以西班牙文編寫的原文免費翻譯 在阿根廷出版

合併財務報表

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

(In百萬阿根廷比索（"美元"））

西班牙文原文免費翻譯，供阿根廷出版

獨立審計員發表的審計報告

致本公司董事會及股東

潘帕能源公司

法定地址：Maipú，1

布宜諾斯艾利斯自治市

税號：30-52655265-9

關於合併財務報表的意見

我們已審計Pampa Energía S.A.的綜合財務報表。及附屬公司（“本集團”），其中包括截至二零二三年十二月三十一日的綜合財務狀況表，截至該日止年度的綜合全面收益表、權益變動表及現金流量表，以及 綜合財務報表附註，其中包括會計政策的重大資料及其他解釋資料。

我們認為，隨附的合併財務報表 在所有重大方面公允列報了貴集團截至2023年12月31日的合併財務狀況，以及貴集團截至該日止年度的合併經營業績和合並現金流量，符合國際財務報告準則會計準則。

我們根據國際審計準則 進行了審計。這些準則是通過阿根廷經濟科學專業理事會聯合會第32號技術決議而被採納為阿根廷的審計準則，該決議經國際審計和保證準則理事會（IAASB）批准。吾等在該等準則下的責任在本報告“核數師就審計綜合財務報表承擔的責任”一節中進一步闡述。

我們相信，我們所獲得的審計憑證是充分和適當的 為我們的意見提供了基礎。

獨立

根據國際專業會計師道德守則 ，我們獨立於貴集團（包括國際獨立性標準）由國際會計師道德準則理事會頒佈 （IEBA守則）以及與我們審計阿根廷合併財務報表相關的道德要求 ，我們已經按照這些要求和IEBA守則履行了我們的其他道德責任。

西班牙文原文免費翻譯，供阿根廷出版

關鍵審計事項是根據我們的專業判斷， 對本期綜合財務報表的審計最為重要的事項。該等事項已在 吾等審計整體綜合財務報表及就此形成意見的背景下處理，且 吾等不會就該等事項提供單獨意見。

其他信息包括年度報告和摘要。 董事會負責其他信息。

我們對綜合財務報表的意見並不涵蓋 其他信息，因此，我們不發表任何審計結論。

結合吾等對綜合財務報表的審計， 吾等的責任是閲讀其他信息，在此過程中，考慮其是否與綜合 財務報表或吾等在審計過程中所瞭解的情況存在重大不一致，或者是否由於其他原因而似乎存在重大錯誤陳述。 如果根據我們所做的工作，我們認為在我們的能力範圍內，其他信息存在重大不準確， 我們有義務報告。我們對此沒有任何需要報告的內容。

Pampa Energía S.A.負責根據《國際財務報告準則》會計準則編制 及公允列報綜合財務報表，並負責管理層認為必要的內部控制 ，以使綜合財務報表的編制不存在由於欺詐或錯誤而導致的重大錯誤陳述。

在編制綜合財務報表時，董事會負責 評估貴集團持續經營的能力，披露（如適用）與持續經營有關的事項，並 使用持續經營會計基礎，除非董事會有意將貴集團清盤或停止經營，或除此之外別無實際 替代方案。

審計委員會負責人負責監督 集團的財務報告過程。

我們的目標是合理保證 綜合財務報表整體是否不存在由於欺詐或錯誤而導致的重大錯誤陳述，並出具包含我們意見的 核數師報告。合理保證是一種高水平的保證，但不能保證根據《國際審計準則》進行的審計在存在時總能發現重大錯報。錯誤陳述可由欺詐或錯誤引起，且 如果合理預期錯誤陳述單獨或總體上會影響使用者根據該等綜合財務報表作出的經濟決策，則該錯誤陳述被視為重大。

作為根據《國際審計準則》進行審計的一部分，我們在整個審計過程中運用專業判斷並保持專業懷疑態度。我們還：

我們與 公司審核委員會負責人就（除其他事項外）審計的計劃範圍和時間安排以及重大審計發現（包括我們在審計過程中識別出的內部控制方面的任何重大 缺陷）進行了溝通。

我們還向負責貴公司審核委員會的人員提交聲明 ，説明我們已遵守有關獨立性的相關道德要求，並與他們溝通所有可能被合理地認為會影響我們獨立性的關係 和其他事項，以及在適用的情況下，為消除威脅而採取的行動 或應用的防範措施。

從與貴公司審核委員會負責人溝通的事項 中，我們確定哪些事項對 本期綜合財務報表的審計最為重要，因而構成關鍵審計事項。我們在核數師報告中描述這些事項，除非法律或法規 不允許公開披露該事項，或者在極端罕見的情況下，我們決定不應在報告中溝通 某事項，因為有理由預計這樣做的不利後果將超過 的公共利益利益。

關於遵守現行條例的報告

根據現行條例，我們報告：

布宜諾斯艾利斯自治市，2024年3月6日

術語表

以下並非技術定義 ，但有助於讀者理解本公司合併財務報表附註中使用的某些術語 。

詞彙：(續)

詞彙：(續)

詞彙：(續)

綜合全面收益表

截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度

(In數百萬阿根廷比索（"$"））

綜合全面收益表 （續）

截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度

(In百萬阿根廷比索（"美元"））

附註是這些合併財務報表不可分割的一部分。

綜合財務狀況表

截至2023年12月31日和2022年12月31日

(In百萬阿根廷比索（"美元"））

合併財務狀況表(續)

截至2023年12月31日和2022年12月31日

(In百萬阿根廷比索（"美元"））

附註是這些合併財務報表的組成部分。

綜合權益變動表

截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度

(In數百萬阿根廷比索（"$"））

綜合權益變動表（續）

截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度

(In數百萬阿根廷比索（"$"））

附註是這些綜合財務報表的組成部分 。

合併現金流量表

截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度

(In數百萬阿根廷比索（"$"））

附註是這些綜合財務報表的組成部分 。

合併財務報表附註

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

(In數百萬阿根廷比索（"$"））

注1：一般資料

1.1公司概況

該公司是阿根廷一家完全整合的電力公司，參與了電力、石油和天然氣價值鏈。

在發電領域，截至2023年12月31日，公司直接和通過其子公司和合資企業擁有5，332兆瓦的裝機容量，約佔阿根廷裝機容量的12%，是該國四大獨立發電機之一。此外， 該公司目前正在進行一個過程，以增加其裝機容量額外140兆瓦。

