布宜諾斯艾利斯，2023 年 11 月 8 日

¹該信息 基於根據阿根廷現行的《國際財務報告準則》編制的財務報告。

²它不包括子公司CTBSA、Transener和TGS的 銷售額，這些銷售額歸我們所有，為9000萬美元。根據國際財務報告準則，子公司未在潘帕合併 ，顯示為 “參與合資企業和關聯公司的業績”。

³ 合併調整後息税折舊攤銷前利潤代表扣除財務業績、所得税、折舊和攤銷、特別 和非現金收入與支出、權益收益和其他調整前的業績，包括關聯公司歸我們所有的息税折舊攤銷前利潤。有關 的更多信息，請參閲本財報發佈的第 3.1 節。

目錄

天然氣 產量峯值的新紀錄

GPNK 的第一批 批於 2023 年 8 月 3 日投入使用，由 TGS 運營，全長 573 千米，運輸能力為 1100 萬 m³每天。該基礎設施項目是阿根廷的重要里程碑，旨在緩解 主要天然氣管道的瓶頸，減少對進口和液體燃料的依賴。

根據我們在 Plan Gas.Ar 第 4.2 輪中授予的 生產承諾，2023 年 8 月 31 日，我們創下了 1,640 萬立方米的歷史新高³每天，與2022年的記錄相比，增長了44％。El Mangrullo貢獻了 產量的58％，26％來自塞拉查塔，這兩個區塊都是內烏基納盆地的主要天然氣生產區塊。

完成與 Total Austral 的資產 互換，並授予 CENCH

2023 年 8 月 16 日，我們進行了資產互換，使潘帕成為林孔·德·阿蘭達的唯一所有者。作為回報，潘帕將其在Greenwind的100％股權轉讓給了Total Austral S.A.（阿根廷分公司），該公司僅擁有PEMC。

此外， 2023年8月28日，內烏肯省頒發了為期35年的非常規開採許可證（第1435/2023號行政命令）。 Pampa 計劃制定一項試點計劃，包括完成 1 口鑽井、鑽探和完工 2 口井（8 口井），以及建造加工設施、石油管道和其他地面設施，初始階段的總投資估計為 1.61億美元。第一批石油預計將在2025年出現，到2027-2028年將達到每天15至20千桶的高位。

隨着本次 互換的完成，潘帕的目標是在具有巨大上行潛力的頁巖油區塊中實現能源生產的多元化，並加強 對開發Vaca Muerta非常規儲量的承諾。

新一輪計劃 Gas.Ar

旨在 提高成熟盆地的產量，2023 年 9 月 27 日，根據歐盟第 799/2023 號決議授予第 5.2 輪獎金。在獲獎區塊中， Aguaragüe 估計增量將超過40萬米³從2023年10月到2028年12月，每天的價格為每百萬英熱單位9.80美元，直到2026年包括在內，其餘時期為每百萬英熱單位6美元。潘帕持有這個 氣田15％的股份。

碳氫化合物出口的外幣 計劃准入

2023 年 10 月 23 日，第 549/2023 號行政命令頒佈，允許石油和天然氣生產商在 CCL FX 結算 30% 的出口， 剩餘的 70% 在官方外匯結算。該計劃將在2023年11月17日之前可供出口。

招標安裝散熱 功率容量

2023 年 9 月 26 日，SE 開啟了向國家電網安裝 3,000 兆瓦火電容量的投標。 提交了 66 個項目，總潛在容量為 7,112 兆瓦。

潘帕向CTGEBA的 一個300兆瓦的項目投標，而CTEB則通過CCGT擴建項目提交了11兆瓦的競標。這兩個項目均符合技術評估 階段。截至今天，這些項目的獎勵仍在等待中。

舊版 或現貨定價方案的更新

在9月 和2023年10月，證券交易所將現貨能源的薪酬提高了23％和28％，分別從2023年9月和 11月起生效。

中游企業的集氣管道投入使用

2023 年 7 月 27 日，TGS 委託對採氣管道的北段進行長達 32 公里的延伸，穿過瓦卡穆爾塔地層的 Los Toldos I Sur — El Trapial 區塊。結果，集氣管道的總長度達到了 182 千米，輸送 容量為 6,000 萬米³每天。

