其不具约束力的建议中)组织一个任命和公司治理委员会。
我们有一个提名委员会，总裁必须 是独立的董事会成员。此外，在公司治理方面，PAMPA的法律公司部负责监督这一领域。
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第303A.05条 |
上市公司必须组织一个完全由独立董事组成的薪酬委员会，满足薪酬委员会成员特定的额外独立性要求。
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根据阿根廷法律，组织赔偿委员会不是强制性的。在大多数情况下，这种委员会的一些职能包括在审计委员会必须履行的职能中。然而，CNV的法规建议(在其不具约束力的建议中)组织一个补偿委员会 。
PAMPA有一个薪酬委员会，目前完全由独立董事组成。
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第303A.06条
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上市公司必须组织一个符合1934年《证券交易法》规则10A-3要求的审计委员会。
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根据第303A.00节，PAMPA作为外国私人发行人，受规则303A.06的约束，我们完全遵守。
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| 187 |
| 目录表 |
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第303A.07条
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审计委员会必须至少有三名成员，在没有适用豁免的情况下，所有成员都必须满足第303.A.02节规定的独立性要求 10A-3(B)(1)条。
此外，审计委员会必须制定规定：(I)委员会的宗旨；(Ii)委员会业绩的年度评估；以及(Iii)委员会的职责和责任。
最后，该规则规定，上市公司 必须在其组织内具有内部审计职能，以协助审计委员会和公司管理层处理与风险和内部控制程序有关的事项。
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CML第109条和CNV条例第三章第二标题第三章第五节规定，审计委员会必须至少有三名董事会成员，其中大多数 必须具有独立资格。我们审计委员会的所有成员都有独立资格。
阿根廷法律要求审计委员会发布自己的条例。委员会的权力和义务范围详见《公约》第110条和《中国公民自由联盟条例》第5章第三章第二标题下的第17条和以下各节。此类义务和责任与根据美国法律归于该机构的义务和责任相似。
我们的审计委员会已经批准了自己的书面规定。
阿根廷法律不要求审计委员会进行年度自我评估。然而，CNV的规定建议所有董事(即不仅是审计委员会成员的独立 董事)完成自我评估。
我们采纳了这一建议，并制定了一份自我评估表，由我们所有董事在每个财年结束时填写。
阿根廷法律没有关于内部审计职能的规定。然而，PAMPA有一个内部审计部门，由PAMPA的审计委员会监督并向其报告。此外，PAMPA的审计委员会在会议期间定期审查提交给它的内部审计报告。
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第303A.08条
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必须让股东有机会对所有股权薪酬计划及其实质性修订进行投票，尽管这一要求也有例外，例如当这些薪酬计划用作劳动力激励工具时。
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董事报酬在普通股东大会上确定(BCL第234条第2款)。这笔补偿是针对本国货币现金的。
为了使员工业绩保持一致，2017年2月8日，我们的 董事会根据CML和CNV的规定，批准了基于股票的薪酬计划的创建。 见“项目6.董事、高级管理人员和雇员--基于股票的薪酬计划. |
| 188 |
| 目录表 |
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第303A.09条
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上市公司必须采纳并披露其公司治理准则。
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上市公司必须符合CNV规定的年度披露要求 。上市公司必须出具一份报告，说明他们是否以及如何遵守CNV规则提供的建议，或解释没有采纳这些建议的原因，和/或是否计划在未来采用这些建议。这些信息必须出现在它们的年度报告中，并作为单独的证据附在相关财政年度的财务报表中。一旦提交给CNV和该公司上市的交易所，CNV的法规报告 就有资格成为公开信息。
我们遵守CNV法规的年度披露要求，并披露我们的公司治理政策和实践。此信息可在公司网站www.pampaenergia.com上查看.
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第303A.10条
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上市公司必须采用并披露适用于其董事、高级管理人员和员工的道德和商业行为准则。该守则必须规定，对高管或董事的任何豁免只能由董事会或董事会委员会作出。此外，必须立即披露对本守则所载条款 的任何豁免，以使受本守则约束的任何一方受益。
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根据阿根廷法律，没有要求上市公司采用道德和商业行为守则。
尽管如此，我们的董事会在2008年批准了适用于PAMPA及其控制和关联公司及其子公司的所有员工、实习生和实习生的商业行为准则。本守则适用于PAMPA及其控制和关联公司和子公司的所有董事和法定审计师，以及他们的供应商和顾问。此外，2010年，PAMPA批准实施道德热线，作为一个渠道，专门用于以最严格的保密方式报告与商业行为守则有关的任何推定违规行为和/或违反行为守则的行为。本委员会于2021年更新了《道德守则》。
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| 189 |
| 目录表 |
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第303A.12条 |
上市公司的行政总裁(CEO)必须每年证明他或她并不知悉任何违反或违反企业管治上市标准的行为。
此外，首席执行官必须在任何高管之后立即以书面形式通知纽约证券交易所。 知道有任何不符合规定的上市公司。 治理上市标准。
上市公司必须每年向纽约证券交易所提交一份经签署的书面确认书。此外，每家上市公司必须按照纽约证券交易所规定的临时书面确认书的要求提交临时确认书。
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根据第303A.00条，PAMPA作为外国私人发行人，除年度CEO认证外，应遵守第303A.12条。PAMPA完全遵守适用的 条款。 |
| 第16H项。 | 煤矿安全信息披露 |
不适用。
| 项目16I。 | 披露妨碍检查的外国司法管辖区。 |
不适用。
| 项目16J。 | 内幕交易政策。 |
不适用。
| 项目16K。 | 网络安全。 |
我们维持一套全面的程序(“网络安全 计划“)评估、识别和管理潜在的网络安全威胁，包括可能影响我们业务运营的风险 。
网络安全计划由我们的 信息安全经理(“CISO”)并由我们的首席信息技术官董事(“CIO”)， 谁领导我们的信息安全团队，负责它的开发和执行。信息安全团队由具有信息技术或网络安全方面的正规教育和学位，或具有信息技术和网络安全工作经验，包括安全相关行业相关行业经验的人员组成。此外，他们还会定期接受有关网络安全相关主题的更新、培训和教育。作为我们网络安全计划的一部分，信息安全团队 执行以下活动：
| · | 协调我们为检测、应对和恢复网络安全事件而执行的行动，例如对事件进行分类、评估严重性、上报、遏制、调查和补救的流程，以及遵守潜在适用的法律义务并减轻品牌和声誉损害。 |
| · | 使用国家标准与技术研究院(NIST)网络安全框架来衡量我们的安全态势并管理风险。 |
| · | 通过不同的软件和硬件解决方案来监控、检测和预防网络安全威胁，以保护我们的环境，例如多因素身份验证、防火墙、渗透 测试和全天候安全运营中心(SOC)。 |
| · | 为所有员工进行年度网络安全培训，目的是加深对信息安全方面的风险、威胁和良好实践的认识和学习， 在这些方面执行不同的互动计划。在2023年，我们连续第七年开展了这些培训。 |
| · | 通过 渗透测试、漏洞扫描和攻击模拟完成对我们的控件的定期测试。 |
| · | 通过电子邮件和自动安全警报通知CISO任何网络安全问题。CISO至少每周一次通知CIO在此期间发生的相关事件，如有紧急情况，应召开特别会议或进行沟通。 |
| 190 |
| 目录表 |
此外，我们的董事会认识到网络安全在保护公司敏感信息方面的重要性，以及网络安全事件可能对我们的运营产生的潜在影响。董事会负责监督公司的全面风险管理，包括网络安全风险，并已将监督责任委托给审计委员会。我们的董事会每年都会收到来自CISO和CIO的有关网络安全风险和事件的最新信息。这些更新包括有关我们的网络安全计划的部署和管理、与网络安全相关的项目的状态以及该时期的网络安全活动等事项的信息。
在2023年，我们成为不同网络安全威胁的目标，但由于公司采取的措施，没有攻击尝试达到其目标 ，因此这些威胁没有造成重大损失或对我们的运营产生负面影响。请看风险因素-网络安全事件，如网络攻击，可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响.
| 第17项。 | 财务报表 |
不适用 。
| 第18项。 | 财务报表 |
我们的综合财务报表 包含在本年度报告中，从F-1页开始。
| 项目19. | 陈列品 |
作为本年度报告证物的文件 ：
| 1.1 | 修订及重订附例(社会性不动产注册人(英文翻译)(先前于2022年2月7日提交的6-K(文件编号001-34429)-(电影编号22595514)，并通过引用结合于此。) |
| 2.1 | 注册人以摩根大通为继承人的第二份修订及重订存款协议表格(先前于2017年2月22日提交作为吾等F-6表格登记声明(文件编号333-216157)的第99.A号附件，并于此以参考方式并入，经第二份经修订及重订存款协议的第1号修正案修订(先前于2020年11月18日提交作为吾等于F-6POS表格(文件编号333-216157)的登记声明的第99.A2号附件，并以参考方式并入本文)。 |
| 2(d) | 证券说明 |
| 6 | 赔偿追讨政策 |
| 8.1 | 泛美航空重要子公司名单 |
| 12.1 | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条认证首席执行官古斯塔沃·马里亚尼。 |
| 12.2 | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，对首席财务官尼古拉·S·明德林进行认证。 |
| 13.1 | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条颁发的高级船员证书 |
| 13.2 | Gaffney，Cline&Associates Inc.的储量报告，日期为2024年1月31日。 |
| 13.3 | Gaffney，Cline&Associates同意。 |
| 101.INS | XBRL实例文档 |
| 101.SCH | XBRL分类扩展架构链接库文档 |
| 101.CAL | XBRL分类扩展计算链接库文档 |
| 101.DEF | XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
| 101.LAB | XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
| 101.PRE | XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。 |
| 191 |
| 目录表 |
签名
注册人特此证明 它符合提交20-F表格的所有要求，并已正式促使并授权以下签署人代表其签署本 年度报告。
| 潘帕能源公司 | ||
| 发信人： | /S/古斯塔沃·马里亚尼 | |
| 姓名： 古斯塔沃·马里亚尼 头衔： 首席执行官 | ||
| 发信人： | /s/尼古拉斯·明德林 |
| 姓名： 尼古拉斯·明德林 职务： 首席财务官 | |
日期：2024年4月30日
| 192 |
| 目录表 |
 |
合并财务报表
截至2023年12月31日和2022年12月31日
截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度
(单位：百万美元(“美元”))
| F-1 |
潘帕能源公司
| 截至2023年和2022年12月31日以及截至2023年、2022年和2021年12月31日的合并财务报表 | |
| 独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID |
F-3 |
| 综合全面收益表 | F-12 |
| 综合财务状况表 | F-14 |
| 综合权益变动表 | F-16 |
| 综合现金流量表 | F-18 |
| 合并财务报表附注 | F-19 |
| F-2 |
独立注册公众报告 会计师事务所
致本公司董事会及股东
Pampa Energía Sociedad anónima(Pampa Energía S.A.)
关于财务报表和财务报告内部控制的意见
我们已审计了随附的Pampa Energía Social Anónima(Pampa Energía S.A.)合并财务报表。截至2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日的综合全面收益表、权益变动表及截至2023年12月31日止三个年度各年度的相关综合全面收益表、权益变动表及现金流量表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
吾等认为，上文所述的综合财务报表按国际会计准则委员会颁布的《国际财务报告准则》 ，在各重大方面公平地反映本公司于2023年12月31日、2023年及2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日止三个年度的经营业绩及现金流量。此外，我们认为，截至2023年12月31日，本公司在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制 -集成框架(2013)由COSO发布。
意见基础
公司管理层负责这些合并财务报表，维护对财务报告的有效内部控制，并评估对财务报告的内部控制的有效性，包括在第15项下的管理层关于财务报告内部控制的年度报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表以及公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在上市公司会计监督委员会（美国）（PCAOB）注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法 以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须对公司保持独立性。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。 这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表 是否没有因错误或舞弊而导致的重大错报，以及是否在所有重大方面 保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计 包括执行程序以评估合并财务报表重大错报的风险，无论是由于错误还是欺诈，并执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估使用的会计原则和管理层做出的重大估计，以及评估合并财务报表的整体列报。 我们对财务报告的内部控制审计包括了解财务报告的内部控制， 评估存在重大弱点的风险，以及基于评估的风险测试和评估内部控制的设计和操作有效性 。我们的审计还包括在这种情况下执行我们认为必要的其他程序。 我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
普莱斯·沃特豪斯公司，Bouchard 557，8这是C1106ABG-阿根廷布宜诺斯艾利斯自治市
电话：+(54.11)4850.0000，www.pwc.com/ar
| F-3 |
| |
财务报告内部控制的定义和局限性
公司对财务报告的内部控制是一个 过程，旨在根据公认的会计原则为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制 包括以下政策和程序：(I)与保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关的政策和程序；(Ii)提供合理保证，确保交易 被记录为必要的，以便根据公认的会计原则编制财务报表，以及 公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或检测错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测 可能会因为条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来提供对关键审计事项或与其相关的账目或披露的单独意见。
已探明油气储量估计对油气分部财产、厂房和设备及已分配商誉的影响。
如综合财务报表附注7及附注11.2所述，截至2023年12月31日，本公司于石油及天然气部门的综合物业、厂房及设备结余账面净值为113.8万美元，分配予石油及天然气部门的商誉结余为3,500万美元，而截至2023年12月31日止年度的折旧支出为1.66亿美元。如附注6.1.7所述已整合根据财务报表，本公司管理层估计石油和天然气储量，用于确定石油和天然气领域使用的财产、厂房和设备的折旧，以及评估分配给石油和天然气部门的这些资产和商誉的可回收性。在估计已探明和未探明的储量和未来的生产概况、开发成本和价格方面存在许多不确定性，包括生产商无法控制的几个因素。储量工程是一种主观估计地下储集量的过程，涉及到一定程度的不确定性。储量估计取决于截至估计日期的现有工程和地质数据的质量， 取决于对其的解释和判断。由于一系列因素的变化，可能有必要定期修订估计的石油和天然气储量和相关的未来现金净流量 ，这些因素与油藏性能、新钻探、石油和天然气价格、成本、技术进步、新的地质或地球物理数据和其他经济因素有关。石油和天然气储量的估计是由受雇的专家，特别是石油工程师编制的，并由公司聘请的独立专家进行审计。
| F-4 |
| |
我们确定执行与已探明油气储量估计对油气部门财产、厂房和设备的影响有关的程序以及 已分配商誉是一项关键审计事项的主要考虑因素是管理层在编制石油和天然气储量估计时的重大判断，包括使用专家，这反过来又导致审计师在执行评估程序时做出高度的判断和努力，以评估在制定与未来生产概况、开发成本和价格相关的估计时使用的重大假设。
解决这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对已整合财务报表。
这些程序包括测试与管理层估计的石油和天然气储量有关的控制措施的有效性。这些程序还包括评估管理层在制定这些估计时使用的方法和重要假设，
与未来生产概况、开发成本和价格有关。管理层聘请的专家的工作被用于执行评估这些已探明石油和天然气储量估计的合理性的程序。作为使用这项工作的基础，了解了专家的能力、能力和客观性，以及他们的方法和假设。执行的程序还包括对公司聘用的专家使用的数据进行测试，并对他们的调查结果进行评估。评估与已探明石油及天然气储量估计有关的重大假设
还涉及获取证据以支持假设的合理性，包括所使用的假设考虑到公司过去的业绩是否合理，以及它们是否与审计其他领域获得的证据相一致
。执行的程序还包括测试石油和天然气储量的估计是否适当地包括在公司折旧费用的确定以及石油和天然气部门的非财务资产减值评估中。
非财务长期资产减值与石油和天然气部门内的Rincón del Mangrullo和El Tordillo/la Tapera现金产生单位有关
如综合财务报表附注7所述，截至2023年12月31日，本公司石油和天然气部门的综合财产、厂房和设备余额为113.8万美元。根据附注6.1.1。和11.1.1截至2023年12月31日，存在与Rincón del Mangrullo和El Tordillo/la Tapera现金产生单位(CGU)相关的内部和外部减值指标。 管理层定期分析其非金融长期资产的可回收性，或当 情况的事件或变化表明其可回收额可能低于其账面价值时。为了评估是否有证据表明CGU可能受到影响，我们分析了外部和内部信息来源。可收回金额为使用价值及公允价值减去处置成本两者中较高者。管理层已使用价值来确定可收回的金额。使用价值是基于预期来自CGU的未来现金流量净值的现值，使用 考虑的业务分部和运营地理位置的经济条件的贴现率来确定。管理层的评估 是否存在损害指标以及 现金流预测包括与产品参考价格、每种产品类型的未来需求、成本演变有关的关键判断和假设， 宏观经济 变量，例如通货膨胀和汇率以及 折扣率。
| F-5 |
| |
在评估减值指标的存在和制定非金融长期资产的可回收价值计量时，我们确定执行与石油和天然气部门的Rincón del Mangrullo和el Tordillo/la Tapera CGU相关的非金融长期资产减值程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是管理层的关键判断。这又导致审计师高度的判断力、评估管理层评估减值指标和现金流预测的程序的主观性和努力，以及与产品参考价格、每种产品的未来需求、成本演变、通货膨胀、汇率和贴现率等宏观经济变量相关的关键假设。此外， 审计工作涉及使用具有专业技能和知识的专业人员来协助我们执行这些程序并评估 获得的审计证据。
Addressing the matter involved performing procedures and evaluating audit evidence in connection with forming our overall opinion on the consolidated financial statements. These procedures included testing the effectiveness of controls relating to management’s impairment assessment, including controls over the valuation of the Company’s non-financial long-lived assets. These procedures also included, among others, evaluating the determination of the Company’s CGUs, as well as the allocation of the assets and liabilities thereto; evaluating the reasonableness of management’s assessment over the existence of impairment indicators; testing management’s process for developing the value in use estimate; evaluating the appropriateness of the discounted cash flow model, as well as the mathematical precision of the calculations; testing the completeness, accuracy, and relevance of underlying data used in the model; and evaluating the key assumptions used by management related to reference prices for products, future demand per type of product, costs evolution, macroeconomic variables such as inflation and exchange rates, and the discount rate. Evaluating management’s assumptions involved evaluating whether the assumptions used by management were reasonable considering (i) the current and past performance of the CGUs, (ii) the consistency with external market and industry data, and (iii) whether these assumptions were consistent with evidence obtained in other areas of the audit. Professionals with specialized skill and knowledge were used to assist in the evaluation of the Company’s discounted cash flow model and the discount rate. The procedures performed also included evaluating the sufficiency of the information disclosed in the consolidated financial statements regarding the evaluation of the recoverable value of long-lived non-financial assets.
收购Rincón de Aranda的额外权益 并撤资Greenwind S.A.—所收购资产和所承担负债的公允价值确定
如综合 财务报表附注4.4.5和5.2.6所述，2023年8月16日，公司完成了对Rincón de Aranda区块额外45%权益的收购，实现了该区块的100%权益，并作为协议的一部分，转让了其在 Greenwind S.A.的100%股权，唯一的资产是马里奥·塞布雷罗风力发电场截止日期，公司确定了所收购资产和所承担负债的公允价值，金额为8580万美元，并记录了660万美元的收益，以反映先前持有的Rincón de Aranda区块55%股权的公允价值，以及20万美元的收益，以反映资产置换的结果。本公司管理层在估计所收购资产 和所承担负债的公允价值时应用了重大判断，其中涉及使用有关产品参考价格 、每种产品类型的未来需求、成本演变和宏观经济变量（如通货膨胀、汇率和 贴现率）的关键估计和假设。
| F-6 |
| |
我们确定执行 有关收购Rincón de Aranda额外权益和撤资Greenwind S.A.的程序的主要考虑因素是，—所收购资产和承担负债的公允价值的确定是一项关键审计事项：（i）管理层在确定所收购资产和承担负债的公允价值时的关键判断，这反过来导致审计师在应用与管理层公允价值估计相关的程序时的高度判断和 主观性；（ii）在评估 管理层关于产品参考价格、每种产品的未来需求、成本演变 和宏观经济变量（如通货膨胀、汇率和贴现率）的关键假设方面所做的重大审计工作；及（iii）审计工作涉及使用具有专门技能和知识的专业人员。
Addressing the matter involved performing procedures and evaluating
audit evidence in connection with forming our overall opinion on the consolidated financial statements. These procedures included testing
the effectiveness of controls relating to acquisition accounting, including controls over management’s valuation of the fair value
of assets acquired and liabilities assumed and controls over development of the assumptions related to reference prices for products,
future demand per type of product, costs evolution and macroeconomic variables such as inflation, exchange rates and the discount rate.
These procedures also included, among others, (i) reading the purchase agreement; (ii) testing management’s cash flow projections
used to estimate the fair value of assets acquired and liabilities assumed, which included evaluating the reasonableness of key
assumptions used by management related to reference prices for products, future demand per type of product, costs evolution and macroeconomic
variables such as inflation, exchange rates and the discount rate. Evaluating management’s assumptions involved evaluating whether
the assumptions used by management were reasonable considering (i) the current and past performance of the acquired business, (ii) the
consistency with external market and industry data, and (iii) whether these assumptions were consistent with evidence obtained in other
areas of the audit. Professionals with specialized skill and knowledge were used to assist in evaluating the appropriateness of valuation
method and the reasonableness of the discount rate. The discount rate was evaluated by considering the cost of capital of comparable businesses
and other industry factors. The procedures performed also included evaluating the sufficiency of the information disclosed in the consolidated
financial statements regarding business combination.
| /s/ |
| /s/Carlos Martin Barbafina（Partner） |
自治市
自2006年以来，我们一直担任本公司的审计师。
| F-7 |
|
术语表
以下并非技术定义 ，但有助于读者理解本公司合并财务报表附注中使用的某些术语 。
| 条款 | 定义 |
| adr | 美国存托凭证 |
| AFIP | 联邦公共收入管理局 |
| BCBA | 布宜诺斯艾利斯证券交易所 |
| BCRA | 阿根廷央行 |
| BNA | 阿根廷国民银行 |
| 博 | 《政府公报》 |
| CAMMESA | Compañía Administration del Mercado Eléctrico Mayorista S.A. |
| CB | 公司债券 |
| CC | 联合循环 |
| CENCH | 碳氢化合物非常规开采特许权 |
| CGU | 现金产生单位 |
| CIESA | Compañía de Inversies de Energía S.A. |
| 中国钢铁工业协会 | Comercializadora e Inversora S.A |
| 契泰莱茨 | Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec S.A. |
| CNV | 阿根廷国家证券委员会 |
| CPB | Piedra Buena热电厂 |
| CPI | 居民消费价格指数 |
| CSJN | 阿根廷最高法院 |
| CTB | CT Barragán S.A. |
| CTEB | 恩塞纳达·巴拉甘热电厂 |
| CTG | Güemes热电厂 |
| CTGEBA | 热内尔巴热电厂 |
| CTIW | 英杰尼罗·怀特发电厂 |
| CTLL | 洛马拉拉塔热电厂 |
| CTPP | 帕克·皮拉尔发电厂 |
| F-8 |
| |
术语表：（续）
| 条款 | 定义 |
| 厄瓜多尔TLC/PB18 | EcuadorTLC S.A.（现为Pampa Bloque 18） |
| edenor | Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. |
| Emesa | Empresa Mendocina de Energía S.A. |
| Enargas | 国家天然气监管机构 |
| enarsa | Energía Argentina S.A. |
| ENRE | 国家电力管理局 |
| Gasa | 阿根廷发电公司 |
| 青风 | 绿风股份有限公司 |
| 顾 | 大用户 |
| GU300 | 需求超过300 kW的大型用户 |
| 古迪 | 经销商的大用户 |
| 古马 | 主要大型用户 |
| GUME | 小型大型用户 |
| 嗨 | 水力发电 |
| HIDISA | Hidroeléctrica Diamante S.A. |
| 希尼萨 | Hidroeléctrica Los Nihuiles S.A. |
| HPPL | Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú |
| 国际会计准则 | 国际会计准则 |
| 国际会计准则委员会 | 国际会计准则理事会 |
| IFRIC | 国际财务报告解释委员会 |
| 国际财务报告准则 | 国际财务报告准则 |
| indec | 国家统计和普查局 |
| ipim | 国内批发价格指数 |
| LGS | 阿根廷商业组织法 |
| 液化天然气 | 液化天然气 |
| 垫 | WEM的远期市场 |
| mater | 可再生能源远期市场 |
| F-9 |
| |
术语表：（续）
| 条款 | 定义 |
| MBtu | 百万BTU |
| MEyM | 能源和矿产部 |
| MLC | 外汇市场 |
| mvar | 无功千伏特安 |
| 兆瓦 | 兆瓦 |
| 纽交所 | 纽约证券交易所 |
| OCP | Oleoductos de Crudos Pesados Ltd |
| OCPSA | Oleoductos de Crudos Pesados S.A. |
| 奥尔德瓦尔 | Oleoductos del Valle S.A. |
| 阿劳科体育 | Arauco风力发电场 |
| PEB | 玻利维亚潘帕能源股份有限公司 |
| 钢笔 | 联邦行政部门 |
| PEPE II | Pampa Energía II风力发电场 |
| PEPE III | Pampa Energía III风力发电场 |
| PEPE IV | Pampa Energía IV风力发电场 |
| PEPE VI | Pampa Energía VI风力发电场 |
| 比萨 | Pampa Inversies S.A. |
| refinor | Refinería del Norte S.A. |
| RTI | 关税结构审查 |
| RTT | 过渡关税制度 |
| SACDE | 阿根廷建设和战略发展协会 |
| 硒 | 能源部长 |
| 美国证券交易委员会 | 美国证券交易委员会 |
| TG | 燃气轮机 |
| TGS | 南方天然气运输公司。 |
| The Company/Pampa | 潘帕能源公司 |
| F-10 |
| |
术语表：（续）
| 条款 | 定义 |
| 集团 | Pampa Energia S.A.及其子公司 |
| TJSM | 圣马丁圣马丁公司 |
| TMB | Termoeléctrica Manuel Belrano S.A. |
| 转接 | Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución TronCal de la Provincia de |
| 特兰塞纳 | Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. |
| 电视 | 蒸气涡轮 |
| 美元 | 美元 |
| 变量 | Vientos de Arauco Renovables S.A.U |
| 增值税 | 增值税 |
| VS SLU | Vientos Solutions S.L.U |
| WAccess | 加权平均资本成本 |
| WEM | 电器批发市场 |
| YPF | YPF S.A. |
| $ | 阿根廷比索 |
| F-11 |
| |
综合全面收益表
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 收入 | 8 | |||||||
| 销售成本 | 9 | ( |
( |
( | ||||
| 毛利 | ||||||||
| 销售费用 | 10.1 | ( |
( |
( | ||||
| 行政费用 | 10.2 | ( |
( |
( | ||||
| 勘探费 | 10.3 | ( |
||||||
| 其他营业收入 | 10.4 | |||||||
| 其他运营费用 | 10.4 | ( |
( |
( | ||||
| 不动产、厂场和设备、无形资产和存货的减值 | ( |
( |
( | |||||
| （减值）收回金融资产减值 | ( |
|||||||
| 应占联营公司及合营企业溢利 | 5.3.2 | ( |
||||||
| 出售/收购公司权益的利润 | ||||||||
| 营业收入 | ||||||||
| 财政收入 | 10.5 | |||||||
| 财务成本 | 10.5 | ( |
( |
( | ||||
| 其他财务业绩 | 10.5 | ( | ||||||
| 财务结果，净额 | ( |
( | ||||||
| 所得税前利润 | ||||||||
| 所得税 | 10.6 | ( |
( |
( | ||||
| 本年度来自持续经营业务的利润 | ||||||||
| 本年度来自终止经营业务的亏损 | 5.2.1 | ( | ||||||
| 年度最佳利润 | ||||||||
| 其他全面收益（亏损）。 | ||||||||
| 不会重新分类为损益的项目 | ||||||||
| 与确定福利计划有关的结果 | ( |
( |
( | |||||
| 所得税 | ||||||||
| 翻译上的交流分歧 | ( |
|||||||
| 可重新分类为损益的项目 | ||||||||
| 翻译上的交流分歧 | ( |
|||||||
| 年内来自持续经营业务的其他全面（亏损）收入 | ( |
|||||||
| 年内来自已终止经营业务的其他全面收益 | 5.2.1 | |||||||
| 本年度其他全面（亏损）收益 | ( |
|||||||
| 本年度全面收益总额 |
| F-12 |
| |
综合全面收益表 （续）
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 本年度的总收入(亏损)可归因于： | ||||||||
| 该公司的所有者 | ||||||||
| 非控制性权益 | ( | |||||||
| 总计 当年收入（损失） | ||||||||
| 本年度公司所有者应占总收入(亏损)： | ||||||||
| 持续经营业务 | ||||||||
| 终止经营业务 | ( | |||||||
| 总计 归属于公司所有者的年度收入 | ||||||||
| 全年综合收益(亏损)总额，归因于： | ||||||||
| 本公司的业主 | ||||||||
| 非控制性权益 | ( | |||||||
| 总计 当年综合收益 | ||||||||
| 本年度公司所有者应占综合收益(亏损)总额： | ||||||||
| 持续经营业务 | ||||||||
| 终止经营业务 | ( | |||||||
| 总计 归属于公司所有者的年度全面收益（亏损） | ||||||||
| 公司股东应占每股收益(亏损) | ||||||||
| 持续运营的基本和稀释后每股收益 | 13.2 | |||||||
| 非持续经营产生的每股基本和摊薄亏损 | 13.2 | |||||||
| 每股基本和稀释收益总额 | 13.2 |
附注是这些合并财务报表不可分割的一部分。
| F-13 |
| |
综合财务状况表
截至2023年12月31日和2022年12月31日
(In百万美元—除非另有说明）
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 资产 | |||||
| 非流动资产 | |||||
| 财产、厂房和设备 | 11.1 | ||||
| 无形资产 | 11.2 | ||||
| 使用权资产 | 19.1.1 | ||||
| 递延税项资产 | 11.3 | ||||
| 对联营公司和合资企业的投资 | 5.3.2 | ||||
| 按摊销成本计算的金融资产 | 12.1 | ||||
| 按公允价值计提损益的金融资产 | 12.2 | ||||
| 其他资产 | |||||
| 贸易和其他应收款 | 12.3 | ||||
| 非流动资产总额 | |||||
| 流动资产 | |||||
| 盘存 | 11.4 | ||||
| 按摊销成本计算的金融资产 | 12.1 | ||||
| 按公允价值计提损益的金融资产 | 12.2 | ||||
| 贸易和其他应收款 | 12.3 | ||||
| 现金和现金等价物 | 12.4 | ||||
| 流动资产总额 | |||||
| 总资产 |
| F-14 |
| |
合并财务状况表(续)
截至2023年12月31日和2022年12月31日
(In百万美元—除非另有说明）
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 股东权益 | |||||
| 股本 | |||||
| 股本调整 | |||||
| 股票溢价 | |||||
| 库存股调整 | |||||
| 国库股成本 | ( |
( | |||
| 法定准备金 | |||||
| 自愿准备金 | |||||
| 其他储备 | ( |
( | |||
| 其他综合(亏损)收入 | ( |
||||
| 留存收益 | |||||
| 公司所有者应占权益 | |||||
| 非控制性权益 | |||||
| 总股本 | |||||
| 负债 | |||||
| 非流动负债 | |||||
| 条文 | 11.5 | ||||
| 所得税和最低名义所得税规定 | 11.6 | ||||
| 递延税项负债 | 11.3 | ||||
| 固定福利计划 | 11.8 | ||||
| 借款 | 12.5 | ||||
| 贸易和其他应付款 | 12.6 | ||||
| 非流动负债总额 | |||||
| 流动负债 | |||||
| 条文 | 11.5 | ||||
| 所得税纳税义务 | 11.6 | ||||
| 纳税义务 | 11.7 | ||||
| 固定福利计划 | 11.8 | ||||
| 应付工资和社会保障 | 11.9 | ||||
| 衍生金融工具 | |||||
| 借款 | 12.5 | ||||
| 贸易和其他应付款 | 12.6 | ||||
| 流动负债总额 | |||||
| 总负债： | |||||
| 负债和权益总额 |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
| F-15 |
| |
综合权益变动表
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
| 可归因于业主 | |||||||||||||||||||||||||||
| 公司的持股人 | 留存收益 | ||||||||||||||||||||||||||
| 股本 | 股本调整 | 股票溢价 | 国库股 | 库存股调整 | 国库股成本 | 法定准备金 | 自愿准备金 | 其他储备 | 其他全面收益/（损失） | 留存收益（累计损失） | 小计 | 非控制性权益 | 总股本 | ||||||||||||||
| 2020年12月31日的余额 | ( |
( |
( |
( |
|||||||||||||||||||||||
| 法定及自愿储备章程 | ( |
||||||||||||||||||||||||||
| 减资 | ( |
( |
( |
||||||||||||||||||||||||
| 库藏股收购 | ( |
( |
( |
( |
( | ||||||||||||||||||||||
| 股票补偿计划 | |||||||||||||||||||||||||||
| 出售子公司 | ( |
( | |||||||||||||||||||||||||
| 本年度利润（亏损） | ( |
||||||||||||||||||||||||||
| 本年度其他全面收益 | |||||||||||||||||||||||||||
| 截至2021年12月31日的余额 | ( |
( |
|||||||||||||||||||||||||
| 法定及自愿储备章程 | ( |
( |
|||||||||||||||||||||||||
| 减资 | ( |
||||||||||||||||||||||||||
| 库藏股收购 | ( |
( |
( | ||||||||||||||||||||||||
| 年度最佳利润 | |||||||||||||||||||||||||||
| 本年度其他全面收益 | |||||||||||||||||||||||||||
| 截至2022年12月31日的余额 | ( |
( |
|||||||||||||||||||||||||
| F-16 |
| |
综合权益变动表（续）
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
| 可归因于业主 | |||||||||||||||||||||||||
| 公司的持股人 | 留存收益 | ||||||||||||||||||||||||
| 股本 | 股本调整 | 股票溢价 | 库存股调整 | 国库股成本 | 法定准备金 | 自愿准备金 | 其他储备 | 其他综合收益 | 留存收益 | 小计 | 非控制性权益 | 总股本 | |||||||||||||
| 截至2022年12月31日的余额 | ( |
( |
|||||||||||||||||||||||
| 法定及自愿储备章程 | ( |
||||||||||||||||||||||||
| 减资 | ( |
||||||||||||||||||||||||
| 股息分配 | ( |
( | |||||||||||||||||||||||
| 本年度利润 | |||||||||||||||||||||||||
| 本年度其他全面亏损 | ( |
( |
( |
( | |||||||||||||||||||||
| 截至2023年12月31日的余额 | ( |
( |
( |
||||||||||||||||||||||
附注是这些综合财务报表的组成部分 。
| F-17 |
| |
合并现金流量表
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 经营活动的现金流： | |||||||