在石油和天然氣領域，公司 在天然氣和石油勘探和生產領域開展了重要活動，截至2023年12月31日，在阿根廷的12個生產區和5個勘探區的運營達到了1030萬立方米/天的天然氣和480萬桶油當量/天的生產水平。 其主要天然氣生產區塊位於內烏肯省和裏奧內格羅省。

在石油化工部門，業務 位於阿根廷，公司在阿根廷經營着兩個生產苯乙烯、合成橡膠和聚苯乙烯的高複雜性工廠， 國內市場份額在91%至100%之間。

最後，通過控股及其他 板塊，公司參與輸電及油氣運輸業務。在輸電業務方面， 公司共同控制Citelec，該公司擁有Transener的控股權益，Transener是一家在阿根廷從事22，391公里高壓輸電網絡的運營和維護的公司，在阿根廷輸電市場佔有86%的份額。在天然氣運輸業務方面，本公司共同控制CIESA，該公司持有TGS的控股權益，TGS是一家擁有阿根廷中部、西部和南部9，248公里天然氣管道運輸天然氣特許權的公司，並且 還通過位於巴尼亞布蘭卡的Cerri Complex從事天然氣液體的加工和銷售，在布宜諾斯艾利斯省 ，除了在Vaca Muerta的頁巖氣運輸和調節。此外，本公司擁有OCP 34.08%的間接權益（見附註5.3.4），OCP是厄瓜多爾輸油管道的特許公司，其輸送能力為45萬桶/日。 此外，該分部包括向相關公司提供的諮詢服務。

注1：（續）

1.2經濟背景

本公司在經濟環境下運營 ，主要變量因國內和國際領域的政治和經濟事件而經歷波動。

在地方層面，阿根廷經濟 在2023年上半年受到影響，連續第三年受到影響， 拉尼娜天氣現象， 延長了乾旱期，影響了農業生產，對出口和財政收入產生了重大不利影響。 因此，在2023年8月底，國際貨幣基金組織批准放寬該國的某些財政和貨幣目標 ，獲得約75億美元的資金，並承諾實施新的一攬子政策。

最後，2023年12月10日，阿根廷新政府 上任，提議推進經濟放松管制和一系列旨在 釋放在該國投資和經營的限制的結構性改革。在其首批措施中，2023年12月21日，PEN行政命令第2023號。頒佈了 70/23 "阿根廷經濟重建的基礎"，宣佈在2025年12月31日之前在經濟、金融、 財政、行政、社會保障、關税、衞生和社會事務方面進入公共緊急狀態，併為經濟放松管制 和國家改革奠定了基礎，並規定對不同法律制度進行廣泛修改。PEN行政命令旨在修改300項法律， 包括勞動力市場、海關法規和上市公司地位等改革。雖然PEN行政命令 必須至少由國民議會的一個議院討論和批准，但考慮到一系列允許暫停某些修改的司法行動，其條款自2023年12月29日起部分生效。

關於能源行業， 2023年8月，總統府Néstor Kirchner天然氣管道新的Tratayén—Salliqueló段的運輸運營開始，預計將產生財政和生產效益， 該國更好的就業、生產和能源供應指標，以及其他好處，如生產省份的特許權使用費增加，以及由於進口減少而節省的外匯。上述措施得到了北部天然氣管道改造的補充，預計該管道將從瓦卡穆埃爾塔向阿根廷北部的七個省份輸送天然氣，這些省份目前從玻利維亞進口。此外，在第二個例子中，這些工程將允許向前推進向智利北部和巴西的出口。

注1：（續）

此外，2023年12月18日，PEN發佈了第55/23號行政命令，宣佈國家能源部門包括髮電、輸電和配電以及天然氣運輸和配電進入緊急狀態，有效期至2024年12月31日。

總的來説，嚴重乾旱使經濟狀況惡化，加深了先前存在的宏觀經濟失衡。截至2023年第三季度，阿根廷經濟錄得國內生產總值累計下降1.6% ，考慮到CPI，累計通脹率為211.4%，根據BNA匯率，比索兑美元貶值356.3% 。反過來，截至2022年第三季度，國內生產總值累計增長6.4%，CPI增長94.8%，比索 兑美元貶值72.5%。

波動性和不確定性的背景 於本綜合財務報表發佈日期繼續存在。新政府提出的改革已經開始了立法討論進程。目前無法預見這些措施的演變，也無法預見可能宣佈的任何新措施。

公司的管理層將永久 監控影響其業務的變量的演變，以確定其行動方針並確定對其資產 和財務狀況的潛在影響。

應根據這些情況閲讀公司的財務報表 。

注2：監管框架

2.1一代

2.1.1發電機組

本公司與 此細分市場相關的收入來自：i）與MAT內的大用户簽訂的銷售合同（東南部第1、281/06號和第281/17號決議）；ii）與CAMMESA的供貨協議 （東南部第220/07號、第21/16號、第287/17號和Renovar計劃）和iii）根據CAMMESA管理的WEM內適用的 條款向現貨市場銷售（自2021年2月起的SE決議第440/21號，自2022年2月起的SE決議第238/22號，自2022年9月起的SE決議第826/22號，自2023年9月起的SE決議第750/23號和自2023年9月起的SE決議第869/23號）。本公司直接或通過其子公司和合資企業持有的發電機組 詳見下文：

注2：（續）

注2：（續）

2.1.2與MAT內大用户的銷售合同

2.1.2.1

為了鼓勵新發電工程， 2006年，SE批准了第1281/06號決議，其中建立了一個具體的制度，以更高的價格出售給某類GU的新安裝發電機 。

Energy Plus服務包括 發電機、熱電聯產機和自發電機提供額外的發電可用性，截至SE 第1，281/06號決議發佈之日，這些發電機、熱電聯產機和自發電機不是WEM代理商，或者沒有設施或與WEM互連。考慮到：

如果發電機無法滿足Energy Plus客户的電力需求 ，則應在市場上以運營邊際成本購買該電力，或者，在無法使用的情況下，通過與其他Energía Plus發電機達成協議，支持 承諾的需求。

目前，公司與其他發電機簽訂了有效的電力供應協議，根據協議，在無法供應的情況下，公司可以購買或出售電力，以支持雙方的合同。

此外，SE通過注號。 567/07（經修訂）規定，未在MAT中購買其剩餘需求的GU300應支付 剩餘需求的平均增量費用（"CMIDE"）。自2018年6月起，根據SE附註28663845/18，CMIDE變為 $1，200/MWh或臨時調度附加費中較大者。