此外， 兩座容量為660萬米的空調廠³預計每天都將在2024年第三季度 之前投入使用，預計總投資額為3億美元。

此次擴張 對於發展中遊業務至關重要，該業務旨在將天然氣從內烏基納盆地輸送到主要天然氣管道，最近 因GPNK的調試而得到加強。

許可證延期 申請

2023 年 9 月 8 日，TGS 向 ENARGAS 提交了將許可延長 10 年的申請，具體見其天然 天然氣運輸服務的特許權合同。截至今天，該程序仍在進行中，TGS尚未收到ENARGAS對 請求的正式迴應。

2023年9月8日，Transener和Transba的資費計劃分別提高了20.9％和20.8％，自2023年8月 起生效（ENRE 第661/2023號和660/2023號決定）。此外，2023年11月1日，Transener和 Transba的進一步更新分別為37.3％和38.4％，自2023年11月起適用（ENRE 第780/2023號和第781/2023號決議）。

2023 年 9 月 12 日，董事會接受了達裏奧·愛潑斯坦作為獨立成員的辭職。

注意： 1 它考慮了員工股票薪酬計劃股票，截至2022年9月30日和2023年9月30日，共計390萬股普通股。

注：金融 負債包括應計利息。1 它包括現金和現金等價物、業績不斷變化的按公允價值計算的金融資產、 和按攤銷成本計算的投資。2 根據國際財務報告準則，子公司CTBSA、Transener和TGS未合併到潘帕。

債務交易

截至2023年9月30日，潘帕在《國際財務報告準則》下的合併金融債務為16.41億美元，與2022年底和 23年第二季度相似，主要由債務發行解釋，但被PEMC相關金融債務的解除所抵消。然而， 淨負債與2022年12月相比繼續下降26％，達到6.77億美元，這主要是由於流動性增加。美元債務總額佔公司總負債的84％ ，佔以美元計價的總負債的70％，平均利率為8.3％，主要按固定利率計算，沒有美元掛鈎債務的息票，而美元-MEP的負債率為5％。澳元債務的平均利率為99.3％。 金融債務的平均壽命為3.1年。下圖顯示了截至23年第三季度末扣除回購後的本金到期情況，單位為 百萬美元：

注意：該圖表僅有 考慮了潘帕根據國際財務報告準則合併的情況；它不包括子公司TGS、Transener和CTBSA。

在 23季度中，潘帕支付了第一筆綠色債券（第VIII CB系列）的23億澳元未償還款項，並支付了500萬美元的進口融資。此外， Pampa以7,200萬美元的價格發行了XVIII系列CB，利率為7,200萬美元，利率為5％，將於2025年9月到期；獲得了 20億阿里亞爾的短期銀行債務和相當於300萬美元的進口融資。23 年第三季度之後，Pampa 獲得了1900萬美元的出口預融資， 獲得了相當於1,300萬美元的進口融資。

關於我們的關聯公司，在第23季度，TGS支付了30萬美元的進口融資 ，而Transener支付了8,300萬澳元的借款。本季度結束後，TGS獲得了1,800萬美元的銀行淨負債，而Transener支付了5600萬澳元的借款，CTEB獲得了80萬美元的進口融資。

截至今天， 該公司遵守了債務協議中規定的契約。

債務證券摘要

注：1 根據國際財務報告準則，子公司未合併到Pampa的財務報表中。

Pampa 及其子公司的信用評級

注：1 個獨立評級。2 由 FIX SCR 發佈的本地評級。

注：歸屬於公司股東的淨收益 。

由於Energía Plus和傳統能源價格下降， 以及PEMC撤資和CTLL的GT05停電導致PPA收入減少，23季度銷售額 小幅下降了4％。這些影響被PEA在2022年12月收購 以及PEPE IV的投入使用部分抵消，這兩者分別為PPA和MATER板塊做出了貢獻。