| 本年度来自持续经营业务的利润 | |||||||
| 将净利润与经营活动的现金流量进行调整 | 14.1 | ||||||
| 经营性资产和负债的变动 | 14.2 | ( |
( |
( | |||
| 非持续经营的经营活动产生的现金净额 | 5.2.1 | ||||||
| 经营活动产生的现金净额 | |||||||
| 投资活动产生的现金流 | |||||||
| 购置财产、厂房和设备的付款 | ( |
( |
( | ||||
| 支付无形资产收购款项 | ( |
( | |||||
| 出售(支付)公共证券和股票收购的收款，净额 | ( |
( | |||||
| 回收(认购)共同基金，净额 | ( |
||||||
| 收购公司的付款 | ( |
( |
( | ||||
| 收集公司销售中的股权 | |||||||
| 不动产、厂场和设备销售收款 | |||||||
| 无形资产销售收款 | |||||||
| 收到的股息 | |||||||
| （付款）收取贷款 | ( |
||||||
| 用于投资活动的非持续经营所得现金净额 | 5.2.1 | ( | |||||
| 用于投资活动的现金净额 | ( |
( |
( | ||||
| 融资活动产生的现金流 | |||||||
| 借款收益 | 12.5 | ||||||
| 支付借款 | 12.5 | ( |
( |
( | |||
| 支付借款利息 | 12.5 | ( |
( |
( | |||
| 购买库藏股的付款 | ( |
( | |||||
| 回购公司债券 | 12.5 | ( |
( |
( | |||
| 租赁付款 | ( |
( |
( | ||||
| 股息的支付 | ( |
||||||
| 用于非持续经营筹资活动的现金净额 | 5.2.1 | ( | |||||
| 用于融资活动的现金净额 | ( |
( |
( | ||||
| 增加(减少)现金和现金等价物 | ( |
( | |||||
| 年初的现金和现金等价物 | 12.4 | ||||||
| 年初重新分类为持作出售资产的现金和现金等价物 | 5.2.1 | ||||||
| 现金和现金等价物产生的汇兑差额 | ( |
( |
|||||
| 增加(减少)现金和现金等价物 | ( |
( | |||||
| 年终现金和现金等价物 | 12.4 |
附注是这些综合财务报表的组成部分 。
| F-18 |
| |
合并财务报表附注
截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度
（除非另有说明，单位：百万美元）
注1: 一般信息
1.1公司概况
该公司是阿根廷一家完全整合的电力公司，参与了电力、石油和天然气价值链。
在发电领域，截至2023年12月31日，公司直接和通过其子公司和合资企业拥有5，332兆瓦的装机容量，约占阿根廷装机容量的12%，是该国四大独立发电机之一。此外， 该公司目前正在进行一个过程，以增加其装机容量额外140兆瓦。
在石油和天然气领域，公司 在天然气和石油勘探和生产领域开展了重要活动，截至2023年12月31日，在阿根廷的12个生产区和5个勘探区的运营达到了1030万立方米/天的天然气和480万桶油当量/天的生产水平。 其主要天然气生产区块位于内乌肯省和里奥内格罗省。
在石油化工部门，业务 位于阿根廷，公司在阿根廷经营着两个生产苯乙烯、合成橡胶和聚苯乙烯的高复杂性工厂， 国内市场份额在91%至100%之间。
最后，通过控股及其他 板块，公司参与输电及油气运输业务。在输电业务方面， 公司共同控制Citelec，该公司拥有Transener的控股权益，Transener是一家在阿根廷从事22，391公里高压输电网络的运营和维护的公司，在阿根廷输电市场占有86%的份额。在天然气运输业务方面，本公司共同控制CIESA，该公司持有TGS的控股权益，TGS是一家拥有阿根廷中部、西部和南部9，248公里天然气管道运输天然气特许权的公司，并且 还通过位于巴尼亚布兰卡的Cerri Complex从事天然气液体的加工和销售，在布宜诺斯艾利斯省 ，除了在Vaca Muerta的页岩气运输和调节。此外，本公司拥有OCP 34.08%的间接权益（见附注5.3.4），OCP是厄瓜多尔输油管道的特许公司，其输送能力为45万桶/日。 此外，该分部包括向相关公司提供的咨询服务。
| F-19 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注1：（续）
1.2经济背景
本公司在经济环境下运营 ，主要变量因国内和国际领域的政治和经济事件而经历波动。
在地方层面，阿根廷经济 在2023年上半年受到影响，连续第三年受到影响， 拉尼娜天气现象， 延长了干旱期，影响了农业生产，对出口和财政收入产生了重大不利影响。 因此，在2023年8月底，国际货币基金组织批准放宽该国的某些财政和货币目标 ，获得约75亿美元的资金，并承诺实施新的一揽子政策。
最后，2023年12月10日，阿根廷新政府 上任，提议推进经济放松管制和一系列旨在 释放在该国投资和经营的限制的结构性改革。在其首批措施中，2023年12月21日，PEN行政命令第2023号。颁布了 70/23 "阿根廷经济重建的基础"，宣布在2025年12月31日之前在经济、金融、 财政、行政、社会保障、关税、卫生和社会事务方面进入公共紧急状态，并为经济放松管制 和国家改革奠定了基础，并规定对不同法律制度进行广泛修改。PEN行政命令旨在修改300项法律， 包括劳动力市场、海关法规和上市公司地位等改革。虽然PEN行政命令 必须至少由国民议会的一个议院讨论和批准，但考虑到一系列允许暂停某些修改的司法行动，其条款自2023年12月29日起部分生效。
关于能源行业， 2023年8月，总统府Néstor Kirchner天然气管道新的Tratayén—Salliqueló段的运输运营开始，预计将产生财政和生产效益， 该国更好的就业、生产和能源供应指标，以及其他好处，如生产省份的特许权使用费增加，以及由于进口减少而节省的外汇。上述措施得到了北部天然气管道改造的补充，预计该管道将从瓦卡穆埃尔塔向阿根廷北部的七个省份输送天然气，这些省份目前从玻利维亚进口。此外，在第二个例子中，这些工程将允许向前推进向智利北部和巴西的出口。
| F-20 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注1：（续）
此外，2023年12月18日，PEN发布了第55/23号行政命令，宣布国家能源部门包括发电、输电和配电以及天然气运输和配电进入紧急状态，有效期至2024年12月31日。
总的来说，严重干旱恶化了经济状况，加深了现有的宏观经济失衡。阿根廷经济创纪录
波动性和不确定性的背景 于本综合财务报表发布日期继续存在。新政府提出的改革已经开始了立法讨论进程。目前无法预见这些措施的演变，也无法预见可能宣布的任何新措施。
公司的管理层将永久 监控影响其业务的变量的演变，以确定其行动方针并确定对其资产 和财务状况的潜在影响。
应根据这些情况阅读公司的财务报表 。
注2: 监管框架
2.1一代
2.1.1 生成单元
本公司与 此细分市场相关的收入来自：i）与MAT内的大用户签订的销售合同（东南部第1、281/06号和第281/17号决议）；ii）与CAMMESA的供货协议 （东南部第220/07号、第21/16号、第287/17号和Renovar计划）和iii）根据CAMMESA管理的WEM内适用的 条款向现货市场销售（自2021年2月起的SE决议第440/21号，自2022年2月起的SE决议第238/22号，自2022年9月起的SE决议第826/22号，自2023年9月起的SE决议第750/23号和自2023年9月起的SE决议第869/23号）。本公司直接或通过其子公司和合资企业持有的发电机组 详见下文：
| F-21 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
| 截至2023年12月31日的运营： | ||||
| 发电机 | 生成单元 | 技术 | 电源 | 适用制度 (1) |
| CTG | |
|||
| CTG | ||||
| CTG | ||||
| CTG | ||||
| 皮基伦达 | ||||
| CPB | ||||
| CPB | ||||
| CTIW | ||||
| CTLL | ||||
| CTLL | |
|||
| CTLL | |
|||
| CTLL | ||||
| CTGEBA | ||||
| CTGEBA | ||||
| CTGEBA | ||||
| Ecoenergia | ||||
| CTPP | ||||
| CTEB | ||||
| CTEB | ||||
| HIDISA | ||||
| HIDISA | ||||
| HIDISA | ||||
| 希尼萨 | ||||
| HPPL | ||||
| PEPE II | ||||
| PEPE III | ||||
| PEPE IV | ||||
| 阿劳科体育 | ||||
| (1)剩余的电力容量和能源在现货市场上得到补偿。 | ||||
| 在建设中： | ||||
| 发电机 | 技术 | 容量 | 适用制度 | |
| F-22 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.1.2 与MAT内大用户的销售合同
2.1.2.1
为了鼓励新发电工程， 2006年，SE批准了第1281/06号决议，其中建立了一个具体的制度，以更高的价格出售给某类GU的新安装发电机 。
Energy Plus服务包括 发电机、热电联产机和自发电机提供额外的发电可用性，截至SE 第1，281/06号决议发布之日，这些发电机、热电联产机和自发电机不是WEM代理商，或者没有设施或与WEM互连。考虑到：
| - | 这些工厂应有燃料供应和运输设施； |
| - | GU300使用的能源超过基本需求（2005年的能源消耗），符合双方协商的价格的 MAT内的Energy Plus协议；以及 |
| - | 对于进入系统的新GU300，其基本需求将等于零。 |
如果发电机无法满足Energy Plus客户的电力需求 ，则应在市场上以运营边际成本购买该电力，或者，在无法使用的情况下，通过与其他Energía Plus发电机达成协议，支持 承诺的需求。
目前，公司与其他发电机签订了有效的电力供应协议，根据协议，在无法供应的情况下，公司可以购买或出售电力，以支持双方的合同。
此外，SE通过经修订的第 567/07号说明确定，GU300不在MAT中购买其过剩需求应支付 过剩需求(“CMIDE”)的平均增量费用。自2018年6月起，根据第28663845/18号SE说明，CMIDE成为$1,200/兆瓦时或临时调度附加费的较大值。
在这一制度下，该公司—通过 其发电厂CTG，EcoEnergía和CTGEBA—出售其最大金额为283兆瓦的能源和电力容量。Energy Plus合同的价值 大多数以美元计价，或根据CAMMESA的价格变动进行调整。
| F-23 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.1.2.2
根据第281/17号决议， MEyM对MATER制度进行了管理，目的是为WEM内的大用户和WEM分销代理商的 大用户（第27191号法律第9条所涵盖）设定条件，通过MATER内的个人购买，满足其从可再生能源（或从 可再生能源自行发电）的需求供应义务。
MATER制度下的可再生能源供应 电力的项目可能不包括在其他薪酬机制中，例如 Renovar回合协议。剩余能源在现货市场出售。
最后，在 MATER制度下执行的合同按照WEM程序进行管理和管理。合同条款—寿命、分配优先级、 价格和其他条件，尽管第27，191号法律第9节规定的最高价格—由 双方自由商定，但承诺的电量受发电机 生产的可再生能源的电力或与其签订了购买协议的其他发电机或供应商供应的电力的限制。
第370/22号决议于2022年5月16日获得通过，该决议扩大了MATER系统，允许销售可再生能源，以满足GU向配电公用事业公司购买能源的需求。
根据这项决议，该公司通过其PEPE II，III和IV风力发电场，销售高达187兆瓦的能源。此外，该公司已开始销售第三方发电机的 可再生能源，容量为1.14兆瓦。
2.1.2.3
2021年6月16日公布的SE第551/21号决议修改了根据第281/17号决议建立的调度优先权维护制度。总体而言，它通过在宣布的期限内或从优先权分配之日起最长24个月内支付每兆瓦5500美元的季度分期付款，取代了授予调度优先权维持担保的做法。它还规定了在承诺的试运行日期内获得延期的某些条件，根据项目发展水平和请求的延期期限， 需要每月支付500至1,500美元/兆瓦的分期付款。
此外，它允许 已分配调度优先级但尚未调试的项目继续执行，保留调度优先级，或放弃此类优先级， 从而释放传输容量。
| F-24 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
作为位于布宜诺斯艾利斯省拉斯阿马斯的风电场 项目的所有者，公司通知其放弃及时授予的调度优先权的决定，并恢复了 其提供的担保。因此，CAMMESA通知，由于其没有针对公司的进一步索赔，已启动的担保执行被确定为 无实际意义；因此，截至2021年9月30日， 为此记录的1250万美元金额已被收回，并在综合全面收益表 的"其他营业收入"项下披露。
SE第360/23号决议对有效的优先级调度系统进行了几次 更改。这些修改包括向MATER中出售的可再生能源发电项目 授予调度优先权，这些项目为相应的输电扩建和/或相关需求大于10 MW的可再生能源发电项目提供资金。
此外，它还在一年中每个小时都没有完全可用的走廊中建立了新的参考 调度优先级系统。这样，调度优先级将具有 典型年能源的92%的注入概率。
此外，它还规定，如果累计调试容量至少为所分配容量的50%，则有关承诺容量的部分 调试项目将仅为 分配容量与已调试容量之间的差额支付调度优先费。
最后，调试功率 容量低于分配功率容量的项目将失去未调试功率容量的调度优先权。
在该决议的框架内， 2023年第三季度，该公司获得了PEPE VI（第1阶段和第2阶段）的139，50 MW参考调度优先权。
2.1.3 与CAMMESA的供应协议
2.1.3.1
为了鼓励新的投资以 增加发电报价，SE通过了第220/07号决议，授权CAMMESA与WEM发电代理商就使用新设备生产的能源签订协议。这些将是长期协议，CAMMESA支付的价格应按照SE可接受的回报率补偿 代理商的投资。
在本决议的框架内， 公司通过CTB拥有的CTLL热电厂和CTEB的闭路循环，根据协议获得79 MW和280 MW机组的报酬。
2.1.3.2
由于国家电力部门进入紧急状态 ，2016年3月22日，SE发布了第21/16号决议，呼吁有意提供新 火力发电能力的各方承诺通过WEM在2016/2017年夏季、2017年冬季和 2017/2018年夏季提供。
对于获奖项目，与CAMMESA签订了为期10年的批发购电协议，其报酬由可用电力容量 价格加上所输送能源的可变非燃料成本和燃料成本（如适用）、扣除罚款和燃料剩余额组成。 剩余电力容量在现货市场出售。
| F-25 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
根据该决议，公司 通过其CTLL、CTIW和CTPP发电厂与CAMMESA签订了有效协议，出售总计 305 MW的能源和电力容量。
2.1.3.3
2017年5月10日，SE发布了第287/17号决议，启动了热电联产项目招标，并在现有设备上关闭CC。项目 应具有较低的比耗（天然气低于1，680 kcal/kWh，替代液体燃料低于1，820 kcal/kWh），新的 容量不应超过现有的电力传输容量；否则，必要的扩展费用将由投标人承担。
根据该法规，公司
通过其CTGEBA火力发电厂与CAMMESA签订了批发电力购买协议，出售总计400 MW的能源和
电力容量，期限为
2.1.3.4
为了实现促进使用可再生能源的第26，190号法律和第27，191号法律所规定的目标，MEyM呼吁在WEM内开展开放轮租赁可再生能源电力（Renovar Programs，第1轮、第1.5轮和第2轮）。这些呼吁旨在分配来自不同技术（风能、太阳能、生物质、沼气和发电容量不超过50兆瓦的小型水利开发项目）的发电容量 合同。
对于获奖项目，执行了可再生能源电力供应协议，用于销售年度承诺电力区块，为期20年。
此外，还制定了几项措施， 促进可再生能源发电项目的建设，其中包括税收优惠（增值税提前报销、 设备在所得税中加速折旧、进口关税减免等）。以及设立可再生能源开发基金（FODER），除其他目标外，其目的是为此类项目的融资提供贷款和出资。
根据Renovar计划，该公司 与CAMMESA签订了一份总容量为99.75兆瓦的PE Arauco的供应合同。
2.1.3.5
2023年3月20日，SE决议号。 165/23号法案获得通过，修改了适用于MATER和Renovar项目的处罚制度，包括根据Renovar MiniRen项目第三轮授予的项目。对违反承诺能源供应的处罚已纳入该系统，从商业调试开始，将分12个月和连续分期进行折扣 ，保留了发电机在48个月和连续分期中取消处罚 的选择权，并应用1.7%的美元违约金。为避免影响项目的 最低维护，为选择48分期付款 方案的发电机设定了每月交易的20%折扣上限。应用此上限后的余额将在罚款低于 规定上限的第一笔交易中贴现；如果超过分期付款次数，则将维持该计划直至全部取消罚款， 如果超过合同期限，则可能会重新安排付款计划，或将贴现上限提高到交易的40%。
| F-26 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
此外，SE第883/23号决议批准了一个针对Renovar计划下供应协议的罚款抵消机制，允许通过投资于新的可再生 发电能力来抵消罚款。考虑了拖延、不足和国家成分处罚的可能性。
2.1.3.6
2023年7月27日，SE第621/23号决议启动了“TerCONF”呼吁与CAMMESA执行可靠的供热供应协议，允许纳入 新的供热供应，并通过以下方式确保WEM的可靠性和可持续性：（i）向SADI供应，（ii）替代和 火地岛发电网现代化。
关于SADI 可靠性和供应的发热：
| (i) | 该电话会议将考虑任何发电或热电联产技术，包括相关的传输和/或 燃料基础设施工程，通过安装新设备或经验证使用时间少于15，000小时的设备，增加可靠的电力容量； |
| (Ii) | 协议将不规定燃料管理责任，并根据每种燃料类型的能源确定可变运行和维护 报酬； |
| (Iii) | 协议的价格将考虑以美元/兆瓦—月为单位支付租用电力容量和 支付供应能源； |
| (Iv) | 项目应确定交付点以及与输电公司的技术连接协议; 和 |
| (v) | 供应维护担保和从项目授予到合同执行日期 的付款方案被确定为一种履约保证金。 |
2023年9月26日，提交了66个项目，总装机容量为7，112 MW。Pampa提交了一份关于CTGEBA II的投标书，其发电容量为300兆瓦。 该公司还通过CTB招标了11 MW CC扩建项目。2023年11月24日，根据SE第961/23号决议，两份标书均已获得颁发， 并根据招标付款计划的规定执行了初始付款。然而，2023年12月28日，SE通过通知NO—2023—153876959—APN—SE #MEC指示CAMMESA暂时暂停签发与投标保函支付和月付款计划相对应的商业文件。根据该注释，SE正在评估 招标文件中规定的延期权力的行使。
| F-27 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.1.4 现货市场薪酬
2021年5月19日，SE第440/21号决议规定，基于技术和规模的报酬项目的比索价值增加29%，以及SE第31/20号决议规定的当月最大热需求小时内产生的发电容量的额外报酬 。
2021年11月，SE第1，037/21号决议， 通过附注NO—2021—108163338—APN—SE #ME提供了额外的过渡性报酬，并暂停 对2021年9月1日至2022年2月28日期间的经济交易应用利用系数。
2022年4月21日，SE决议第238/22号在《银行业条例》中公布。该决议案规定，现货发电报酬价值较二零二二年二月经济交易增加30%，较二零二二年六月经济交易增加10%。它还废除了利用系数 和SE第1037/21号决议规定的额外过渡性薪酬的适用。
2022年12月14日，通过SE决议
第826/22号，考虑以下增加，对现货薪酬值进行了修改：i）
此外，SE第826/22号决议从2022年11月经济交易开始，用高峰时段的差异化薪酬方案取代了最大热需求时段的薪酬方案。
随后，通过SE决议号
750/23和SE决议第869/23号，更新了现货生成的薪酬值，提供了
基于 技术和分辨率的适用薪酬详见下文。所报告的金额符合截至2021年、2022年及2023年12月31日适用的决议。
2.1.4.1
2.1.4.1.1火力发电机
根据技术和规模确定了发电容量的最低报酬 ，允许拥有常规火力发电厂的发电、热电联产和自发电代理商为其发电机组产生的能量和发电容量提供保证可用性承诺，而不是根据MAT和与CAMMESA的供应协议与大用户签订的销售合同。
可用性承诺按季度进行 投标：a）夏季（12月至2月）；b）冬季（6月至8月）和c）'其他'，包括 两个季度（3月至5月，以及9月至11月），热电厂对承诺功率容量的报酬 与其遵守情况成比例。
| F-28 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
没有可用性承诺的发电机的最低报酬 包括以下比额表和价格：
| 技术/规模 |
SE No. 440/21 （美元/兆瓦—月） |
SE No. 826/22 （美元/兆瓦—月） |
SE No. 869/23 （美元/兆瓦—月） |
有可用性承诺的发电机的保证功率 容量的报酬为：
| 期间 |
SE No. 440/21 （美元/兆瓦—月） |
SE No. 826/22 （美元/兆瓦—月） |
SE No. 869/23 （美元/兆瓦—月） |
对于 总装机容量等于或低于42兆瓦的火力发电厂，采用差别薪酬，直至2022年8月取消。
同样，根据机组最近十二个月的平均利用率得出的系数 应用于容量报酬：利用率最低为 70%时，收取100%的容量报酬；如果利用率在30%—70%之间，则功率 容量报酬范围为70%—100%；如果利用率低于30%，则收取70%和60%的电量费 ，直至2020年1月和2021年8月。随后，该系数的应用于2021年暂停，最终从2022年2月起取消 。
2.1.4.1.2水力发电机
发电容量可用性 独立于水库水位、所作贡献或所产生的费用。此外，在抽水水力发电厂 的情况下，计算可用性时考虑涡轮机和泵的运行。
基本薪酬包括以下 等级和价格：
| 技术/规模 |
SE No. 440/21 （美元/兆瓦—月） |
SE No. 826/22 （美元/兆瓦—月） |
SE No. 869/23 （美元/兆瓦—兆分） |
电力容量的支付由实际容量确定 ，在计算 薪酬时，不计算因计划和/或约定的维护而导致的不可用小时数。然而，为了考虑发电厂的计划维护工作的发生率，SME注释46631495/19规定 在电力容量支付上应用1.05的系数。
| F-29 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
如果水力发电厂 在河道上维护控制结构，且没有相关发电厂，则 源头的发电厂采用1.20的系数。
2.1.4.2
在火力发电机的情况下， 根据所使用的燃料类型和运行的能量，为发电量设定了报酬，如下所示：
| 报酬 |
SE No. 440/21 （美元/兆瓦时） |
SE No. 826/22 （美元/兆瓦时） |
SE No. 869/23 （美元/兆瓦时） |
值得强调的是，如果火力发电机组在其最佳调度范围之外运行，则无论机组输送的能量如何，发电量的报酬将按安装 净容量的60%确认。
就水力发电厂而言， 无论规模如何，发电和运行的能源都确定了以下价格：
| 报酬 |
SE No. 440/21 （美元/兆瓦时） |
SE No. 826/22 （美元/兆瓦时） |
SE No. 869/23 （美元/兆瓦时） |
运行能量的报酬应 与电网的最佳调度相一致；但是，当前的决议并没有指出否则会产生什么后果。
在抽水水力发电厂 的情况下，既要考虑发电的能量，又要考虑抽水的能量。此外，如果它作为同步电容器工作，除了运行能量的价格外，根据SE决议第440/21号、第238/22号、第826/22号和第869/23号分别认可77 $/MVAr、145 $/MVAr和367 $/MVAr。
关于 非常规能源产生的能源，无论使用哪种能源，均设定了一个单一的报酬值：
| 报酬 |
SE No. 440/21 （美元/兆瓦时） |
SE No. 826/22 （美元/兆瓦时） |
SE No. 869/23 （美元/兆瓦时） |
调试前产生的能源 将由调度负责机构支付上述报酬的50%。
| F-30 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.1.4.3
对于2020年2月至2022年10月期间， 为最大热需求小时数（hmrt）设定了额外报酬，对应于每月最大热 发电调度的50小时，分为两个区块，每个区块25小时，以下价格适用于平均容量：
热单位：
| 期间 | SE No. 440/21 | SE No. 238/22 | ||
|
头25小时 （美元/兆瓦—小时） |
第二个25小时 （美元/兆瓦—小时） |
头25小时 （美元/兆瓦—小时） |
第二个25小时 （美元/兆瓦—小时） | |
| - | - | |||
> 50 MW和≤ 300 MW的水力发电机组：
| 期间 | SE No. 440/21 | SE No. 238/22 | ||
|
头25小时 （美元/兆瓦—小时） |
第二个25小时 （美元/兆瓦—小时） |
头25小时 （美元/兆瓦—小时） |
第二个25小时 （美元/兆瓦—小时） | |
| - | - | |||
水电机组≤50兆瓦：
| 期间 | 编号440/21 | 编号238/22 | ||
|
头25小时 （美元/兆瓦—小时） |
第二个25小时 （美元/兆瓦—小时） |
头25小时 （美元/兆瓦—小时） |
第二个25小时 （美元/兆瓦—小时） | |
| - | - | |||
自2022年11月起，针对高峰时段产生的能源建立了差异化 薪酬方案，适用于火力发电机和水力发电机， 价值相当于高峰时段（下午6时至11时）产生的能源现价价值的两倍。12月、1月、2月、6月、7月和8月的每一天，以及3月、4月、5月、9月、10月和11月相同时间的一次此类价值。
2.1.4.4
2023年2月7日的SE第59/23号决议建立了一个系统，联合循环的所有者可以通过与CAMMESA签署可用性和效率优化协议来选择加入。该协议考虑到可用性承诺为
| F-31 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
公司与CAMMESA 就CTLL和GTGEBA发电厂的联合循环执行了协议。此外，CTB与CAMMESA就其开式循环的 GT机组执行了一项协议。在所有情况下，协议的有效期为2023年3月1日至2028年2月29日。
2.1.4.5
SE第95/13号决议规定的暂停 MAT内的合同（不包括来自差别薪酬计划的合同）仍然有效。
2.1.5 火力发电厂的燃料供应
2019年12月27日，生产发展部第12/19号决议恢复了CAMMESA发电用燃料供应集中计划 （Energy Plus制度下的发电机和SE第287/17号决议下的批发电力购买协议除外）。
2020年12月，考虑到燃气计划的实施(见注2.2.4.1)，通过了SE第29354/20号决议，根据发电机组在集中调度方案下运行所需的燃料，制定了新的调度顺序。
SE第354/20号决议确定了 CAMMESA在电力调度中应优先考虑的天然气量。在这个意义上，确定了CAMMESA使用的固定量，包括： i）CAMMESA与加入GasAr计划的生产商签订的合同对应的量；ii）与加入GasAr计划的生产商执行的合同对应的量，（这些数量将由 加入的生产商从其应根据GasAr计划与CAMMESA签订合同的适用配额中扣除），以及；iii）满足ENARSA与Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos（"YPFB"）签订的供应协议项下的"不收不付"（"TOP"）义务的数量。
此外，根据考虑TOP义务的天然气配额分配，设置了电力调度优先级 方案。为此，设置了以下 优先级（在每个优先级中，根据发电机的生产成本设置代理顺序）：
| (i) | 调度优先级1：根据ENARSA指定的TOP玻利维亚条件，供应天然气配额 的发电机、自备发电机和/或联合发电机。如果有燃料储备义务的发电机有选择地从ENARSA获得玻利维亚的天然气，则该数量将包括在该配额中。 |
| (Ii) | 调度优先级2：由CAMMESA供应的发电机、自备发电机和/或联合发电机，其天然气配额从集中的数量清单中一直到每个合同的顶部。 |
| (Iii) | 调度优先级3：由CAMMESA供应的发电机、自备发电机和/或联合发电机，其天然气配额来自集中量清单，用于每日最大数量减去与每个合同的TOP对应的数量。 |
| (Iv) | 调度优先级4：由CAMMESA提供的天然气或LNG的发电机、自备发电机和/或联合发电机，来自CAMMESA的其他确定承诺。 |
| F-32 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
| (v) | 调度优先级5：由CAMMESA和/或发电商根据供应来源获得的未分配、现货天然气合同中的天然气配额供应的发电机、自备发电机和/或联合发电机。 在发电机自带燃料的情况下，确认的最大金额将是相应的参考价格。 |
关于与供应这些燃料相关的成本，已确定电力需求将承担（除其他外）规定的运输成本、天然气成本和适用的TOP义务。
拥有购买燃料供应可能性的发电代理商（Energy Plus制度下的代理商或SE第287/17号决议下签订批发采购协议的代理商） 可以通过承包公司运输和天然气量的运营分配来选择加入或退出CAMMESA的统一调度 ，这会影响分配的优先顺序。在此类转让下，代理人应放弃有关适用 SE决议第354/20号的所有索赔。
在根据SE第287/17号决议签订 批发购电协议的发电机的具体情况下，规定发电机可以选择取消自供 义务并确认其相关成本，同时必须在集中调度中维持各自的运输能力，以供其管理 。
该公司分配了承诺供应Genelba Plus CC和Energy Plus合同的固定运输 和天然气量，为计算燃料 成本设定了某些指导方针，以支持其Energy Plus合同。如果供应给Genelba Plus 'CC，转让将在GasAr计划的有效期内保持有效 ，发电机可在至少30个工作日的提前通知下撤销。在此 框架内，双方同意签署批发购电协议的附录，以确定有关 新供电计划的修改，该修改在发布这些合并财务报表时尚待执行。
2.1.6 新需求费
根据第976/23号决议，SE规定 ，自2024年2月起，CAMMESA应向WEM和火地岛WEM系统的分销代理商和/或服务提供商开具账单，这些费用直接转移到GUDI客户账单中。
额外收费包括：（i） 对能源价格的稳定收费；（ii）补充电力调整，力求使GUDI成本与GUME 和GUMA成本一致。
2.2油气
2.2.1 阿根廷碳氢化合物法
2014年10月29日，国会颁布了第27，007号法律，修订了第17，319号碳氢化合物法（1967年颁布），授权政府向私营部门颁发勘探许可证和特许权。此外：
| F-33 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
| (i) | 设定勘探许可证的条款： |
| - | 常规勘探：基本期限分为两个期限，每个期限最长三年， 外加最长可达五年的可选延期； |
| - | 非常规勘探：基本任期分为两期，每期四年，外加可选择延长最多五年；以及 |
| - | 大陆架与近海开发：基本期限分为两期，每期三年，外加可选择延长一年。 |
| (Ii) | 设定开采特许权的条款，可延长10年： |
| - | 常规开采特许权：25岁； |
| - | 非常规开采特许权：35岁；及 |
| - | 大陆架和近海开发特许权：30年。 |
| (Iii) | 成套运输特许权的授予期限与原始开采特许权的授予期限相同。 |
| (Iv) | 设定勘探和开采征费的支付价格，并授权执行机构 确定延期和开采保证金的支付。 |
| (v) | 规定开采特许权公司向授予人支付12%的特许权使用费，用于支付从井口开采的液态烃和天然气生产中获得的收益。在延期的情况下，将为以下延期支付最多 在首次延期时适用的特许权使用费的3%（总计18%）的额外特许权使用费。 |
| (Vi) | 规定了国家政府和各省之间的两种不具约束力的承诺，目的是 制定统一的环境立法，并采取统一的税收待遇，以鼓励碳氢化合物活动。 |
| (Vii) | 限制中央政府和各省在未来为公共或混合公司或实体保留新的区域，无论其法律形式如何。 |
就其本身而言，内乌昆省能源和自然资源部确定了在该省批准CENCH的某些参数，并通过2020年7月1日的第53/20号决议和2021年11月24日的第142/21号决议制定了文书，后来又于2021年12月批准了该省行政命令第2,183/21号。公司可以根据开发项目申请CENCH，该项目将包括为期长达五年的试点计划，以证明其技术和经济可行性。此外，如果公司要求将大于分配给已批准试点计划的地表的面积纳入CENCH，则应包括支付区块延期债券，考虑到该盆地过去两年的平均价格 ，该价值将与延伸区块预计回收的资源相关联。此外，在CENCH生效期间，公司应提交持续的发展计划和投资承诺，并每年更新。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.2.2 油气勘探开发税
第27，007号法律规定了开采和勘探许可证的每平方公里或每平方公里的征税值，每年由许可证持有人预先支付。2019年9月26日， 内乌肯省根据省行政命令第2，032/19号，公布了自2020年起对该省有效的每平方公里或分数的新征收值。
从2021年起，PEN第771/20号行政命令设定了相当于一定数量石油的比索最高征税额，该征税额为结算前一个季度的平均价格，按BNA在付款前最后一个工作日生效的汇率计算。这一计划适用于全国（包括内乌肯省，根据第1656/20号省行政命令加入该计划）。开采许可证为8.28桶，勘探许可证 为0.46桶，基本期第二期为1.84桶，延长期为32.22桶。
2.2.3 增量石油和天然气生产系统以及区域和国家供应商的就业、劳动力和发展促进系统的货币准入
2022年5月28日，PEN行政令第100号。 第277/22号文件已经发布，该文件建立了石油（"RADPIP"）和天然气（"RADPIGN"）增量生产的货币准入制度，以及区域和国家供应商的就业、劳动力和发展促进制度 （"RPEPNIH"）。该行政命令后来由PEN 2022年8月12日第484/22号行政命令管理，主要是 为增加其天然气注入水平和/或石油产量的受益人提供更大的准入。
受益人必须满足以下 要求才能访问RADPIP和RADPIGN：（i）在SE的石油公司注册处注册；（ii）加入该系统； （iii）达到增量石油产量或增量天然气注入水平；（iv）遵守RPEPNIH；以及（v）成为获奖者 并履行天然气生产促进或刺激计划（仅针对RADPIGN）规定的义务。
这些系统下的受益人可以 访问MLC，支付海外商业或金融负债的本金和利息，包括与非居民 关联公司的负债，并支付已关闭和审计资产负债表的收益和股息，和/或非居民直接投资的汇回。 此好处可传递给直接供应商。此外，在交易所法规要求的情况下，在此系统下访问MLC将不受BCRA 事先授权要求的限制。
将考虑加入RADPIP和/或RADPIGN的货币访问优惠，并及时给予折扣。
关于RPEPNIH，将控制保证区域和国家一体化的供应商发展计划。此外，还考虑了一个雇用计划，给予区域和国家商品和/或服务供应商优惠 。
2023年1月16日，SE决议号。 13/23号在《银行业条例》中公布，该条例规范了选择加入制度和获得PEN 第277/22号行政命令创建的货币准入福利的程序。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
通过2023年8月和9月发布的票据，碳氢化合物副秘书处向公司授予了2022年第三季度和第四季度以及2023年第一季度的RAPIDGN和RADPIP福利证书。
此外， 二零二三年第二季度、第三季度及第四季度的证书均已及时申请，且截至该 综合财务报表发布之日尚未获授。
2.2.4 气市场
2.2.4.1
2.2.4.1.1阿根廷天然气生产促进计划 （"GasAr计划"）
2020年11月16日，在《BO》中发布了第892/20号行政命令，批准了GasAr计划，以促进基于招标机制的阿根廷天然气行业的发展，并指示SE签署该计划，并制定适用的补充和澄清规则。
2020年11月23日，东南部通过 第317/20号决议，启动了"阿根廷天然气生产促进计划全国公众招标— 2020—2024年供需计划"，以授予每个日历年7000万立方米天然气（CAMMESA加经销商）， 可由SE修改，以保证最佳国内供应。
合同样本规定，生产商每天100%的交货或付款（"DOP"）义务，CAMMESA每月75%，经销商按季度支付（"TOP"）义务。关于与经销商的合同付款，联邦政府将通过直接支付给生产商的补贴，承担投标价格与关税方案产生的价格之间的每月差额。根据 第27，591号法律，该补贴的支付由税收抵免证书担保，该证书受SE第125/21号决议和AFIP第4，939/21号一般决议的管制。
此外，为了获得GasAr计划 生产商提交了维持承诺生产所需的投资计划和为发展当地、区域和国家直接供应商提供的国家附加值承诺。
2020年12月15日，第391/20号决议在BO中公布，授予根据GasAr计划第一轮招标的天然气数量。从这个意义上讲，在将采购的天然气总基量为6742万立方米/天中，就招标量而言，公司在内乌基纳盆地排名第三， 中标基量为490万立方米/天，年平均价格为3.60美元/MBTU，自2021年1月1日起生效，为期四年。
此外，该公司是三家投标冬季额外产量的生产商之一，以4.68美元/MBTU的价格授予100万立方米/天， 这一产量被认为是满足阿根廷需求的高季节性、减少天然气进口、替代燃料的消耗和使用外汇储备所不可或缺的。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2021年3月9日，第169/21号决议在《建筑物条例》中公布，该决议授予了根据GasAr计划第二轮招标提供的天然气量。在这个意义上， 2021年6月、7月和8—9月，公司分别获得70万立方米/天、90万立方米/天和100万立方米/天的产量， 和86万立方米/天的产量，以满足2022年至2024年冬季高峰需求，价格为4.68美元/MBTU。
根据2021年10月19日的第984/21号决议，SE呼吁在2022年至2024年（含）的GasAr计划下进行第三轮，注入从2022年5月开始。决议案 确定投标的上限价格是第一轮投标的最高价格。该公司参与了此次招标，以3.347美元/MBTU的价格为内乌基纳盆地每天200万立方米；2021年11月11日，SE发布了第1，091/21号决议，授予了招标量和价格。
2.2.4.1.2 2023-2028加强和鼓励 联邦碳氢化合物生产、国内自给、出口、进口替代以及扩大 全国所有碳氢化合物盆地运输系统的计划（“再保险计划”）
2022年11月3日，行政命令号。 730/22号法令已在《建筑物条例》中公布，该法令修订了经第892/20号行政命令批准的GasAr计划计划。
再保险计划为该系统规定了一个新的 期限，至2028年12月31日，主要目标如下：（i）巩固一个新的70 MMm3/d的单位区块（根据GasAr计划第一轮和第三轮授予的卷 ），不包括冬季高峰；以及（ii）开发对增量卷的需求，以 在Néstor Kirchner天然气管道（TransportAr Program，SE决议第67/22号）建设后，使用新的运输能力撤离。
因此，2022年11月14日，SE 第770/22号决议在BO上发布，要求对内乌基纳盆地进行第4轮投标，对德尔戈尔福和澳大利亚 盆地进行第5轮投标。
对于内乌基纳盆地，发出了以下 呼叫：
(i)第4.1回合：将根据GasAr计划第1轮和第3轮作出的承诺延长4年，从2025年1月1日至2028年12月31日， 相同数量，且价格等于或低于及时授予的价格；以及
(ii)第4.2回合：授予以下 增量卷：
| (a) | 扁平气体：2023年7月1日至2028年12月31日为11 MMm3/天，2024年1月1日至2028年12月31日为3 MMm3/天，价格不超过4 MBTU美元；以及 |
| (b) | 峰值气体：5月1日至9月30日，2024—2028年和2025—2028年期间，7 MMm3/天，价格等于或低于6.9 MBTU美元，适用1.3调整系数。 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
该公司参与了第4.1轮， 寻求将GasAr计划第1轮和第3轮的承诺延长至2028年12月，并将最初的投标价格分别保持为 3.6 MBTU和3.347 MBTU。此外，它还在第4.2轮下提交了以下投标：（i）天然气：2023年7月1日至2028年12月31日期间，每天480万立方米，价格为3485 MBTU；（ii）天然气：2024—2028年期间300万立方米/天，价格为5190 MBTU ；2025—2028年期间190万立方米/天，价格为4770 MBTU。
2022年12月22日，通过SE第860/22号决议，该公司获准延长第4.1轮的承诺，以及第4.2轮下与扁平 天然气相关的480万立方米/天需求。
授予公司的奖励和 执行的合同代表着2023—2024年冬季和夏季的1，570万立方米/天的生产承诺 。与2022年相比，这一承诺意味着冬季产量增加了44%，这是该国天然气供应需求最大的时期。从2025年起，再保险计划的承担额将达到每天1380万立方米。
根据SE预测的天然气需求曲线 ，公司将与CAMMESA、ENARSA和分销商签订新合同。
2.2.4.1.3 GasAr第5.2轮—阿瓜拉圭联合行动计划
Pampa与 Aguaragüe联合行动的所有合作伙伴一起参加了根据SE决议第770/22号召集的第5.2轮Gasar计划，并获得了该 项目的授予。组成联合行动的公司附加了一项增量活动计划，预计自2023年最后一个季度起，联合行动的天然气产量增量将超过400，000立方米/日。该公司持有该联合行动15%的股份。
2023年9月27日，根据SE决议第799/23号授予了 Plan GasArr- Round 5.2下的天然气量。该计划规定在2023年10月1日至2028年12月31日期间向ENARSA销售增量销量。2023年10月至2026年12月期间，商定的销售价格为9.8美元/MMBTU ，2027年1月至2028年12月期间，商定的销售价格为6美元/MMBTU。
2.2.4.2
2022年5月27日，SE第403/22号决议规定，更新在GasAr计划推广计划框架内执行的现有合同下的新天然气PIST价格，减少联邦政府从2022年6月1日起支付的补贴。
此外，在2022年2月、 6月和8月，举行了公开听证会，以分析将由联邦 政府承担的天然气PIST价格中的Plan Gas. Ar部分。值得强调的是，SE第610/22号决议决定逐步提高PIST价格，分销商将为无补贴住宅消费支付 ，保留剩余用户的补贴价格。
2023年1月10日，SE决议号。 6/23已发布，根据不同类型的用户建立了根据GasAr计划和再保险计划执行的合同的天然气PIST价格的更新。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.2.4.3
从2019年12月30日起，CAMMESA恢复了发电燃料供应的集中化计划(除了与Energy Plus和SE Res.编号287/17合同的发电机)。自那以后，CAMMESA连续进行招标，以覆盖其每月的消费。此外，从2021年起，向CAMMESA供应的大部分天然气都是通过GasAr计划输送的，按照该计划承诺的数量，初始期限为4年。
除GasAr计划外，自2021年7月中旬 以来，CAMMESA每两周启动GasAr计划获奖者的招标，这些获奖者可能会提供剩余数量，最高价格 相当于该计划第一轮中授予的价格。
2023年和2022年，GasAr计划受益人平均获得了2.87亿立方米/天和4.51亿立方米/天，分别为34MBTU和35MBTU美元（分别为1.85亿立方米/天和2.76亿立方米/天，对应于内乌基纳盆地）。
此外，在2023年，以2.6美元/mBtu(其中1500万立方米/天相当于内乌基纳盆地)的补充性要求授予了2500万立方米/天 。
2.2.4.4
2021年4月27日，SE第360/21号决议对天然气出口授权的新程序进行了规范。该决议考虑在确定和优惠的基础上为GasAr计划获奖者提供出口，并设定了与第一轮颁发的夏季价格相当的最低销售价格。以这种方式， 作为GasAr计划的获奖者，公司可以在夏季期间进行固定出口，当 特定流域出现供过于求时，并经相关当局事先批准，可延长至冬季。
2021年5月和12月，Pampa获得了向智利出口天然气的坚定许可，2021年10月至2022年4月和2022年1月至4月期间的最大出口量分别为150万立方米/天和122万立方米/天。此外，在2021年9月至12月期间，增加了前往智利、巴西和乌拉圭的新的可中断许可证，有效期在2022年11月至2024年12月之间。
根据GasAr计划，2022年8月，公司 获准向智利出口天然气，2022年10月至2023年4月期间的最大产量为1，492 MMm3/d。
2022年11月17日，SE决议号。 取代SE第360/21号决议的第774/22号决议已在《银行业条例》中公布。该决议建立了一个新的程序，划定了四个 出口区：内乌基纳盆地和南方盆地，夏季配额（2023年10月至2024年4月期间）分别为9百万立方米/天和2百万立方米/天， ，以及诺罗斯特盆地和其他没有配额定义的地区。
在生产商之间确定夏季配额 的分配考虑了（i）生产商产量在流域总产量中的份额，以及（ii）每产量加权平均价格折扣相对于流域增量产量的最高折扣 。
最低参考价设定为 SE确定的布伦特报价百分比和授予的平均价格（经季节性指数调整）中较高者， 授权从根据GasAr计划和/或CAMMESA和/或ENARSA的再保险计划执行的合同中撤回数量。
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2023年4月19日，SE通知 公司，内乌基纳盆地下一个冬季的天然气出口配额延长，包括：（i）2023年5月和6月的特别 和优先配额200万立方米/天，可在"7月扁平天然气承诺" 获奖者中按比例分配，以及（ii）2023年7月、8月和9月的GasAr计划下的确定冬季出口配额为300万立方米/天 。
在这个意义上，该公司被分配了 872，727立方米/天的额外产量，共计2，181，818立方米/天的5月和6月。7月、8月和9月分配的体积为857，449立方米/天。关于出口许可证的最低价格，将保持在7.73美元/MMBTU。
此外，还分配了2023年10月至2024年4月期间的以下出口配额 ：内乌基纳盆地900万立方米/日，南方盆地200万立方米/日。最低价格将通过计算 交货前一个月前十五天的简单平均布伦特原油价格乘以7%得出。该公司分配的容积为1，452，878立方米/日。
此外，欧盟设定了冬季(2024年5月至9月)总计590万立方米/日的出口配额，以及夏季(2024年10月至12月)总计900万立方米/日的出口配额。根据其参与的计划GasAr，该公司被分配了冬季610,989立方米/天和夏季606,529立方米/天的流量。
值得强调的是，天然气出口关税自2020年5月起生效。PEN于2020年5月19日发布的第488/20号行政命令规定，只要国际布伦特原油价格等于或低于45美元/桶，就可以免除出口关税。该利率将按照国际参考价格逐步上升，直至达到8%，当布伦特原油价格等于或超过60美元/桶时，将确认该上限。自2021年2月以来，该比率一直保持在8%。
2.2.4.5
2022年2月9日，SE决议号。 第67/22号文件在《建筑物条例》上公布，宣布"内斯托尔·基什内尔总统管道"的建设符合国家公共利益 。这条管道将通过内乌肯省、布宜诺斯艾利斯省和圣达菲省输送天然气。
此外，该公司还创建了"Transport Ar Production 天然气管道系统计划"，以执行扩大系统输送能力所需的工程，其中包括由ENARSA或通过第三方执行的管道工程清单，以促进开发、产量增长和天然气自给，以及 其他目标。
2022年8月10日，阿根廷当局 签署了第一阶段Néstor Kirchner天然气管道建设合同，（Tratayén—Salliqueló）。
后来，PEN于2022年2月14日发布的第76/22号行政命令 根据 第17，319号法律，授予ENARSA总统Néstor Kirchner管道35年的运输特许权，以及根据 项目承包、规划、执行和招标的权力。ENARSA可与生产商和/或承运商签订运输能力自由谈判协议，以建造或扩建全部或部分管道。ENARGAS批准的关税将不涵盖该运输能力，该关税将适用于 未根据这些协议承诺的剩余运输能力。本行政命令授予YPF优先雇用ENARSA可以自由协商的能力 。此外，ENARSA可将其特许权的所有权全部或部分转让给YPF。
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
此外，还设立了"阿根廷天然气开发基金"行政和金融信托，由ENARSA作为委托人和受益人，为该计划下的工程提供资金， 包括偿还根据该计划发行的信托证券的本金和利息服务。信托财产管理人 和受托人将是Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A.