在這一制度下，該公司—通過 其發電廠CTG，EcoEnergía和CTGEBA—出售其最大金額為283兆瓦的能源和電力容量。Energy Plus合同的價值 大多數以美元計價，或根據CAMMESA的價格變動進行調整。

注2：（續）

2.1.2.2

根據第281/17號決議， MEyM對MATER制度進行了管理，目的是為WEM內的大用户和WEM分銷代理商的 大用户（第27191號法律第9條所涵蓋）設定條件，通過MATER內的個人購買，滿足其從可再生能源（或從 可再生能源自行發電）的需求供應義務。

MATER制度下的可再生能源供應 電力的項目可能不包括在其他薪酬機制中，例如 Renovar回合協議。剩餘能源在現貨市場出售。

最後，在 MATER制度下執行的合同按照WEM程序進行管理和管理。合同條款—壽命、分配優先級、 價格和其他條件，儘管第27，191號法律第9節規定的最高價格—由 雙方自由商定，但承諾的電量受發電機 生產的可再生能源的電力或與其簽訂了購買協議的其他發電機或供應商供應的電力的限制。

第370/22號決議於2022年5月16日獲得通過，該決議擴大了MATER系統，允許銷售可再生能源，以滿足GU向配電公用事業公司購買能源的需求。

根據這項決議，該公司通過其PEPE II，III和IV風力發電場，銷售高達187兆瓦的能源。此外，該公司已開始銷售第三方發電機的 可再生能源，容量為1.14兆瓦。

2.1.2.3

2021年6月16日發佈的SE第551/21號決議修改了第281/17號決議建立的調度優先維護系統。總的來説，它通過支付每季度500美元/MW的分期付款來取代 維持調度優先權的擔保，直至在申報期限內或自優先權分配起的最長期限內調試 。它還制定了某些條件，以獲得 承諾的調試日期的延期，根據項目開發水平和請求的延期期限， 需要每月支付500至1，500美元/MW的分期付款。

此外，它允許 已分配調度優先級但尚未調試的項目繼續執行，保留調度優先級，或放棄此類優先級， 從而釋放傳輸容量。

注2：（續）

作為位於布宜諾斯艾利斯省拉斯阿馬斯的風電場 項目的所有者，公司通知其放棄及時授予的調度優先權的決定，並恢復了 其提供的擔保。因此，CAMMESA通知，由於其沒有針對公司的進一步索賠，已啟動的擔保執行被確定為 無實際意義；因此，截至2021年9月30日， 為此記錄的1250萬美元金額已被收回，並在綜合全面收益表 的"其他營業收入"項下披露。

SE第360/23號決議對有效的優先級調度系統進行了幾次 更改。這些修改包括向MATER中出售的可再生能源發電項目 授予調度優先權，這些項目為相應的輸電擴建和/或相關需求大於10 MW的可再生能源發電項目提供資金。

此外，它還建立了一個新的參考 調度優先系統，在一年中的每個小時都沒有完全可用的走廊。這樣，調度優先級將具有 典型年能量的92%的注入概率。

此外，它還規定，如果累計調試容量至少為所分配容量的50%，則有關承諾容量的部分 調試項目將僅為 分配容量與已調試容量之間的差額支付調度優先費。

最後，調試功率 容量低於分配功率容量的項目將失去未調試功率容量的調度優先權。

在該決議的框架內， 2023年第三季度，該公司獲得了PEPE VI（第1階段和第2階段）的139，50 MW參考調度優先權。

2.1.3與CAMMESA的供應協議

2.1.3.1

為了鼓勵新的投資以 增加發電報價，SE通過了第220/07號決議，授權CAMMESA與WEM發電代理商就使用新設備生產的能源簽訂協議。這些將是長期協議，CAMMESA支付的價格應按照SE可接受的回報率補償 代理商的投資。

在本決議的框架內， 公司通過CTB擁有的CTLL熱電廠和CTEB的閉路循環，根據協議獲得79 MW和280 MW機組的報酬。

注2：（續）

2.1.3.2

由於國家電力部門進入緊急狀態 ，2016年3月22日，SE發佈了第21/16號決議，呼籲有意提供新 火力發電能力的各方承諾通過WEM在2016/2017年夏季、2017年冬季和 2017/2018年夏季提供。

對於獲獎項目，與CAMMESA簽訂了為期10年的批發購電協議，其報酬由可用電力容量 價格加上所輸送能源的可變非燃料成本和燃料成本（如適用）、扣除罰款和燃料剩餘額組成。 剩餘電力容量在現貨市場出售。

根據該決議，公司 通過其CTLL、CTIW和CTPP電廠，與CAMMESA簽訂了有效協議，銷售總計 305兆瓦的能源和電力容量。

2.1.3.3

2017年5月10日，SE發佈了第287/17號決議，啟動了熱電聯產項目招標，並在現有設備上關閉CC。項目 應具有較低的比耗（天然氣低於1，680 kcal/kWh，替代液體燃料低於1，820 kcal/kWh），新的 容量不應超過現有的電力傳輸容量；否則，必要的擴展費用將由投標人承擔。

根據該法規，公司 通過其CTGEBA熱電廠，與CAMMESA簽訂了一份批發電力購買協議，以銷售總計400 MW的能源和 電力容量，為期15年。

2.1.3.4

為了實現促進使用可再生能源的第26，190號法律和第27，191號法律所規定的目標，MEyM呼籲在WEM內開展開放輪租賃可再生能源電力（Renovar Programs，第1輪、第1.5輪和第2輪）。這些呼籲旨在分配來自不同技術（風能、太陽能、生物質、沼氣和發電容量不超過50兆瓦的小型水利開發項目）的發電容量 合同。

對於獲獎項目，執行了可再生能源電力供應協議，用於銷售年度承諾電力區塊，為期20年。

注2：（續）

此外，還制定了幾項措施， 促進可再生能源發電項目的建設，其中包括税收優惠（增值税提前報銷、 設備在所得税中加速折舊、進口關税減免等）。以及設立可再生能源開發基金（FODER），除其他目標外，其目的是為此類項目的融資提供貸款和出資。