就傳統的 能源而言，儘管8月和9月分別增長了28％和23％，但它們未能抵消AR$貶值 對開放週期單位（GT和ST）的影響，其中每兆瓦月的產能報酬為3,900美元（與22年第三季度相比為-17％），水電 每兆瓦月的產能報酬為1,800美元（與第二季度相比為-17％）。由於CCGT的收入存在差異，CCGT的產能薪酬與22第二季度相似，每 兆瓦月產能報酬為4,600美元（第59/2023號決定）。傳統能源佔潘帕運營的5,332兆瓦的77％， ，但僅佔23季度該細分市場銷售額的31％。

在 運營方面，潘帕的運營發電量 與22年第三季度相比增長了32％，大大超過了阿根廷電網7％的增長，這主要是由於2023年2月投入使用的 新CTEB的CCGT的發電量增加（+112吉瓦時）、HPPL的水輸入量增加（+301 GWh）、PEPE IV和PEA的新捐款（++++ 174 GWh），CTGEBA的天然氣供應量更高（+69 GWh）。這些變化被需求疲軟部分抵消，原因是 温和的冬季影響了CPB、CTPP和CTIW（-316 GWh），CTLL的GT05自7月底以來停產（-80 GWh），以及PEMC 撤資（-66 GWh）。

Pampa運營機組的 可用性在23季度達到93.7％ （-240個基點，而第二季度為96.1％），這主要是由於上面提到的CTLL GT05的停機以及CTGEBA的GT03的計劃大修 。因此，23年第三季度的熱可用率為92.1％（-382個基點，而22第二季度為95.9％）。

注意：攤銷 和折舊前的毛利。它包括由潘帕運營的CTEB（50％的股權）。PEMC 於 2023 年 8 月解體。

如果沒有 折舊和攤銷，淨運營成本保持 與22年第三季度相似，這主要是由於CAMMESA的熱需求減少導致天然氣購買量減少，由於價格下跌， 保險合同的電力購買量減少，維護和材料成本（主要是CTLL）降低，以及CAMMESA 收款延遲導致利率增加。更高的勞動力成本抵消了這些影響。

23年第三季度的財務 業績達到7200萬美元的淨利潤，而22年第三季度的淨利潤為1,100萬美元 ，這主要是由於持有金融工具的收益，但被利息的增加（主要是來自亞美尼亞雷亞爾美元債務）所抵消。

發電板塊調整後 息税折舊攤銷前利潤達到9,100萬美元（與22年第三季度相比增長2％），這主要是由於受澳元貶值和PEMC拆除整合的影響 下跌以及Energía Plus 價格下跌和勞動力成本上升。PEA和PEPE IV的可再生PPA、傳統CCGT的差異薪酬 以及較低的維護和材料成本部分抵消了這些差異。此外，調整後的息税折舊攤銷前利潤考慮了CTEB50％的所有權， 的改善歸因於CCGT的PPA（23年第三季度為1,600萬美元，而22年第三季度為200萬美元）。它不包括延遲收款的商業 利息、作為運營支出應計的PPE費用以及門多薩水電站 終止特許權的應急準備金等項目。

最後， 如果不包括CTEB，則23季度資本支出為4,600萬美元，與22年第三季度相比下降了33％，這要歸因於PEPE IV的投產，但被PEPE VI項目所抵消。

下表顯示了 在發電領域的擴建項目：

注意：1 不含增值税 。2 估計平均值。

在 第 23 季度， 與22年第三季度相比，石油和天然氣板塊的銷售額增長了 10％，這主要是由於與GPNK相關的Plan Gas.Ar下的承諾推動天然氣產量增加。但是，較低的原油 價格和產量在一定程度上抵消了這些影響。