2023年7月，Néstor Kirchner总统天然气管道的新Tratayén—Salliqueló段进行了清洁和填充操作 ，并且根据监管要求和标准的运输 操作从2023年8月3日开始。
总裁·内斯托尔·基什内尔天然气管道横跨内乌昆省、里奥内格罗省、拉潘帕省和布宜诺斯艾利斯省，全长573公里，初期输送能力为1,100万立方米/天，产自巴卡穆埃尔塔气田。
此外，2023年8月25日，北部天然气管道修复项目开始招标，这是对总裁·内斯托尔·基什内尔天然气管道的补充工作，包括122公里长的Tio Pujio-La Carlota天然气管道的工程和建设，62公里的北部天然气管道扩建，以及科尔多瓦省、圣地亚哥德尔埃斯特罗省和萨尔塔省的四个压缩厂的修复。 在宣布1号线的招标未中标后，截至发布这些合并的简明中期财务报表，Enarsa授予Techint-SACDE合资企业建设北方天然气管道翻修项目2和3号线，并将要求对1号线进行新的简化招标程序。
2.2.5 石油市场
2.2.5.1
截至目前，国内市场原油销售没有参考价格。然而，考虑到燃料的出厂价格，当地炼油公司正在验证低于出口平价的价格。
与天然气出口一样，原油出口关税自2020年5月起生效。2020年5月19日发布的PEN行政命令第488/20号规定，只要国际布伦特原油价格等于或低于45美元/桶，出口关税 豁免，并随着国际参考价格 的上涨而逐步上涨，直至达到8%，当参考价格等于或超过60美元/桶时，将确认上限。自2021年2月以来， 率一直保持在8%。
2.2.5.2
在2022财年，Oldelval作为国家液态烃运输特许权的持有人 发起招标，授予和租用艾伦—波多黎各罗萨莱斯石油管道段的公司运输服务 ，容量高达50，000立方米/天。
本卷已全部授予， 已签订必要的执行合同，有效期至2037年运输特许权期限终止。 潘帕获得了1，002立方米/天的奖励。
在Oldelval的招标下， 石油储罐公司Ebytem发起了一项呼吁，要求将石油调度能力提高到每天50，000立方米，存储能力提高到300，000立方米。这些扩张将专门用于石油出口。潘帕获得了每天1002立方米的调度能力和6008立方米的储油能力。
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.3气运输
2.3.1 TGS的关税情况
2017年3月30日，TGS通过250/18号PEN行政命令执行了2017年的一体化协议，该协议于2018年3月27日获得批准。该行政命令代表着RTI进程的结束，并终止了TGS庆祝的所有过渡协议。
2017年综合协议为提供天然气运输服务设定了准则 ，其中已批准的准则包括：(I)从2017年4月1日起对TGS分期付款增加运费；(Ii)TGS将在2017年4月至2022年3月期间执行五年期投资计划；以及(Iii)天然气运输费率和INDEC发布的考虑IPIM的投资承诺的非自动六个月调整机制，但须经ENARGAS批准。
在2018年9月4日举行的公开听证会上，TGS要求根据2018年2-8月期间记录的IPIM变化，将关税增加约30%。考虑到听证会，2018年9月27日，ENARGAS发布了第265/18号决议，决定自2018年10月1日起提高19.7%的关税 。
这一增长是由ENARGAS基于IPIM的简单平均值、2018年2月和8月期间的建筑成本指数以及2017年12月至2018年6月期间的工资变化指数 确定的。ENARGAS支持在第4,362/17号决议的规定 中确定上述关税上调，其中除其他问题外，规定在某些情况和宏观经济条件下，如 2018年4月之后发生的大幅贬值，ENARGAS可使用IPIM以外的其他指数来确定关税上调。TGS 通知ENARGAS，它在计算半年度调整的方法方面存在分歧。
2019年3月29日，ENARGAS发布了批准的第192/19号决议，自2019年4月1日起生效，自2019年3月31日起，TGS Current将适用于天然气运输公用事业的收费方案增加26%。根据现行法规，ENARGAS考虑了2018年8月至2019年2月期间IPIM更新指数 的演变，以确定每六个月调整一次TGS的关税。
关于本应自2019年10月1日起于2019年9月3日生效的半年度关税更新 ，联交所发布了第521/19号决议，后来经 第751/19号决议修订，将其申请推迟至2020年2月1日。这一延期导致对五年期投资计划执行情况进行了修订和调整，其比例与TGS放弃的收入相同。
2020年12月16日，PEN在《团结法》框架内通过了第1,020/20号行政命令，后经PEN第815/22号行政命令延长，启动了对2018年达成的RTI的重新谈判，同时将有效的重新谈判协议暂停到2023年12月16日，并规定ENARGAS的行政干预。
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
根据PEN 1,020/20号行政命令的规定，ENARGAS要求 讨论RTT的公开听证会于2021年3月16日举行。在这方面，TGS在没有放弃其在关税重组中的全部百分比的情况下，交替提交了关税增加提案，自2021年4月1日起将 评估为58.6%。这一增长是根据满足运营和财务成本、资本支出和税收的财务需求来评估的，这些支出和税收的计算考虑了12个月期间通货膨胀率的演变，从一开始就是 。所要求的增加只考虑了履行其作为被许可人的义务所需的资金。
此外，TGS否认并驳回了在公开听证会上提出的论点，听证会认为目前的天然气运输费率不公平或不合理 因为为TGS确定的最后一次RTI的诉讼程序导致的行政行为存在严重缺陷。
2021年4月28日，ENARGAS向TGS提交了《2021年过渡期协议》(RTT 2021)，该协议：(I)不批准临时资费更新，保持ENARGAS在2019年4月批准的资费方案不变；(Ii)规定，自2021年5月起至最终重新谈判协议生效前，ENARGAS将重新计算当时生效的运输资费，自2022年4月1日起生效；(Iii) 不制定强制性投资计划；以及(Iv)规定禁止分配股息、提前取消与股东承担的金融和商业债务、收购其他公司或发放贷款。
2021年4月30日，TGS在发给该机构的一份说明中表示，鉴于TGS开展活动的背景以及拟议的条款和条件，TGS加入RTT 2021年是不可行的。
2021年6月2日，ENARGAS发布了第149/21号决议，批准从该日期起生效的TGS的RTT 2021。此外，国家经济部和ENARGAS发布了联合第1/21号决议，批准ENARGAS根据PEN第1,020/20号行政命令制定的重新谈判程序，指出就过渡性关税更新达成协议是不可行的。
鉴于这种情况，2021年7月，TGS 在通过与第149/21号决议相关的条例时，根据这些机构各自的管辖权，向PEN、国家经济部和ENARGAS提出了复议动议，辅助性机构提出了分级上诉 ，要求宣布RTT 2021无效和恢复RTI。
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
这些挑战的依据是：(1)1,020/20号行政命令的违法性，因为它没有遵守第27,541号法令规定的授权范围，并且由于它不符合《宪法》规定的关于口述本条例的要求；(2)将紧急状态期延长到国会规定的 之后；(3)没有根据第24,076号法令进行关税重新谈判；(Iv)无视公平合理的关税原则以及TGS根据许可证、合同调整谅解备忘录和RTI获得的权利；以及(V)出于公共利益的原因暂停RTI，这应得到《行政程序法》和《许可证基本规则》所规定的补偿的承认。
反过来，对TGS管理和行政的限制也因缺乏法律理由而受到质疑，因为第27,541号法案宣布的紧急状态仅授权PEN重新谈判RTI，而不是许可证。尽管TGS自2019年4月起有权获得因违反RTI而有权获得的赔偿，但仍提出了质疑和恢复RTI的请求。
2021年11月15日，TGS向ENARGAS和经济部提交了事先的行政索赔。本演示文稿旨在要求TGS赔偿在2019年10月1日至2021年6月1日期间未应用由RTI设定并经第4,362号决议批准的半年度调整方法。
此外，TGS要求赔偿冻结造成的损害，这是由于未采用RTI为这一时期规定的半年度调整方法造成的。
2022年1月19日，在ENARGAS第518/21号决议的框架内举行了一次新的公开听证会，以解决PEN 1020/20号行政命令下的过渡关税更新问题。 在这次听证会上，为了达成最终协议并恢复经济和金融平衡，TGS要求分两个阶段调整2022年的过渡关税 ，考虑到运营成本和主要宏观经济指标的演变，总共调整106%。
后来，2022年2月1日，TGS从ENARGAS收到了拟议的重新谈判过渡协议(RTT 2022)，该协议于2022年2月2日获得TGS董事会的批准，并于2022年2月18日获得相关政府机构的批准。RTT 2022包括了与RTT 2021类似的某些条款，具体条款是允许TGS从2022年3月1日起提高60%的关税。
通过第91/22号行政命令批准了RTT 2022，自2022年2月23日起生效。2022年2月25日，ENARGAS第60/22号决议在《BO》中公布， 启动了RTT 2022中设想的关税方案。
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
值得一提的是，正如《RTT 2022》所规定的那样，TGS承诺不提出新的索赔、补救、诉讼或任何类型的行动；和/或暂停、保持暂停或延长暂停与当前RTI重新谈判、第27,541号法律、第278/20号和1020/20号法令有关的所有索赔和补救。
2022年12月7日，ENARGAS发布了第523/22号决议，要求于2023年1月4日举行公开听证会，审议天然气运输公用事业的过渡性收费更新。
2023年3月16日，TGS董事会批准了ENARGAS提交的重新谈判过渡协议(“2023年RTT”)的拟议附录。2023年4月27日，ENARGAS发布了第186/23号决议，公布了新的有效关税方案。2023年RTT后来由PEN行政命令第250/23号批准，日期为2023年4月29日。
2023年RTT包括从2023年4月29日起对天然气运输费和准入和使用费进行95%的过渡性提价。在生效期间，TGS不得派发股息或直接或间接提前免除与股东的金融和商业债务， 收购其他公司或发放贷款，但受益于用户的贷款或发放给承包商的贷款不在上述 案件范围内。如果TGS认为采取其他行动是适当的，它应该要求相应的授权。
2023年12月14日，根据ENARGAS第704/23号决议，将于2024年1月8日举行公开听证会。截至这些合并财务报表的发布日期， 授权在RTI过程中过渡性提高关税的适用法规尚未发布。
2023年12月16日，PEN发布了第55/23号行政命令，宣布国家能源部门进入紧急状态，直至2024年12月31日。除其他事项外，这项行政命令：(I)延长第1020/20号PEN行政命令的有效期，(Ii)确立启动RTI流程，(Iii)从2024年1月1日起设定ENARGAS的公共审计，以及(Iv)指示SE发布必要的规则和程序，以制裁天然气传输公用事业的市场价格 。
2.3.2 许可证延期请求
2023年9月8日，TGS向ENARGAS提交了一份请求，要求启动许可证期限延长程序，如第24,076号法案所设想的，并要求采用 现有的绩效评估和公开听证措施，以便一旦满足所有既定的行政手续和程序，就可以批准从初始期限起延长10年，自2027年12月28日起生效。 考虑到2,458/92号行政命令批准的所有许可证范围的天然气运输服务。
截至本合并 简明中期财务报表发布之日，TGS尚未收到ENARGAS关于此请求的正式回复。
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.3.3 液体生产和商业化部门的监管框架
2.3.3.1
液体部门的生产和商业化不受ENARGAS的监管。然而，近年来，阿根廷政府颁布的法规对其产生了重大影响。
GLP国内销售价格 受第26，020号法律"液化石油气工业和商业化制度"和阿根廷 政府通过主管公共部门的规定的影响，该法律规定了在当地市场销售的液化石油气最低数量，以保证 国内供应。
在此背景下，TGS以每半年确定的价格将丙烷和丁烷的产量出售给分馏塔。2015年3月30日，PEN发布了第470/15号法令，由SE第49/15号决议规范，该法令创建了“家庭计划”，并为商业化链的成员设定了最高参考价格，通过承诺GLP生产商以固定价格供应给每个生产商 配额，确保低收入住宅用户的供应。最初，确定了向参与家庭计划的生产者支付补偿金， 自2019年2月起取消了该补偿金。
TGS提出了各种行政和 司法诉讼，质疑该计划的一般规定，以及决定必须在国内市场销售的丁烷数量的行政行为，以保护其经济—财政状况，从而防止这种情况 不会随着时间的推移而持续。
此外，TGS是与阿根廷政府和丙烷生产商签订的《诱导丙烷气体分配网络丙烷供应协议》（“网络丙烷协议”）的一方，根据该协议，TGS承诺以低于市场价格的价格向诱导丙烷气体分销商和次级分销商供应丙烷。作为补偿，TGS获得经济补偿，其计算方式为 销售价格与SE确定的出口平价之间的差额。
如前所述，参加家庭计划 会对TGS造成经济和财政损失，因为在某些情况下，产品的销售价格 低于其生产成本。
截至2023年12月31日，阿根廷政府欠TGS$
2.3.3.2
第488/20号行政命令规定了适用于某些天然气和石油衍生品的出口关税的 税率，其中包括TGS生产和出口的产品， 税率在0%到8%之间，具体取决于“ICE Brent一线”桶的价格。如果此价格低于45美元，则费率为 0%。相反，如果价格等于或超过60美元，则支付8%的费率，如果价格在45美元和60美元之间，费率是可变的。
2023年，TGS参与了出口 增长计划（见附注2.6.4）。
2.4 transmissi翁
2.4.1 Transener和Transba关税情况
2022年2月25日，ENRE传达了第68/22号和69/22号决议，批准了从2022年2月1日起生效的新的小时薪酬值，建立了
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
自2022年8月以来，Transener和Transba 提交了说明并与SE和ENRE举行了会议，要求更新自2022年9月起生效的过渡性关税， 将从2023年评估的增加中扣除。为此，2023年经济和金融预测被提交了 解释性文件和预测投资计划的细节。此外，还向CAMMESA董事会做了一个报告， 记录了运输部门的重要性。
根据第539/2022号决议，2022年10月 20日，ENRE呼吁于2022年11月30日举行公开听证会，在定义特许权公司适用的费率之前，告知并收集关于电力传输公用事业公司 特许权公司关于RTI更新程序下过渡性费率更新的建议的反馈。
此外，2022年12月6日，PEN 第815/22号行政命令将2020年12月17日发布的PEN第1，020/20号行政命令延长了一年，通过该命令启动了RTI的重新谈判，自发布之日起2年内。
2022年12月29日，为了在2023年保持第147/22号和第148/22号决议中规定的收入购买力，ENRE发布了第147/22号决议。 698/22和702/22将小时薪酬值设定为自2023年1月1日起生效，并将Transener和Transba分别设定为比2022年2月的值增加154.5%和154.1%。
2023年4月20日，根据ENRE第364/23号决议，ENRE根据第24，065号法案和第27，541号法案启动了输电公司的综合电价审查程序（“RTI”），规定了30天的期限，以制定其制定的指导方针和时间表。
2023年5月29日，ENRE第421/23号决议批准了2023年和2024年第一季度的传输资费审查计划，并规定ENRE在2023年9月和10月期间通知时间表和信息要求。在这个意义上，根据日期为2023年10月26日的一份照会，ENRE首次提出了信息请求，主要涉及构成运输系统的设施描述、正在执行的扩建、投资计划和走廊饱和状态。2023年10月27日，Transener和Transba 回答说，他们将在适当的时间和方式遵守该要求，但ENRE需要定义：i） 完整的RTI工艺时间表，ii）将进行该工艺所依据的经济、财务和监管标准；以及iii） 有关第一个管理期的问题。
2023年9月8日，为了保持ENRE第147/22号和第148/22号决议中确立的收入购买力，ENRE发布了第660/23号和第661/23号决议，规定了从2023年8月1日起生效的小时薪酬值，transener和Transba分别比2023年1月增长了20.9%和20.84%。同样，根据ENRE第780/23号和第781/23号决议，2023年11月1日， 确定了自2023年11月1日起生效的小时薪酬值，这意味着Transener和Transba分别比2023年8月起生效的值增加了37.33%和38.44%。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
此外，PEN 2023年12月16日第55/23号行政命令宣布国家能源部门进入紧急状态，直到2024年12月31日。除其他问题外，上述 行政命令规定根据第24，065号法律第43条启动联邦管辖下的公共电力分配和输电公司的关税审查程序，并规定所得关税表 的生效时间不得超过2024年12月31日。
因此，2024年1月2日，通过 ENRE第3/24号决议，召开了一次公开听证会，该听证会于2024年1月29日举行，目的是在定义特许权公司适用的电价之前，告知输电公用事业特许权公司关于RTI更新流程下过渡电价更新的建议并收集反馈 。
最后，通过ENRE决议。 104/24和105/24，确定了自2024年2月19日（《银行业条例》公布日期）起生效的小时薪酬值， 与Transba自2023年11月起生效的值相比，分别增加了179.7%和191.1%。 同样，自2024年5月起，每月采用的关税调整率是根据 工资指数、批发价格指数和消费者价格指数的公式确定的。
2.5关于进入刚果解放运动的条例
2020年，BCRA推出了旨在 监管MLC的流入和流出的措施，以 鉴于汇率的高度不确定性和波动性， 考虑到汇率的高度不确定性和波动性，保护国际储备，包括与公司进行股票 市场资产交易和处置流动性外国资产有关的限制。具体而言，自2023年12月11日起，MLC对外币的任何需求都需要BCRA的事先授权。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
以下是 访问MLC的事先授权要求的某些例外情况：
首先，未经BCRA事先授权，可通过提交一份宣誓书，声明该国境内所有外汇持有 都存放在当地金融机构的账户中，且持有金额不超过 100，000美元的流动外国资产，允许向MLC查询流出情况。如果此类流动性外国资产超过100，000美元，则可以提交一份额外的宣誓书，说明没有此类 超额金额，因为MLC是通过使用存款的掉期和/或套利交易支付的。
自2023年12月13日起，未经BCRA事先授权， 可以访问MLC，以延迟支付新进口货物的进口， 取决于货物类型和根据提供的时间表。此外，关于非居民提供的服务的支付， 根据支付的类型和期限，一旦此类服务累积和/或提供，则可以访问MLC。
此外，如果 请求访问MLC，则当 资产已被收购、存款已被创建时，或贷款于2020年5月28日之后发放。
Regarding the trading of stock market assets, it is established that access to the MLC may be granted without BCRA’s prior authorization by submitting an affidavit stating that, on the date of access to the MLC and in the previous 90 or 180 calendar days, in case securities issued under Argentine law or foreign law, respectively, are used, whether directly or indirectly or for the account and order of third parties, no sales of securities issued by residents to be settled in foreign currency, exchanges of securities issued by residents for foreign assets, transfers of securities to foreign depositories, acquisitions in the country of securities issued by non-residents to be settled in pesos, acquisitions of CEDEAR representing foreign shares, acquisitions of securities representing private debt issued in foreign jurisdictions, or deliveries of funds in local currency or other local assets (except funds in foreign currency deposited in local financial entities) have been made to any person (whether a person or legal entity, resident or non-resident, related or not), resident or non-resident, and whether or not affiliated), receiving as prior or subsequent consideration, directly or indirectly, on its own or through an affiliated, controlled or controlling entity, foreign assets, crypto-assets or securities deposited abroad; and finally, there must be a commitment not to enter into the detailed transactions during the 90/180 calendar days following the request for access to the MLC. Likewise, for access to the MLC by legal entities, an additional affidavit must be submitted stating: (a) details of the individuals or legal entities exercising a direct control relationship according to BCRA’s regulations; and (b) that on the day on which access to the MLC is requested and in the previous 180 days, no funds in local currency or other liquid local assets (except funds in foreign currency deposited in local financial entities) were delivered in Argentina to any individual or legal entity exercising direct control, or to other companies making up the same economic group, except those directly associated with regular transactions for the acquisition of goods and/or services. The requirement stated in item (b) is deemed met if an affidavit is filed regarding transactions with securities of each of these individuals or legal entities pursuant to the current exchange regulations. Finally, on September 28, 2023, the BCRA established that sales of securities to be settled in foreign currency in the country or abroad should not be taken into consideration when all the funds obtained from such settlements have been or are used within 10 calendar days following certain transactions listed in BCRA regulations.
就其本身而言，BCRA根据以下标准，将 提交某些债务和本金到期日的再融资计划的义务延长至2023年12月31日： （i）在原定期限内，最多可获得本金额的40%；（ii）本金余额的再融资， 平均到期日为2年的新外债。在此再融资流程的框架内，允许在到期日前最多45个日历日内访问MLC，以提前取消本金、利息或债务互换，条件是 法规规定的所有要求都已得到验证。同样，BCRA接受MLC的访问，以便在2023年12月期间从应付本金 或利息到期日起注销 海外金融债务（前提是他们不是关联方）。如果通过 对授权进行此类付款的客户持有的当地外币账户进行兑换和/或仲裁，则还可以在到期日前3个工作日内访问。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
Additionally, in October 2022, the Integrated System for Monitoring Imports (“SIMI”) and the Integrated System for Monitoring Foreign Payments of Services (“SIMPES”) were replaced by the Argentine Republic’s Imports System (“SIRA”) and the Argentine Republic’s Imports and Foreign Service Payments System (“SIRASE”), respectively. Moreover, the BCRA established that no more advance, sight or deferred payments, or payments of commercial debts with no customs registration may be made through these new mechanisms, except for certain cases contemplated in the regulation. Subsequently, on December 26, 2023, the SIRA and SIRASE system was abrogated and a new system, called Statistical System for Imports (“SEDI”), was created. This system provides that: (i) the affidavit has a term of validity of 360 days from the exit status; (ii) the analysis of the tax situation and the economic-financial capacity is performed prior to the affidavit’s formalization; (iii) the state agencies will have 30 days to render a decision and, in the absence of a decision upon the expiration of such term, the affidavit will automatically go to exit status; and (iv) no information or approval must be required regarding the date of access to the MLC. Additionally, the Record of Commercial Debts for Imports with Foreign Suppliers is created for the registration of subjects having commercial debts for goods and/or services imports with a formalization date prior to December 13, 2023. The corresponding Group’s companies have been registered in the mentioned record.