根據Renovar計劃，該公司 與CAMMESA簽訂了一份總容量為99.75兆瓦的PE Arauco的供應合同。

2.1.3.5

2023年3月20日，SE通過了第165/23號決議，修改了適用於MATER和Renovar項目的處罰制度，包括根據Renovar MiniRen項目第三輪授予的項目。對違反承諾能源供應的處罰已納入該系統，從商業調試開始，分12個月 和連續分期進行折扣，保留髮電機可以選擇取消48個月 和連續分期的處罰，並應用1.7%的美元違約金。為避免影響項目的最低維護， 為選擇48期分期付款計劃的發電機設定了每月交易20%的折扣上限。應用此上限後的餘額 將在罰款低於規定上限的第一筆交易中貼現；如果超過 分期付款次數，則將維持該計劃直至全部取消罰款為止，如果超過合同 期限，則可能會重新安排付款計劃，或將貼現上限提高到交易的40%。

此外，SE第883/23號決議批准了一個針對Renovar計劃下供應協議的罰款抵消機制，允許通過投資於新的可再生 發電能力來抵消罰款。考慮了拖延、不足和國家成分處罰的可能性。

2.1.3.6

2023年7月27日，SE第621/23號決議啟動了“TerCONF”呼籲與CAMMESA執行可靠的供熱供應協議，允許納入 新的供熱供應，並通過以下方式確保WEM的可靠性和可持續性：（i）向SADI供應，（ii）替代和 火地島發電網現代化。

注2：（續）

關於SADI可靠性的發熱 和供應：

2023年9月26日，提交了66個項目，總裝機容量為7，112 MW。Pampa提交了一份關於CTGEBA II的投標書，其發電容量為300兆瓦。 該公司還通過CTB招標了11 MW CC擴建項目。2023年11月24日，根據SE第961/23號決議，兩份標書均已獲得頒發， 並根據招標付款計劃的規定執行了初始付款。然而，2023年12月28日，SE通過通知NO—2023—153876959—APN—SE #MEC指示CAMMESA暫時暫停簽發與投標保函支付和月付款計劃相對應的商業文件。根據該註釋，SE正在評估 招標文件中規定的延期權力的行使。

2.1.4現貨市場的薪酬

2021年5月19日，SE第440/21號決議規定，基於技術和規模的報酬項目的比索價值增加29%，以及SE第31/20號決議規定的當月最大熱需求小時內產生的發電容量的額外報酬 。

注2：（續）

2021年11月，SE第1，037/21號決議， 通過附註NO—2021—108163338—APN—SE #ME提供了額外的過渡性報酬，並暫停 對2021年9月1日至2022年2月28日期間的經濟交易應用利用係數。

2022年4月21日，SE決議第238/22號在《銀行業條例》中公佈。該決議案規定，現貨發電報酬價值較二零二二年二月經濟交易增加30%，較二零二二年六月經濟交易增加10%。它還廢除了利用係數 和SE第1037/21號決議規定的額外過渡性薪酬的適用。

2022年12月14日，通過SE決議 第826/22號，考慮以下增加，對現貨薪酬值進行了修改：i）2022年9月經濟交易的20%； ii）2022年12月經濟交易的10%；iii）2023年2月經濟交易的25%。iv）2023年8月經濟交易的28%。

此外，SE第826/22號決議從2022年11月經濟交易開始，用高峯時段的差異化薪酬方案取代了最大熱需求時段的薪酬方案。

隨後，通過了第二號決議。 第750/23號決議和SE第869/23號決議，更新了現貨生成的薪酬值，分別為2023年9月和2023年11月的經濟交易增加了23%和28%。

基於 技術和分辨率的適用薪酬詳見下文。所報告的金額符合截至2021年、2022年及2023年12月31日適用的決議。

2.1.4.1

2.1.4.1.1火力發電機

根據技術和規模確定了發電容量的最低報酬 ，允許擁有常規火力發電廠的發電、熱電聯產和自發電代理商為其發電機組產生的能量和發電容量提供保證可用性承諾，而不是根據MAT和與CAMMESA的供應協議與大用户簽訂的銷售合同。

可用性承諾按季度進行 投標：a）夏季（12月至2月）；b）冬季（6月至8月）和c）'其他'，包括 兩個季度（3月至5月，以及9月至11月），熱電廠對承諾功率容量的報酬 與其遵守情況成比例。

注2：（續）

沒有可用性承諾的發電機的最低報酬 包括以下比額表和價格：

有可用性承諾的發電機的保證功率 容量的報酬為：

對於 總裝機容量等於或低於42兆瓦的火力發電廠，採用差別薪酬，直至2022年8月取消。

同樣，根據機組最近十二個月的平均利用率得出的係數 應用於容量報酬：利用率最低為 70%時，收取100%的容量報酬；如果利用率在30%—70%之間，則功率 容量報酬範圍為70%—100%；如果利用率低於30%，則收取70%和60%的電量費 ，直至2020年1月和2021年8月。隨後，該係數的應用於2021年暫停，最終從2022年2月起取消 。

注2：（續）

2.1.4.1.2水力發電機

發電容量可用性 獨立於水庫水位、所作貢獻或所產生的費用。此外，在抽水水力發電廠 的情況下，計算可用性時考慮渦輪機和泵的運行。

基本薪酬包括以下 等級和價格：

電力容量的支付由實際容量確定 ，在計算 薪酬時，不計算因計劃和/或約定的維護而導致的不可用小時數。然而，為了考慮發電廠的計劃維護工作的發生率，SME註釋46631495/19規定 在電力容量支付上應用1.05的係數。

如果水力發電廠 在河道上維護控制結構，且沒有相關發電廠，則 源頭的發電廠採用1.20的係數。

注2：（續）

2.1.4.2發電和運行能源的報酬

在火力發電機的情況下， 根據所使用的燃料類型和運行的能量，為發電量設定了報酬，如下所示：

值得強調的是，如果火力發電機組在其最佳調度範圍之外運行，則無論機組輸送的能量如何，發電量的報酬將按安裝 淨容量的60%確認。

就水力發電廠而言， 無論規模如何，發電和運行的能源都確定了以下價格：

運行能量的報酬應 與電網的最佳調度相一致；但是，當前的決議並沒有指出否則會產生什麼後果。

在抽水水力發電廠 的情況下，既要考慮發電的能量，又要考慮抽水的能量。此外，如果它作為同步電容器工作，除了運行能量的價格外，根據SE決議第440/21號、第238/22號、第826/22號和第869/23號分別認可77 $/MVAr、145 $/MVAr和367 $/MVAr。