注： 阿根廷的淨產量。氣體容量標準化為 9,300 千卡 (kCal)。

在 運營方面，23季度總產量達到每天 80.4 kboe（與22年第三季度相比增長17％，與23年第二季度相比增長19％）。天然氣產量創下 歷史新高，達到1,290萬米³儘管GPNK的調試延遲了一個多月，但Plan Gas.Ar的交付量 仍有所增加，這解釋了每天（與22年第三季度相比增長了20％，與23年第二季度相比增長了22％）。在較小程度上，對智利的出口和對 工業部門的銷售促進了產量的增長。我們創下了1640萬噸的新日產量記錄³在 八月。

按區塊分析 的天然氣產量後，我們在第 23 季度的總天然氣產量中，有 58% 來自埃爾曼格魯洛，它記錄了 740 萬米³每天（與22年第三季度相比為-8％，但由於季節性，與23年第二季度相比增加了17％）。另一方面，由於頁巖活動，Sierra Chata達到了340萬米³每天（與22季度相比增加了435％，與第二季度相比增加了52％）。在非運營區塊，裏奧內烏肯 保持在160萬米³每天（與第 2 季度相比，每天 +12%，與 23 年第 2 季度相比 +4%），而 Rincon del Mangrullo 繼續自然 枯竭，貢獻了 20 萬米³每天（與 22 年第 3 季度相比為 -23%，與 23 年第二季度相比下降了 3%）。

我們在23季度的 天然氣價格為每百萬英熱單位4.7美元（類似於第22季度和第23季度），這主要是由於工業板塊的價格較低。

在 23季度中，根據Plan Gas.Ar，由於冬季優先考慮，我們向零售板塊交付的天然氣中有45％是 ，而向CAMMESA交付的天然氣中有32％是作為火力發電裝置的燃料。GPNK 解釋了 用於發電的天然氣的增加。此外，15% 銷往工業/現貨市場，5% 出口，剩餘的 作為原材料出售給我們的石化工廠。相比之下，在22年第三季度，59％銷往零售領域，17％出售給我們的火力發電機組，16％ 出售給工業/現貨市場，5％出口，2％出售給我們的石化工廠。

石油 產量在23季度達到每天4.7千桶（與22季度相比為-14％），原因是埃爾託爾迪略因自然枯竭而每天下降0.9千桶 ，但裏奧內烏肯、阿亞拉州長 和洛斯布蘭科斯的產量增加（與第二季度相比每天增加0.2千桶），部分抵消了這一點。但是，銷售量有所增加，這要歸功於第23季度的石油庫存，以響應 不斷增長的需求。85％的交易量用於本地市場，而22年第三季度為80％。

由於布倫特原油價格下跌和當地價格的最高價格方案，我們在23季度的 油價比第二季度低10％，達到每桶63.1美元。

到 到23季度末，我們的生產井為810口，而截至2022年底， 為895口。急劇下降的原因是EstacionFernandez Oro和Anticlinal Campamento天然氣區塊的退出協議，以及由於成本效益而削減了埃爾託爾迪洛石油區塊的產量。

23 年第三季度的淨 運營成本（不包括折舊）、攤銷 和 Plan Gas.Ar 薪酬增長了 6%，與 22 年第三季度相比達到 1.04 億美元，這主要是由於勞動力支出、 天然氣出口的運輸費以及特許權使用費和税費的增加，所有這些都與石油和天然氣銷售的增加有關。為交易、運營和維護 運營區塊的油井和處理廠購買石油的減少，部分抵消了這些影響。新油井的生產率對 每桶英國央行的起重成本產生了積極影響，在第23季度降至每個 桶油產量5.6美元，同比下降7％，與23年第二季度相比下降13％。

Financial 第二季度業績錄得2,400萬美元的虧損，減少7,700萬美元， 的原因是利息支出增加，主要與亞拉姆的債務有關，以及由於澳元貶值對 某些應收賬款的影響，淨虧損增加，部分被持有金融證券的收益所抵消。

我們 石油和天然氣調整後的息税折舊攤銷前利潤在23年第三季度為1.32億美元 ，比22年第三季度增長12％，這主要是由於根據Plan Gas.Ar承諾在當地市場的銷售量增加，而原油利潤率和營業額的降低抵消了 。此外，第23季度調整後的息税折舊攤銷前利潤不包括個人防護裝備和庫存減值以及 因延遲收款而產生的商業利益，主要向CAMMESA收取。