最后，BCRA对外汇条例进行了调整 ，除其他条款外，根据PEN行政命令第277/22号，为获得石油和/或天然气增量生产货币准入系统认证的主体提供了向MLC的访问（见附注2.2.3）， 最多用于每项证书的金额，分配用于支付：（i）海外商业或金融负债的本金和利息 ，包括与非居民附属公司的负债，（ii）已关闭和经审计的资产负债表的收益和股息；和/或 （iii）非居民直接投资的汇回国内。RADPIP和/或RADPIGN受益人必须指定一个国内金融实体负责签发此类证书并记录SE确认的金额和适用期限。
值得强调的是，详细的 信息并没有列出所有可能适用的外汇条例；有关阿根廷汇率政策的更多信息， 请访问中央银行网站：www.bcra.gov.ar。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.6税务条例—主要税务改革
根据第27，430号法律、第27，541号法律、第27，630号法律和第27，701号法律，对税收处理进行了几项修改，其关键组成部分如下：
2.6.1 所得税
2.6.1.1
根据第27，430号法律，阿根廷公司的所得税率将从2018年1月1日至2019年12月31日的财政年度从35%逐步降低至30%，并从2020年1月1日或之后开始的财政年度降低至25%。然而，第27，541号法律暂停了2020财年的税率下调 ，将税率保持在30%。
2021年6月16日，BO公布了第27,630号法律 ，修改了自2021年1月1日起生效的财年所得税税率。这项修改 规定适用分级税率办法，并在适用的情况下，根据累计应纳税所得额净额等级适用固定税率： (一)累计净收入不超过500万美元，确定25%的税率；(二)对于500万美元至5,000万美元之间的累计净收入，确定125万美元的固定税率，并对盈余500万美元加收30%的税率；以及(Iii)对于超过5,000万美元的累计净收入，确定1475万美元的固定税，并对盈余5,000万美元加收35%的税率。 累计净收入金额从2022年1月1日起每年调整，同时考虑到INDEC公布的年度CPI变化 。
考虑到递延资产及负债实现年度预期适用的实际税率，根据上述税务改革，递延 与比较期间对应的递延税项变动的影响已于综合全面收益表 “所得税”项下的“递延税项税率变动的影响”中确认（附注10. 6）。
2022年8月16日，AFIP的第5，248/22号一般决议在《银行业条例》中公布，根据该决议，AFIP确立了第20，628号法律第73条所列纳税人和责任人的一次性所得税预付款，并符合以下参数：（i）2021年或2022年课税期的评税额至少为1亿美元，或（ii）不扣除累计税务亏损的应课税收入至少为3亿美元。 公司及其子公司于2022年支付了18. 63亿美元的所得税预付款。
2023年12月4日，AFIP在《条例》中公布了第5,453/23号决议，规定纳税人和负责人应缴纳经修订的第20,628号法律第73节所列的新所得税预缴税款，满足以下条件：(I)原油和天然气开采、炼油产品制造和常规热能发电的主要活动；及(Ii)不扣除前几年‘ 亏损的应纳税所得额，金额等于或超过6亿美元。本公司及其附属公司并未受本决议案影响。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
2.6.1.2
第27，430号法律和第27，541号法律和第27，630号法律引入的修改案规定，对从2018年1月1日开始的财政年度内累积的收入产生的股息征收7%的税，这些股息由阿根廷公司分配给个人、未分割财产或居住在国外的受益人。
在2018年1月1日开始的前一个财政年度之前，由于获得的福利而产生的股息将继续对超过 未征税可分配留存收益（均衡税过渡期）的金额进行35%的预扣税。
2.6.1.3 税收通胀调整
第27430号法律规定了以下 适用所得税通货膨胀调整机制的规则：
| (i) | 2018年1月1日之后开始的财政年度内采购的商品或投资的成本调整，考虑到INDEC公布的CPI的百分比变化；以及 |
| (Ii) | 当 上述指数在待结算的财政期结束前36个月内的变化超过100%时，适用《所得税法》第六章规定的调整。 |
第27，541号法律规定， 由于适用《所得税法》第六篇规定的调整而确定的正或负财政通货膨胀调整，对应于自2019年1月1日开始的第一个和第二个财政年度， 应在该财政期间收取六分之一，其余六分之五，按相等部分收取，在接下来的五个财政期间。
2022年12月1日，《BO》中发布了第27，701号法律，该法律规定，在2022年1月1日（含）开始的第一个和第二个财年中确定通胀正调整的纳税人可以在该财政期间分配三分之一，并在接下来的两个财政期间分配剩余三分之二，按相等的比例分配在接下来的两个财政期间。此计算仅适用于在紧接着
相关期间前三分之一的计算超过或等于美元的两个财政期间的每一个财政期间内对购买、建设、
制造、生产或最终进口财产、厂房和设备（汽车除外）进行投资的主体
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
截至本合并财务报表 发布之时，此规定尚未得到规范。
本公司及其子公司确定 并披露税率通胀调整对适用的每个财政期间的影响。
2.6.2 增值税
建立了一个程序，用于偿还源自物业、厂房和设备投资的税收抵免，这些投资自评估之日起6个月后尚未 由活动产生的税收抵免。
2.6.3 包容和关怀的税收 阿根廷（Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Soldaria，“PAIS”）进口和对外服务采购交易
2023年7月24日颁布的第377/23号行政命令将PAIS税的适用范围扩大到海外服务的获取和某些商品的进口交易，根据SE法规豁免 与能源部门相关的商品。此外，根据AFIP 2023年7月25日第5，393/23号决议，其条例规定，预付款可抵销PAIS税，相当于某些 货物和商品的最终应付税款总额的95%。进口商应在申报进口产品的预定用途时支付预付款。PAIS税 剩余的5%余额应在访问MLC进行海外付款时支付，其中介入银行将作为收款 和结算代理。
PAIS进口交易免税
SE第671/23号、第714/23号、第824/23号和第955/23号决议规定了PAIS对与能源部门有关的货物进口交易的免税。
因此，以下进口交易可豁免 此税：
| i) | 液体燃料，天然气和电力； |
| Ii) | 运往内斯托尔·基什内尔总统天然气管道的建设和启动、 北方天然气管道和相关工程的恢复以及天然气管道网络计划的工程的货物; |
| Iii) | 用于发电的货物，无论是否有外国融资，以支付进口； |
| 四) | 监管决议的展品中包含的可再生能源发电项目的工程和维护货物，包括PEPE II至IV、PE Arauco和PEPE VI风力发电场； |
| v) | 监管决议所附清单中所列热电厂和水电厂的工程和维护货物，包括公司资产。 |
2.6.4 出口增长方案
2023年10月3日，SE第808/23号决议暂时将公司销售的产品以及其他出口产品纳入PEN执行局 第576/22号命令创建的出口增长计划。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注2：（续）
根据该计划，至少75%的 出口价值必须以外币输入该国，其余25%可以通过购买 出口有价证券以比索结算，结算日期为2023年10月2日至20日，有效出口日期为2023年11月30日。公司 选择了此计划。
随后，PEN行政命令号。 549/23号和第597/23号分别将2023年10月23日至11月17日和2023年11月20日至12月10日期间结算的出口最低外币结算百分比分别降低至70%和50%。
最后，PEN第28/23号行政命令规定了最低收入，相当于出口额的80%，其余20%将从2023年12月13日起通过购买有价证券以比索结算。
注3: 准备的基础
本综合财务报表 是根据国际会计准则理事会颁布的《国际财务报告准则》会计准则编制的，以百万美元为单位表示，并于2024年3月6日获得董事会批准 发布。编制本综合财务报表时采用的主要会计政策载于附注4，该等政策已贯彻应用。
此综合财务资料 乃根据历史成本惯例编制，并就按按公平值计入损益之财务资产之计量作出修订。
所有集团公司均已贯彻执行这些会计政策 。此外，已对呈列的财务报表进行若干非重大重新分类， 以比较目的保持呈列方式与本年度金额的一致性。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4: 会计政策
编制这些合并财务报表时使用的主要会计政策解释如下。
根据CNV大会决议第 972/23号，不允许提前应用IFRS会计准则和/或其修正案，除非在采纳时明确允许 。
截至2023年12月31日，公司尚未选择提前应用国际财务报告准则和/或其修正案。
4.1 国际会计准则理事会发布并由公司采用的新会计准则、修订案和解释于2023年12月31日生效
自2023年1月1日起，公司首次适用以下标准和/或修正案 ：
| - | IFRS 17 -“保险合同”（2017年5月发布，后于2020年6月和2021年12月修订） |
| - | 《国际会计准则》第1号--“财务报表列报”(2021年2月修订) |
| - | 《国际会计准则》8--《会计政策》(2021年2月修订) |
| - | 国际会计准则第12号--“所得税”(2021年5月和2023年5月修订) |
详细准则的应用及修订对本公司的经营业绩或财务状况并无任何影响。
4.2 国际会计准则委员会发布的尚未生效且尚未被公司及早采纳的新准则、修正案和解释
- 国际财务报告准则第16号--“租赁”：2022年9月修订。它纳入了关于销售和回租交易的修正案。修正案 适用于从2024年1月1日或之后开始的财政年度，允许尽早采用。它们的应用不会对公司的经营业绩或财务状况产生重大影响。
- 国际会计准则1--“财务报表列报”：分别于2020年1月、2020年7月和2022年10月修订。它纳入了对流动或非流动负债分类的 修正案，并澄清了如何处理有契约的负债 。修正案适用于2024年1月1日或之后开始的财政年度，允许及早通过。他们的申请 不会对公司的经营业绩或财务状况产生重大影响。
- 国际会计准则7-“现金流量表”和国际财务报告准则7-“金融工具-披露”：于2023年5月修订。 它纳入了对与供应商的融资协议的信息的披露要求，以评估此类协议对负债、现金流和流动性风险敞口的影响 。修正案适用于2024年1月1日或之后的财政年度 ，允许及早采用。它们的应用不会对公司的经营业绩或财务状况产生重大影响 。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
- 《国际会计准则》第21条--汇率变化的影响：2023年8月修订。它纳入了在货币缺乏可兑换性的情况下的会计处理，建立了估计汇率的指导方针，以反映 每笔交易在计量日期发生的汇率，以及当时的经济状况。修正案适用于2025年1月1日或之后的财政年度，允许及早采用。公司正在分析外汇环境，以评估货币缺乏可兑换性，如果适用，评估其对公司经营业绩和财务状况的影响 。
4.3 外汇汇率变动的影响
4.3.1 本位币和列报货币
这些合并 财务报表中包含的信息以美元记录，美元是公司的本位币，即实体运营所在的主要 经济环境的货币。
4.3.2 外币交易 和余额
在重新计量项目时，外币交易按每个交易日或估价日的现行汇率折算为本位币。外汇 结算货币项目和在会计年度结束时使用年终汇率折算货币项目产生的汇兑损益在全面收益表的财务业绩中确认，资本化金额除外。
4.3.3 集团主体折算为本位币
功能货币为阿根廷比索的子公司、合资企业和联营公司的业绩和财务状况 使用年终汇率折算为公司的功能货币。国际会计准则第29号适用于恶性通货膨胀经济体的调整机制所产生的结果，以本位币计量的期初股本，在 “其他全面收益”项下确认。
4.3.4 列报公司权益内的其他综合收入
根据国际会计准则第21号，本公司将对期初留存收益应用国际会计准则第29号调整机制所产生的结果归类并直接累计于权益内的留存收益项目中，而其余结果在权益的单独组成部分中列报，并在出售海外业务之前按国际会计准则第21条在“其他全面收益”中累计。
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.4 合并与权益会计原则
4.4.1 附属公司
子公司是集团控制的所有实体。当本集团因参与某实体而面临或有权获得可变回报时，本集团控制该实体，并有能力通过其指导该实体活动的权力影响该等回报。子公司自控制权移交给本集团之日起 全面合并。本集团自控制权终止之日起停止合并实体。
会计上的取得法采用 核算本集团的业务合并(见下文附注4.4.5)。
集团实体之间交易的公司间交易、余额和 未实现收益被冲销。除非交易提供转让资产减值的证据，否则未实现损失也会被注销。附属公司的会计政策已于有需要时作出更改，以确保与本集团采纳的政策保持一致。
业绩中的非控股权益及附属公司的权益分别于综合全面收益表及综合变动表 中分别列示。
4.4.2 联营公司
联营公司是指 本集团对其有重大影响力但不具有控制权或共同控制权的所有实体。这通常是本集团持有20%至50%投票权的情况。于联营公司的投资在 初步按成本确认后，采用权益会计法入账（见下文附注4. 4. 4）。
4.4.3 联合安排
根据国际财务报告准则第11号，合营安排投资 分类为合营经营或合营企业，具体取决于 各投资者的合同权利和义务。本公司参与合营及合营企业。
4.4.3.1
本公司确认其对合营业务的资产、负债、收入和费用的直接权利，以及其在任何共同持有或产生的资产、负债、收入和费用中的份额。该等已纳入综合财务报表的适当标题。
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截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.4.3.2
于合营企业之权益于初始按成本确认后， 采用权益法入账（见下文附注4. 4. 4）。
4.4.4 权益法
根据权益会计法， 投资初步按成本确认，并调整以确认本集团应占的收购后利润或 亏损及被投资方的其他全面收益。
在收购投资时，投资成本与实体应占被投资方可识别 资产和负债的公允价值净额之间的任何 差额按以下方式入账：（i）与联营公司或合营企业有关的商誉包括在投资的账面值中且不摊销，及（ii）公允价值净额超出成本的任何部分，在确定实体应占联营公司或合营企业损益时， 计入收入。
已收或应收联营公司及合营企业之股息确认为投资账面值之减少。
当本集团在权益会计投资中应占的亏损 等于或超过其在该实体中的权益，以及实质上 构成净投资一部分的任何长期权益，本集团不会确认进一步亏损，除非本集团已代另一实体承担义务或支付款项 。
本集团与其联营公司及合营企业之间交易的未实现收益按本集团于该等实体的权益予以抵销。未实现 亏损亦会对销，除非交易提供所转让资产减值的证据。 权益入账的被投资方的会计政策已按需要作出变动，以确保与本集团采纳的政策一致。
权益入账 投资的账面值根据附注4. 9所述政策进行减值测试。
4.4.5 企业合并
所有业务合并均采用收购会计法，不论是否收购股本工具或其他资产。就收购转让的代价 包括：
| (i) | 转让资产的公允价值， |
| (Ii) | 对被收购业务的前所有人承担的债务， |
| (Iii) | 本集团发行之股本权益， |
| (Iv) | 或有对价安排产生的任何资产或负债的公允价值，以及 |
| (v) | 该附属公司任何先前存在的股权的公允价值。 |
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(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
于业务合并中所收购可识别资产及负债 及承担或然负债初步按收购日期之公平值计量。 本集团按个别收购基准，按非控股权益 占被收购实体可识别净资产的比例确认被收购实体的任何非控股权益。
购置相关成本在发生时支销 。商誉价值指：i）转让代价、ii）于被收购实体之任何非控股权益金额、及iii）于被收购实体之任何先前股权于收购日期之公平值超出所收购可识别净资产公平值之差额，乃记录为商誉。倘所收购业务之可识别资产净值之公平值超过该等金额，议价收购之收益直接于损益确认。
或有代价可分类 为权益或金融负债。分类为金融负债之金额其后按公平值重新计量，而公平值变动于损益确认。
如果业务合并 分阶段实现，收购方先前持有的被收购方股权的收购日期账面值将重新计量为 收购日期的公允价值。该等重新计量所产生之任何收益或亏损于损益确认。
本集团最多有12个月的时间来完成业务合并的会计处理。如果业务合并的会计处理在 业务合并发生的年度末尚未完成，则本集团报告临时金额。
4.4.6 拥有权权益变动
本集团将与非控股权益 （不会导致失去控制权）的交易视为与本集团权益拥有人的交易。所有权权益的变动导致 控制性权益和非控制性权益的账面值之间的调整，以反映其在 子公司的相对权益。非控股权益调整金额与已付或已收任何代价之间的任何差额 于本公司拥有人应占权益内的“其他储备”确认。
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
当本集团因失去控制权、共同控制权或重大影响力而停止综合入账或 权益入账时，于该实体的任何保留权益 重新计量至其公平值，账面值变动于损益确认。该公平值成为初始账面值 ，以随后将保留权益入账为联营公司、合营企业或金融资产。此外， 先前就该实体于其他全面收益中确认的任何金额按犹如本集团已直接 出售相关资产或负债的方式入账，这意味着先前于其他全面收益中确认的金额重新分类 至损益。
倘于合营企业 或联营公司之拥有权权益减少，但保留共同控制权或重大影响力，则仅按比例将先前 于其他全面收益确认之金额重新分类至损益（如适用）。
4.5 细分市场报告
经营分部的报告方式 与提供给执行委员会的内部报告方式一致。
执行委员会是最高 决策机构，负责分配资源和确定实体经营部门业绩 的人员，并已被确定为执行公司战略决策的机构。
在细分过程中，公司考虑 与第三方的交易和公司间的业务，这些交易是根据每个 产品的市场价格进行的。
4.6 财产、厂房和设备
物业、厂房和设备是按照成本模型计算的 。其按收购成本减折旧减任何累计减值确认。
后续成本仅在与 项目相关的未来经济利益有可能流入本集团且项目成本能够可靠计量时，方计入资产的 账面值或确认为独立资产（如适用）。 作为独立资产入账的任何组成部分的账面值于被替换时终止确认。所有其他维修和保养在发生的报告期间内计入损益。
正在进行的工程根据其进度程度进行估价。施工将随时间推移而延长的在建工程成本包括（如适用）第三方贷款的累计财务成本和其他生产前成本的计算 。在启动过程中所获得的元素的销售 产生的收入和成本计入当期损益。
| F-60 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
资产的剩余价值和可使用寿命在每年年底进行审查，并在适当时进行调整。如果资产的账面值大于其估计可收回金额，则资产的账面值将立即 减记至其可收回金额。
出售损益 通过比较出售价格与账面值（以出售日期的现行计量单位列示）而确定。
4.6.1 折旧方法及可使用年期
该小组根据生产单位法对油气生产区的生产井、机械和营地进行折旧，方法是将石油和天然气的产量与估计的已探明油气储量之比进行折旧。已探明储量的财产的购置成本按油气产量与预计探明石油和天然气储量之比折旧。与拥有未探明储量的物业有关的收购成本按成本计值，并根据预期于每个特许权有效期内探明的可能 及可能储量的地质及工程估计定期评估可采矿性。
机器和发电设备(包括 任何重要的可识别部件)按生产方式单位折旧。
集团剩余的 不动产、厂房和设备项目（包括任何重要的可识别部件）根据 估计使用寿命采用直线法折旧，详情如下：
| 建筑物： | |
| 车辆： | |
| 家具、配件和通讯设备： | |
| 计算机设备和软件： | |
| 工具： | |
| 设备和机械： |
如果合适，折旧方法 将在每年年底进行审查和调整。
4.6.2 资产报废义务 和风力涡轮机退役
资产报废的估计未来成本 石油和天然气领域的油井废弃债务和风力发电场的风力涡轮机退役债务，按风险调整利率贴现， 在资产成本中资本化，并使用生产单位法折旧。此外，按应付贴现金额的估计 价值确认负债。资产报废债务计量的变化因估计时间、清偿债务所需资源流出金额或贴现率的变化而产生，计入或减去相关资产的成本。如果负债的减少超过资产的账面价值，超出的部分将立即在损益中确认。
| F-61 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.7 无形资产
4.7.1 商誉
商誉是收购子公司 的结果。商誉指收购成本超出公司在收购日期所收购可识别资产净值上持有的被收购实体股权的公允价值的差额。
就减值测试而言，在业务合并中收购的商誉 自收购日期起分配至预期将从合并协同效益中受益的各现金产生单位或现金产生单位组别。分配商誉的每个单位或单位组代表实体内为内部管理目的监控商誉的最低层 。
4.7.2 特许权安排
与Diamante和Nihuiles水力发电厂相应的特许权安排不在IFRIC 12 "服务特许权安排"准则的范围之内。
这些特许权协议符合国际财务报告准则会计准则中关于资本化减折旧减任何累计减值的标准 。其根据使用年期（对应于每份特许权协议的年期）按照直线法摊销 。
4.7.3 收购投资中已识别的无形资产
对应于公司收购时确认的无形资产 。已识别资产符合IFRS会计准则中关于 资本化减去折旧和任何累计减值的标准。按每项资产的使用寿命，考虑资产产生的效益的估计消耗方式，采用直线法摊销。
4.7.4 数字资产
本公司将数字资产 （加密货币）作为无形资产在成本模型下具有无限使用寿命。其按收购成本减 任何累计减值确认。
4.8 石油和天然气勘探资产
本公司采用成功努力 方法对其石油和天然气勘探和生产活动进行会计核算。该方法涉及以下各项的资本化：（i）在石油和天然气勘探和生产区域获取财产的成本；（ii）导致发现商业可采储量的勘探井的钻探和装备成本；（iii）钻探和装备开发井的成本，以及（iv）估计资产报废责任（见附注4.6.2）。
| F-62 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
根据会计的成功努力法 ，勘探成本（包括地质和地球物理成本）（不包括勘探井成本）在其发生的 期间计入费用。勘探井的钻探成本被资本化，直到确定存在已探明储量 并且它们证明了商业开发是合理的。如果没有发现储量，则将钻探成本列为支出。有时，勘探 井可能会确定石油和天然气储量的存在，但在钻探完成时不能将其分类为已探明的。在这些情况下， 此类成本继续资本化，只要油井已允许确定存在足够的储量以保证其 作为生产井完成，并且公司在评估 项目的经济和运营可行性方面取得了足够进展。
4.9 非金融长期资产的减损
使用寿命不确定的无形资产 和商誉无需摊销，并每年进行减值测试，如果事件或情况变化 表明它们可能出现减值，则进行更频繁的测试。
当事件或情况变化显示账面值可能无法收回时，其余非金融长期资产会进行减值测试。 减值亏损按资产账面值超出其可收回金额的金额确认。可收回 金额为资产公允价值减处置成本与使用价值两者中的较高者。为评估减值， 资产按可独立识别现金流量的最低层分组，而现金流量在很大程度上独立于其他资产或资产组（CGU）的现金流入。
已减值的非金融长期资产（商誉除外）会于各报告期末检讨减值拨回的可能性。
4.10 金融资产
4.10.1 分类
根据实体管理金融资产的业务模式 及合约现金流量特征，本集团将其金融资产分类为以下 类别：
| (i) | 其后按公平值计入损益的资产，及 |
| (Ii) | 其后按摊销成本计量的资产。 |
当且仅当公司改变其管理金融资产的业务模式时，公司才重新分类金融资产。
| F-63 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.10.2 再认与再认
金融资产的常规买卖按结算日入账。当从金融资产获得现金流量的合同权利已到期或已转让，且本公司已实质上转让资产所有权的所有风险和回报 时，金融资产将终止确认。
4.10.3 量测
于初步确认时，本集团按 金融资产之公平值加上（倘为并非按公平值计入损益之金融资产）收购该金融资产直接应占之交易成本 计量。
如债务投资的损益随后按公允价值计量，且不属于对冲关系的一部分，则在损益中确认，并在“其他财务业绩”内的“金融工具公允价值变动”中披露。其后按摊销成本计量且不属于对冲关系一部分的债务投资损益，于金融资产终止确认或减值时，按实际利率法于摊销过程中于损益确认。
本集团其后按公允价值透过损益计量权益投资。只要该等投资的股息代表投资回报，该等投资的股息便会继续在损益中确认。
| 4.10.4 | 金融资产减值准备 |
本公司按摊销成本及按公允价值通过其他全面收益评估与其金融工具有关的预期信贷损失 (如适用)。
本公司采用国际财务报告准则第9号允许的简化方法 计量应收贸易账款和其他具有类似风险特征的应收账款的预期信贷损失。为此目的，应收账款按业务分类并根据共同信用风险特征进行分组，预期信用损失是根据从到期日起不同违约天数范围计算的利率确定的。
预期损失率基于每年年底前24个月期间的销售收款情况，考虑到在此期间经历的历史信用损失，如适用，将进行调整，以反映可能影响客户结算应收账款能力的前瞻性信息。
| F-64 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.10.5 金融工具的抵销
当有法律上可强制执行的权利抵销已确认金额，并有意按净额结算，或同时变现资产及清偿负债时，金融资产及负债被抵销， 并于综合财务状况表内报告净额。
4.11 贸易和其他应收款
应收贸易账款及其他应收账款按公允价值确认，其后按实际利息法减去减值准备(如适用)按摊销成本计量。
本公司根据附注4.10.4所述的预期信贷损失模型确认贸易及其他应收账款的减值准备。当没有合理的收回预期时，贸易应收账款被注销。本公司考虑以下违约指标：i)自愿重组 诉讼、破产或提出司法要求；ii)破产意味着极不可能收回债务；iii)逾期 余额超过90天。
在适用情况下，税项抵免减值准备 已根据对其在法定时效期限内无法收回的估计确认，并已考虑本公司目前的业务计划。
4.12 衍生金融工具和对冲账户
衍生金融工具按公允价值计量，公允价值为截至计量日期为结算该工具而收取或支付的现金金额，扣除收取或支付的任何预付款后的净额。在活跃市场交易的衍生金融工具的公允价值根据其报价 而非活跃市场交易的工具的公允价值采用不同的估值方法确定。 随后公允价值变动的会计处理取决于衍生工具是否被指定为对冲工具，如果是，被套期保值项目的 性质。
本公司并未正式指定 项金融工具为对冲工具。
4.13 盘存
本项目包括与石化和油气业务部门相关的原油库存、 原材料、在制品和成品，以及与发电业务部门相关的材料和备件。
存货按成本或可变现净值中较低者列报。成本是用加权平均价格法确定的。库存成本包括在采购和生产中发生的支出，以及将库存带到现有位置和条件所需的其他必要成本。对于已制造的产品和正在生产的产品，成本包括间接生产成本的一部分，不包括任何闲置产能(闲置)。
可变现净值为在正常业务过程中的估计销售价格减去预计完工成本和预计销售成本。
| F-65 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
该等资产的可收回价值 于每个报告日期作出评估，当存货被多报 时，所产生的损失会在损益表中确认。
本公司根据预计用于更换或改进现有资产的时间，将材料和备件分为流动和非流动 。用于维护或改善现有资产的材料和备件部分列在 “财产、厂房和设备”标题下。
4.14 持作出售的非流动资产（或处置组）和已终止业务
如果认为非流动资产的金额极有可能通过出售交易收回，则将其归类为持有待售资产。除递延税项资产、员工福利产生的资产、按公允价值列账的金融资产及投资物业外，按账面价值及公允价值减去出售成本后的 较低者计量，而保险合约的合约权利则不受此规定限制。
非流动资产(包括属于处置集团的资产)在被归类为持有待售资产时不计折旧或摊销。归类为持有待售的出售集团负债的利息及其他开支 继续确认。
分类为持有待售的非流动资产或资产组 在资产负债表中与其他资产分开列示。被分类为持有待售的处置集团的负债在资产负债表中与其他负债分开列示。这些资产和负债不会相互抵销。
如果是非持续经营，则 是已被处置或归类为持有待售物品；以及(I)它代表可被视为与其余部分分开的重要业务线或地理区域；(Ii)它是处置可被视为与其余部分分开的重要业务线或经营地理区域的单一协调计划的一部分；或(Iii)它是仅为转售其目的而收购的附属实体；在全面收益表中披露单一金额，显示非持续经营的结果，包括按公允价值减去销售成本或资产处置成本(如适用)进行估值的结果。
4.15 现金和现金等价物
就在综合现金流量表中列报而言，现金及现金等价物包括手头现金、在金融机构随叫随到的存款、 最初到期日为三个月或以下且可随时转换为已知现金金额且价值变动风险微乎其微的其他短期高流动性投资。如果有银行透支，银行透支显示在流动负债中的借款中，这意味着现金和现金等价物不在合并现金流量表中披露，因为它们 不是公司现金管理的一部分。
| F-66 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
根据股东大会的相关决定和法律或监管标准，股权变动占比 。
所有权益账已按截至2018年12月31日的流动计量单位重新列报 ，但股本和库藏股除外，它们分别代表认购和缴入的股本和已发行的库藏资本。由于截至2018年12月31日的重述而产生的调整分别在全面股本调整和全面库存股调整线中披露。
由于本位币的变动，本公司于2019年1月1日停止根据国际会计准则第29号编制和列报财务报表，并已将截至2018年12月31日以现行计量单位表示的权益数字视为后续财务报表的 金额的基础。
4.16.1 股本
股本是指已发行的资本， 由股东承诺和/或作出的出资组成，并以面值构成已发行股份的股份表示。
4.16.2 股票溢价
它包括：
| (i) | 收购价超过本公司发行股票面值的部分，扣除已吸收的累计亏损。 |
| (Ii) | 支付/收取代价的公允价值与收购/出售/摊薄的附属公司股权的会计价值之间的差额，并不代表失去控制权或重大影响。 |
| (Iii) | 子公司合并前登记的比例权益价值与应用于子公司合并后的股权的价值之间的差额，即因交换关系而产生的新所有权份额 。 |
4.16.3 法定准备金
根据LGS，本年度损益表产生的利润的5%、以往年度的调整、直接累积在留存收益中的换算差额(见附注4.3.4)、从其他全面收益中转移的金额和以前年度的累计亏损，必须将 拨作法定准备金，直至该准备金等于本公司股本的20%和相关的股本调整 。由于任何原因，该准备金的数额减少时，在达到该数额之前，不得分配红利。
| F-67 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.16.4 自愿准备金
该准备金来自股东大会作出的分配 ，其中预留了特定数额，用于支付与公司政策相关的项目和情况的资金需求 。
4.16.5 其他储备
它包括与 非控股权益的经营结果，但不会导致失去控制权，以及股票补偿计划的准备金。
4.16.6 留存收益
包括累计利润或亏损 ，但没有具体分配；正收益可由股东大会决定分配，只要不受法律限制 。盈利包括当期盈利、未分配的以往年度盈利、根据附注4.3.4所述政策直接累计在保留盈利中的换算差额 、根据国际财务报告准则的会计准则从其他 全面收益转入的金额和以往年度的调整。
CNV发布的第593/11号一般决议规定，股东在应决定批准保留收益账户为正余额的财务报表的会议上，应就该等余额的分配（是否 股息分配、资本化、设立储备金或这些组合）通过明确决议。公司股东已遵守 这些要求。
4.16.7 其他综合收益
它包括 海外业务重新计量过程产生的收益和亏损，以及根据附注4. 3. 4所述政策未分类并直接累计在 保留收益中的汇兑差额，以及界定福利计划的精算收益和亏损以及相关税务影响。
4.16.8 股利分配
向公司股东分派股息 于股息获股东大会批准的年度确认为负债。股息的分配 是根据公司的独立财务报表进行的，根据监管要求，该报表以阿根廷的法定货币比索列报 。
| F-68 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
在登记股票补偿时，已考虑国际财务报告准则第2号下的以下指引：
4.17.1 以现金支付的赔偿:
薪酬协议—高级 管理层：根据公司年度 市值增值确定的固定薪酬和年度、可变和或有长期薪酬，支付上限根据公司调整后的营业收入计算。向高级管理人员支付的任何类似报酬 将从报酬金额中扣除。
所接受服务的合理价值 采用布莱克—斯科尔斯—默顿财务估值模型，通过股份增值估计进行计量。应付金额 的公允价值应计并确认为费用，负债相应增加。负债在每个结算日 重新估值。负债公平值之任何变动于损益表内披露。
4.17.2 以股份支付的赔偿
股票补偿计划，某些 高级管理人员和其他关键员工根据该计划获得一定数量的公司股票。公司董事会批准 市场收购自有股份，作为实施本计划的一种手段（见附注13.1.2）。
每名合格 员工的股份数是按年度薪酬总额（包括奖金）的百分比除以同期公司股份和ADR的加权平均价格 （以比索计）计算的；每年授予三分之一的归属权，并将与 归属日之后的一年四月的工资单一起授予，同时要求雇佣关系至少 持续到每个归属日。所获服务之公平值按授出时股份之公平值计量， 于归属期内披露，连同权益之相应增加。
4.18 贸易应付款项及其他应付款项
贸易应付款项及其他应付款项 初步按公平值确认，其后采用实际利率法按摊销成本计量。
| F-69 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.19 借款
借贷初步按 公平值（扣除所产生之交易成本）确认。借贷其后按摊销成本计量。所得款项 （扣除交易成本）与赎回金额之间的任何差额于借贷期间使用实际 利率法于损益确认。
当合同中指定的义务被解除、取消或到期时，借款将从财务状况表 中删除。已注销或转让予另一方之金融负债账面值与已付代价（包括任何已转让非现金资产或所承担负债）之间之差额，于损益确认为其他收入或融资成本。
如果债务合同被修改或互换， 公司将记录原始负债的取消，并在新条件与原始条件有重大差异 时披露新的金融负债。
借贷分类为流动负债 ，除非本集团有无条件权利将负债的结算延迟至报告期后至少12个月。
4.19.1 借款成本
与收购、建造或组装合格资产直接相关的一般和特定借贷成本，在完成资产并准备其预定用途所需的期间 内资本化。符合条件的资产是指需要相当长的 时间才能准备好用于其预定用途的资产。
特定借款在用于合格资产之前的临时 投资所赚取的投资收入从符合资本化条件的借款成本中扣除。
其他借贷成本在其发生期间的 损益中记录。
4.20 员工福利
4.20.1 短期债务
薪金负债，包括预期于 雇员提供相关服务的报告期末后12个月内全数结算的非货币 福利及累积病假，于负债结算时就预期支付的金额确认。负债 于综合财务状况表中披露为应付薪金及社会保障。
| F-70 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.20.2 固定福利计划
人工成本负债在员工提供触发对价的服务的期间应计。
此外，该公司还运营多个 固定福利计划。固定福利计划定义员工在退休时将获得的养老金福利金额，具体取决于一个或多个因素，例如年龄、服务年限和薪酬。根据每个计划中规定的条件，福利可以是一次性支付，也可以是对养恤金制度支付的款项进行补充支付。
于报告期末于财务报表资产负债表确认的界定福利负债为计划资产公允价值的界定福利负债净额 的现值(如适用)。定义福利债务由独立精算师使用预测单位贷记法按年计算。固定福利债务的现值是通过使用关于影响此类福利金额确定的人口和财务变量的未来精算假设对估计的未来现金流出进行贴现而确定的。
来自经验的精算损益 精算假设的调整和变化在产生期间在其他全面收益(亏损)中确认 ，过去的服务成本立即在损益表中确认。
4.21 准备金、或有负债和或有资产
拨备确认当集团 因过去事件而负有目前的法律或推定义务时，很可能需要 流出资源来清偿该义务，并且可以可靠地估计金额。未计提未来营业亏损拨备。
拨备按预期偿还当前债务所需支出的现值计量，并考虑到截至综合财务报表日期的最佳可用信息 基于被认为适当的假设和方法并考虑公司法律顾问的意见 。随着公司获得更多信息，估计将定期修订和调整 。用于确定现值的贴现率反映了当前市场对货币时间价值的评估，以及截至财务报表日期与负债相关的风险。因时间流逝而增加的拨备 在其他财务业绩中确认。
| F-71 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
或有负债是因过去事件而产生的可能债务 ，其存在只能通过不完全在实体控制范围内的不确定未来事件的发生或不发生来确认；或因过去事件而产生的当前债务，但其清偿不可能需要资源流出 ；或其金额无法充分可靠地计量。
或有负债不作确认。 本公司在综合财务报表附注中披露重大或有负债性质的简要说明。
或有负债在结算中流出的可能性微乎其微，除非涉及担保，否则不会披露，在这种情况下，担保的性质将被披露。
或有资产是从过去的事件中产生的可能资产，其存在只能通过不完全在实体控制范围内的不确定的未来事件的发生或不发生来确认。
或有资产未予确认。 本公司于综合财务报表附注中披露重大或有资产性质的简要说明，而相关经济利益的流入估计为可能出现。
4.22 与客户签订合同的收入
4.22.1 产生节段:
4.22.1.1销售到现货市场的收入(SE决议N°869/23)
本公司确认以下收入： i)每月的电力供应，因为不同的发电厂可供发电；ii)发电量、运行电量和高峰时段的发电量，根据每个电厂的技术 适用的价格确定。收入不会根据融资部分的影响进行调整，因为销售是在平均信用期限为42天的情况下进行的，这符合市场惯例。
4.22.1.2来自与CAMMESA的供应协议的收入 (SE决议编号220/07、SE决议编号21/16、SE决议编号287/17和Renovar计划)
本公司确认与CAMMESA签订的供应 合同的收入：i)电力供应，如果适用，按月提供电力，因为不同的发电厂可以 发电；以及ii)根据每份合同中确定的价格，在能源输送有效时产生的能源。收入 未根据融资组件的影响进行调整，因为销售是以42天的平均信用期限进行的，这与市场惯例一致 。
| F-72 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.22.1.3垫内大用户销售合同收入
根据每份合同中确定的价格，当能源交付生效时，公司确认能源 加上销售和可再生能源的收入。收入不会根据融资组件的影响进行调整，因为销售是在平均信用期限为30天的情况下进行的，这符合 市场惯例。
4.22.2 石油及天然气分部
当产品控制权转移时，即在石油和天然气交付给承运人时，在不存在可能影响客户接受产品的未履行义务的范围内，公司确认将石油和天然气销售给第三方和部门间的收入。在所有情况下，天然气的运输都由客户负责。这些销售收入是根据每个合同或协议中规定的产品价格确认的，但极有可能不会发生重大逆转。
收入不会根据融资成分的影响进行调整 ，因为销售是以不超过45天的平均信用期限进行的，这符合市场惯例。
4.22.3 石化板块
当产品控制权转移时，即当产品交付给客户且不存在可能影响客户接受产品的未履行义务时，公司确认销售石化产品的收入，无论是在当地市场还是在国外市场。 每份合同中确定的交付发生：
| (i) | 当产品由客户负责调度和运输时，或者， |
| (Ii) | 当产品已由公司发送至特定地点时，过时 风险和损失已转移至客户，且客户已根据销售合同接受产品，验收 条款已过期，或公司有客观证据表明所有验收标准均已满足。 |
该等销售收入根据每份合同中指定的价格确认 ，以极有可能不会发生重大拨回的情况为限。收入 未因融资成分的影响而调整，因为销售的平均信贷期不超过34天，这与市场惯例一致。
| F-73 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.22.4 控股及其他部门
本公司确认与客户就向关联公司提供咨询服务的合同收入 ，因为服务是根据每份协议中确定的价格提供的。 收入不因融资成分的影响而调整，因为销售的平均信贷期为30天，这与市场惯例一致 。
4.23 其他收入
4.23.1 政府拨款
当有合理保证将收到政府补助，且本集团将遵守所有附带条件时，政府补助按其公平值确认 。该小组没有直接受益于任何其他形式的政府援助。
公司在实际交付天然气时，根据适用的 法规中确定的价格确认来自天然气生产促进或刺激计划的收入，但仅在很可能不会出现重大逆转且很可能收到对价的情况下， 即，在正式遵守政府制定的程序的情况下。
与天然气生产促进或刺激计划相关的收入 的确认（见注释www.example.com）属于IAS 20的范围，因为它涉及因承诺产量的维持或增加而产生的补偿 。
天然气生产或刺激计划的收入在综合全面收益表的其他营业收入项下披露。此外，上述计划的财政 成本在综合全面收益表的其他经营费用项下披露。
4.23.2 利息
按公平值计入损益的金融资产 利息收入计入该等资产公平值变动的结果。已摊销金融资产之利息收入于收益表确认。
利息收入乃按实际利率计算至金融资产账面总值（不考虑减值拨备），惟减值 金融资产除外，即按实际利率计算至扣除减值拨备的账面值。
注销销售应收款时与迟付附加费相应的商业利息在其他营业收入项下披露，因为它提供了有关业务经营和经营流程的相关信息 。
| F-74 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
4.23.3 分红
股息收入来自金融资产，按公允价值通过损益计量。股息在收到付款的权利确立后确认为收入。 即使股息是从收购前利润中支付的，这一点也适用。
4.24 所得税
本年度的税费包括 当期税和递延税。税项于损益表确认，但涉及在其他全面收益或直接于权益中确认的项目则除外，在此情况下，该税项亦分别于其他全面收益或直接于权益中确认。
现行所得税费用是根据资产负债表内颁布或实质颁布的税法计算的。管理层会就适用税务法规须予解释的情况，定期评估报税表内的立场 。它在适当的情况下根据预计应向税务机关支付的金额确定拨备。
递延所得税按综合财务报表中资产及负债的计税基准与账面值之间的暂时性差异采用负债法确认。然而，如递延税项负债来自商誉的初步确认，或如 来自业务合并以外的交易中的资产或负债的初始确认，且于交易时不影响会计或应课税损益，亦不会产生相等的应税及可扣除临时差额，则不会确认递延税项负债。
递延所得税资产只有在未来可能会有应课税溢利并可用来抵销暂时性差额的情况下才予以确认。
递延所得税按投资于附属公司、合营企业及联营公司的暂时性差额 拨备，但递延所得税负债除外，而暂时性差额拨回的时间 由本集团控制，而暂时性差额在可预见的将来很可能不会拨回 。
递延资产或负债因财政税收膨胀的损益而确认 ，根据第27,541号法律和第27,701号法律，递延并在随后的会计期间计入 (见附注2.6.1)。
当存在法律上可强制执行的权利以抵销已确认金额，且递延所得税资产及负债与同一税务机关向同一应课税实体或不同应课税实体征收的所得税有关时，递延所得税资产及负债即予抵销 ，而 有意按净额结算余额。
| F-75 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
流动及递延税项资产及负债 未予贴现，并按其面值列账。
阿根廷（见注2.6.1）、厄瓜多尔、玻利维亚和乌拉圭年终现行所得税率为
在玻利维亚，向玻利维亚境外受益人支付玻利维亚来源的
收入须缴纳
此外，根据厄瓜多尔通过并于2020年1月1日生效的上一次
税收改革，分配给外国股东的股息将受到
的约束
在乌拉圭， 2023年1月1日起生效，经济活动所得税（“IRAE”）将组成非合格跨国集团的实体获得的某些被动收入作为乌拉圭来源。
递延税项资产和负债 使用资产变现或负债清偿期间预期适用的税率计量。
最后，由于在2019年1月1日废除前最低推定所得税， 已披露应收款，可计算 为随后十年中任何一年的所得税预付款。
公司管理层在每个财政年度结束时评估 记录应收款的可收回性，只要考虑到公司 当前业务计划，估计 可计算金额在法定时效期限内无法收回，则会设置备抵。
4.25 租契
就本公司为承租人的租赁 （附注19. 1）而言，使用权资产及租赁负债于相关资产可供本公司使用之日确认 。
在开始日期，租赁负债 按该日期未支付的付款的现值计量，包括：
| - | 固定付款，减去任何应收租赁奖励 |
| - | 根据指数或利率而定的可变租赁付款 |
| - | 本公司预计在剩余价值担保下支付的金额， |
| - | 购买选择权的行使价（如果合理确定将行使该选择权），以及 |
| - | 终止租赁的罚款（如果该选择权将被行使）。 |
| F-76 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注4：（续）
租赁付款使用 公司的增量借款利率贴现，增量借款利率是公司在类似的期限、担保和 条件下借款所必须支付的利率，以及在类似的经济环境中收购与使用权资产价值相似的资产所需的资金，或 使用租赁中隐含的利率（如果该利率可以很容易地确定）。
租赁负债于“贸易 及其他应付款项”中披露。每笔租赁付款在本金和财务成本之间分摊。财务成本在租赁期内从收入中扣除 ，以使每个期间的剩余负债余额产生恒定的周期利率。
使用权资产按成本计量， 包括：
| - | 租赁负债的初始计量金额 |
| - | 在开始日期或之前支付的任何租赁付款，减去已收到的任何租赁奖励 |
| - | 任何初始直接成本，以及 |
| - | 根据 租赁条款和条件停用或恢复基础资产所产生的成本估计 |
| - | 使用权资产在资产的使用寿命 内或租赁期内（如果使用寿命较短）使用直线法折旧。 |
本公司在租赁期内使用直线法将与短期租赁（最长12个月）和相关资产价值较低的租赁（IT设备和办公室用品）相关的租赁付款 确认为费用。
本公司（作为出租人） 已转让相关资产所有权附带的所有风险和回报的租赁，分类为融资租赁（附注19. 2. 1）。 融资租赁于开始日期按租赁物业的公允价值或 将收到的最低租赁付款额的现值（如果较低者）确认。相应租赁权（扣除财务费用）计入“应收贸易账款及其他 应收款”。每项已收租赁付款于应收收入及财务收入之间分配。财务收入在租赁期内确认为利润，以使每个期间的剩余负债余额产生固定的周期利率。 如果合理确定本公司将于租赁期结束时转让其所有权，则终止确认融资租赁项下的物业。
本公司不转让 相关资产所有权附带的大部分风险和回报的租赁分类为经营租赁。相关租赁的收入 在租赁期内采用直线法确认为收入（附注19.2.2）。相应的 租赁资产根据其性质计入综合财务状况表。
| F-77 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5: 群体结构
5.1公司重整
2023年11月6日和11日，CISA、公司和GASA的董事会分别决定指示各自的管理层根据LGS第82条和后续章节的条款分析重组过程，以及所得税法第80条和后续条款的税收中立 （2019年修订），并在适当的情况下，起草分拆CISA的 股权和随后通过吸收其与Pampa的一部分分拆股权和与GASA的另一部分分拆股权 的合并的准备文件。
上述重组 生效日期定于2024年1月1日，将为相关公司和整个经济集团带来好处，因为 它将提高财务信息管理的资源效率，并降低法律和税务咨询费用的成本。
5.2收购及出售股权
5.2.1 出售Edenor控股权的股权
2020年12月28日，公司与Empresa de Energía del Cono Sur S.A.和Integra Capital S.A. Daniel Eduardo Vila、Mauricio Filiberti和José Luis Manzano（以下简称"买方"）签署了一份股份购买协议，据此，同意通过 转让代表上述公司51%股本和投票权的所有A类股份出售其在Edenor的控股权益（以下简称"交易"）。 2021年2月17日，Pampa召开股东大会，交易获得批准。
2021年6月24日，ENRE通过第207/21号决议批准了交易，而在满足先决条件后，交易于2021年6月30日完成，转让股份和变更控股股东。
商定的销售价格包括：
Edenor的B类股票，代表
于交易完成前能源分部的分销 对应的业绩于截至2021年12月31日止财政年度的综合 全面收益表的“终止经营”项下披露。
| F-78 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
与已终止经营业务有关的全面收益表披露如下：
| 的能量分布 | |
| 12.31.2021 | |
| 收入 | |
| 销售成本 | ( |
| 毛利 | |
| 销售费用 | ( |
| 行政费用 | ( |
| 其他营业收入 | |
| 其他运营费用 | ( |
| 不动产、厂场和设备减值的收回 | |
| 金融资产减值准备 | ( |
| 营业收入 | |
| 货币头寸收益净额 | |
| 财务成本 | ( |
| 其他财务业绩 | |
| 财务结果，净额 | |
| 所得税前利润 | |
| 所得税 | ( |
| 本年度来自终止经营业务的亏损 | ( |
| 其他综合收益 | |
| 不会重新分类为损益的项目 | |
| 翻译上的交流分歧 | |
| 可重新分类为损益的项目 | |
| 折算差额 (1) | |
| 年内来自已终止经营业务的其他全面收益 | |
| 年内来自已终止经营业务的全面亏损总额 | ( |
| 本年度来自已终止经营业务之亏损总额如下： | |
| 该公司的所有者 | ( |
| 非控制性权益 | ( |
| (75) | |
| 本年度来自已终止经营业务之全面亏损总额如下： | |
| 该公司的所有者 | ( |
| 非控制性权益 | ( |
| 应占已终止业务的年度全面（亏损）收入总额 | ( |
| (1) | 对应于 Edenor出售损益中包含的汇兑差额损失的重新分类调整。于二零二一年，并无确认汇兑差额亏损。 |
| F-79 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
截至2021年12月21日，与已终止经营业务有关的综合现金流量表呈列如下：
| 的能量分布 | |
| 12.31.2021 | |
| 经营活动产生的现金净额 | |
| 用于投资活动的现金净额 | ( |
| 用于融资活动的现金净额 | ( |
| 来自已终止经营业务的现金及现金等价物减少 | ( |
| 年初的现金和现金等价物 | |
| 贬值和通货膨胀对现金和现金等价物的影响 | |
| 现金和现金等价物减少 | ( |
| 年终现金和现金等价物 |
5.2.2 出售炼油厂股权
2022年9月15日，本公司与Hidrocarburos del Norte S.A.签订了一项协议，出售其A类股票，
截至2022年9月30日，根据国际财务报告准则5，由于交易价格低于账面价值，公司确认税前减值损失为
美元。
2022年10月14日，一旦满足先决条件
，本公司转让了上述股份。后来，双方签订了一项协议修正案，规定支付余款如下：(一)美元
截至这些合并财务报表出具之日，公司已收取美元
| F-80 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
5.2.3 收购Greenwind额外50%权益
2022年8月12日，Vientos Solutions
LLC，Rio River Capital LLC与集团签订股份收购协议，以美元收购
收购日，公司录得利润
美元
下表详列于二零二二年八月十二日所转让代价之公平值 以及所收购资产及所承担负债之公平值：
| 以百万美元计 | |
| 转让代价 | ( |
| 先前于Greenwind权益的公允价值 | ( |
| 总计 | ( |
| 财产、厂房和设备(1) | |
| 无形资产—客户合同 (2) | |
| 按公允价值计算的金融资产 | |
| 应收贸易账款(3) | |
| 其他资产： | |
| 现金和现金等价物 | |
| 借款： | ( |
| 递延税项负债 | ( |
| 所得税负债 | ( |
| 贸易和其他应付款 | ( |
| 条文： | ( |
| 纳税义务 | ( |
| 总购置价分配 (4) |
| (1) | Mario Cebreiro风电场的公允价值采用"基于成本的 方法"进行评估，该方法包括风电场的重置成本，并根据物理退化 以及功能和经济过时导致的价值损失进行调整。 |
| (2) | 已识别业务 交易的此无形资产的公允价值已通过应用“基于收入的方法”和“多期超额 收益”方法确定。所考虑的主要假设：i）预计发电量；及ii）贴现率。使用寿命是根据合同的剩余年数进行评估的。 |
| (3) | 对于所收购的贸易应收款，合同价值与 公允价值并无差异。 |
| (4) | 除了在"不动产、厂房和设备"和"无形资产"项下详述的价值外，未发现所收购资产的会计估值存在差异。 |
| F-81 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
与收购交易有关的开支 并不重大，并于财政年度业绩中确认为开支。
此次收购为集团贡献了
美元的销售收入
如果收购发生在
2022年1月1日，则截至2022年12月31日期间的合并销售收入和业绩将为美元
该公司支付了美元
5.2.4 收购Autotrol Renovables S.A.