注2：（續）

關於非常規能源 產生的能源，無論使用何種能源，均設置了單一的報酬值：

調試前產生的能源 將由調度負責機構支付上述報酬的50%。

2.1.4.3

對於2020年2月 至2022年10月期間，為最大熱需求小時數（hmrt）設定了額外報酬，對應於每月最大熱發電調度的50小時 ，分為兩個區塊，每個區塊25小時，以下價格適用於平均容量 ：

熱單位：

> 50 MW和≤ 300 MW的水力發電機組：

水電機組≤50兆瓦：

注2：（續）

自2022年11月起，針對高峯時段產生的能源建立了差異化 薪酬方案，適用於火力發電機和水力發電機， 價值相當於高峯時段（下午6時至11時）產生的能源現價價值的兩倍。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月相同時間的一次此類價值。

2.1.4.4

2023年2月7日發佈的SE第59/23號決議建立了一個系統，聯合循環的所有者可以通過與CAMMESA執行可用性和效率優化協議 來選擇加入。該協議設想了一項可利用性承諾，即淨電力容量的85%，最長期限為5年， 為可利用的電力容量設定了2，000美元/兆瓦—月的報酬，並根據所用燃料對能源價格進行美元化（天然氣為3.5美元/兆瓦時，燃料油和瓦斯油為6.1美元/兆瓦時）。此外，它還規定， 夏鼕鼕和秋春期間，發電機在現貨市場上有可用性承諾的保證電力容量可收取的報酬分別減少35%和15%。

公司與CAMMESA 就CTLL和GTGEBA發電廠的聯合循環執行了協議。此外，CTB與CAMMESA就其開式循環的 GT機組執行了一項協議。在所有情況下，協議的有效期為2023年3月1日至2028年2月29日。

2.1.4.5

SE第95/13號決議規定的暫停 MAT內的合同（不包括來自差別薪酬計劃的合同）仍然有效。

2.1.5火力發電廠燃料供應

2019年12月27日，生產發展部第12/19號決議恢復了CAMMESA發電用燃料供應集中計劃 （Energy Plus制度下的發電機和SE第287/17號決議下的批發電力購買協議除外）。

2020年12月，由於實施 GasAr計劃（參見注www.example.com），SE通過了第354/20號決議，該決議根據集中調度方案下為發電機組運行提供的燃料，為發電機組建立了新的調度指令。

SE第354/20號決議確定了 CAMMESA在電力調度中應優先考慮的天然氣量。在這個意義上，確定了CAMMESA使用的固定量，包括： i）CAMMESA與加入GasAr計劃的生產商簽訂的合同對應的量；ii）與加入GasAr計劃的生產商執行的合同對應的量，（這些數量將由 加入的生產商從其應根據GasAr計劃與CAMMESA簽訂合同的適用配額中扣除），以及；iii）滿足ENARSA與Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos（"YPFB"）簽訂的供應協議項下的"不收不付"（"TOP"）義務的數量。

注2：（續）

此外，根據考慮TOP義務的天然氣配額分配，設置了電力調度優先級 方案。為此，設置了以下 優先級（在每個優先級中，根據發電機的生產成本設置代理順序）：

關於與供應這些燃料相關的成本，已確定電力需求將承擔（除其他外）規定的運輸成本、天然氣成本和適用的TOP義務。

保持 購買其燃料供應的可能性的發電代理商（Energy Plus制度下的代理商或根據第SE號287/17號決議簽訂的批發採購協議） 可以通過合同公司運輸和天然氣 的運營分配，選擇加入或退出CAMMESA的統一調度，這將影響分配的優先順序。在這種轉讓下，代理人應放棄所有有關 SE決議第354/20號的申請。

在根據SE第287/17號決議簽訂 批發購電協議的發電機的具體情況下，規定發電機可以選擇取消自供 義務並確認其相關成本，同時必須在集中調度中維持各自的運輸能力，以供其管理 。

該公司分配了承諾供應Genelba Plus CC和Energy Plus合同的固定運輸 和天然氣量，為計算燃料 成本設定了某些指導方針，以支持其Energy Plus合同。如果供應給Genelba Plus 'CC，轉讓將在GasAr計劃的有效期內保持有效 ，發電機可在至少30個工作日的提前通知下撤銷。在此 框架內，雙方同意簽署批發購電協議的附錄，以確定有關 新供電計劃的修改，該修改在發佈這些合併財務報表時尚待執行。

2.1.6新的要求收費

根據第976/23號決議，SE規定 ，自2024年2月起，CAMMESA應向WEM和火地島WEM系統的分銷代理商和/或服務提供商開具賬單，這些費用直接轉移到GUDI客户賬單中。

額外費用包括：(一)能源價格的穩定收費和(二)補充電力調整，力求使古迪成本與古梅和古馬成本保持一致。

注2：（續）

2.2.1阿根廷碳氫化合物法

2014年10月29日，國會頒佈了第27，007號法律，修訂了第17，319號碳氫化合物法（1967年頒佈），授權政府向私營部門頒發勘探許可證和特許權。此外：

注2：（續）

就其本身而言，內烏昆省能源和自然資源部確定了在該省批准CENCH的某些參數，並通過2020年7月1日的第53/20號決議和2021年11月24日的第142/21號決議制定了文書，後來又於2021年12月批准了該省行政命令第2,183/21號。公司可以根據開發項目申請CENCH，該項目將包括為期長達五年的試點計劃，以證明其技術和經濟上的可行性。此外，如果公司要求將大於已批准試點計劃的面積的地表納入CENCH，則應包括支付區塊延期保證金，考慮到該盆地過去兩年的平均價格 ，延長區塊的價值將與預計在延伸區塊中回收的資源相關聯。此外，在CENCH生效期間，公司應提交持續的發展計劃和投資承諾，並每年更新。

注2：（續）

2.2.2油氣勘探和開採 徵費

第27，007號法律規定了開採和勘探許可證的每平方公里或每平方公里的徵税值，每年由許可證持有人預先支付。2019年9月26日， 內烏肯省根據省行政命令第2，032/19號，公佈了自2020年起對該省有效的每平方公里或分數的新徵收值。

從2021年起，PEN第771/20號行政命令設定了相當於一定數量石油的比索最高徵税額，該徵税額為結算前一個季度的平均價格，按BNA在付款前最後一個工作日生效的匯率計算。這一計劃適用於全國（包括內烏肯省，根據第1656/20號省行政命令加入該計劃）。開採許可證為8.28桶，勘探許可證 為0.46桶，基本期第二期為1.84桶，延長期為32.22桶。