最後， 在23年第三季度，資本支出為1.69億美元， 比22年第三季度增長177％，這主要是由頁巖氣井鑽探和完井活動推動的，目的是遵守Plan Gas.Ar下的額外承諾 。

石化板塊的 調整後的息税折舊攤銷前利潤在23年第三季度達到1,600萬美元，與22年的第三季度相比下降了16％，這主要是由於國際參考價格大幅下降和重組 銷量（主要是辛烷基）的降低。較低的原材料成本（與全球價格下跌有關）、聚苯乙烯 出口量的增加和苯乙烯國內銷售量的增加部分抵消了這些影響。但是，調整後的息税折舊攤銷前利潤同比增長600萬美元 ，這要歸因於當地苯乙烯銷售的改善、聚苯乙烯和丁苯橡膠出口的增加以及改革價格的上漲。

注意：1 包括 丙烯。

總銷量與22年第三季度相比下降了14％，達到10.2萬噸 噸，這主要是由於重整產品在當地市場的銷售減少，但苯乙烯和聚苯乙烯的銷售增加 的增加以及當地對SBR的需求增加部分抵消了這一點。值得注意的是，在22年第三季度，SBR國內市場受到輪胎製造 公司之間勞資糾紛的影響。

在 23季度中，財務業績達到300萬美元的淨利潤， 比22年第三季度的400萬美元低25％，這要歸因於持有金融證券的虧損，但由於澳元貶值應付賬款而增加的 淨收益部分抵消。

不考慮關聯公司（Transener 和 TGS）的股權收入， 控股和其他板塊公佈了1000萬美元 23年第三季度的運營 虧損，而在第二十二季度，則為700萬美元的虧損，這主要是由於股價 的表現影響了高管薪酬計劃，以及厄瓜多爾仲裁裁決的收入減少。

在 23年第三季度，財務業績淨收益為4,700萬美元，而22年第三季度的淨收益為3,700萬美元，這主要是由於以澳元計算的財政負債貶值帶來的淨利潤增加。

我們的控股和其他板塊的 調整後的息税折舊攤銷前利潤下降了72％，在23年第三季度錄得600萬美元。調整後的息税折舊攤銷前利潤不包括我們參與TGS和Transener的股票收益。 反過來，它增加了經這些企業股權所有權調整後的息税折舊攤銷前利潤。此外，它還不包括第二季度 無形資產的減值。

在 TGS，經我們股份調整後的息税折舊攤銷前利潤在23季度為2,100萬美元 ，而22年第三季度為2,600萬美元。下跌的主要原因是液化天然氣的國際參考價格下降， 丙烷出口量減少，以及在較小程度上，澳元貶值對受監管業務的影響。但是，乙烷發貨量和中游業務收入的增加部分抵消了這些影響。

在 Transener，經我們股份調整後的息税折舊攤銷前利潤在23季度錄得400萬美元（與22年第三季度類似），這主要是因為澳元貶值對監管關税產生了負面影響。

注：1 刪除的內容對應於其他公司或公司間公司。2 淨負債包括控股公司和債務回購。3 歸屬於公司股東。4 於 2022 年 12 月 16 日收購。5 於 2022 年 8 月 至 2023 年 7 月，併入 Pampa 財務狀況。

注： 1 刪除的內容對應於其他公司或跨公司。2 淨負債 包括控股公司和債務回購。3 歸屬於公司股東。4 2022年8月至2023年7月合併到Pampa的 財務報表中。

注：攤銷和折舊前的毛利率 1 在2022年8月至2023年7月期間由潘帕全資擁有。2 於2022年12月16日收購。 3 由潘帕運營（50% 股權）。

注： 阿根廷的產量。1 它不包括頁巖地層。2 它包括拉塔佩拉—普埃斯托基羅加區塊。 3 來自氣田。