2022年9月30日，公司收购了Autotrol Renovables S.A.的100%股本，"Wayra I风电场"项目的实体持有人（在 国家可再生能源项目注册处，"RENPER"注册），价格为5万美元。
5.2.5 收购VAR
2022年12月12日，Parque Eólico(Br)Arauco S.A.P.E.M.(“PEA”)与公司签署了一项协议，收购VAR的100%股本。该公司
通过运营Arauco II风电场在国内市场独家从事发电业务，装机容量为99.75兆瓦，价格为美元
2022年12月16日，随着条件的满足，PEA转让了VAR的股份，公司支付了美元
下表详列已转让代价的公允值 以及于二零二二年十二月十六日（即：2022年12月16日）所收购资产及所承担负债的公允值：
| F-82 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
| 以百万美元计 | |
| 转让代价 | ( |
| 预计价格调整 | |
| 总计 | ( |
| 财产、厂房和设备(1) | |
| 无形资产—客户合同 (2) | |
| 应收贸易账款(3) | |
| 其他应收账款 | |
| 递延税项负债 | ( |
| 所得税纳税义务 | ( |
| 贸易和其他应付款 | ( |
| 其他应付款 | ( |
| 纳税义务 | ( |
| 总购置价分配 (4) |
| (1) | Arauco风电场的公允价值是使用“基于成本的方法”进行评估的，该方法包括农场的新重置成本，再加上因物理性能恶化以及功能和经济上的过时而造成的价值损失。 |
| (2) | 该无形资产关于已确认的业务交易的公允价值已通过应用“以收入为基础的方法”和“多期超额收益”方法确定。使用的主要假设考虑了：i)预计发电量水平；以及ii)贴现率。根据合同的剩余年限评估了使用寿命 。 |
| (3) | 对于收购的贸易应收账款，合同价值与公允价值没有差异。 |
| (4) | 除不动产、厂场和设备以及无形资产项下详述的价值外，所收购资产的会计 估值未发现差异。 |
与收购交易有关的开支 并不重大，并于财政年度业绩中确认为开支。
如果收购发生在2022年1月1日，截至2022年12月31日的合并销售收入和业绩将分别为18.58亿美元和4.48亿美元。备考资料乃根据本公司及VAR之业绩计算。
该公司支付了美元
5.2.6 收购Rincón de Aranda的额外权益 并撤资Greenwind
2023年6月23日，公司与Total Austral S.A.达成协议。（阿根廷分公司）收购Rincón de Aranda区块额外45%的权益，实现 区块100%的权益。作为协议的一部分，Pampa在交易的结束日转让了其在Greenwind的100%股权 ，其中唯一的资产是Mario Cebreiro风电场。
Rincón de Aranda是一个240平方公里的勘探区块，位于内乌肯省Vaca Muerta地层的石油窗口。该区块目前有一口关井 生产井和一口未完井，均于2019年钻探；尽管该区块目前未投入生产，但其邻近Vaca Muerta地层中的重要 生产区块，从技术角度来看，该区块极具前景。
| F-83 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
2023年8月16日，在满足 先决条件（其中包括转让批准和授予该区域CENCH）后，交易 结束。
Mario Cebreiro风电场 于2018年落成，装机容量为100兆瓦，位于布宜诺斯艾利斯省的Bahía Blanca，是该公司的第一个风电项目，根据Renovar 1项目授予；值得强调的是，尽管风电场的任务，公司 仍然致力于可再生能源，这对保持其作为高效能源领先供应商的地位至关重要，并已开始 PEPE VI的建设（见注17）。
最后，通过收购Rincón de Aranda的额外 权益，该公司在能源领域的业务多样化，拥有一个具有巨大生产潜力的页岩油区块 ，并加强了其对Vaca Muerta非常规储量开发的承诺。
截止日，公司录得利润
美元
Rincon de Aranda区域 的公允价值是基于未来净现金流量的现值，该现值是根据对若干关键假设的未来行为的估计编制的，包括 以下各项：（i）产品的参考价格；（ii）每类产品的需求预测；（iii）成本演变；（iv）宏观经济 变量，如通货膨胀和汇率；及（v）贴现率。
下表详列已转让代价的价值 以及于二零二三年八月十六日所收购资产及所承担负债的公平值：
| 以百万美元计 | |
| 转让Greenwind的利息（扣除所承担的负债） (1) | ( |
| Rincón de Aranda先前权益的公允价值 | ( |
| 总计 | ( |
| 财产、厂房和设备(2) | |
| 盘存(3) | |
| 税收抵免(4) | |
| 现金和现金等价物(5) | |
| 递延税项负债 | ( |
| 公允价值 | |
| 利润 |
| (1) | 下表详细说明了绿风资本S权益的账面价值： |
| F-84 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
| 以百万美元计 | |
| 财产、厂房和设备 | |
| 无形资产 | |
| 按公允价值计提损益的金融资产 | |
| 贸易和其他应收款 | |
| 现金和现金等价物 | |
| 借款 | ( |
| 递延税项负债 | ( |
| 所得税纳税义务 | ( |
| 贸易和其他应付款 | ( |
| 条文 | ( |
| 税项支出 | ( |
| 转让Greenwind的利息（扣除所承担的负债） | |
| Pampa承担的规定 | ( |
| Greenwind权益的账面价值 |
Pampa承担的或然准备金对应于本应于二零二二财政年度在Greenwind厘定的额外所得税，而不考虑 有关授予Total Australal S.A.的合约弥偿的税务亏损更新。（阿根廷分部）。
| (2) | 油井的公允价值采用"基于成本的方法"进行评估，其中 包括其重置成本，并根据其因物理退化和功能和经济过时而导致的价值损失进行调整。采矿财产的公允价值采用"基于收入的方法"评估，并考虑到特许权合同条款中设想的开发计划。 |
| (3) | 备件的公允价值采用"基于成本的方法"进行评估，其中 包括该项目的重置成本，并根据其因物理损耗、功能和经济过时而产生的价值损失进行调整。 |
| (4) | 税项抵免之合约价值与其公平值并无差异。 |
| (5) | 对应于Total Australal S.A.支付的价格调整。（阿根廷分部）。 |
由于资产互换，公司
以现金和现金等值物形式收到了美元
| F-85 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5: （续）
5.3 子公司、联营公司和合资企业的权益
5.3.1 子公司 信息
除非另有说明，注册办事处所在国家 也是子公司开展活动的主要地点。
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||||||
| 公司 | 国家 | 主要活动 | 直接和间接参与百分比 | 直接和间接参与百分比 | ||||
| - | ||||||||
| - | ||||||||
| - | ||||||||
| - | ||||||||
| - | ||||||||
| - |
| (1) | 公司合并为PB18。 |
| (2) | 见附注5.2.6。 |
| F-86 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
5.3.2 有关对关联企业投资的信息 和合资企业
下表列出了用于估值和参与联营企业和合资企业的百分比的主要活动和财务信息；除非另有说明，股本由普通股组成，每股赋予一票投票权：
| 关于发行人的信息 | ||||||||||||
| 主要活动 | 日期 | 股本 | 当年利润（亏损） | 权益 | 直接和间接参与百分比 | |||||||
| 联属 | ||||||||||||
| 合资企业 | ||||||||||||
| ( |
||||||||||||
| (1) | 该公司持有TGS和 1.029%的直接和间接权益 持有CIESA 50%的股份，该公司持有TGS 51%的股本。因此，公司还拥有间接的 TGS参与率为26.50%。 |
截至2023年12月31日，TGS在BCBA和纽交所公布的普通股和ADR报价分别为2956.15美元和15.09美元，授予Pampa（直接 和间接）股权市值约为6230.64亿美元。
| (2) | 本公司持有Citelec 50%的权益，Citelec持有Transener股本52.65%的权益；因此，本公司拥有Transener 26.33%的间接权益。截至2023年12月31日，Transener在BCBA上市的普通股价格为1210.00美元，赋予Pampa的间接权益约1416.43亿美元的市值。 |
| F-87 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
于联营公司及合营企业之投资结余详情 如下：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 非流动资产披露 | ||||
| 联属 | ||||
| OCP | ||||
| TGS | ||||
| 协理人员共计 | ||||
| 合资企业 | ||||
| CIESA | ||||
| 契泰莱茨 | ||||
| CTB | ||||
| 合资企业共计 | ||||
| 合伙企业和合资企业 |
下表列示应占联营公司及合营企业溢利 明细：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 联属 | ||||||
| refinor (1) | ( |
( | ||||
| OCP | ( |
|||||
| TGS | ||||||
| 协理人员共计 | ( |
|||||
| 合资企业 | ||||||
| CIESA | ||||||
| CTB | ( |
|||||
| 西泰雷克 | ( | |||||
| 绿风(2) | ( | |||||
| 合资企业共计 | ( |
|||||
| 合伙企业和合资企业 | ( |
| (1) | 见附注5.2.2。 |
| (2) | 见附注5.2.3。 |
| F-88 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
于联营公司及合营企业的投资演变 如下：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 在年初 | ||||||
| 分红 | ( |
|||||
| 增加 | ||||||
| 因出售股权而减少 | ( |
( |
||||
| 由于获得控制权而减少 | ( |
- | ||||
| 收购股权增加 | ||||||
| 溢利 | ( |
|||||
| （减值）减值损失的收回 | ( |
|||||
| 翻译上的交流分歧 | ( |
|||||
| 在年底的时候 |
5.3.3 投资CTB
2019年6月26日，由YPF和Pampa共同控制的公司CTB收购CTEB的商誉，CTEB位于布宜诺斯艾利斯省恩塞纳达石化综合体，由两台开放式循环燃气轮机组成，装机容量为567兆瓦。
CTB承诺实现循环关闭 调试，将其装机容量增加到847 MW。2023年1月27日，CTB启用CC，并于2023年2月22日，根据与CAMMESA的供应合同开始商业运行。2023年4月26日，CTB被委托使用瓦斯油。
CTB根据SE第220/07号决议与CAMMESA签订了能源供应合同 ；开放式循环合同于2022年4月27日终止，封闭式循环合同 有效期为10年，自CC开始商业运营。未根据与CAMMESA签订的合同承诺的能源将在现货市场获得报酬 。最后，CTB与CAMMESA就其开式循环GT 机组签署了可用性和效率优化协议，从2023年3月1日至2028年2月29日，在SE决议第59/23号框架内（见注www.example.com）。
2019年，Pampa和YPF就CTEB的管理 和运营方案达成一致，据此，公司将由Pampa和YPF Energía Eléctrica S.A.管理。以轮换 为基础，为期4年。Pampa在第一阶段管理公司，YPF Energía Eléctrica S.A.，就其本身而言， 监督和管理了与工厂关闭CC相关的工程。2023年12月29日，Pampa和YPF签署了管理协议的附录 ，规定Pampa和YPF Energía Eléctrica S.A.之间的共享管理计划， 自2024年1月起生效，暂停之前的轮换计划。增编考虑了应当事方请求恢复原来的轮换 办法的可能性。
| F-89 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
5.3.3.1
2020年7月23日，CTB特别 股东大会决议批准创建一项不可转换为 股票的简单公司债券全球计划，金额最高为2亿美元或其等值的其他货币或价值单位，并在此 计划下随时发行公司债券，最高限额，将以一个或多个类别和/或系列发行，该授权由CNV于2020年9月24日授予。
5.3.3.2
于2021年6月4日，CTB发行：（i）总额为2730万美元的第1类可换股债券，按固定年利率4%计息，并于2023年6月4日到期；及（ii）第2类CB，总金额为37，504，954个购买力单位（"UVA"），可根据参考稳定系数 （CER）调整，相当于29.28亿美元，按固定利率4%计息，于2024年6月4日到期。
2021年8月18日，渣打银行重新发行(I)1类可转债，总金额为1,560万美元，发行价为101.7050%；(Ii)2类可转债，总金额为2,790万美元(Br)，初始价值为每股84.76美元，发行价为100.82%。
2021年11月26日，渣打银行发行了4类可转债，总金额为9.96亿美元，按年0%固定利率计息，2024年11月26日到期。
2022年5月16日，CTB发行：(I)6级CB，总金额为美元
2022年8月22日，CTB发行了8类可转债，总金额为$
最后，在2022年12月12日，CTB重新开放了
额外的6类CB，总金额为美元
值得强调的是，CTB的共同控股股东（Pampa和YPF）向CTB发行的未偿还第1、2、4、6、7和8类可换股债券持有人授予的担保的解决条件 ，以确保及时和适当地支付任何欠款，包括本金和利息服务， 随着CC于2023年2月22日的委托而得到满足。因此，这些担保被终止，变得无效 和无法执行。
| F-90 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
2023年4月3日，渣打银行发行了第9类可转债，总金额为5.5亿美元，年利率为0%，将于2026年4月3日到期。这些债券均以现金及实物形式认购及支付，因此面值为220万美元的1类债券已于2023年5月全部赎回。 1类债券剩余未偿还面值3,000万美元。
截至本合并 财务报表发布之日，CTB遵守其债务协议中确立的所有契约。
此外，CTB还获得了1,080万美元的进口融资。
收盘后，该公司以比索为单位获得了317.86亿美元的短期银行贷款，平均年利率为106%，并于2024年1月提前赎回了所有二级CB。
5.3.3.3
截至2023年12月31日，CTB未发现 可能影响截至2022年12月31日进行的可收回性评估中考虑的假设的迹象。应注意的是，CTB未记录任何因上述评估而导致的减值损失。
5.3.4 对OCP的投资
本公司通过PEB拥有OCP的股权，OCP又持有OCP SA的全部股本和投票权，OCP SA是厄瓜多尔一条输油管道的许可证公司，日运输能力为45万桶。
于2021年8月12日，本公司透过其附属公司PEB与西方国际勘探及生产公司订立协议，以850万美元收购西方厄瓜多尔公司(现为Pampa厄瓜多尔公司)的全部股份，后者持有OCP股本的14.15% 。
2023年11月30日， 公司通过其子公司PEB与Burlington Resources Oriente Limited和Perenco S.A签署了一份协议，以 价格购买 厄瓜多尔管道控股有限公司，该公司持有OCP股本的4%的股份。
| F-91 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
考虑到协议的时间和特许权的延长期限，这些交易的结束涉及根据国际会计准则第28号确认利润1720万美元和370万美元。下表详列所收购资产的代价及公平值 以及于详细收购日期记录的溢利：
| 8.12.21 | 11.30.23 | |
| 以百万美元计 | ||
| 收购成本 | ( |
- |
| 总对价 | ( |
- |
| OCP可识别资产和负债的公允价值中的权益份额 (1) | ||
| 将收到的OCP股息 | - | |
| 现金和现金等价物 | - | |
| 资产公允价值 | ||
| 利润(2) | ||
| (1) | 按预期股息流量现值计算。 |
| (2) | 于“应占联营公司及合营企业溢利”项下披露。 |
2021年8月12日，PEB记录了美元的减损
转回
此外，2023年5月4日，公司通过其子公司PEB与Repsol OCP de Ecuador S.A.签署了一份购买协议。以1，500万美元的价格收购2，979，606，613股额外股份，占OCP的29.66%，并减去Repsol OCP de Ecuador S.A.收取的股息进行调整。2023年1月1日至交易结束日期。截至2023年12月31日，交易的完成须遵守此类交易的惯例先决条件 ，包括适用的政府批准。
交易于2024年1月16日结束。值得强调的是，根据修改日期为2024年1月9日与PetroOriental OCP Holdings Ltd.签署的股东协议的承诺，通过该交易，公司通过PEB获得OCP股本中63.74%的股权，并获得共同控制权。
5.3.4.1
鉴于政府有兴趣确保通过重质原油管道提供公共碳氢化合物运输设施的连续性，2024年1月19日，厄瓜多尔能源和矿业部和OCP SA同意将其任期延长至2024年7月31日，以：（i）给予政府必要的时间，以核实是否遵守授权合同，包括管道所有段的原始直径，能源和不可再生自然资源管理和控制局颁发的 授权许可证，以及（ii）允许OCP SA证实 遵守授权合同。双方还将审查为过渡过程设定的目标，就终止协议的内容 达成一致，并采取必要措施以转让公司。
| F-92 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
5.3.4.2
收盘后，2024年1月5日，OCP宣布股息1330万美元。此外，2024年1月22日，OCP以每股0.01美元的价格回购了总计5，740，902，124股自有普通股 。
由于上述原因，2024年1月22日，本公司通过PEB收到850万美元的股息分配和3660万美元的股票回购，涉及其在OCP的63.74%权益。
5.3.4.3
2023年期间，在厄瓜多尔Sucumbíos省和Napo省边境圣拉斐尔区Quijos河床发生与侵蚀过程有关的不可抗力事件后，若干组织和个人对OCP SA以及能源部、环境和水利部提起宪法保护诉讼，厄瓜多尔石油公司和卫生部，指控侵犯了 几项宪法权利。保障诉讼在二审中被奥雷利亚纳省法院驳回； 然而，原告提出了宪法保护诉讼，宪法法院维持了这一诉讼。
2023年，由于上一段提到的2020年管道破裂导致的不可抗力事件 ，Orellana的分权自治政府对OCP SA和Petroecuador提起了 宪法保护诉讼，指控其侵犯了多项宪法权利。截至这些财务报表发布之日，保护措施 尚未解决。
此外，在2023年，由于2020年管道破裂导致的不可抗力事件，马德罗港地区的居民对OCP SA、厄瓜多尔共和国总统和EP Petroecuador提起宪法保护诉讼，声称侵犯了多项宪法权利。截至这些财务报表发布之日，保护措施 尚未解决。OCP SA的管理层及其法律 顾问已经确定，作出不利裁决的可能性很小。
5.3.5 对CITEREC的投资
5.3.5.1
Transener在计算长期非金融资产的可收回金额时使用的预测考虑了与以下3个加权备选方案：（i）与ENRE谈判的状态；（ii）使用权和相关维护合同；（iii）Transener管理层对在新RTI结束之前准予过渡性电价上涨的预期；（iv）Transener对新RTI进程的及时性和结果的期望；以及（v）允许每两年更新现行费率的成本监测计划的影响。
截至2023年和2022年12月31日，Transener长期非金融资产的账面价值不超过其可收回金额。
5.3.5.2
关于Transener与BNA于2021年7月签署的10,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000
| F-93 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
5.3.6 投资CIESA
年非金融资产减值准备 TGS
自2019年8月以来，阿根廷的主要宏观经济和商业变量一直在恶化。由于新冠肺炎大流行对阿根廷经济形势产生负面影响，迫使阿根廷政府采取了一系列措施，甚至影响到天然气运输部门的监管框架，这种情况在2020年进一步恶化。因此，TGS重新估计了用于确定天然气运输部门CGU的可回收 价值(使用中价值)的现金流。
在计算可收回金额时使用的预测 考虑了3个加权备选方案，涉及：(I)与阿根廷政府的谈判状况；(Ii)许可证产生的合同权利；(Iii)对过渡性关税上调的预期，直至新的RTI完成；(Iv)对新的RTI进程结果的预期；以及(V)允许 每两年更新当前关税的成本监测计划的影响。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，TGS 已确定不需要额外记录减值费用，也不需要冲销已记录的减值费用。
5.4石油及天然气财团的运作
5.4.1 一般考虑
本公司与其他参与者有共同及个别责任，以履行此等安排下的合约义务。
阿根廷的生产区 根据特许权生产协议运营，可获得免费碳氢化合物。
根据第17,319号法律，对于阿根廷生产的可计算原油和天然气，支付相当于原油和天然气井口价格12%的特许权使用费。井口价格是通过从与第三方交易获得的销售价格中减去运费和其他销售相关费用来计算的。这一税率可能从3%提高到4%，具体取决于产品的生产辖区和市场价值。
| F-94 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
5.4.2 石油和天然气参与详细信息
截至2023年12月31日，本公司及其联营公司为勘探和生产石油和天然气的联合业务和联营体的一部分，详情如下：
| 参与 | 持续时间长达 | ||||||||
| 名字 | 位置 | 直接 | 运算符 | ||||||
| 阿根廷生产 | |||||||||
| 阿根廷勘探 | |||||||||
| (1) | 2023年2月3日，与执行当局签署了特许权延长10年的协议 。该协议包括对执行1口井、2口修井和2维地震后处理的投资承诺，并于2023年8月14日在Salta的BO中发布的第543/23号省级行政命令中获得批准。 |
| (2) | 2023年1月2日，环境修复计划获得内乌肯环境副秘书处批准，这是放弃该区块的必要的初步步骤。 |
| (3) | 2023年6月23日，收购了该区块额外45%的权益(见下文 详情)。 |
| (4) | 2023年12月5日，该区块的合资企业协议附录 获得批准(详情见下文)。 |
| (5) | 2023年7月10日，该公司和Petrolera El Trébol通知门多萨省经济和能源部 ，他们决定完全放弃根据第17，319号法案第81（b）条归类为正在评估地块的区块。因此，该公司已注销勘探井660万美元。 |
| (6) | 正在向该省移交的过程中。 |
| (7) | 2023年11月30日，该区块的勘探、开发和生产协议附录获得批准(详情见下文)。 |
| F-95 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的资产和负债，以及本公司拥有权益的合资企业和财团截至这些日期的生产成本详情如下：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 非流动资产 | |
| ||
| 流动资产 | |
| ||
| 总资产 | |
| ||
| 非流动负债 | |
| ||
| 流动负债 | |
| ||
| 总负债： | |
| ||
| 生产成本 | |
值得强调的是，所提供的信息 不包括公司作为合资企业和财团成员记录的费用。
委内瑞拉混合公司的分配
2022年5月6日，公司转让 至Integra Petróleo y Gas S.A. (the"受让人"）本公司在委内瑞拉玻利瓦尔共和国下列混合公司资本中的直接和间接权益的所有权利和义务：Petoritupano S.A.，Petroven—Bras S.A.， Petrowayú S.A.和Petrokariña S.A. (the"混合公司"）在该国开采四个油气生产区：Oritupano Leona、La Concepción、Acema和Mata（"区域"）。作为转让的对价， 受让人将向公司支付其所获得的任何款项的50%，无论是货币还是实物（包括但不限于赔偿、 补偿、赔偿或类似款项），与混合公司和区域的直接或间接权益有关。此交易 须经委内瑞拉玻利瓦尔共和国石油人民力量部长批准控制权变更。
截至本综合财务报表发布之日，根据国际会计准则第37号，考虑到转让相关的收款权受到控制权变更批准和受让人随后收取款项的限制，公司认为与转让相关的收款权是或有条件的。
Anticlinal Campamento终止协议
2023年1月19日，公司接受了Oilstone Energía S.A.其提议终止其在投资协议、联合运营 和该区块的运营协议项下的权利和义务，自2023年1月1日起生效。
Estación Fernández Oro 终止协议
2023年3月14日，公司接受YPF S.A.终止公司在Estación Fernández Oro区块开采特许权的投资协议 、联合运营和运营协议中的所有权利和义务的提议，自2023年1月1日起生效。
在Rincón de Aranda收购额外权益 并授予CENCH
2023年6月23日，本公司与Total Austral S.A.签署了一项协议。（阿根廷分公司）收购Rincón de Aranda地区的额外45%权益。作为协议的 一部分，在交易结束日，公司转让了其在绿风的100%股权，该公司的 唯一资产是Mario Cebreiro风电场（见附注5.2.6）。
| F-96 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
2023年7月26日，公司与内乌肯省签署了谅解备忘录，同意CENCH的授予条款。后来，根据第1，435/23号行政命令，内乌肯省批准了上述谅解备忘录和Total Austral S.A.（阿根廷分公司）的权益，并授予CENCH以公司为受益人。该区块和CENCH的权利转让 自2023年8月16日（交易结束日期）起生效。
该公司拥有该区块55%的权益；因此，在交易完成后，它获得了Rincón de Aranda的100%权益。
作为CENCH授予的一部分，该公司 承诺实施一项试点计划，涉及完成1口先前钻探的井，以及钻探和完成2个由8口井组成的钻井平台 ，以及地面设施的建设和改造，投资估计为1.61亿美元。
勘探、开发和生产 协议，Las Tacanas北区块
2023年11月30日，发布了第2，426/23号行政命令，批准了公司与Gas y Petróleo del Neuquén S.A.签署的Las Tacanas Norte区块的勘探、开发和生产协议。2023年11月24日，根据Neuquén勘探计划， 根据该计划，公司获得Las Tacanas Norte区块90%的权益，为期4年勘探期，由公司运营 ，并承诺执行某些油气潜力勘探任务，包括执行一口垂直勘探 井，计划在探索期第三年的头四个月期间进行。
Parva Negra Este区块的连续性计划
2023年12月5日，行政命令号。 2，498/23号文件已公布，批准Parva Negra Este区块的合资企业协议附录二，根据该协议，埃克森美孚石油公司将其在合资企业中的42.50%权益转让给公司。
它还批准放弃该区块的50%，因此面积为143平方公里，相当于特许权。反过来，它批准了2022年4月3日至2025年4月2日为期3年的评估地段，包括承诺在2024年9月30日前执行1口针对Vaca Muerta地层的水平井， 相关投资为1600万美元。
| F-97 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注5：（续）
5.5探井成本
下表提供截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的勘探井成本的年终结余及活动：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 在年初 | ||||||
| 增加 | ||||||
| 转入发展 | ( |
( | ||||
| 不再承认非生产井 | ( |
|||||
| 在年底的时候 | ||||||
| 年底水井数 |
注6:风险
6.1重大会计估计及判断
编制财务报表 要求公司管理层作出未来估计和评估，应用关键判断，并建立影响会计政策应用以及所披露资产和负债、收入和支出金额的假设 。
所应用估计及会计判断 乃根据过往经验及现有情况下的其他合理因素，持续进行评估。实际 未来结果可能与编制该等综合财务报表当日作出的估计和评估不同。 下一年内有重大风险导致资产和负债金额调整的估计详情如下：
6.1.1 非金融长期资产的减损
非金融长期资产，包括可识别无形资产和使用权资产，按单独存在可识别现金流量(CGU)的最低水平进行减值审查。为此，每个拥有独立现金流的资产集团、每个子公司、联营公司和每个共同控制的公司都被视为一个单独的CGU，因为它们的所有资产共同促成了现金流入的产生，而现金流入 来自单一的服务或产品；因此，现金流入不能归因于单独的资产。
| F-98 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
为了评估是否有证据表明CGU可能受到影响，对外部和内部信息来源进行了分析。考虑到具体事实和情况， 一般包括在估计每个CGU未来现金流时使用的贴现率以及与经济和市场因素有关的业务状况，如库存成本、石油和天然气价格、国际石化产品价格、能源行业监管框架、预计的资本投资和能源需求的演变。
每个CGU的使用价值是根据预期从UGE获得的未来净现金流量的现值来估计的。管理层使用最多一年的批准预算作为现金流预测的基础，考虑到适当的贴现率，随后将其外推至与资产剩余使用寿命一致的期限。用于贴现未来净现金流的贴现率为WACC， 对于每个CGU，确定了一个特定的WACC，其中考虑了业务部门和进行操作的国家/地区条件。为了计算公允价值减去出售成本，公司管理层使用市场参与者可从适当的CGU产生的未来 现金流的估计值减去出售相应CGU的必要成本。
公司管理层需要在未来现金流估计的时刻作出判断。实际现金流和价值可能与通过贴现技术获得的预期未来现金流和相关价值大不相同。
6.1.2 即期及递延所得税
本公司管理层会定期评估影响税法下有关不确定税务处理的应课税溢利厘定的税务处理措施，并考虑有关税务机关对某项税务处理的接受程度，并在适用的情况下确认税务拨备，以反映根据估计须支付予税务机关的金额，每项税务处理的不确定性所产生的影响。
若有关不确定税务处理的最终税务决议案与确认数字不同，则该等差异将于厘定当年对所得税及递延所得税产生影响。
递延税项资产于每个报告日期进行审核，并根据有足够的应课税基础的可能性予以扣减，以收回全部或部分递延税项资产。在评估递延税项资产的可回收性时，管理层会考虑是否有可能部分或全部递延税项资产无法变现。递延税项资产的最终变现取决于这些暂时性差异成为可扣除期间的未来应纳税所得额。为了进行这项评估，管理层 考虑了递延税项负债的预定冲销、未来应纳税所得额的预测和税务筹划策略 。
未来应课税利润的产生可能与估计的不同，从而影响递延税项资产的扣除。
| F-99 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
6.1.3 应急准备
本公司在其正常业务过程中会受到各种索赔、诉讼和其他法律程序的影响。本公司在此类索赔、诉讼和其他法律程序方面的责任无法确切估计。本公司审阅每项或有事项的状况，并根据附注4.21所载准则评估潜在财务责任，该准则主要是在法律顾问的协助下，根据管理层于综合财务报表日期可得的资料，并考虑诉讼及解决/和解策略。
或有事项包括未决诉讼 或在公司正常业务过程中可能对第三方造成的损害索赔，以及因法律解释纠纷而产生的第三方索赔 。
本公司评估是否会 与每项意外开支的最终解决直接相关的额外开支，如果 这些开支可以合理估计，则将其计入拨备。
诉讼的最终决议 可能与管理层的估计不同，导致当前拨备不足，这可能对 财务状况表、全面收益、权益变动和现金流量造成重大不利影响。
6.1.4 资产报废义务 和风力涡轮机退役
石油和 天然气区在作业完成后的资产报废义务要求公司管理层估计油井数量、长期弃井成本 以及弃井前剩余的时间。
同样， 与风电场风力涡轮机退役相关的义务要求公司管理层估计长期拆除成本和 拆除前的剩余时间。
技术、成本和政治、环境 和安全考虑因素不断变化，并可能导致实际未来成本与估计之间的差异。
资产报废责任和 风力涡轮机退役估计数至少每年调整一次，如果评估中考虑的 假设发生变化，则更频繁地调整。
| F-100 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
6.1.5 金融资产的减损 和其他信贷
本集团面临无法收回 应收款项的损失。本公司管理层估计应收账款的最终可收回性。
贸易应收款项和具有类似风险特征的其他应收款项的预期信贷损失 会计处理是基于公司对违约风险的最佳估计 ，并根据公司客户行为的历史信息、当前 市况和各报告期末的前瞻性估计计算预期信贷损失率。
为了估计 与现货市场天然气和能源销售相关的收款以及与天然气生产促进计划相关的收入，公司主要考虑 CAMMESA和联邦政府履行其对发电商和生产商的付款义务的能力，包括 SE发布的决议，允许公司通过不同机制收取其应收款。
如果未来的实际经济状况与每年评估中使用的假设存在重大差异，则可能需要 对备抵进行未来调整。
6.1.6 定义的 福利计划中的精算假设
对雇员的界定福利计划 承担在财务状况表中根据 独立精算师每年修订的精算估计，采用预计单位贷记法确认为负债。
定义福利养老金 计划的现值取决于多个因素，这些因素根据精算估计（扣除计划资产的公允价值）确定（如适用）。为此，采用若干假设，包括贴现率及工资增长率假设。如果未来的实际经济状况与每 年度估值中使用的假设存在重大差异，则可能需要 在未来进行调整。
6.1.7 油气储量
储量包括公司经营或拥有直接或间接利益 且公司拥有勘探和开采权的区域内可经济生产的石油和天然气体积（以 m3石油当量计）。
在估计 已探明和未探明储量、未来生产概况、开发成本和价格方面存在许多不确定性，其中包括生产商 无法控制的几个因素。储量工程是估算地下堆积物的主观过程，涉及一定程度的不确定性。
| F-101 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
储量估计取决于截至估计日期可用工程和地质数据的质量 ，以及对这些数据的解释和判断。
由于与储层性能、新钻探、石油和天然气价格、成本、技术进步、新地质或地球物理数据以及其他 经济因素相关的多个因素的变化，可能需要对 估计石油和天然气储量和相关未来净现金流量进行定期修订和调整，或至少每年一次。
公司对石油和 天然气储量的估计由公司内部专家（特别是石油工程师）制定，并由公司聘请的独立 专家进行审计。
本公司使用从储量计算中获得的信息 来确定油气领域使用的不动产、厂房和设备的折旧，以及 评估这些资产的可收回性，并包括（如适用）分配至油气分部的商誉（见 附注4.6至4.9）。
6.1.8 环境修复
为限制、中和 或防止环境污染而发生的成本，只有在满足下列至少一个条件的情况下才予以资本化：（a）该等成本与改善 有关；（b）防止或限制环境污染的风险；或（c）为准备出售资产而发生的成本 ，且该等资产的账面价值不超过其各自的可收回价值。
与未来补救费用有关的负债 在环境评估的基础上，当此类负债很可能成为现实，并且成本可以合理估计 时，将予以记录。这些准备金的实际确认和金额通常基于公司对行动计划的承诺， 例如批准的补救计划或资产的出售或处置。一般而言，拨备乃根据可能需要 未来补救承诺确认。
本公司根据 对未来成本现值的最佳估计，使用当前可用的技术并应用当前环境法律 和法规以及本公司自身的内部环境政策，对负债进行计量。
| F-102 |
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合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
6.1.9 未在活跃市场交易的金融资产的公允价值
未于活跃市场买卖之金融工具 之公平值乃使用估值技术厘定。这些估值技术考虑了基于 管理层在综合财务报表日期可获得的信息的估计， 在市场上无法观察到的那些重大变量，包括贴现率等。
如果 未来的实际经济状况与每个期间的估值中使用的假设有很大差异，则可能需要进行未来的调整。
6.1.10 企业合并
收购法涉及于收购日期按所收购可识别资产及业务合并所承担负债之公平值计量 。
为确定可识别资产的公允价值，本公司使用被认为最具代表性的估值方法。这些方法包括： i）收入法，通过间接现金流量（预期未来现金流量的净现值）或通过多期超额 收益法，ii）成本法（对因物理恶化、功能和 经济过时而造成的损失进行调整的商品重置价值），以及iii）通过可比交易法的市场法。
同样，为了确定所承担负债的公允 价值，公司管理层考虑了每项 意外事件所需的现金流出的概率，并在法律顾问的协助下，根据现有信息并考虑 诉讼和解决/清算的策略，详细阐述了估计数。
在选择要使用的方法和估计未来现金流量时，需要 管理层作出关键判断。实际现金流量和价值可能与 预期未来现金流量和通过上述估值技术获得的相关价值存在重大差异。
6.2 金融风险管理
6.2.1 金融风险因素
本公司的活动受到 若干财务风险：市场风险（包括汇率风险、利率风险和价格风险）、信贷风险和 流动性风险。
| F-103 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
财务风险管理 包含在公司的全球政策中，有一个综合风险管理方法，其中重点不是放在业务部门运营的单个 风险上，而是更广泛的视角关注监控影响整个 投资组合的风险。本公司的风险管理策略力求在盈利目标和风险暴露水平之间取得平衡。 财务风险是指公司在每个财政年度或结束时面临的金融工具所产生的风险。 本公司根据其风险管理内部政策，在认为必要时使用衍生工具对冲某些风险。
财务风险管理由财务部控制 ，该部门识别、评估和覆盖财务风险。风险管理系统和政策将定期进行 审查，以反映市场条件和公司活动的变化，并在 这些合并财务报表所包括的期间内贯彻应用。本节包括对可能对公司战略、业绩、经营业绩和财务状况产生不利影响的主要风险和不确定性的描述。
6.2.1.1
6.2.1.1.1外汇风险
本公司的经营业绩 和财务状况面临着本公司功能货币（即美元）之间汇率变动的风险， 美元和其他货币，主要是阿根廷比索（阿根廷的法定货币）。在某些情况下， 公司可能会使用衍生金融工具来降低相关汇率风险。
2023财年，美元兑阿根廷比索录得约356. 3%的涨幅，从2022年12月的177. 16美元上升至2023年12月的808. 45美元，并考虑到年内公司大部分在阿根廷 比索持有净被动头寸，截至12月31日，2023年，本公司录得外汇收益净额1. 23亿美元。考虑到截至2023年12月31日阿根廷比索的 净活跃财务状况，本公司估计，假设所有其他变量保持 不变，美元相对于阿根廷比索升值10%/（贬值）将导致2023财年收入（所得税前）的绝对值（减少）/增加 600万美元。
本集团的其他外汇 变动风险不大。
| F-104 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
6.2.1.1.2价格风险
公司的金融工具 没有严重暴露于碳氢化合物国际价格风险，因为现行监管、经济和政府政策 有效防止石油和天然气国内价格在短期内因国际市场变化而受到直接影响。
此外，本公司于分类为“按公平值计入损益”的金融资产的投资 对因该金融资产未来价值的不确定性而导致的市场价格变动风险 敏感。
本公司估计，假设所有 其他变量保持不变，各市场价格的10%重估/（贬值）将导致本财政年度的所得税前收入增加/（减少） （有关 本综合财务报表附注12.2中详述的按公允价值计入损益的金融资产）：
| 本年度业绩增加 | |||||
| 金融资产 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 股票 | |||||
| 政府证券 | |||||
| 公司债券 | |||||
| 共同基金 | |||||
| 当年结果的变动 | |||||
6.2.1.1.3现金流量和公允价值利息 利率风险
利率风险的管理 旨在降低财务成本并限制公司的利率上升风险。
浮动利率负债 由于现金流可能经历的波动，使公司面临利率风险。以固定利率计算的债务 使公司面临其负债公允价值的利率风险，因为它们可能大大高于浮动利率 。
截至2023年12月31日，5%的债务 须按浮动利率计息。此外，本公司58%的应计浮动利率债务以 美元计值，主要以SOFR利率加上适用的利差计算。需要指出的是， 自2023年7月起，以SOFR利率取代LIBOR参考利率对 受上述参考利率约束的公司债务并无重大影响。
| F-105 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