2.2.3增量石油和天然氣生產系統以及區域和國家供應商就業、勞動力和發展促進系統的貨幣准入

2022年5月28日，PEN行政令第100號。 第277/22號文件已經發布，該文件建立了石油（"RADPIP"）和天然氣（"RADPIGN"）增量生產的貨幣准入制度，以及區域和國家供應商的就業、勞動力和發展促進制度 （"RPEPNIH"）。該行政命令後來由PEN 2022年8月12日第484/22號行政命令管理，主要是 為增加其天然氣注入水平和/或石油產量的受益人提供更大的准入。

受益人必須滿足以下 要求才能訪問RADPIP和RADPIGN：（i）在SE的石油公司註冊處註冊；（ii）加入該系統； （iii）達到增量石油產量或增量天然氣注入水平；（iv）遵守RPEPNIH；以及（v）成為獲獎者 並履行天然氣生產促進或刺激計劃（僅針對RADPIGN）規定的義務。

注2：（續）

這些系統下的受益人可以 訪問MLC，支付海外商業或金融負債的本金和利息，包括與非居民 關聯公司的負債，並支付已關閉和審計資產負債表的收益和股息，和/或非居民直接投資的匯回。 此好處可傳遞給直接供應商。此外，在交易所法規要求的情況下，在此係統下訪問MLC將不受BCRA 事先授權要求的限制。

將考慮加入RADPIP和/或RADPIGN的貨幣訪問優惠，並及時給予折扣。

關於RPEPNIH，將控制保證區域和國家一體化的供應商發展計劃。此外，還考慮了一個僱用計劃，給予區域和國家商品和/或服務供應商優惠 。

2023年1月16日，SE決議號。 13/23號在《銀行業條例》中公佈，該條例規範了選擇加入制度和獲得PEN 第277/22號行政命令創建的貨幣准入福利的程序。

通過於2023年8月和9月發出的票據 ，碳氫化合物副祕書處授予該公司2022年第三季度和第四季度以及2023年第一季度的RAPIDGN和RADPIP收益使用證書。

此外， 二零二三年第二季度、第三季度及第四季度的證書均已及時申請，且截至該 綜合財務報表發佈之日尚未獲授。

2.2.4天然氣市場

2.2.4.1

2.2.4.1.1阿根廷天然氣生產促進計劃 （"GasAr計劃"）

2020年11月16日，在《BO》中發佈了第892/20號行政命令，批准了GasAr計劃，以促進基於招標機制的阿根廷天然氣行業的發展，並指示SE簽署該計劃，並制定適用的補充和澄清規則。

2020年11月23日，東南部通過 第317/20號決議，啟動了"阿根廷天然氣生產促進計劃全國公眾招標— 2020—2024年供需計劃"，以授予每個日曆年7000萬立方米天然氣（CAMMESA加經銷商）， 可由SE修改，以保證最佳國內供應。

注2：（續）

合同樣本規定生產商每天100%的交貨或付款（"DOP"）義務，CAMMESA每月75%的收不付款（"TOP"）義務，經銷商每季度100%。關於與經銷商的合同付款，聯邦政府將通過直接支付給生產商的補貼，承擔投標價格與關税方案產生的價格之間的每月差額。 根據第27，591號法律，該補貼的支付由税收抵免證書擔保，該證書受SE第125/21號決議和AFIP第4，939/21號一般決議的約束。

此外，為了獲得GasAr計劃 生產商提交了維持承諾生產所需的投資計劃和為發展當地、區域和國家直接供應商提供的國家附加值承諾。

2020年12月15日，第391/20號決議在BO中公佈，授予根據GasAr計劃第一輪招標的天然氣數量。從這個意義上講，在將採購的天然氣總基量為6742萬立方米/天中，就招標量而言，公司在內烏基納盆地排名第三， 中標基量為490萬立方米/天，年平均價格為3.60美元/MBTU，自2021年1月1日起生效，為期四年。

此外，該公司是三家投標冬季額外產量的生產商之一，以4.68美元/MBTU的價格授予100萬立方米/天， 這一產量被認為是滿足阿根廷需求的高季節性、減少天然氣進口、替代燃料的消耗和使用外匯儲備所不可或缺的。

2021年3月9日，第169/21號決議在《建築物條例》中公佈，該決議授予了根據GasAr計劃第二輪招標提供的天然氣量。在這個意義上， 2021年6月、7月和8—9月，公司分別獲得70萬立方米/天、90萬立方米/天和100萬立方米/天的產量， 和86萬立方米/天的產量，以滿足2022年至2024年冬季高峯需求，價格為4.68美元/MBTU。

根據2021年10月19日的第984/21號決議，SE呼籲在2022年至2024年（含）的GasAr計劃下進行第三輪，注入從2022年5月開始。決議案 確定投標的上限價格是第一輪投標的最高價格。該公司參與了此次招標，以3.347美元/MBTU的價格為內烏基納盆地每天200萬立方米；2021年11月11日，SE發佈了第1，091/21號決議，授予了招標量和價格。

注2：（續）

2.2.4.1.2 2023—2028年《加強和 鼓勵聯邦碳氫化合物生產、國內自給、出口、進口替代和擴大全國所有碳氫化合物流域運輸系統的計劃》（"再保險計劃"）。

2022年11月3日，行政命令號。 730/22號法令已在《建築物條例》中公佈，該法令修訂了經第892/20號行政命令批准的GasAr計劃計劃。

再保險計劃為該系統規定了一個新的 期限，至2028年12月31日，主要目標如下：（i）鞏固一個新的70 MMm3/d的單位區塊（根據GasAr計劃第一輪和第三輪授予的卷 ），不包括冬季高峯；以及（ii）開發對增量卷的需求，以 在Néstor Kirchner天然氣管道（TransportAr Program，SE決議第67/22號）建設後，使用新的運輸能力撤離。

因此，2022年11月14日，SE 第770/22號決議在BO上發佈，要求對內烏基納盆地進行第4輪投標，對德爾戈爾福和澳大利亞 盆地進行第5輪投標。

對於內烏基納盆地，發出了以下 呼叫：

(i)第4.1回合：將根據GasAr計劃第1輪和第3輪作出的承諾 再延長4年，從2025年1月1日至2028年12月31日，相同數量， 的價格等於或低於及時授予的價格；以及