本公司寻求通过以下分析和评估来降低其利率风险敞口：(I)金融和资本市场中可用的不同流动性来源，包括国内和(如果可用)国际；(Ii)利率替代方案(固定或可变)、可供 公司在类似部门、行业和风险中使用的货币和条款；(Iii)利率对冲协议的可获得性、可获得性和成本。 为此，本公司评估每种策略对代表主要计息头寸的义务所产生的损益的影响。
就固定利率而言，考虑到市场目前的情况，本公司认为利率大幅下调的风险较低，因此， 预计其固定利率负债不会带来重大风险。
截至这些合并财务报表发布之日起，由于财务债务的95%为固定利率，因此本公司不会面临重大的浮动利率上升风险。
下表显示了该公司按利率和计价货币分类的借款细目：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | ||||
| 固定利率： | |||||
| 阿根廷比索 | |||||
| 美元 | |||||
| 中国元朝 | - | ||||
| 以固定利率获得的贷款小计 | |||||
| 浮动利率： | |||||
| 阿根廷比索 | |||||
| 美元 | |||||
| 按浮动利率获得的小计贷款 | |||||
| 应计非利息： | |||||
| 阿根廷比索 | |||||
| 美元 | |||||
| 贷款小计不计利息 | |||||
| 借款总额 |
根据进行的模拟，在所有其他变量保持不变的情况下，浮动利率每增加/减少10%，2023财年所得税前收入将达到400万美元。
| F-106 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
6.2.1.2信用风险
公司根据董事会确定并经财务部门根据内部或外部评级确定的个人信用额度 建立个人信用额度。该公司对客户的财务能力进行持续的信用评估，将坏账损失的潜在风险降至最低。
信用风险是指因商业或金融交易对手违反其对本公司承担的义务而可能造成的损失。 此风险主要源于经济和金融因素或可能的交易对手违约。
信用风险与公司通过客户交易应收账款以及银行和金融机构的可用资金和存款进行的商业活动有关。
本公司在正常业务过程中，根据其信贷政策，向庞大的客户群发放信贷，主要是行业中的大部门，包括石化公司、天然气分销商和电力大用户。
截至2023年12月31日，公司的贸易应收账款总额为2.09亿美元，并归类为流动。除CAMMESA约占该等贸易应收账款的48%外，本公司并无重大信用风险集中，因为这项风险分布于大量客户及其他交易对手之间。
CAMMESA无法支付这些应收账款可能会对现金收入产生重大不利影响，从而对经营业绩和财务状况产生不利影响 ，进而可能对本公司的偿还能力产生不利影响。
流动性基金和其他金融投资的信用风险是有限的，因为交易对手是高信用质量的银行机构。如果没有独立的风险评级 ，财务部门会根据过去的经验和其他因素评估客户的信誉。
本公司根据 附注4.10.4所述政策，采用国际财务报告准则第9号的简化方法计量应收贸易账款及其他应收账款的预期信贷损失。
| F-107 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
截至2023年、2022年和2021年12月31日， 金融资产和贸易应收账款的预期信用损失为100万美元，并根据逾期天数计算的信用损失率确定，详情如下：
| 12.31.2023 | 不当 | 30天 | 60天 | 90天 | 120天 | 150天 | 180天 | + 180天 |
| 世代 | ||||||||
| 油气 | ||||||||
| 石化 | ||||||||
| 持有 | ||||||||
| 12.31.2022 | 不当 | 30天 | 60天 | 90天 | 120天 | 150天 | 180天 | + 180天 |
| 世代 | ||||||||
| 油气 | ||||||||
| 石化 | ||||||||
| 持有 | ||||||||
| 12.31.2021 | 不当 | 30天 | 60天 | 90天 | 120天 | 150天 | 180天 | + 180天 |
| 世代 | ||||||||
| 油气 | ||||||||
| 石化 | ||||||||
| 持有 |
最后，尽管现金、现金等价物 及金融资产亦须遵守国际财务报告准则第9号的减值规定，但已识别减值亏损并不重大。
截至2023年、2022年及2021年12月31日的金融资产减值准备 及其他信贷变动详情见附注12. 3。
本公司的最大信贷风险敞口是基于合并财务报表中各项金融资产的账面价值。根据 假设的变化，在保持所有其他假设不变的情况下，估计应收贸易账款的不可收回率 增加/（减少）5%将导致2023财年的所得税前业绩（减少）/增加05万美元。
6.2.1.3
流动性风险与 公司以稳定的资金来源为其承诺提供资金和执行业务计划的能力，以及 债务水平和金融债务到期情况有关。现金流量预测由财务部作出。
公司管理层监督关于流动性需求的最新 预测，以保证现金和流动性金融工具的充足性，满足公司的运营和融资需要，同时始终保持充足的未使用信贷额度。通过这种方式，目的是确保公司 不违反债务水平或适用的任何信贷融资的契约。这些预测考虑了 公司的债务融资计划、契约的履行情况以及（如适用）外部监管或法律要求，例如 对使用外币的限制。此外，财务部定期监控公司在本地和国际资本市场以及银行部门的可用 信贷。
| F-108 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
超出周转资金管理要求的超额现金和余额由公司的财政部管理，该部门将其投资于有价证券、定期存款和共同基金，选择具有适当货币和到期日的工具，并具有足够的信贷质量和流动性 ，以满足先前所述预测中估计的现金需求。
本公司维持其融资来源 在银行和资本市场之间的多元化，并面临到期再融资风险。
应当指出，公司在 的经济环境下运营，其中主要变量由于国内和 国际政治和经济事件而经历波动，如附注1.2所述。这可能会影响整个新兴市场的融资成本， 尤其是阿根廷，进而可能会影响公司在符合公司业务需求的可接受且有效的条款、成本和条件下及时获得融资的能力。
此外，BCRA实施的限制 （见附注2.5），目的是规范MLC的流入和流出，以及未来可能施加的其他新限制 可能会影响公司利用MLC获取履行其财务义务所需的外汇的能力，如债务本金和利息支付（包括可换股债券债务），以及在国外的其他额外付款，或 影响公司的业务及其经营成果。
公司的管理层会持续 监控影响其业务的情况的演变，以确定可能采取的步骤，并识别对其 资产和财务状况的潜在影响。
值得强调的是，本公司 目前拥有强大的流动性，使其能够正确应对这种波动。
本公司截至2023年和2022年12月31日止财政年度的 流动性指数的确定详情如下：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | ||||
| 流动资产 | |||||
| 流动负债 | |||||
| 流动性比率 |
下表包括根据到期日分组的本公司贸易应收款项、其他应收款项和金融负债的分析 ，并考虑 自综合财务报表日期起至合同到期日的剩余期间。如果衍生金融工具的合同到期日对于理解现金流量日历至关重要，则将其纳入分析。 表中显示的金额为合同未贴现现金流量。
| F-109 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
| 截至2023年12月31日 | 贸易和其他应收款 | 贸易和其他应付款(1) | 借款 | ||||
| 不到三个月 | |||||||
| 三个月至一年 | |||||||
| 一到两年 | |||||||
| 两到五年 | |||||||
| 五年多 | |||||||
| 未设定到期期限 | |||||||
| 总计 | |||||||
| 截至2022年12月31日 | 贸易和其他应收款 | 贸易和其他应付款(1) | 借款 | ||||
| 不到三个月 | |||||||
| 三个月至一年 | |||||||
| 一到两年 | |||||||
| 两到五年 | |||||||
| 五年多 | |||||||
| 未设定到期期限 | |||||||
| 总计 |
| (1) | 包括租赁负债（见附注19）。 |
6.3 资本风险管理
管理资本的目的是保障 其作为持续经营业务的能力，目的是为股东创造回报，为 其他利益相关者创造利益，并保持最佳资本结构以降低资本成本。
为保持或调整其资本结构， 公司可调整支付给股东的股息金额、向股东偿还资本、发行新股、 执行股票回购计划或出售资产以减少债务。
根据行业惯例，本公司 根据杠杆比率监控其资本。此比率乃以净债务除以总资本计算。净债务 等于总债务（包括流动和非流动债务）减去现金和现金等价物以及按公允价值计入损益的流动金融资产 。总资本相当于财务状况表中所示的股东权益，加上净债务。
| F-110 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注6：（续）
于二零二三年及二零二二年十二月三十一日的财务杠杆比率如下：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | ||||
| 借款总额 | |||||
| 减：现金及现金等价物以及按公允价值计入损益的金融资产 | ( |
( | |||
| 净债务 | |||||
| 总资本 | |||||
| 杠杆率 |
注7: 细分市场信息
该公司是阿根廷一家完全整合的电力 公司，参与电力、石油和天然气价值链。
通过其自身活动、子公司 和在合资企业中持有的股份，并根据业务性质、客户组合和涉及的风险，确定了以下业务 分部：
发电，主要 包括公司在HINISA、HIDISA、Greenwind、VAR、CTB、TMB、TJSM的直接和间接权益，并通过其自身 发电活动，通过CTG、CPB、Piquirenda、CTLL、CTGEBA、Ecoenergía、CTPP、CTIW、HPPL水电综合体和PEPE II、PEPE III和PEPE IV风力发电场。值得强调的是，该分部的经营业绩反映了 2022年8月12日至2023年8月16日与Greenwind合并的影响（见附注5.2.3和5.2.6）以及 2022年12月16日与VAR合并的影响（见附注5.2.5）。
电力分配， 包括公司在Edenor的直接权益，直至其出售（见注释5.2.1）。截至2021年12月31日，公司已对 相关 停止运营的结果.
石油和天然气，主要包括 公司在石油和天然气领域的权益，以及通过其在CISA的直接和间接权益。
石油化工，包括 公司自己的苯乙烯业务和在当地工厂进行的催化重整工厂业务。
控股及其他业务，主要 包括合资企业CITELEC和CIESA及其各自的子公司的权益，该合资企业分别持有全国高压电力传输和南方天然气运输的特许权、联营公司 OCP和Refinor的权益（直至其撤资详情见附注5.2.2）、控股活动和金融投资交易。
本公司根据以美元计的单个净业绩管理其经营分部 。
| F-111 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注7：（续）
| 百万美元 | ||||||||||||
| 截至2023年12月31日止年度的综合损益资料 | 世代 | 石油和天然气 | 石化 | 控股及其他 | 淘汰 | 已整合 | ||||||
| 收入—当地市场 | ||||||||||||
| 收入—外国市场 | ||||||||||||
| 部门间收入 | ( |
|||||||||||
| 销售成本 | ( |
( |
( |
( | ||||||||
| 毛利 | ||||||||||||
| 销售费用 | ( |
( |
( |
( | ||||||||
| 行政费用 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||
| 勘探费 | ( |
( | ||||||||||
| 其他营业收入 | ||||||||||||
| 其他运营费用 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||
| （减值）收回物业、厂房及设备、无形资产及存货减值 | ( |
( |
( | |||||||||
| 应占联营公司及合营企业溢利 | ( |
( | ||||||||||
| 出售公司权益所得利润 | ||||||||||||
| 营业收入 | ( |
|||||||||||
| 财政收入 | ( |
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| 财务成本 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||
| 其他财务业绩 | ( |
|||||||||||
| 财务结果，净额 | ( |
|||||||||||
| 所得税前利润 | ( |
|||||||||||
| 所得税 | ( |
( |
( |
( | ||||||||
| 本年度利润（亏损） | ( |
|||||||||||
| 折旧及摊销 | ||||||||||||
| F-112 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注7：（续）
| 百万美元 | ||||||||||||
| 截至2023年12月31日止年度的综合损益资料 | 世代 | 石油和天然气 | 石化 | 控股及其他 | 淘汰 | 已整合 | ||||||
| 下列人士应占本年度溢利（亏损）总额： | ||||||||||||
| 该公司的所有者 | ( |
|||||||||||
| 非控制性权益 | ||||||||||||
| 截至2023年12月31日的合并财务状况信息 | ||||||||||||
| 资产 | ( |
|||||||||||
| 负债 | ( |
|||||||||||
| 不动产、厂房和设备的净资产 | ||||||||||||
| 截至2023年12月31日的其他合并信息 | ||||||||||||
| 不动产、厂场和设备以及使用权资产的增加 | ||||||||||||
| F-113 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注7：（续）
| 百万美元 | ||||||||||||
| 截至2022年12月31日止年度的综合损益资料 | 世代 | 石油和天然气 | 石化 | 控股及其他 | 淘汰 | 已整合 | ||||||
| 收入—当地市场 | ||||||||||||
| 收入—外国市场 | ||||||||||||
| 部门间收入 | ( |
|||||||||||
| 销售成本 | ( |
( |
( |
( | ||||||||
| 毛利 | ||||||||||||
| 销售费用 | ( |
( |
( |
( | ||||||||
| 行政费用 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||
| 其他营业收入 | ||||||||||||
| 其他运营费用 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||
| 不动产、厂场和设备、无形资产和存货的减值 | ( |
( |
( |
( | ||||||||
| 金融资产减值准备 | ( |
( |
( | |||||||||
| 应占联营公司及合营企业溢利 | ||||||||||||
| 营业收入 | ||||||||||||
| 财政收入 | ( |
|||||||||||
| 财务成本 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||
| 其他财务业绩 | ( |
|||||||||||
| 财务结果，净额 | ( |
( |
( | |||||||||
| 所得税前利润 | ||||||||||||
| 所得税 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||
| 年度最佳利润 | ||||||||||||
| 折旧及摊销 | ||||||||||||
| F-114 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注7：（续）
| 百万美元 | ||||||||||||
| 截至2022年12月31日止年度的综合损益资料 | 世代 | 石油和天然气 | 石化 | 控股及其他 | 淘汰 | 已整合 | ||||||
| 本年度利润总额可归因于： | ||||||||||||
| 该公司的所有者 | ||||||||||||
| 非控制性权益 | ||||||||||||
| 截至2022年12月31日的综合财务状况信息 | ||||||||||||
| 资产 | ( |
|||||||||||
| 负债 | ( |
|||||||||||
| 财产、厂房和设备的账面净值 | ||||||||||||
| 截至2022年12月31日的其他综合信息 | ||||||||||||
| 不动产、厂房和设备、无形资产和使用权资产增加(1) | ||||||||||||
| (1) | 不包括与收购附注5.2.3及5.2.5所详述的股权有关的资产合并所需的3.89亿美元。 |
| F-115 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注7：（续）
| 百万美元 | ||||||||||||||
| 截至2021年12月31日止年度的综合损益资料 | 世代 | 能量分配 | 石油和天然气 | 石化 | 控股及其他 | 淘汰 | 已整合 | |||||||
| 收入—当地市场 | ||||||||||||||
| 收入—外国市场 | ||||||||||||||
| 部门间收入 | ( |
|||||||||||||
| 销售成本 | ( |
( |
( |
( | ||||||||||
| 毛利 | ||||||||||||||
| 销售费用 | ( |
( |
( |
( | ||||||||||
| 行政费用 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||||
| 其他营业收入 | ||||||||||||||
| 其他运营费用 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||||
| 无形资产和存货减值 | ( |
( |
( | |||||||||||
| 收回金融资产减值 | ||||||||||||||
| 应占联营公司及合营企业溢利 | ||||||||||||||
| 收购公司权益的利润 | ||||||||||||||
| 营业收入 | ||||||||||||||
| 财政收入 | ( |
|||||||||||||
| 财务成本 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||||
| 其他财务业绩 | ( |
( |
( |
( | ||||||||||
| 财务结果，净额 | ( |
( |
( |
( |
( | |||||||||
| 所得税前利润 | ||||||||||||||
| 所得税 | ( |
( |
( | |||||||||||
| 本年度来自持续经营业务的利润 | ||||||||||||||
| 本年度来自终止经营业务的亏损 | ( |
( | ||||||||||||
| 本年度利润（亏损） | ( |
|||||||||||||
| 折旧及摊销 | ||||||||||||||
| F-116 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注7：（续）
| 百万美元 | ||||||||||||||
| 截至2021年12月31日止年度的综合损益资料 | 世代 | 能量分配 | 石油和天然气 | 石化 | 控股及其他 | 淘汰 | 已整合 | |||||||
| 下列人士应占本年度溢利（亏损）总额： | ||||||||||||||
| 该公司的所有者 | ( |
|||||||||||||
| 非控制性权益 | ( |
( | ||||||||||||
| 截至2021年12月31日的合并财务状况信息 | ||||||||||||||
| 资产 | ( |
|||||||||||||
| 负债 | ( |
|||||||||||||
| 财产、厂房和设备的账面净值 | ||||||||||||||
| 截至2021年12月31日的补充合并信息 | ||||||||||||||
| 不动产、厂场和设备、无形资产和使用权资产增加 | ||||||||||||||
| F-117 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注8:收入
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 现货市场的能源销售 | ||||||
| 按供应合同分列的能源销售 | ||||||
| 燃料供应 | ||||||
| 其他销售 | ||||||
| 代销售小计 | ||||||
| 天然气销售 | ||||||
| 石油销售 | ||||||
| 其他销售 | ||||||
| 石油和天然气销售小计 | ||||||
| 催化重整产品销售 | ||||||
| 苯乙烯销售 | ||||||
| 合成橡胶销售 | ||||||
| 聚苯乙烯销售 | ||||||
| 其他销售 | ||||||
| 石油化学品销售小计 | ||||||
| 技术援助和行政服务销售 | ||||||
| 其他 | ||||||
| 持有和其他小计 | ||||||
| 总收入(1) |
| (1) | 来自CAMMESA的收入分别占截至2023年、2022年和2021年12月31日的财年总收入的33%、31%和38%，主要对应于发电和石油和天然气部门。 |
| F-118 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注9: 销售成本
| 销售成本表 | ||||||
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 年初的库存情况 | ||||||
| 加：年度费用 | ||||||
| 购买库存、能源和天然气 | ||||||
| 薪金和社会保障费用 | ||||||
| 员工福利 | ||||||
| 固定福利计划 | ||||||
| 工程合同、费用和服务补偿 | ||||||
| 财产、厂房和设备折旧 | ||||||
| 无形资产摊销 | ||||||
| 使用权资产摊销 | ||||||
| 能源运输 | ||||||
| 运输和货运 | ||||||
| 材料消耗 | ||||||
| 罚则 | ||||||
| 维修 | ||||||
| 佳能和版税 | ||||||
| 环境控制 | ||||||
| 租金和保险费 | ||||||
| 监视和安全 | ||||||
| 税项、差饷及供款 | ||||||
| 其他 | ||||||
| 本年度费用共计 | ||||||
| 减：年末存货 | ( |
( |
( | |||
| 销售总成本 | ||||||
| F-119 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注10:综合收入表的其他项目
10.1销售开支
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 薪金和社会保障费用 | |||||||
| 员工福利 | |||||||
| 服务费和补偿 | |||||||
| 税项、差饷及供款 | |||||||
| 运输和货运 | |||||||
| 其他 | |||||||
| 销售总费用 |
10.2 行政费用
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 薪金和社会保障费用 | |||||||
| 员工福利 | |||||||
| 固定福利计划 | |||||||
| 服务费和补偿 | |||||||
| 补偿协议 | |||||||
| 董事和辛迪奇的费用 | |||||||
| 财产、厂房和设备折旧 | |||||||
| 维修 | |||||||
| 交通费和每日生活费 | |||||||
| 租金和保险费 | |||||||
| 监视和安全 | |||||||
| 税项、差饷及供款 | |||||||
| 通信 | |||||||
| 其他 | |||||||
| 行政管理费用总额 |
10.3 勘探费
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 不再承认非生产井 | ( |
||||||
| 勘探总费用 | ( |
| F-120 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注10：（续）
10.4其他营业收入和支出
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 其他营业收入 | |||||||
| 保险追偿 | |||||||
| 向第三方提供的服务 | |||||||
| 物业、厂房及设备销售及终止确认之结果 | |||||||
| 无形资产出售结果 | |||||||
| 费用回收 | |||||||
| 意外开支回收 | |||||||
| 追收税款 | |||||||
| 合约责任弥偿保证 | |||||||
| 商业利益 | |||||||
| GasAr计划 | |||||||
| 仲裁裁决的赔偿 (1) | |||||||
| 财团先前利息的公允价值 | 5.2.6 | ||||||
| 出口增长方案 | |||||||
| 其他 | |||||||
| 其他营业收入合计 | |||||||
| 其他运营费用 | |||||||
| 应急准备 | ( |
( |
( | ||||
| 关于环境补救的规定 | ( |
( | |||||
| 财产、厂房和设备出售和取消确认的结果 | ( |
||||||
| 银行交易税 | ( |
( |
( | ||||
| PAIS进口税 | ( |
||||||
| 捐款和捐款 | ( |
( |
( | ||||
| 机构性晋升 | ( |
( |
( | ||||
| 完成特许权协议的费用 | ( |
||||||
| 合同违约金 | ( |
||||||
| 调整投资计划(2) | ( |
||||||
| 特许权使用费气费计划 | ( |
( |
( | ||||
| 厄瓜多尔的交易协议 | ( |
||||||
| 其他应收款减值 | ( |
||||||
| 其他合同费用 | ( |
||||||
| 其他 | ( |
( |
( | ||||
| 其他运营费用合计 | ( |
( |
( |
| (1) | 根据仲裁法院于2022年8月3日作出的最终裁决，部分支持厄瓜多尔TLC公司(目前为PB18)就2008年12月31日签署的运输协议的某些违反行为向Petroecuado提出的索赔。 |
| (2) | 与2022年6月29日省1,262/22号行政命令批准的塞拉·查塔区块的投资计划调整债券相对应。 |
| F-121 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注10：（续）
10.5财务业绩
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 财政收入 | |||||||
| 财务利益 | |||||||
| 其他利益 | |||||||
| 财政总收入 | |||||||
| 财务成本 | |||||||
| 财务利益 (1) | ( |
( |
( | ||||
| 商业利益 | ( |
( |
|||||
| 财政利益 | ( |
( |
( | ||||
| 其他利益 | ( |
( |
( | ||||
| 银行和其他财务费用 | ( |
( |
( | ||||
| 财务费用共计 | ( |
( |
( | ||||
| 其他财务业绩 | |||||||
| 外币汇兑差额净额 | |||||||
| 金融工具公允价值变动 | ( | ||||||
| 现值测量结果 | ( |
( |
( | ||||
| 交换CB所产生的结果 | ( |
||||||
| 回购CB的结果 | |||||||
| 其他财务业绩 | ( |
( | |||||
| 其他财务业绩合计 | ( | ||||||
| 总财务结果，净额 | ( |
( |
| (1) | 分别于截至2023年及2022年12月31日止年度的物业、厂房及设备中资本化的借款成本净额2,100万美元及1,100万美元。在截至2021年12月31日的财年中，没有资本化的借款成本。 |
| F-122 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注10：（续）
10.6 所得税
所得税税项的细目如下：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 即期税项 | |||||||
| 递延税项 | |||||||
| 上一财政年度所得税拨备与所得税报表之间的差异 | ( |
||||||
| 所得税总额-损失 |
以下是所得税费用与对税前收入适用税率所产生的金额之间的对账：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 所得税前利润 | |||||||
| 现行所得税率 | |||||||
| 按法定税率征收的所得税 | |||||||
| 来自公司的利润份额 | ( |
( | |||||
| 免税结果 | ( |
( |
( | ||||
| 汇兑差额和与货币估值有关的其他结果的影响，净额 | |||||||
| 对财产、厂房和设备、无形资产和金融资产进行估值的影响 | ( |
( |
( | ||||
| 税率变化的影响 | ( | ||||||
| 税收通胀调整的影响 | |||||||
| 未确认递延资产 | |||||||
| 上一财年所得税和递延所得税拨备与所得税报表之间的差额 | |||||||
| 不可扣除的成本 | |||||||
| 递延税项资产减值 | ( |
||||||
| 其他 | ( | ||||||
| 所得税总额-损失 |
| F-123 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11: 非金融资产及负债
11.1财产、厂房和设备
| 原始值 | |||||||||||||
| 商品类型 | 年初 | 增加(1) | 转账 | 减少 | 减损 | 年底 | |||||||
| 土地 | |||||||||||||
| 建筑物 | ( |
||||||||||||
| 设备和机械 | ( |
||||||||||||
| 水井 | ( |
( |
|||||||||||
| 矿业权 | ( |
||||||||||||
| 车辆 | ( |
||||||||||||
| 家具、固定装置和软件设备 | |||||||||||||
| 通信设备 | ( |
||||||||||||
| 材料、备件和工具 | ( |
||||||||||||
| 石油化工综合体 | |||||||||||||
| 土木工程 | ( |
||||||||||||
| 正在进行的工作 | ( |
||||||||||||
| 对供应商的预付款 | ( |
||||||||||||
| 总数为12.31.2023 | ( |
( |
|||||||||||
| 总数为12.31.2022 | ( |
( |
|||||||||||
| (1) | 包括2,100万美元和S 1,100万美元，与截至2023年12月31日和2022年12月31日的财年的资本化 财务成本相对应。 |
此外，截至2022年12月31日，还包括 U$S 2.95亿美元是由于合并与收购股权相关的资产而产生的，详情见附注5.2.3和5.2.5。
| F-124 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
| 折旧 | 账面净值 | ||||||||||||||
| 商品类型 | 年初 | 减小 | 这一年的(1) | 减损 | 在最后 | 于2023年12月31日 | 电话：12.31.2022 | ||||||||
| 土地 | |||||||||||||||
| 建筑物 | ( |
( |
( |
||||||||||||
| 设备和机械 | ( |
( |
( |
||||||||||||
| 水井 | ( |
( |
( |
||||||||||||
| 矿业权 | ( |
( |
( |
||||||||||||
| 车辆 | ( |
( |
( |
||||||||||||
| 家具、固定装置和软件设备 | ( |
( |
( |
||||||||||||
| 通信设备 | ( |
( |
|||||||||||||
| 材料、备件和工具 | ( |
( |
|||||||||||||
| 石油化工综合体 | ( |
( |
( |
||||||||||||
| 土木工程 | ( |
( |
|||||||||||||
| 正在进行的工作 | |||||||||||||||
| 对供应商的预付款 | |||||||||||||||
| 总数为12.31.2023 | ( |
( |
( |
||||||||||||
| 总数为12.31.2022 | ( |
( |
( |
||||||||||||
| (1) | 截至2023年12月31日，各部门的构成如下：发电：9000万美元;石油和天然气：1.66亿美元;石化：500万美元。 |
| F-125 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
11.1.1 财产、厂房和 设备的损坏
本公司定期监控 事件的存在或情况的变化，这些事件或情况的变化可能表明 根据附注4.9和6.1.1所述的政策， 可能无法收回物业、厂房和设备的账面价值。
在
发电部门，截至2023年、2022年和2021年12月31日，公司没有发现可能影响截至2021年6月30日执行的可恢复性评估中考虑的假设的迹象。值得强调的是，公司尚未因可收回性评估而记录
任何不动产、厂房和设备损失;然而，HIDISA工厂确认了无形资产损失
损失金额为美元
截至2023年12月31日和2022年6月30日，由于公司的 战略原因，并旨在将投资集中在Vaca Muerta地层的非常规天然气和石油储量的开发和开采，公司根据受影响区块的合资企业成员的战略，决定 重新安排或暂停未来几年的某些钻探和修井活动，其中涉及将 储量重新分类为应急资源。
鉴于上述减值迹象 ，本公司已确定构成石油和天然气分部的现金产生单位Rincón del Mangrullo和el Tordillo/la Tapera于2023年12月31日和2022年6月30日的可收回金额。
估计可收回金额所用方法 包括根据现金产生单位预期产生的未来现金流量净额现值计算每个现金产生单位使用价值，并以反映投资资本加权平均成本的比率贴现。
现金流量乃根据确定使用价值之若干关键假设之未来表现之估计 编制，包括以下各项：（i）产品参考价格 ；（ii）每类产品之需求预测；（iii）成本演变；及（iv）通胀 及汇率等宏观经济变数。
| F-126 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
石油和天然气部门
截至2023年12月31日和2022年6月30日，
对石油和天然气分部受影响的现金产生单位的可回收性评估导致确认了美元的减损损失
用于计算 可收回金额的关键假设考虑：i）钻井和修井活动的重新安排或暂停；以及ii）税后WACC率分别为12.2%和12.4%。
最后，重要的是要强调 ，截至2023年和2022年12月31日，石油和天然气分部资产（包括分配给分部的商誉）的账面价值不超过其可收回价值。
| F-127 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
11.2无形资产
| 原始值 | |||||||||||
| 商品类型 | 一开始 | 增加(1) | 减少 | 减损(2) | 在最后 | ||||||
| 特许权协议 | |||||||||||
| 商誉 | |||||||||||
| 在公司收购中确定的无形资产 | ( |
||||||||||
| 数字资产 | ( |
||||||||||
| 总数为12.31.2023 | ( |
||||||||||
| 总数为12.31.2022 | ( |
( |
|||||||||
| 摊销 | |||||||||||
| 商品类型 | 一开始 | 这一年的 | 减损(2) | 在最后 | |||||||
| 特许权协议 | ( |
( |
|||||||||
| 在公司收购中确定的无形资产 | ( |
( |
( |
||||||||
| 总数为12.31.2023 | ( |
( |
( |
||||||||
| 总数为12.31.2022 | ( |
( |
( |
||||||||
| 账面净值 | |||||||||||
| 商品类型 | 于2023年12月31日 | 电话：12.31.2022 | |||||||||
| 商誉 | |||||||||||
| 在公司收购中确定的无形资产 | |||||||||||
| 数字资产 | |||||||||||
| 总数为12.31.2023 | |||||||||||
| 总数为12.31.2022 | |||||||||||
| (1) | 截至2022年12月31日，其中包括9400万美元，用于合并来自收购股权的资产，详见附注5. 2. 3和5. 2. 5。 |
| (2) | 截至2023年12月31日，以市场价格出售数字资产导致记录了 200万美元的减损追回。截至2022年12月31日，数字资产的可收回性受到收盘时 市值的影响，导致记录了600万美元的减损损失。 |
| F-128 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
11.3递延税项资产及负债
递延税项资产及负债的组成 如下：
| 12.31.2022 | 利润(亏损) | 出售附属公司 | 12.31.2023 | ||||
| 税损结转 | |||||||
| 财产、厂房和设备 | ( |
||||||
| 贸易和其他应收款 | ( |
||||||
| 条文 | ( |
||||||
| 应付工资和社会保障 | |||||||
| 固定福利计划 | ( |
||||||
| 其他 | ( |
||||||
| 递延税项资产 | ( |
||||||
| 财产、厂房和设备 | ( |
( |
( | ||||
| 无形资产 | ( |
( | |||||
| 对公司的投资 | ( |
( | |||||
| 盘存 | ( |
( |
( | ||||
| 按公允价值计提损益的金融资产 | ( |
( |
( | ||||
| 贸易和其他应收款 | ( |
( | |||||
| 应纳税金 | ( |
||||||
| 税收通胀调整 | ( |
( |
( | ||||
| 其他 | ( |
( | |||||
| 递延税项负债 | ( |
( |
( | ||||
| 递延税项（负债）资产 | ( |
( |
( |
| F-129 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
| 12.31.2021 | 利润(亏损) | 合并增加 | 12.31.2022 | ||||
| 税损结转 | |||||||
| 财产、厂房和设备 | |||||||
| 按公允价值计提损益的金融资产 | ( |
||||||
| 贸易和其他应收款 | ( |
||||||
| 条文 | |||||||
| 应付工资和社会保障 | |||||||
| 固定福利计划 | ( |
||||||
| 其他 | |||||||
| 递延税项资产 | |||||||
| 财产、厂房和设备 | ( |
( | |||||
| 无形资产 | ( |
( |
( | ||||
| 对公司的投资 | ( |
( | |||||
| 盘存 | ( |
( |
( | ||||
| 按公允价值计提损益的金融资产 | ( |
( |
( | ||||
| 贸易和其他应收款 | ( |
( | |||||
| 应纳税金 | ( |
( | |||||
| 税收通胀调整 | ( |
( |
( |
( | |||
| 递延税项负债 | ( |
( |
( |
( | |||
| 递延税项资产(负债) | ( |
( |
( |
递延税项资产和负债在下列情况下被抵销：a)存在合法可强制执行的抵销税项资产和负债的权利；以及b)递延所得税费用与同一财政当局相关联的情况。下表显示了综合财务状况报表中披露的数字，这些数字在确定时已得到充分补偿：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | ||
| 递延税项资产 | |||
| 递延税项负债 | ( |
( | |
| 递延税项负债 | ( |
( |
| F-130 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
11.4库存
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 当前 | ||||
| 材料和备件 | ||||
| 对供应商的预付款 | ||||
| 在制品和成品 | ||||
| 总计(1) |
| (1) | 它包括根据附注4.13所述政策，于2023年及2022年12月31日对300万美元及200万美元的已履行可收回评估所产生的减值损失。 |
11.5条文
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 非当前 | ||||
| 或有事件 | ||||
| 资产报废义务和风力涡轮机退役 | ||||
| 环境修复 | ||||
| 总非流动 | ||||
| 当前 | ||||
| 资产报废义务和风力涡轮机退役 | ||||
| 环境修复 | ||||
| 其他条文 | ||||
| 总电流 |
| F-131 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
有关条文的演变情况如下：
| 12.31.2023 | ||||||
| 或有事件 | 资产报废义务和风力涡轮机退役 | 环境修复 | ||||
| 在年初 | ||||||
| 增加 | ||||||
| 减少 | ( |
( | ||||
| 外币汇兑差额 | ( |
|||||
| 冲销未用金额 | ( |
( | ||||
| 在年底的时候 | ||||||
| 12.31.2022 | ||||||
| 或有事件 | 资产报废义务和风力涡轮机退役 | 环境修复 | ||||
| 在年初 | ||||||
| 增加 | ||||||
| 并入增加额 | ||||||
| 减少 | ( |
( | ||||
| 外币汇兑差额 | ( |
|||||
| 冲销未用金额 | ( |
( |
||||
| 在年底的时候 | ||||||
| F-132 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
| 12.31.2021 | ||||||
| 或有事件 | 资产报废义务和风力涡轮机退役 | 环境修复 | ||||
| 在年初 | ||||||
| 增加 | ||||||
| 减少 | ( |
|||||
| 冲销未用金额(1) | ( |
( |
||||
| 在年底的时候 | ||||||
| (1) | 包括收回1250万美元意外开支，该意外开支与 Las Armas风电场的及时批准派遣有关（见注：www.example.com）。 |
11.5.1 环境补救规定
本公司在阿根廷受到广泛的环境 法规的约束。公司管理层认为，其当前的运营符合适用的环境 要求，如当前解释和执行的，包括所承担的监管补救承诺。公司对新项目和投资进行环境影响研究 ，迄今为止，对这些新项目实施的环境要求和限制 没有对Pampa的业务产生任何重大不利影响。
特别是，拉潘帕省 已向公司提交了一份索赔，涉及放弃某些油井以及执行与放弃Jagüel de los Machos和Medanito区块（分别于2015年和2016年）相关的某些任务。该公司 对省当局通过的不同行政法案（包括省长的行政命令）提出质疑，并 正在司法管辖区处理对Jagüel de los Machos区块的索赔。尽管该省已于2021年3月对投诉作出回应， ，但公司已开始正式谈判以解决争议，同意暂停程序 时限。于二零二一年，就该等索赔及根据正在进行的谈判的进展，本公司就该等区块将产生的补救工程费用估计计提拨备 。
本公司已进行与贴现率相关的敏感度 分析。贴现率增加或减少1%不会对公司的 经营业绩产生重大影响。
| F-133 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
11.5.2 资产报废义务和风力涡轮机退役
根据 阿根廷的现行法规，公司在那里开发石油和天然气勘探和生产业务，公司有义务承担与油井堵塞和废弃相关的费用 。此外，根据相关用益权协议，公司有义务停用风电场的风力涡轮机。本公司没有法律上限制的资产以取消 这些义务。
本公司已进行与贴现率相关的敏感度 分析。贴现率增加或减少1%不会对公司的 经营业绩产生重大影响。
11.5.3 法律诉讼规定
本公司（直接或间接通过 子公司）是在其日常业务过程中产生的多项民事、商业、争议行政、税务、海关和劳工诉讼和索赔的一方。在确定适当的拨备水平时，公司主要考虑 在法律和税务顾问的协助下进行了最佳估计。
估计数的确定可能因评估拨备时的新发展或未知事实而改变 。因此，经评估的程序和索赔的不利解决 可能超出既定规定。
截至2023年12月31日，公司已
记录美元拨备
| - | 有大量关于汽油出口的文件在国家税务法院待决， 税务实体对Petrobras阿根廷公司在2008-2014年间分配的关税标题提出质疑。财政部的立场涉及更高的出口税率。 |
| - | 巴西国家石油公司(“Posa”)已向国际商会(“ICC”)提交了针对该公司的国际仲裁索赔，原因是该公司涉嫌违反巴西国家石油公司阿根廷公司(现为Pampa)与Posa于2016年签订的转让协议，该协议旨在转让“Río(Br)Neuquén”特许权的33.6%权益。Posa在其仲裁请求中指控的违规行为包括未能转移与转让权益有关的某些资产，以及转让价格调整计算上的差异。仲裁是根据国际商会仲裁规则进行的，适用的法律是阿根廷共和国的法律，仲裁地点是阿根廷的布宜诺斯艾利斯。2021年4月30日，POSA提交了索赔书，2021年9月15日，公司提交了对索赔书和反诉书的答复 。2021年12月15日，POSA提交了对反诉的答复。自这些合并财务报表发布之日起，仲裁裁决正在等待仲裁庭的发布。 |
| F-134 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
| - | 本公司向Petrobras International Braspetro B.V.(“PIB BV”)提出国际仲裁要求，指根据于2016年5月13日签署的购股协议，本公司收购Petrobras阿根廷公司‘S股本67.2%的若干出口交易存在欺诈陈述或遗漏。仲裁 根据国际商会仲裁规则进行；适用法律是纽约州的法律，仲裁地点是纽约州。 2021年4月29日，公司提交了申诉书，PIB BV提交了反申诉书和反诉书，要求支付购买过程中发现的某些或有事项的估计金额与实际支付金额之间的差额 。2021年7月7日，公司和PIB BV提交了各自的答案。2021年11月5日，公司和PIB BV提交了复制品，2021年12月20日，他们对投诉进行了反驳。2023年11月9日，国际刑事法院将法院于2023年11月2日作出的最终裁决通知了各方，决定(I)驳回本公司的索赔；(Ii)驳回PIB BV的大部分反诉，命令本公司自2021年3月31日起支付320万美元外加利息；和(Iii) 驳回各方的所有其他索赔。截至这些合并财务报表发布之日，公司已向PIB支付了最终授标中确定的金额。 |
此外，公司还记录了针对公司提出的民事、商业、行政、劳动、税务和海关投诉的
拨备，与个人金额不重大的原子化
索赔相对应，以及司法费用和开支（截至2023年12月31日，金额为
至美元）
11.6所得税和最低名义所得税责任
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 非当前 | ||||
| 所得税，扣除备抵和垫款后的净额 | ||||
| 最低名义所得税 | ||||
| 总非流动 | ||||
| 当前 | ||||
| 所得税，扣除备抵和垫款后的净额 | ||||
| 总电流 |
| F-135 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
11.6.1 所得税纳税义务
公司在计算超过第27，430号法律规定的 累计CPI变化的每个财政年度的当期和递延所得税准备金时，应累计 税收通胀调整的影响，除非在中期财政期间，每个年度期间未超过上述 法律参数的情况下。
所得税法第六章和不同补充部分中规定的税收通胀调整机制 在某些方面不一致，从而产生了一个强制性 留置权，包括但不限于未能更新税务损失和 1月1日之前进行的收购或投资的成本，这与re "Candy S.A."中的参数相似，CSJN下令应用通货膨胀 调整机制。
截至2023年12月31日，本公司及其子公司持有因上述原因而应评估的额外所得税负债准备金。
为未规定的期间和/或未做出有利于公司的最终和决定性判决的期间拨备的准备金，包括补偿利息，金额为S美元
11.6.2 最低名义所得税负担
本公司及其子公司已 根据《联邦民事和商业诉讼法典》第322节提交了一份声明性救济申请，以获得 根据CSJN于2010年6月15日通过的关于"Hermitage"的决定 2011—2018财政年度最低名义所得税的适用保证。在这一既定先例中，CSJN宣布该税违宪，理由是：当该期间没有应纳税所得证明立法者推定的所得不存在时， 违反纳税能力原则。
然而，2021年8月26日，CSJN 驳回了公司就2008年和2009年期间提出的退税申请，声称尽管有证据证明税务损失，但 会计利润的存在是纳税能力的表现，因此， 不符合Hermitage先例的规定。
考虑到CSJN目前的状况，
及指定期间，本公司及其附属公司于呈列税项亏损及会计溢利期间，已就名义所得税的适用利息金额计提负债，并就不可视作预缴所得税的最低名义所得税计提已厘定的税项拨备。这一负债在
《非当期所得税和最低名义所得税规定》中披露。上述债务总额为S美元
| F-136 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
11.7税项负债
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 当前 | ||||
| 增值税 | ||||
| 个人资产税拨备。 | ||||
| 预扣税款 | ||||
| 版税 | ||||
| 其他 | ||||
| 总电流 |
11.8固定福利计划
授予公司员工的福利计划 的主要特点如下：
| (i) | 养老金和退休福利：福利计划，在某些情况下，符合某些集体谈判协议所涵盖的特定条件的公司员工，有资格在退休时领取一定数额的工资，在某些情况下，如有残疾或死亡，则有资格根据计划或集体谈判协议的规定领取一定数额的工资。 |
| (Ii) | 补偿计划：根据福利计划，符合某些条件的部分公司员工在退休时有资格根据计划的规定(基于最后可计算的工资和为公司工作的年限)在从养老金制度中扣除福利后获得一定的金额。该计划截至2003年，要求 由公司独家向基金捐款，而不由员工出资。这些资金来自一家信托基金，并投资于以美元计价的货币市场工具，以保存积累的资本并获得符合中等风险状况的回报。根据2002年3月27日与纽约梅隆银行签订的信托协议，资金主要投资于美国政府债券、评级为A1或P1的商业票据、评级为AAAM的共同基金以及美利坚合众国评级为A+或更高的银行的定期存款，并经2006年9月14日的允许投资信函进行了适当修订。纽约梅隆银行是受托人，威利斯·托尔斯·沃森是管理代理人。如果经独立精算师正式认证的用于结算该计划授予的福利的资金超过了该金额，本公司将有权选择 使用该资金，在这种情况下，本公司可能必须将此情况通知受托人。 |
| F-137 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，与所述福利计划对应的最相关精算信息如下：
| 12.31.2023 | |||||
| 债务的现值 | 资产现值 | 年终负债净额 | |||
| 在年初 | ( |
||||
| 分类为损益的项目 | |||||
| 当前服务成本 | |||||
| 利息成本 | ( |
||||
| 分类为其他综合 收入的项目 | |||||
| 精算损失(收益) | ( |
||||
| 福利支付 | ( |
( | |||
| 汇兑差额损失 | ( |
( | |||
| 在年底的时候 | ( |
||||
| 12.31.2022 | |||||
| 债务的现值 | 资产现值 | 年终负债净额 | |||
| 在年初 | ( |
||||
| 分类为损益的项目 | |||||
| 当前服务成本 | |||||
| 利息成本 | ( |
||||
| 其他综合项目 收入 |
|||||
| 精算损失 | |||||
| 福利支付 | ( |
( | |||
| 汇兑差额损失 | ( |
( | |||
| 在年底的时候 | ( |
||||
| F-138 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
| 12.31.2021 | |||||
| 债务的现值 | 资产现值 | 年终负债净额 | |||
| 在年初 | ( |
||||
| 分类为损益的项目 | |||||
| 当前服务成本 | |||||
| 利息成本 | ( |
||||
| 分类为其他综合 收入的项目 | |||||
| 精算损失 | |||||
| 福利支付 | ( |
( | |||
| 汇兑差额损失 | ( |
( | |||
| 在年底的时候 | ( |
||||
截至2023年、2022年和2021年12月31日，
每类计划的净负债细目如下：a）美元
未来十年的预计福利付款如下所示。表中的金额代表未贴现现金流量，因此未与年末记录的 债务进行调节。
| 12.31.2023 | |
| 不到一年 | |
| 一到两年 | |
| 两到三年 | |
| 三到四年 | |
| 四到五年 | |
| 六到十年 |
| F-139 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
使用的重要精算假设 如下：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||
| 实际贴现率 | |||||
| 实际工资增长率 | |||||
| 通货膨胀率 |
以下敏感度分析显示了 贴现率变动和薪金增加对债务金额的影响：
| 12.31.2023 | |
| 折扣率：4% | |
| 义务 | |
| 变异 | |
| 折扣率：6% | |
| 义务 | |
| 变异 | ( |
| ( | |
| 实际工资增长率：0% | |
| 义务 | |
| 变异 | ( |
| ( | |
| 实际工资增长率：2% | |
| 义务 | |
| 变异 | |
敏感度分析基于假设的更改 ，同时保持所有其他假设不变。在实践中，这不太可能发生，某些假设的变化可能是相关的 。因此，提出的分析可能不能代表固定福利债务的实际变化。 编制敏感性分析时使用的方法和假设类型与上一期间相比没有变化。
| F-140 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注11：（续）
11.9应付薪金和社会保障
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 当前 | ||||
| 薪金和社保缴费 | ||||
| 关于休假的规定 | ||||
| 为提高效率而计提的酬金和年终奖金 | ||||
| 总电流 |
注12:金融资产负债
12.1 按摊销成本计算的金融资产
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 非当前 | ||||
| 定期存款 | ||||
| 应收票据 | ||||
| 总非流动 | ||||
| 当前 | ||||
| 定期存款 | ||||
| 应收票据 | ||||
| 总电流 |
由于按摊余成本计算的投资属短期性质，因此认为其账面价值与其公允价值并无不同。对于按摊余成本计算的非流动投资，公允价值也与账面价值没有显著差异。
| F-141 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
12.2 按公允价值计提损益的金融资产
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 非当前 | ||||
| 股票 | ||||
| 总非流动 | ||||
| 当前 | ||||
| 政府证券 | ||||
| 公司债券 | ||||
| 股票 | ||||
| 共同基金 | ||||
| 总电流 |
12.3 贸易和其他应收款
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 非当前 | |||||
| 关联方 | 16 | ||||
| 税收抵免 | |||||
| 出售联营公司 | |||||
| 应收合同赔偿金 | |||||
| 其他 | |||||
| 其他应收账款 | |||||
| 总非流动 |
| F-142 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 当前 | |||||
| 应收账款 | |||||
| CAMMESA | |||||
| 关联方 | 16 | ||||
| 金融资产减值准备 | ( |
( | |||
| 应收贸易账款净额 | |||||
| 当前 | |||||
| 关联方 | 16 | ||||
| 税收抵免 | |||||
| 补充性活动经费 | |||||
| 预付费用 | |||||
| 保证存款 | |||||
| 待收回的费用 | |||||
| 保险费有待收回 | |||||
| 收购附属公司的协议 | |||||
| 出售联营公司 | |||||
| 金融工具销售代理 | |||||
| GasAr计划 | |||||
| 仲裁裁决书 | |||||
| 合同赔偿贷项 | |||||
| 对员工的预付款 | |||||
| 其他 | |||||
| 其他应收账款，净额 | |||||
| 总电流 |
由于贸易 及其他应收款的短期性质，其账面价值与其公允价值并无差异。对于非流动贸易及其他应收款，公允价值 与账面价值并无重大差异。
| F-143 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
金融资产减值变动情况如下：
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 在年初 | |||||||
| 减损 | |||||||
| 利用率 | ( |
||||||
| 冲销未用金额 | ( |
( | |||||
| 外币汇兑差额 | ( |
( |
( | ||||
| 在年底的时候 |
12.4 现金和现金等价物
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 银行 | ||||
| 共同基金 | ||||
| 总计 |
12.5 借款
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | ||||
| 非当前 | |||||
| 金融借款 | |||||
| 公司债券 | |||||
| 总非流动 | |||||
| 当前 | |||||
| 银行透支 | |||||
| 金融借款 | |||||
| 公司债券 | |||||
| 总电流 | |||||
| 总计 |
截至2023年和2022年12月31日，公司可转让债券的公允价值约为美元
短期借款 及银行透支的账面值因短期到期而与其公平值相若。
长期借款按摊销成本（与其公允价值并无重大差异）计量。
截至本综合 财务报表发布日期，本公司遵守其债务合同中订立的契约。
| F-144 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
12.5.1 借款变动:
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 在年初 | ||||||
| 借款收益 | ||||||
| 偿还借款 | ( |
( |
( | |||
| 应计利息 | ||||||
| 支付利息 | ( |
( |
( | |||
| 回购CB | ( |
( |
( | |||
| 交换CB所产生的结果 | ||||||
| 回购CB的结果 | ( |
( |
||||
| 并入增加额 | ||||||
| 外币汇兑差额 | ( |
( |
( | |||
| 子公司销售额减少 | ( |
|||||
| 不动产、厂场和设备资本化的借款费用 | ||||||
| 在年底的时候 |
| F-145 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
12.5.2 借款详情：
| 仪器类型 | 公司 | 货币 | 剩余价值 | 利息 | 费率 | 期满 | 截至2023年12月31日的账面价值 | ||||||||
| 公司债券(1) | |||||||||||||||
| 17级CB | |||||||||||||||
| 15级CB | |||||||||||||||
| 18级CB | |||||||||||||||
| 16级CB | |||||||||||||||
| 9级CB | |||||||||||||||
| 1级CB | |||||||||||||||
| 13级CB | |||||||||||||||
| 3级CB | |||||||||||||||
| 金融贷款 (2)(3) | |||||||||||||||
| 其他金融贷款 (4) | |||||||||||||||
| 银行透支 (2) | |||||||||||||||
| (1) | 扣除2026年可换股债券面值为1.137亿美元、2027年可换股债券面值为1.530亿美元和2029年可换股债券面值为750万美元的回购。 |
| (2) | 截至2023年12月31日止财政年度，本公司与当地金融机构取得短期 银行贷款（扣除注销）165. 35亿美元，进口融资人民币CNY 37百万元。此外， 它还获得了620万美元的进口融资净额。交易结束后，该公司获得了100万美元的进口融资净额，并注销了 1亿美元的银行债务净额。 |
| (3) | 关于FINNVERA信贷融资，由于自2023年7月起停止执行Libor基准利率 ，于2023年9月5日，Pampa与CACIB（Credit Agricole Corporate & Investment Bank）就2023年11月后债务服务的短期SOFR利率取代Libor利率。在同一行中， 与信贷融资相关的利率对冲协议也进行了修订。 |
| (4) | 于截至2023年12月31日止财政年度，本公司根据与法国巴黎银行（BNP Paribas S.A.）取得的信贷融资收到付款200万美元。2020年 |
| F-146 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
| 仪器类型 | 公司 | 货币 | 剩余价值 | 利息 | 费率 | 期满 | 截至2022年31月12日的账面价值 | ||||||||
| 公司债券(1) | |||||||||||||||
| T系列CB | |||||||||||||||
| 8级CB | |||||||||||||||
| 11级CB | |||||||||||||||
| 9级CB | |||||||||||||||
| 1级CB | |||||||||||||||
| 13级CB | |||||||||||||||
| 3级CB | |||||||||||||||
| 金融贷款 (2) | |||||||||||||||
| 其他金融贷款 (3) | |||||||||||||||
| 银行透支 (3) | |||||||||||||||
| (1) | 扣除以下面值回购：ON 2026年1.137亿美元、ON 2027年1.462亿美元和ON 2029年750万美元。 |
| (2) | 在截至2022年12月31日的财政年度，公司与 国内金融实体进行了新的短期融资（扣除注销），总额为86.18亿美元，进口预融资为760万美元。此外， 本公司于到期日偿还了FINNVERA发起的信贷融资的两期本金，金额分别为770万美元 和1040万美元（相当于IDB Invest与Greenwind（自2022年8月收购额外50%权益以来已合并）之间认购的信贷融资。 |
| (3) | 在截至2022年12月31日的财政年度内，根据2020年与法国巴黎银行签订的信贷安排，本公司收到了130万美元的付款。会计年度结束后，公司向当地金融机构偿还了银行短期贷款100.65亿美元，进口预融资70万美元。 |
| F-147 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
12.5.3 CB全球计划
2021年9月30日，公司 普通和临时股东大会决议批准设立一项新的全球公司债券计划 ，金额高达20亿美元或其等值的其他货币或价值单位，形式为不可转换为股票的简单公司债券和/或可转换为股票的公司债券，续订该计划已于2021年12月29日到期。 此次公开发行于2021年12月9日获得CNV授权。
12.5.4 发行第8、11、13、15、16、17、18和 19类CB
2022年1月18日，该公司发行了 金额为31.07亿美元的第8类CB，Badlar利率+2%，18个月内到期。这是 Pampa发行的第一笔绿色债券，CB发行的收益被分配为PEPE VI的扩张提供资金（见注18.1）。
2022年7月15日，该公司发行了价值126.9亿美元的第11类可转债，按浮动巴德拉利率加年利差0%计息，2024年1月15日到期。
此外，公司于2022年8月8日以89.639亿美元重新发行11类CB，发行价为1.0305。未偿还的第11类可转债的总面值为216.566亿美元。
本公司于2022年12月13日发行13美元领汇债券，票面金额4,990万美元，固定利率为0%，于2027年12月到期。
2023年1月11日，该公司发行了15类可转债，应计利息为103.79亿美元，按浮动巴德拉利率外加2%的年利差计算，将于2024年7月11日到期。
随后，公司 于2023年3月6日分别以4820万美元和78.85亿美元重新开业13类和15类CB。
2023年5月4日，本公司发行了16类债券，利率为5570万美元，固定利率为4.99%，将于2025年11月4日到期；以及17类债券，价格为59.8亿美元，按浮动利率计息，年利差为2%，将于2024年5月4日到期。17类CB是PAMPA发行的第二只绿色债券 ，所得资金将用于资助Pepe VI(见附注17.1)。
绿色债券的发行反映了 为对环境产生积极影响的项目提供融资和使该国的能源产生矩阵多样化的承诺。 8类和17类CB的发行得到了惠誉评级公司附属公司Fix Ratings的认可，评级为绿色债券(BV1)， 这是可能的最佳评级，因为它与ICMA(国际资本市场协会)绿色债券 原则(GBP)的四个主要组成部分保持一致，并遵循CNV规则的《阿根廷社会、绿色和可持续债券发行指南》 BYMA《社会、绿色和可持续发展指南》和《BYMA规则》的规定，构成了BYMA的社会、绿色和可持续债券小组。
2023年7月18日，公司在
到期时偿还了第8类可转换债券的未偿还总额，金额为美元
| F-148 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
2023年9月8日，公司发行了7，210万美元的第18类CB，按固定利率5%计利息，到期日期为2025年9月8日。
最终，2023年12月21日，公司 提前赎回了第11类CB，金额相当于未付本金和应计利息262.795亿美元。
收盘后，PAMPA赎回了所有17类CB，总金额为59.8亿美元。此外，2024年2月29日，该公司发行了19类CB，金额为171.31亿美元 ，按浮动巴德拉利率加-1%的年利差计息，2025年2月28日到期。
12.5.6 T系列CB交易所报价
2022年6月16日，本公司根据2013年8月15日CNV第17,162号决议授权的全球计划，于2016年7月21日向2023年到期的T系列债券持有人发出了面值5亿美元的交换要约。T系列债券最初由Petrobras阿根廷公司(现已合并)于2016年7月21日发出。
于交换要约于2022年7月29日到期后，资料及交换代理通知本公司，已根据方案A及方案B分别以有效方式进行交换，金额分别为1.938亿美元及2.133亿美元，占T系列CB未偿还本金的38.8%及42.7%，参与总额达4.071亿美元，约占T系列CB未偿还资本金额的81.4%。
因此，在满足交换要约文件中确定的条件后，PAMPA于2022年8月8日发行了面值为2.928亿美元的第9类CB，按固定年利率9.5%计息，于2026年12月8日到期，从2024年开始分三次连续每年支付，并支付了1.221亿美元的现金。对于每1,000美元的T系列CB有效投标和接受交换的资本金额， 合资格持有人收到，连同T系列CB截至结算日的应计利息：(I)期权A：约377.2美元的第9类CB和630.2美元的现金；及(Ii)期权B：1,030美元的第9类CB。
作为债务互换的结果，本公司 在“其他财务业绩”项下披露了19.97亿美元(1,400万美元)的亏损，以反映按T系列可转债的原始有效利率折现的付款估计的变化，因为根据国际财务报告准则，这些估计与9类可转债的发行条件没有实质性差异。
随后，2023年5月5日，公司宣布 赎回所有于2023年7月21日到期的T系列CB，未偿余额为9，290万美元。
赎回于2023年6月8日进行，赎回价格相当于未偿还资本金额的100%，外加截至赎回日应计和未支付的利息，加上T系列CB信托协议项下的额外金额。
| F-149 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
12.6 贸易和其他应付款
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | |||
| 非当前 | |||||
| 补偿协议 | |||||
| 融资租赁负债 | |||||
| 合同违约债务 | |||||
| 其他 | |||||
| 其他应付款 | |||||
| 总非流动 | |||||
| 当前 | |||||
| 供应商 | |||||
| 客户预付款 | |||||
| 关联方 | 16 | ||||
| 贸易应付款 | |||||
| 补偿协议 | |||||
| 收购公司的责任 | |||||
| 融资租赁负债 | |||||
| 投资计划调整负债 | |||||
| 合同违约债务 | |||||
| 债务人 | |||||
| 其他 | |||||
| 其他应付款 | |||||
| 总电流 |
由于贸易应付款 和其他应付款的短期性质，其账面值被视为与其公允价值相同。 对于大多数其他 非流动债务，公允价值与其账面价值也没有显着差异。
| F-150 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
12.7 按类别分列的金融工具
下表按类别列出了金融工具：
| 截至2023年12月31日 | 按摊余成本计算的金融资产/负债 | 按公平值计入损益之金融资产╱负债 | 金融资产/负债小计 | 非金融资产/负债 | 总计 | |||||
| 资产 | ||||||||||
| 贸易应收款项及其他应收款项 | ||||||||||
| 按摊销成本计算的金融资产 | ||||||||||
| 定期存款 | ||||||||||
| 应收票据 | ||||||||||
| 按公允价值计提损益的金融资产 | ||||||||||
| 政府证券 | ||||||||||
| 公司债券 | ||||||||||
| 股票 | ||||||||||
| 共同基金 | ||||||||||
| 现金和现金等价物 | ||||||||||
| 总计 | ||||||||||
| 负债 | ||||||||||
| 贸易和其他负债 | ||||||||||
| 借款 | ||||||||||
| 总计 | ||||||||||
| 截至2022年12月31日 | 按摊余成本计算的金融资产/负债 | 按公平值计入损益之金融资产╱负债 | 金融资产/负债小计 | 非金融资产/负债 | 总计 | |||||
| 资产 | ||||||||||
| 贸易应收款项及其他应收款项 | ||||||||||
| 按摊销成本计算的金融资产 | ||||||||||
| 定期存款 | ||||||||||
| 应收票据 | ||||||||||
| 按公允价值计提损益的金融资产 | ||||||||||
| 政府证券 | ||||||||||
| 公司债券 | ||||||||||
| 股票 | ||||||||||
| 共同基金 | ||||||||||
| 现金和现金等价物 | ||||||||||
| 总计 | ||||||||||
| 负债 | ||||||||||
| 贸易和其他负债 | ||||||||||
| 借款 | ||||||||||
| 衍生金融工具 | ||||||||||
| 总计 | ||||||||||
金融工具的类别已根据国际财务报告准则第9号确定。
| F-151 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
每种金融工具类别的收入、费用、损益 如下：
| 截至2023年12月31日 | 按摊余成本计算的金融资产/负债 | 按公平值计入损益之金融资产╱负债 | 金融资产/负债总计 | 非金融资产/负债 | 总计 | |||||
| 利息收入 | ||||||||||
| 利息支出 | ( |
( |
( |
( | ||||||
| 外币汇兑差额净额 | ( |
( |
( |
|||||||
| 金融工具公允价值变动 | ||||||||||
| 现值测量结果 | ( |
( |
( |
( | ||||||
| 其他财务业绩 | ( |
( |
( | |||||||
| 总计 | ( |
( |
( |
|||||||
| 截至2022年12月31日 | 按摊余成本计算的金融资产/负债 | 按公平值计入损益之金融资产╱负债 | 金融资产/负债总计 | 非金融资产/负债 | 总计 | |||||
| 利息收入 | ||||||||||
| 利息支出 | ( |
( |
( |
( | ||||||
| 外币汇兑差额净额 | ( |
( |
||||||||
| 金融工具公允价值变动 | ||||||||||
| 现值测量结果 | ( |
( |
( |
( | ||||||
| 其他财务业绩 | ( |
( |
( | |||||||
| 总计 | ( |
( |
( | |||||||
| 截至2021年12月31日 | 按摊余成本计算的金融资产/负债 | 按公平值计入损益之金融资产╱负债 | 金融资产/负债总计 | 非金融资产/负债 | 总计 | |||||
| 利息收入 | ||||||||||
| 利息支出 | ( |
( |
( |
( | ||||||
| 外币汇兑差额净额 | ( |
( |
( |
|||||||
| 金融工具公允价值变动 | ( |
( |
( | |||||||
| 现值测量结果 | ( |
( | ||||||||
| 其他财务业绩 | ( |
( |
( |
( | ||||||
| 总计 | ( |
( |
( |
( |
( |
| F-152 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
12.8 金融工具公允价值
本公司使用公允价值层级对金融工具的公允价值 计量进行分类，该层级反映了用于执行该等 计量的变量的相关性。公平值层级包括以下层级：
| - | 第一层：相同资产或负债在活跃市场的报价（未调整）。 |
| - | 第二层：与资产或负债的第1级可观察报价不同的数据， 直接（即价格）或间接（即从价格得出）。 |
| - | 第三层：资产或负债数据基于市场上无法观察到的信息（即，不可观察 数据）。 |
下表显示本公司于2023年及2022年12月31日按公允价值计量的 金融资产及负债：
| 截至2023年12月31日 | 1级 | 2级 | 3级 | 总计 | ||||
| 资产 | ||||||||
| 按公允价值计入损益的金融资产 | ||||||||
| 政府证券 | ||||||||
| 公司债券 | ||||||||
| 共同基金 | ||||||||
| 股票 | ||||||||
| 现金和现金等价物 | ||||||||
| 共同基金 | ||||||||
| 其他应收账款 | ||||||||
| 衍生金融工具保证金 | ||||||||
| 总资产 | ||||||||
| 截至2022年12月31日 | 1级 | 2级 | 3级 | 总计 | ||||
| 资产 | ||||||||
| 按公允价值计算的金融资产 损益 |
||||||||
| 政府证券 | ||||||||
| 公司债券 | ||||||||
| 共同基金 | ||||||||
| 股票 | ||||||||
| 现金和现金等价物 | - | - | ||||||
| 共同基金 | ||||||||
| 其他应收账款 | ||||||||
| 总资产 | ||||||||
| 负债 | ||||||||
| 衍生金融工具 | ||||||||
| 总负债 |
| F-153 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注12：（续）
在活跃市场上协商的金融工具的价值 是基于截至本综合财务报表日期的市场报价。当报价可通过证券交易所、经纪商、特定行业机构或监管机构定期获得，且这些价格反映了各方在相互独立的条件下进行的定期和当前的市场交易时，市场 被视为活跃。 本公司持有的金融资产所采用的市场报价为当时的报价。这些工具包含在 级别1中。
未在活跃市场中协商的金融工具 的公允价值使用估值技术确定。这些估值技术最大限度地利用市场 可观察信息（如可用），并尽可能少依赖本公司的特定估计。如果可以观察到确定金融工具公允价值的所有重要变量 ，则该工具被纳入第2级。
如果用于确定 公允价值的一个或多个变量无法在市场上观察到，则金融工具计入第3级。
分类为第2级及第3级之按公允值计量且溢利（亏损）变动之资产所用之技术详述如下：
| - | 衍生金融工具：根据年度结算日 的市场价格与合同签订时的金额之间的差异计算。 |
| - | 股份：采用以收益为基础的方法，通过“间接现金流” 方法，即预期未来现金流的净现值，主要通过收取股息，考虑到联邦政府重组能源部门的资产而产生的2.84%和3.19%的直接股权，以及通过HIDISA和HINISA分别在TJSM和TMB获得的2.18%和2.46%的额外股权来确定。此次重组 导致TMB和TJSM的股份从联邦政府转让给Enarsa，分别考虑了截至2023年12月31日和2022年12月31日的16.6%和16.4%的折扣率 。关键假设是基于对某些敏感变量未来行为的估计，这些变量包括：(I)股息分配政策；(Ii)现货市场上出售的能源的参考价格；(Iii)对发电厂可获得性和调度的预测；(Iv)结构性成本和支出的演变；(V)通货膨胀及汇率等宏观经济变数 本公司分别于2023年12月31日及2022年12月31日确认收益720万美元及亏损170万美元为综合全面收益表“其他财务结果”项下分类为第三级金融工具的公允价值变动所致。当前价值可能与预测有很大不同，主要原因是：i)股息分配的及时性和幅度，ii)能源价格更新的及时性和幅度，和/或iii)成本的演变。本公司估计，任何考虑任何单独估计的变化的敏感性分析都可能导致扭曲的结论，从而对本公司的 业绩产生不利影响。 |
| F-154 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注13: 权益部分
13.1股本
截至2023年12月31日，股本 为美元 百万，其中约美元 百万股国库股。
13.1.1 股票回购计划
考虑到市场波动性 以及公司股价与其资产当前或潜在的经济现实之间持续存在的差异， 这对股东的利益有害，并考虑到公司过去的强劲现金状况和资金可用性 ，董事会实施了几项股票回购计划，考虑到在每种情况下，库存股不得超过10%的股本资本。
2021年，公司直接和 间接收购 百万人拥有价值美元的ADR 百万，回购股份全部注销。
2022年，公司间接收购了
百万人拥有价值美元的ADR 百万至平均价格美元
2023年，本公司未收购 自有股份。
13.1.2 股票薪酬计划
截至2023年12月31日， 金库中剩余100万美元将根据该计划交付给员工（见注4.17）。
13.1.3 资本削减
2021年期间，公司于4月29日和9月30日举行的普通股和临时股东大会批准了股本削减 ，其中 规定取消 百万股和分别百万股。这些减少已在公共 注册表中登记。
2022年4月27日，普通股东大会和临时股东大会决议通过取消减少公司股本 2022年10月期间发生了100万股股票。这一减少已于2022年9月14日在公共登记处登记。
2023年4月26日，公司 普通及临时股东大会决议通过注销减少股本 百万股 股，此次削减将于2023年5月生效。这一减少已于2023年6月28日在公共登记处登记。
| F-155 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注13：（续）
13.2每股收益
每股基本盈利 的计算方法是将归属于公司股权持有人的业绩除以年内已发行普通股的加权平均数 。每股摊薄盈利是通过调整已发行普通股的加权平均数来计算的，以反映 所有潜在摊薄普通股的转换。
只有当潜在普通股转换为普通股可能减少持续业务的每股收益或增加每股亏损时，潜在普通股才会被视为 具有稀释作用。当潜在普通股转换为普通股可能导致持续经营业务的 每股收益增加或每股亏损减少时，则潜在普通股将被视为具有反摊薄作用。
计算每股 摊薄盈利不涉及转换、行使或其他可能对每股 亏损产生反摊薄影响的股份发行，或当期权行使价高于期内普通股平均价格时， 没有记录到摊薄影响，即每股摊薄盈利等于基本盈利。截至2023年、2022年和2021年12月31日，本公司未持有任何 重大潜在摊薄股份，因此与每股基本收益无差异。
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 本公司权益持有人应占持续经营业务盈利 | ||||||
| 加权平均流通股数 | ||||||
| 来自持续经营业务的每股基本及摊薄盈利 | ||||||
| 公司股权持有人应占已终止业务亏损 | ( | |||||
| 加权平均流通股数 | ||||||
| 非持续经营产生的每股基本和摊薄亏损 | - | - | ||||
| 公司股权持有人应占盈利 | ||||||
| 加权平均流通股数 | ||||||
| 基本每股收益和稀释后每股收益 |
| F-156 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注13：（续）
13.3利润分配