(ii)第4.2回合：授予以下 增量卷：

該公司參與了第4.1輪， 尋求將GasAr計劃第1輪和第3輪的承諾延長至2028年12月，並將最初的投標價格分別保持為 3.6 MBTU和3.347 MBTU。此外，它還在第4.2輪下提交了以下投標：（i）天然氣：2023年7月1日至2028年12月31日期間，每天480萬立方米，價格為3485 MBTU；（ii）天然氣：2024—2028年期間300萬立方米/天，價格為5190 MBTU ；2025—2028年期間190萬立方米/天，價格為4770 MBTU。

2022年12月22日，通過SE第860/22號決議，該公司獲準延長第4.1輪的承諾，以及第4.2輪下與扁平 天然氣相關的480萬立方米/天需求。

注2：（續）

授予公司的獎勵和 執行的合同代表着2023—2024年冬季和夏季的1，570萬立方米/天的生產承諾 。與2022年相比，這一承諾意味着冬季產量增加了44%，這是該國天然氣供應需求最大的時期。從2025年起，再保險計劃的承擔額將達到每天1380萬立方米。

根據SE預測的天然氣需求曲線 ，公司將與CAMMESA、ENARSA和分銷商簽訂新合同。

2.2.4.1.3 GasAr第5.2輪—阿瓜拉圭聯合行動計劃

Pampa與 Aguaragüe聯合行動的所有合作伙伴一起，參加了根據SE決議第770/22號呼籲的第5.2輪GasAr計劃，並獲得了該 項目的獎勵。組成聯合行動的各公司附加了一個單一的增量活動計劃，自2023年第四季度起，聯合行動的預期天然氣產量增量將超過400，000立方米/天。本公司持有本次 聯合行動15%的股份。

2023年9月27日，根據SE決議第799/23號授予 計劃GasAr—第5.2輪下的天然氣量。該計劃規定在2023年10月1日至2028年12月31日期間向ENARSA銷售增量卷。2023年10月至2026年12月期間，商定的銷售價格為9.8美元/MMBTU，2027年1月至2028年12月期間為6美元/MMBTU。

2.2.4.2

2022年5月27日，SE第403/22號決議規定，更新在GasAr計劃推廣計劃框架內執行的現有合同下的新天然氣PIST價格，減少聯邦政府從2022年6月1日起支付的補貼。

此外，在2022年2月、 6月和8月，舉行了公開聽證會，以分析將由聯邦 政府承擔的天然氣PIST價格中的Plan Gas. Ar部分。值得強調的是，SE第610/22號決議決定逐步提高PIST價格，分銷商將為無補貼住宅消費支付 ，保留剩餘用户的補貼價格。

2023年1月10日，SE決議號。 6/23已發佈，根據不同類型的用户建立了根據GasAr計劃和再保險計劃執行的合同的天然氣PIST價格的更新。

2.2.4.3

從2019年12月30日起，CAMMESA的 發電燃料供應集中計劃恢復（Energy Plus和SE Res. No.287/17合同的發電機除外）。自那時以來，CAMMESA連續發起招標，以支付每月的消費量。此外，從2021年起，對CAMMESA的大多數天然氣供應將通過GasAr計劃輸送，用於該計劃下承諾的初始期限為4年。

注2：（續）

除GasAr計劃外，自2021年7月中旬 以來，CAMMESA每兩週啟動GasAr計劃獲獎者的招標，這些獲獎者可能會提供剩餘數量，最高價格 相當於該計劃第一輪中授予的價格。

2023年和2022年，GasAr計劃受益人平均獲得了2.87億立方米/天和4.51億立方米/天，分別為34MBTU和35MBTU美元（分別為1.85億立方米/天和2.76億立方米/天，對應於內烏基納盆地）。

此外，2023年，2500萬立方米/天 的補充呼叫以2.6美元/MBTU（其中1500萬立方米/天對應於內烏基納盆地）獲得。

2.2.4.4

2021年4月27日，SE第360/21號決議對天然氣出口授權的新程序進行了規範。該決議考慮在確定和優惠的基礎上為GasAr計劃獲獎者提供出口，並設定了與第一輪頒發的夏季價格相當的最低銷售價格。以這種方式， 作為GasAr計劃的獲獎者，公司可以在夏季期間進行固定出口，當 特定流域出現供過於求時，並經相關當局事先批准，可延長至冬季。

2021年5月和12月，Pampa獲得 向智利出口天然氣的許可，2021年10月至2022年4月和2022年1月至4月期間的最大出口量分別為150萬立方米/天和122萬立方米/天。此外，在2021年9月至12月期間，智利、巴西和烏拉圭新增了可中斷 許可證，2022年11月至2024年12月期間停止。

根據GasAr計劃，2022年8月，公司 獲準向智利出口天然氣，2022年10月至2023年4月期間的最大產量為1，492 MMm3/d。

2022年11月17日，SE決議號。 取代SE第360/21號決議的第774/22號決議已在《銀行業條例》中公佈。該決議建立了一個新的程序，劃定了四個 出口區：內烏基納盆地和南方盆地，夏季配額（2023年10月至2024年4月期間）分別為9百萬立方米/天和2百萬立方米/天， ，以及諾羅斯特盆地和其他沒有配額定義的地區。

在生產商之間確定夏季配額 的分配考慮了（i）生產商產量在流域總產量中的份額，以及（ii）每產量加權平均價格折扣相對於流域增量產量的最高折****r}。

最低參考價設定為 SE確定的布倫特報價百分比和授予的平均價格（經季節性指數調整）中較高者， 授權從根據GasAr計劃和/或CAMMESA和/或ENARSA的再保險計劃執行的合同中撤回數量。

注2：（續）

2023年4月19日，SE通知 公司，內烏基納盆地下一個冬季的天然氣出口配額延長，包括：（i）2023年5月和6月的特別 和優先配額200萬立方米/天，可在"7月扁平天然氣承諾" 獲獎者中按比例分配，以及（ii）2023年7月、8月和9月的GasAr計劃下的確定冬季出口配額為300萬立方米/天 。

在這個意義上，該公司被分配了 872，727立方米/天的額外產量，共計2，181，818立方米/天的5月和6月。7月、8月和9月分配的體積為857，449立方米/天。關於出口許可證的最低價格，將保持在7.73美元/MMBTU。