分配给个人、居住在国外的不可分割的遗产或受益人的股息，从2018年1月1日开始的会计年度产生的利润中获得，需缴纳7%的预扣税(见附注2.6.1.2)。股息的分配是根据公司的独立财务报表进行的，这些报表是根据监管要求以阿根廷法定货币比索列报的。
附注14: 现金流量报表补充信息
14.1调整，将净利润与经营活动产生的现金流量进行核对
| 注意事项 | 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 所得税 | 10.6 | ||||||
| 应计利息 | |||||||
| 折旧和摊销 | 9和10.2 | ||||||
| 合营企业及联营公司的利润份额 | 5.3.2 | ( |
( | ||||
| 出售/收购公司权益的利润 | ( |
( | |||||
| 财产、厂房和设备出售和取消确认的结果 | 10.4 | ( |
( | ||||
| 无形资产出售结果 | 10.4 | ( |
( | ||||
| 不动产、厂场和设备、无形资产和存货的减值 | 11.1、11.2和11.4 | ||||||
| （减值）收回金融资产减值 | ( | ||||||
| 现值测量结果 | 10.5 | ||||||
| 金融工具公允价值变动 | ( |
( |
|||||
| 汇兑差额净额 | ( |
( |
( | ||||
| 交换CB所产生的结果 | 10.5 | ||||||
| 回购CB的结果 | 10.5 | ( |
( |
||||
| 重新调整投资计划 | 10.4 | ||||||
| 完成特许权协议的费用 | 10.4 | ||||||
| 合约责任弥偿保证 | 10.4 | ( |
|||||
| 合同违约金 | 10.4 | ||||||
| 仲裁裁决的赔偿 | 10.4 | ( |
|||||
| 意外开支经费净额 | 10.4 | ||||||
| 关于环境补救的规定 | 10.4 | ||||||
| 财团以往权益的公允价值 | 10.4 | ( |
|||||
| 其他应收款减值 | 10.4 | ||||||
| 厄瓜多尔的交易协议 | 10.4 | ||||||
| 费用回收 | 10.4 | ( |
|||||
| 确定福利计划的应计 | 9和10.2 | ||||||
| 补偿协议 | 10.2 | ||||||
| 不再承认非生产井 | 10.3 | ||||||
| 其他 | ( |
( |
|||||
| 将净利润与经营活动的现金流量进行调整 |
| F-157 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
附注14：（续）
14.2经营资产和负债的变动
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||||
| 贸易应收款和其他应收款增加 | ( |
( |
( | ||||
| 库存增加 | ( |
( |
( | ||||
| 应付贸易账款及其他应付款增加 | |||||||
| 薪金和社会保障应付款增加 | |||||||
| 确定福利计划付款 | ( |
( |
( | ||||
| 税务负债增加（减少） | ( | ||||||
| 拨备减少 | ( |
( |
( | ||||
| 所得税缴纳 | ( |
( | |||||
| 衍生金融工具付款净额 | ( |
( |
( | ||||
| 经营性资产和负债的变动 | ( |
( |
( |
14.3重大非现金交易
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | ||||
| 透过增加应付贸易账款收购物业、厂房及设备 | ( |
( |
( | |||
| 不动产、厂场和设备资本化的借款费用 | ( |
( |
||||
| 通过资产交换增加的不动产、厂场和设备 | ( |
|||||
| 透过交付按公平值计入损益之金融资产收购附属公司 | ( |
|||||
| 公司销售款项待收 | ||||||
| 收购附属公司的协议 | ||||||
| 其他应收款减少导致联营公司投资增加 | ( | |||||
| 通过增加其他负债增加使用权资产 | ( |
( |
( | |||
| 待收股息 | ||||||
| 通过不动产、厂场和设备减少资产报废义务和风力涡轮机退役 | ( |
( |
( | |||
| 通过其他应收账款增加减少联营公司股权 |
| F-158 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注15: 或有负债和资产
我们在下文中详细说明了截至2023年12月31日的重大 诉讼的性质，根据公司内部和 外部顾问的意见，公司认为这些诉讼不太可能发生。
15.1劳工索赔—补偿计划
本公司面临多项与界定福利计划“补偿计划”相关的法律诉讼 （见附注11.8）。我们在下文中描述当前 未决劳工索赔的性质：
| - | 考虑到用于更新计划福利的指数（CPI）无法保持其 "恒定值"。在其中两项原因中，本公司获得有利判决，原告已就此提出上诉。 另一方面，公司在一项索赔中收到了不利判决，因此，公司已向适用的 分庭提出上诉。 |
| - | 根据收益消除公司供款后，因计划资金不足而提出的索赔 。公司获得一审胜诉判决。原告提出上诉，得到了商会的支持。针对上述声明，公司向CSJN提出了联邦特别上诉，但上诉分庭驳回了 。因此，公司错误地向CSJN提交了一份请愿书，并向布宜诺斯艾利斯自治市最高法院提出了一份以违宪为理由的上诉 ，该法院要求分庭退回诉讼程序 ，并下令对分庭驳回的违宪上诉进行听证。鉴于分庭被驳回，该档案被 送交CSJN，后者将解决管辖权争议。 |
15.2税款申索
| - | 液体燃料和天然气税： |
AFIP向该公司提出了一项金额为5400万美元的索赔，原因是该公司在2006年1月至2011年8月的财政期内，涉嫌漏缴液体燃料和天然气税款，外加补偿性利息和对此类漏缴的罚款3800万美元。税务实体支持 其主张，即向税法宣布免税地区销售的税收优惠被挪用。 诉讼程序目前正在联邦税务法院审理，证据期已经结束。
| F-159 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注15：（续）
15.3环境索赔
| - | 巴塔哥尼亚土地所有者协会（ASSUPA）已对公司和其他公司提出了一项无限期金额的投诉，要求在原告进行的油气工程勘探、开采、 生产、储存和运输之前恢复该州的环境，并防止对澳大利亚盆地某些地区的所谓未来环境 影响。国民政府和圣克鲁斯省和火地岛省已作为第三方被传唤。诉讼程序处于投诉答复阶段。 |
| - | ASSUPA已经向CSJN提起了对包括本公司在内的10家公司的投诉。国民政府和布宜诺斯艾利斯省、拉潘帕省、门多萨省、内乌昆省和里奥内格罗省作为第三方被传唤。
主要诉状要求，应命令原告对在内乌基纳盆地开发的碳氢化合物活动造成的所谓环境破坏进行赔偿，并设立《环境总法》第22条规定的环境恢复基金。此外，在无法恢复的情况下，它要求赔偿据称遭受的集体损害，金额估计为#美元。 |
| - | Betriz Mdoza和其他16名原告向CSJN提出申诉，指控国家政府、布宜诺斯艾利斯省政府、布宜诺斯艾利斯自治城市政府和包括该公司在内的44家公司在Matanza-Riachuelo河流域开展工业活动。原告要求赔偿因所称环境影响、其停止、环境重组和补救而遭受的所称损害，估计金额为#美元。 |
| - | Inertis S.A.已对该公司提起诉讼，指控该公司拥有的一块地块
因码头南工厂进行的活动而对环境造成损害，要求赔偿所称的损害，象征性金额估计为100万美元和美元。 |
| F-160 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注15： (续)
| - | 阿根廷冲浪者基金会已要求进行初步程序，原因是 据称马德普拉塔市有环境损害迹象。原告寻求重新组合所称的具有集体影响的环境 损害，或赔偿所有拥有马德普拉塔市沿海 地区加油站的公司因所称燃料从加油站地下储罐泄漏到水、土壤和海洋系统中而造成的损害。基金会估计损失达2亿美元。双方同意暂停程序时限，以评估与一些共同被告达成协议的可能性。随后，原告和部分共同被告达成的部分协议被批准。就其本身而言，该公司已要求从诉讼程序中分离出来，因为它 目前没有拥有任何加油站。但是，应该注意的是，一些加油站所有者（已起诉本公司）已经 提交了与原告签订的协议，以供他们根据诉讼程序予以批准。其中一些已经获得批准 —原告被视为部分放弃了针对这些加油站所有者以及 针对公司的诉讼和权利—而其他正在批准阶段。 |
| - | 码头Sud地区的一些邻居对14家石油公司（包括公司、 石化公司和位于码头Sud石化综合体的废物焚烧厂）提起诉讼，指控他们对环境造成了破坏 以及对他们的货物、健康和士气的个人损害。CSJN确定其对环境问题具有管辖权 ，并维持对所称损害赔偿的民事和商业管辖权。一审民商事法庭开始取证阶段。 |
| - | 萨尔塔省的一位邻居拥有一个由原告组成的从事碳氢化合物活动的合资企业( 公司和其他公司)，该地块的邻居寻求环境保护和恢复据称因碳氢化合物勘探、勘探和/或开采活动造成的损害 ，或者在无法恢复环境的情况下寻求赔偿 。萨尔塔省已被传唤为共同被告。诉讼处于申诉答辩阶段，萨尔塔省法院宣布，一审行政诉讼法院对申诉拥有管辖权。 |
| - | 布宜诺斯艾利斯省加林镇的一处地块的业主要求执行初步诉讼程序，原因是据称有迹象表明，该公司品牌下的邻近加油站泄漏将对其居住地的环境造成损害。尽管公司提出了推定放弃诉讼程序的动议，但原告退出了诉讼程序，因此主审法官宣布诉讼程序终止。 |
| - | Neuquén省的邻居就原告一直参与的碳氢化合物勘探、开采、运输和弃井活动造成的环境损害对公司提起诉讼。如果这不可行，他们要求赔偿所谓的损害，以支持环境恢复基金 。此外，他们还要求将所称的精神损害赔偿拨给环境恢复基金。已妥善核实所有当事人到场情况，已将诉讼移交行政诉讼管辖。 |
| F-161 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注15： (续)
| - | 原告Martinez Lidia和其他三名原告声称因居住在波多黎各General San Martin(罗萨里奥-圣达菲)石化厂旁边而造成的环境影响对他们的健康和财产造成了据称的损害，并要求获得经济赔偿。法院发布了提供额外证据的命令，因此，诉讼程序与圣达菲工厂的其他邻居对该公司提起的诉讼合并。这最后一次诉讼正处于取证阶段。 |
| - | 布宜诺斯艾利斯省的一位邻居对该公司提出申诉，要求拆除三个储油罐和泵，并补救和恢复这些储油罐所在的土壤，理由是据称影响了环境。诉讼程序已在取证阶段完成。 |
| - | 圣达菲省的邻居对该公司提出投诉，称其对环境造成了破坏。公司获得了有利的判决，原告已对判决提出上诉。 |
15.4民商事索赔
| - | “消费者金融协会民事辩护”索赔名义金额
美元。 |
我们在下文中详述了截至2023年12月31日本公司提起的重大法律诉讼的性质，在这些诉讼中，本公司估计可能会产生相关的经济效益流入 。
15.5管理性索赔
| - | CTLL（现为Pampa）对联邦政府提起行政诉讼投诉 2016年1月至2016年3月期间违反合同。CTLL声称CAMMESA关于续订的决定 并确认与天然气供应协议相关的成本，并间接导致持续损害 应该换衣服。后来，CTLL对联邦政府提出了新的有争议的行政诉讼申诉， 2016年4月至2018年10月期间违反合同。在2016年1月至3月期间的投诉中， 证据阶段由于诉讼程序与2016年4月至2018年10月期间的投诉随后字段的联系而暂停，诉讼程序 目前处于诉状阶段。 |
| F-162 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注15：（续）
| - | 在确定内乌肯省授予的Veta Escondida区块特许权到期后， 公司根据 《联邦民事和商事诉讼法典》第322条提交了宣告性判决诉讼，以在CSJN的原始管辖权下实现确定性。双方同意暂停诉讼程序以寻求私人和解， 请求作出判决，CSJN已设置初步听证会，初步听证会已经进行。目前，在国家总检察长发表意见后，诉讼程序正在等待CSJN的判决。 |
| - | 2021年3月31日，公司向国家经济部(MECON)提交了初步行政索赔(RAP) ，要求联邦政府在PEN行政令1,053/18号有效期内承担的欠款和适用利息，原因是天然气分销商购买的天然气价格与2018年4月至2019年3月期间在其最终关税中确认的价格之间的汇兑差额。2021年9月1日提交了加快程序的请求。 2021年9月1日。提出了一项加快程序的请求。2021年12月2日，公司以不当拖延为由提起保护性诉讼(Amparo) ，要求被告就此发表意见。作出了驳回《宪法》的判决。该公司已对这一决定提出上诉，该决定被审理此案的分庭驳回。由于MECON声明其在RAP问题上的立场的期限已满，本公司已对联邦政府提出申诉。 |
15.6民商事索赔
| - | 厄瓜多尔TLC(现为Pampa Bloque 18)以厄瓜多尔PetromanabíS.A.公司受让人的身份向厄瓜多尔提起国际仲裁程序，要求支付和解金额的12%， 厄瓜多尔根据1995年12月19日签订的第18号区块的《油气勘探和原油开采参与协议》和/或2002年8月7日签署的《Hollín共同油田统一开采作业协议》的条款--在这两个案件中均经修订--仲裁根据联合国国际贸易法委员会仲裁规则进行，适用法律为厄瓜多尔法律，仲裁地点为智利圣地亚哥市。2021年，国际仲裁程序的第一阶段已经开始。自这些合并财务报表发布之日起，仲裁程序仍在进行中。 |
| - | 由于违反了2015年4月1日签订的Chirete区块参与转让协议和联合运营协议，本公司已对High Luck Group Limited阿根廷分公司提起国际仲裁程序 。2023年8月23日，仲裁庭作出了部分裁决，法庭费用由被告支付， 宣布瑞幸违反了上述协议，但这一事实并未赋予公司行使协议中规定的撤销选择权的权利。根据仲裁庭确定的时间表，目前正在进行新的仲裁阶段。 |
| F-163 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
附注16: 相关方的交易
16.1与关联方的余额
| 截至2023年12月31日 | 应收贸易账款 | 其他应收账款 | 贸易应付款项 | |||||
| 当前 | 非当前 | 当前 | 当前 | |||||
| 联营公司和合资企业 | ||||||||
| CTB | ||||||||
| TGS | ||||||||
| 其他关联方 | ||||||||
| SACDE | ||||||||
| 其他 | ||||||||
| 截至2022年12月31日 | 应收贸易账款 | 其他应收账款 | 贸易应付款项 | |||||
| 当前 | 非当前 | 当前 | 当前 | |||||
| 联营公司和合资企业 | ||||||||
| TGS | ||||||||
| 其他关联方 | ||||||||
| SACDE | ||||||||
| 其他 | ||||||||
| F-164 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
附注16：（续）
16.2与相关方的业务
| 当年的运营 | 商品和服务销售 (1) |
采购 商品和服务 (2) | 服务费用 (3) | 其他业务费用和收入 (4) | ||||||||||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | 2023 | 2022 | 2021 | 2023 | 2022 | 2021 | 2023 | 2022 | 2021 | |||||||||||||
| 联营公司和合资企业 | ||||||||||||||||||||||||
| CTB | ||||||||||||||||||||||||
| 青风 | ||||||||||||||||||||||||
| Refinor | ( |
( |
||||||||||||||||||||||
| TGS | ( |
( |
( |
|||||||||||||||||||||
| 其他关联方 | ||||||||||||||||||||||||
| 方达西翁 | ( |
( |
( | |||||||||||||||||||||
| SAACDE | ( |
( |
( |
|||||||||||||||||||||
| 萨拉维里、德拉托雷、布尔吉奥和韦茨勒 | ( |
( |
( |
|||||||||||||||||||||
| ( |
( |
( |
( |
( |
( |
( |
( |
( | ||||||||||||||||
| (1) | 主要对应于在天然气和精炼产品的技术援助和销售领域提供的咨询服务。 |
| (2) | 对应于天然气运输服务、精炼产品采购和其他 服务，计入销售成本5 300万美元、1.91亿美元和5 000万美元，承包给SACDE的基础设施工程，计入财产、厂房和设备， ，其中1 500万美元，1，600万美元 和1，700万美元对应于根据SACDE和/或Pampa分别于截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度执行该等项目所产生的成本计算的费用和一般费用。 |
| (3) | 在行政费用中披露。 |
| (4) | 主要是捐赠。 |
| 当年的运营 | 财政收入(1) | 收取的股息 | 支付股息 | |||||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | 2023 | 2022 | 2021 | 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 联营公司和合资企业 | ||||||||||||||||||
| OCP | ||||||||||||||||||
| TGS | ||||||||||||||||||
| 其他关联方 | ||||||||||||||||||
| Emesa | ( |
( | ||||||||||||||||
| ( |
( | |||||||||||||||||
| (1) | 主要对应于融资租赁及已授出贷款的应计利息。 |
| F-165 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
附注16：（续）
16.3主要管理人员薪酬
截至2023年12月31日、2022年和2021年，执行董事的应计薪酬总额为美元
附注17: 投资承诺
17.1新一代项目
在国家政府 扩大发电报价的号召下，公司参与了以下发电项目：
PEPE IV
2022年初，PEPE III的扩建工程开始了 ，该项目于2019年落成，位于布宜诺斯艾利斯省Coronel Rosales镇，其生产目标是 大用户群体。
该项目主要包括分阶段安装和安装另外18台风电机组，装机容量为81兆瓦。扩建工程于2022年12月29日开始投产，首批4台风力涡轮机投产，2023年6月17日项目最后3台风力发电机投产结束。
扩建工程完成后，佩佩三号和佩佩四号共拥有32台风力发电机组，装机容量为134.2兆瓦。
佩佩六世
2023年2月，该公司开始在布宜诺斯艾利斯省的Bahía Blanca建设Pampa Energía VI风电场。该项目将分3个阶段安装300兆瓦的电力装机容量，估计耗资1美元。
第一阶段包括组装和安装21台维斯塔斯风力涡轮机及其内部中压电缆网络、道路、变电站和一条500千伏线路，这将增加94.5兆瓦的装机容量，约为美元。
第二阶段包括组装和安装10台维斯塔斯风力涡轮机，这将增加45兆瓦的装机容量，成本约为美元。
该风电场生产的能源可减少碳排放，并将根据可再生能源法 通过物质出售给国内的大公司。
截至发布这些合并 财务报表时，工作已完成59%。
| F-166 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
附注17：（续）
17.2碳氢化合物勘探和开采的投资承诺
2023年11月30日，发布了第2,425/23号行政命令，宣布塞拉·查塔区块的试点计划已经完成，包括实施14口针对巴卡穆埃尔塔油层的水平井，投资3.32亿美元。
截至这些合并财务报表发布之日，公司已承诺在2027年前进行投资，预计总金额为美元
注18: 火力发电厂的事故
18.1 CTGEBA
2021年5月31日，CTGBS旗下Genelba Plus CC的GEBATG03(TG21)机组发生事故，造成机组涡轮机损坏。由于该事件，CC发电能力减少了约50%(280兆瓦)。
该公司与涡轮机制造商 (西门子)合作进行了必要的拆解和故障修复工作，并于2021年7月成功完成。
2023年第四季度，
公司完成了向保险公司的必要备案，记录了费用回收美元
18.2 ctll
2023年7月20日，CTLL的GT05发生事故，导致机组涡轮机损坏。事故导致发电容量减少约105兆瓦。
该公司与涡轮机制造商通用电气一起进行了必要的修复工作，并于2024年1月完成。
此外，公司正在向保险公司提交所有必要的 申报，以尽量减少因违反相关可用性承诺而造成的经济损失。
附注19: 租契
19.1承租人
本公司租赁了火力发电厂运营的关键部件，为期20年，并签订了若干石油服务协议（主要是天然气压缩服务），其中 考虑到其特点，其中包含租赁资产以提供服务，期限为2至 6年。
租赁协议的条款 是在个别基础上协商的，包含广泛的条款和条件。
| F-167 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
附注19：（续）
于2023年及2022年12月31日确认的使用权资产及租赁负债的演变披露如下：
19.1.1 使用权资产
| 原始值 | |||||||||
| 减少量 | |||||||||
| 商品类型 | 一开始 | 增加 | 在最后 | ||||||
| 机器和设备 | |||||||||
| 对供应商的预付款 | |||||||||
| 总数为12.31.2023 | |||||||||
| 总数为12.31.2022 | ( |
||||||||
| 摊销 | |||||||||
| 商品类型 | 一开始 | 这一年的 | 在最后 | ||||||
| 机器和设备 | ( |
( |
( |
||||||
| 总数为12.31.2023 | ( |
( |
( |
||||||
| 总数为12.31.2022 | ( |
( |
( |
||||||
| 账面净值 | |||||||||
| 商品类型 | 于2023年12月31日 | 电话：12.31.2022 | |||||||
| 机器和设备 | |||||||||
| 对供应商的预付款 | |||||||||
| 总数为12.31.2023 | |||||||||
| 总数为12.31.2022 | |||||||||
| F-168 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
附注19：（续）
19.1.2 租赁负债
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | ||||
| 在年初 | |||||
| 增加 | |||||
| 现值测量结果 (1) | |||||
| 冲销未用金额 | ( | ||||
| 付款 | ( |
( | |||
| 在年底的时候 |
| (1) | 计入其他财务业绩。 |
截至2023年和2022年12月31日，该
负债在其他流动应付款项下披露，金额为美元
下表包括根据到期日分组的公司租赁负债的分析 。表中所示金额为合同未贴现 现金流量：
| 12.31.2023 | |||
| 三个月至一年 | |||
| 一到两年 | |||
| 两到三年 | |||
| 三到四年 | |||
| 四到五年 | |||
| 五年多 | |||
| 总计 |
19.1.3 短期或低价值租约
截至2023年和2022年12月31日，
公司已确认行政成本和费用为美元
| F-169 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
附注19：（续）
19.2出租人
19.2.1 融资租赁
对应于授予TGS的融资
用于销售属于石油和天然气业务部门的某些财产、厂房和设备。该协议于2016年8月11日签订
，包括收取119笔每月连续分期付款的美元
截至2023年12月31日和2022年12月31日，该应收款在其他流动应收款项下披露，金额为美元
下表包括根据到期日分组的公司应收款项的分析 。表中显示的金额为合同未贴现现金 流量：
| 12.31.2023 | |||
| 不到三个月 | |||
| 三个月至一年 | |||
| 一到两年 | |||
| 两到三年 | |||
| 总计 |
19.2.2 经营租约
公司已签署租赁协议 在Pampa Energía S.A.安装商业和行政办公室。位于布宜诺斯艾利斯自治市Maipú 1的大楼，为期三至五年。
截至2023年12月31日，未来从经营租赁 的最低收款详情如下：
| 12.31.2023 | |||
| 三个月至一年 | |||
| 一到两年 | |||
| 总计 |
截至2023年12月31日止财政年度的经营租赁总收入为100万美元。
| F-170 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注20: 终止水电特许权
由于联邦政府及时批准了水电特许权，在某些情况下，各省的办法到期，2022年3月10日，东南部发布了第130/22号决议，成立了一个特许水电开发小组（“ETAHC”），以评估国家管辖范围内的水电特许权，包括HIDISA、HINISA和HPPL。
该团队将由能源部长（或其任命的人员）主持，并由一名在该领域具有丰富经验的人员协调。它还将由SE、CAMMESA、ENRE和ENARSA的代表组成。此外，还邀请大坝安全监管机构和水管理 和环境保护当局在团队中任命一名代表。此外，ENARSA还被委托对发电设备进行 技术审计。
HIDISA和HINISA特许权的特许权状况报告必须在两年内提交，将于2024年到期，而HPPL（特许权于2029年到期）的报告发布期限将在稍后确定。随后，SE第486/23号决议修改了ETAHC提交报告的期限 。就HINISA和HIDISA而言，ETAHC提交报告的截止日期分别为2023年12月1日和2024年4月19日。
后来，SE第574/23号决议利用特许权协议的条款，规定目前的Alicurá、El Chocón Arroyito、Cerros Colorados和Piedra del Águila特许权获得者应在特许权终止后的60天内继续负责其运营和维护。ENARSA被任命为观察员，在过渡期间拥有广泛的权力。为了在此期间协助ENARSA，内乌肯省和里奥内格罗省被邀请任命一名代表，与国家经济部任命的代表共同行事。
2023年10月，SE第815/23号决议批准将Alicurá、El Chocón、Arroyito和Cerros Colorados水电站的特许权再延长100个历日，自SE第574/23号决议规定的60天期限届满起计算。2024年1月17日，通过SE第2/24号决议，在终止之前的延期后，批准了新的60个日历日的延期， 保持了Enarsa的观察员角色。
| F-171 |
| |
合并财务报表附注
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
(In百万美元—除非另有说明）
注21: 文档保存
2014年8月14日，CNV发布了第629号决议，对适用于保存和保存公司及会计账簿和商业文件的条款进行了修改。为此，本公司已发送了与诉讼时效未涵盖的时期相对应的非敏感工作文件和信息，以将其保存在位于布宜诺斯艾利斯省弗洛伦西奥·瓦雷拉Ruta 36，KM 34.5的ADEA‘S数据仓库和位于以下地址的阿根廷铁山数据仓库：
| - | Azara 1245—C.A.B.A. |
| - | Don Pedro de Mendoza 2163—C.A.B.A. |
| - | Amancio Alcorta 2482—C.A.B.A. |
| - | San Miguel de Tucumán 601，Carlos Spegazzini，Municipal of Ezeiza，布宜诺斯艾利斯省。 |
在公司总部可获得交付 储存的文件清单，以及本条款第二篇第I节第五章第5.a.3）条中规定的文件清单（2013年监管 条款和修订规则）。
注22: 石油和天然气储量（审计师报告未涵盖的信息 ）
下表列出了截至2023年12月31日按地理区域划分的石油（包括原油、凝析油和液化天然气）和天然气的 估计探明储量。
| 已探明储量 | ||||||||
| 已被证明是发达的 | 事实证明是未开发的 | 已证明的总数 | ||||||
| 石油和液化天然气 (1) | 天然气(2) | 石油和液化天然气 (1) | 天然气(2) | 石油和液化天然气 (1) | 天然气(2) | |||
| 阿根廷 | ||||||||
| 总数为12.31.2023 | ||||||||
| (1) | 数千桶。 |
| (2) | 百万立方米。 |
附注23: 后续事件
向现货市场销售的报酬
根据2024年2月8日的SE第9/23号决议，更新了现货能源发电的酬金价值，规定
| F-172 |
关于石油和天然气活动的补充资料(未经审计)
以下关于石油和天然气活动的信息 是根据美国石油学会第932号“采掘活动--石油和天然气”规定的方法编制的。此信息 包括公司及其子公司的石油和天然气生产活动。
费用
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度内发生的资本化成本和已支出成本。资产购置 包括收购已探明或未探明的油气资产的成本。勘探成本包括地质和地球物理成本、保留未开发物业所需的成本、钻井成本和探井设备。开发成本包括钻井成本和开发井设备、碳氢化合物开采、处理和储存设施的建设，以及维护现有已开发储量设施的所有必要成本。
| 合并公司(阿根廷) | |||||
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||
| (单位：百万美元) | |||||
| 收购物业 | |||||
| 证明了 | - | - | - | ||
| 未经证实 | - | - | - | ||
| 物业购置总额 | - | - | - | ||
| 探索 | 3 | 2 | 9 | ||
| 发展 | 541 | 322 | 197 | ||
| 已发生的总成本 | 544 | 324 | 206 | ||
资本化成本
下表列出了截至2023年、2022年和2021年12月31日已证实和未证实的石油和天然气资产的资本化 成本，以及截至这些日期的相关累计折旧 。
| 合并公司(阿根廷) | |||||
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||
| (单位：百万美元) | |||||
| 已证明的性质 | |||||
| 设备、营地和其他设施 | 520 | 328 | 194 | ||
| 矿产利益和油井 | 1,362 | 1,137 | 1,078 | ||
| 其他未完成的项目 | 222 | 151 | 117 | ||
| 未证明的性质 | 32 | 36 | 42 | ||
| 总资本化成本 | 2,136 | 1,652 | 1,431 | ||
| 累计折旧 | (998) | (845) | (795) | ||
| 净资本化成本总额 | 1,138 | 807 | 636 | ||
| S-173 |
行动的结果
以下所示的运营结果细目 总结了截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度与石油和天然气生产活动直接相关的收入和费用。所呈列年度的所得税采用法定税率计算。
| 合并公司(阿根廷) | |||||
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||
|
(单位：百万美元)
| |||||
| 收入 | 563 | 529 | 340 | ||
| 细分市场销售 | 103 | 117 | 113 | ||
| 阿根廷天然气生产促进计划 | 55 | 56 | 51 | ||
| 生产成本，不包括折旧 | |||||
| 降低运营成本和其他成本 | (237) | (205) | (157) | ||
| 降低版税。 | (88) | (87) | (63) | ||
| 总生产成本 | (325) | (292) | (220) | ||
| 勘探费 | (7) | - | - | ||
| 折旧、损耗和摊销 | (166) | (125) | (114) | ||
| 所得税前经营业绩 | 223 | 285 | 170 | ||
| 所得税 | (78) | (100) | (60) | ||
| 石油和天然气作业结果 | 145 | 185 | 110 | ||
油气储量估计值
探明储量预计石油(包括原油、凝析油和天然气液体)和天然气的数量，现有的地质和工程数据表明，在现有的经济和运营条件下，未来肯定可以从已知的油藏中开采。已探明开发储量 是指在现有设备和作业方法下，可通过现有井合理预期开采的已探明储量。 在分析每个油藏时所采用的方法或方法组合的选择取决于开发阶段、基础数据的质量和可靠性以及生产历史。
本公司相信，其对剩余已探明可采油气储量的估计是合理的，而该等估计乃根据美国证券交易委员会于二零零八年底发布的规则 编制。
该公司每年至少评估一次储量 。截至2023年12月31日的公司储量估计由Gaffney，Cline&Associates审计。Gaffney，Cline&Associates是一家独立的石油工程咨询公司。独立审计涵盖了位于本公司经营和非经营地区的99%的估计储量。Gaffney，Cline&Associates根据美国证券交易委员会颁布的S-X法规第4-10条规则，以及财务会计准则委员会第932主题的石油和天然气储量披露规定， 对已探明石油和天然气储量估计进行了审计。我们提供了审计过程中需要的所有信息，以满足Gaffney，Cline&Associates的 满意。
| S-174 |
已探明储量由公司的油藏工程师进行估算。储量工程是一个主观的油气成藏量估算过程，不能准确测量，储量估算有赖于现有信息的质量以及工程师和地质学家的解释和判断。因此，储量估计以及未来的生产情况往往与最终回收的碳氢化合物数量不同。一般来说，这种估计的准确性取决于它们所基于的假设。
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的石油(包括原油、凝析油和天然气液体)和天然气(包括预计在作业中作为燃料消耗的天然气)的净探明储量：
| 截至2023年12月31日的储量 | 截至2022年12月31日的储量 | 截至2021年12月31日的储量 | |||||||||
| 原油和石油， 凝析油 和液化天然气 |
天然气 | 原油和石油， 凝析油 和液化天然气 |
天然气 | 原油和石油， 凝析油 和液化天然气 |
天然气 | ||||||
| 储备类别 | （百万桶） | （十亿立方英尺） | （百万桶） | （十亿立方英尺） | （百万桶） | （十亿立方英尺） | |||||
| 探明已开发 | 7.6 | 724.8 | 7.7 | 613.5 | 8.0 | 527.9 | |||||
| 经批准未开发 | 4.0 | 399.5 | 3.2 | 397.0 | 4.7 | 338.7 | |||||
| 已证明的保留总数 （已开发和未开发） |
11.6 | 1,124.2 | 10.9 | 1,010.5 | 12.6 | 866.5 | |||||
| S-175 |
下表列出了2021年12月31日、2022年12月31日至2023年12月31日期间我们的储备 数据对账：
| 合并公司(阿根廷) | |||
| 原油、凝析油和液化天然气 | 天然气 | ||
| 已证实储量（已开发和未开发） | (in千桶） | (单位：百万立方英尺) | |
| 截至2020年12月31日的储量 | 13,526 | 769,519 | |
| 增加(减少)归因于： | |||
| 对先前估计数的修订 | 206 | 44,993 | |
| 提高了恢复能力 | 2 | 7,696 | |
| 扩展和发现 | 607 | 145,564 | |
| 全年产量 | (1,716) | (101,231) | |
| 截至2021年12月31日的储量（*） | 12,625 | 866,541 | |
| 增加(减少)归因于： | |||
| 对先前估计数的修订 | (466) | (72,518) | |
| 提高了恢复能力 | 272 | 84 | |
| 扩展和发现 | 454 | 339,021 | |
| 全年产量 | (1,948) | (122,636) | |
| 截至2022年12月31日的储量(*) | 10,937 | 1,010,492 | |
| 增加(减少)归因于： | |||
| 对先前估计数的修订 | (414) | (64,771) | |
| 提高了恢复能力 | 95 | 28 | |
| 扩展和发现 | 2,211 | 301,453 | |
| 已探明储量的购买到位 | 527 | 5,381 | |
| 已探明储量的销售到位 | (7) | (337) | |
| 全年产量 | (1,763) | (128,001) | |
| 截至2023年12月31日的储量(*) | 11,586 | 1,124,245 | |
| (*)包括已探明的已开发储量： | |||
| 截至2021年12月31日 | 7,970 | 527,870 | |
| 截至2022年12月31日 | 7,722 | 613,505 | |
| 截至2023年12月31日 | 7,592 | 724,775 | |
| S-176 |
未来净现金流量贴现的标准化计量
下表披露了已探明和未开发的原油、凝析油、天然气液体和天然气(不包括预计在运营中作为燃料消耗的天然气)未来生产所产生的估计未来现金流量。根据《美国证券交易委员会石油和天然气报告现代化规则》和《美国财务会计准则汇编》关于采掘活动-石油和天然气的ASC932的规定，此类未来净现金流量 使用2023年、2022年和2021年12个月期间的月平均价格估计，并使用10%的年度贴现率。未来开发和废弃成本包括预计钻探成本、开发和开采成本 设施和废弃成本。这些未来开发成本是基于本公司和本公司拥有权益的油田的运营商所做的评估而估计的。未来所得税的计算方法是在每个报告期结束时，在我们拥有权益的各个国家适用有效的法定税率 。
这一标准化衡量标准不打算也不应解释为对公司储备的市场价值的估计。此信息的目的是提供标准化数据，以帮助财务报表使用者比较不同的公司并做出一定的预测。必须指出的是，除其他事项外，这些信息不包括过去经验表明可能发生的未来价格成本和税率变化的影响，以及尚未被归类为已探明储量的储量未来现金流的影响，更能代表一段时间内货币价值的贴现系数以及石油和天然气生产固有风险的影响。这些未来的变化可能会对以下披露的未来净现金流产生重大影响。由于所有这些原因，这些信息不一定表明该公司对碳氢化合物储备的贴现 未来现金流净额的看法。
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||
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(单位：百万美元)
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| 未来现金流入 | 5,255 | 4,787 | 3,835 | ||
| 未来生产成本 | (2,122) | (1,838) | (1,412) | ||
| 未来开发和废弃成本 | (675) | (680) | (500) | ||
| 未来所得税 | (618) | (484) | (425) | ||
| 未贴现的未来净现金流量 | 1,840 | 1,785 | 1,498 | ||
| 10%的年度折扣 | (677) | (644) | (548) | ||
| 贴现未来净现金流量的标准化衡量 | 1,163 | 1,141 | 950 | ||
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贴现未来净现金流量标准化衡量标准的变化
下表披露了截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度 贴现未来净现金流量标准化衡量标准化指标的变化：
| 合并公司(阿根廷) | |||||
| 12.31.2023 | 12.31.2022 | 12.31.2021 | |||
| (单位：百万美元) | |||||
| 年初标准化措施 | 1,141 | 950 | 631 | ||
| 与石油和天然气活动相关的变更： | |||||
| 销售额扣除生产成本 | (396) | (410) | (284) | ||
| 销售价格净变化，扣除未来生产成本 | (182) | 201 | 281 | ||
| 未来开发成本的变化 | (464) | (454) | (131) | ||
| 扩展、发现和改善恢复，扣除期货产量和相关成本 | 541 | 595 | 228 | ||
| 产生的开发成本 | 541 | 322 | 197 | ||
| 数量估计数的修订 | (101) | (124) | 77 | ||
| 购买到位准备金 | 22 | - | - | ||
| 所得税净变动 | (75) | (59) | (118) | ||
| 折扣的增加 | 148 | 123 | 79 | ||
| 生产率的变化 | (17) | (21) | 19 | ||
| 其他变化 | 5 | 18 | (29) | ||
| 年底标准化措施 | 1,163 | 1,141 | 950 | ||
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