此外，還分配了2023年10月至2024年4月期間的以下出口配額 ：內烏基納盆地900萬立方米/日，南方盆地200萬立方米/日。最低價格將通過計算 交貨前一個月前十五天的簡單平均布倫特原油價格乘以7%得出。該公司分配的容積為1，452，878立方米/日。

此外，SE設定了冬季（2024年5月至9月）總計590萬立方米/日的出口配額，夏季（2024年12月至12月）總計900萬立方米/日的出口配額。根據其參與GasAr計劃，該公司在冬季分配的產量為610，989立方米/日，夏季分配的產量為606，529立方米/日。

值得強調的是，天然氣出口關税自2020年5月起生效。PEN於2020年5月19日發佈的第488/20號行政命令規定，只要國際布倫特原油價格等於或低於45美元/桶，就可以免除出口關税。該利率將按照國際參考價格逐步上升，直至達到8%，當布倫特原油價格等於或超過60美元/桶時，將確認該上限。自2021年2月以來，該比率一直保持在8%。

2.2.4.5

2022年2月9日，SE決議號。 第67/22號文件在《建築物條例》上公佈，宣佈"內斯托爾·基什內爾總統管道"的建設符合國家公共利益 。這條管道將通過內烏肯省、布宜諾斯艾利斯省和聖達菲省輸送天然氣。

此外，該公司還創建了"Transport Ar Production 天然氣管道系統計劃"，以執行擴大系統輸送能力所需的工程，其中包括由ENARSA或通過第三方執行的管道工程清單，以促進開發、產量增長和天然氣自給，以及 其他目標。

2022年8月10日，阿根廷當局 簽署了第一階段Néstor Kirchner天然氣管道建設合同，（Tratayén—Salliqueló）。

後來，PEN於2022年2月14日發佈的第76/22號行政命令 根據 第17，319號法律，授予ENARSA總統Néstor Kirchner管道35年的運輸特許權，以及根據 項目承包、規劃、執行和招標的權力。ENARSA可與生產商和/或承運商簽訂運輸能力自由談判協議，以建造或擴建全部或部分管道。ENARGAS批准的關税將不涵蓋該運輸能力，該關税將適用於 未根據這些協議承諾的剩餘運輸能力。本行政命令授予YPF優先僱用ENARSA可以自由協商的能力 。此外，ENARSA可將其特許權的所有權全部或部分轉讓給YPF。

注2：（續）

此外，還設立了"阿根廷天然氣開發基金"行政和金融信託，由ENARSA作為委託人和受益人，為該計劃下的工程提供資金， 包括償還根據該計劃發行的信託證券的本金和利息服務。信託財產管理人 和受託人將是Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A.

2023年7月，Néstor Kirchner總統天然氣管道的新Tratayén—Salliqueló段進行了清潔和填充操作 ，並且根據監管要求和標準的運輸 操作從2023年8月3日開始。

Néstor Kirchner總統的Traatayén—Salliqueló天然氣管道項目橫跨內烏肯省、裏奧內格羅省、拉潘帕省和布宜諾斯艾利斯省， 延伸了573公里，最初的運輸能力為每天1100萬立方米的Vaca Muerta油田生產的天然氣。

此外， 2023年8月25日，北部天然氣管道改造項目啟動了招標，該項目是對 Néstor Kirchner總統天然氣管道的補充工程，包括122公里的Tio Pujio—La Carlota天然氣管道的工程和建設， 北部天然氣管道的62公里擴建以及科爾多瓦省的四個壓縮廠的改造，Santiago del Esstelle and Salta.截至該等合併簡明中期財務報表發佈時，ENARSA在宣佈 未授予1號線的招標後，批准 Technint—SACDE合資企業建造北方天然氣管道改造項目的2號線和3號線，並將要求對管道1號線進行新的簡化招標程序。

注2：（續）

2.2.5石油市場

2.2.5.1

截至目前，國內市場原油銷售沒有參考價格。然而，考慮到燃料的出廠價格，當地煉油公司正在驗證低於出口平價的價格。

與天然氣出口一樣，原油出口關税自2020年5月起生效。2020年5月19日發佈的PEN行政命令第488/20號規定，只要國際布倫特原油價格等於或低於45美元/桶，出口關税 豁免，並隨着國際參考價格 的上漲而逐步上漲，直至達到8%，當參考價格等於或超過60美元/桶時，將確認上限。自2021年2月以來， 率一直保持在8%。

2.2.5.2

在2022財年，Oldelval作為國家液態烴運輸特許權的持有人 發起招標，授予和租用艾倫—波多黎各羅薩萊斯石油管道段的公司運輸服務 ，容量高達50，000立方米/天。

本卷已全部授予， 已簽訂必要的執行合同，有效期至2037年運輸特許權期限終止。 潘帕獲得了1，002立方米/天的獎勵。

在Oldelval的招標下， 石油儲罐公司Ebytem發起了一項呼籲，要求將石油調度能力提高到每天50，000立方米，存儲能力提高到300，000立方米。這些擴張將專門用於石油出口。潘帕獲得了每天1002立方米的調度能力和6008立方米的儲油能力。

2.3氣運輸

2.3.1 TGS的關税狀況

2017年3月30日，TGS通過250/18號PEN行政命令執行了2017年的一體化協議，該協議於2018年3月27日獲得批准。該行政命令代表着RTI進程的結束，並終止了TGS慶祝的所有過渡協議。

注2：（續）

2017年綜合協議為提供天然氣運輸服務設定了準則 ，其中已批准的準則包括：(I)從2017年4月1日起對TGS分期付款增加運費；(Ii)TGS將在2017年4月至2022年3月期間執行五年期投資計劃；以及(Iii)天然氣運輸費率和INDEC發佈的考慮IPIM的投資承諾的非自動六個月調整機制，但須經ENARGAS批准。

在2018年9月4日舉行的公開聽證會上，TGS要求根據2018年2-8月期間記錄的IPIM變化，將關税增加約30%。考慮到聽證會，2018年9月27日，ENARGAS發佈了第265/18號決議，決定自2018年10月1日起提高19.7%的關税 。

這一增長是由ENARGAS基於IPIM的簡單平均值、2018年2月和8月期間的建築成本指數以及2017年12月至2018年6月期間的工資變化指數 確定的。ENARGAS支持在第4,362/17號決議的規定 中確定上述關税上調，其中除其他問題外，規定在某些情況和宏觀經濟條件下，如 2018年4月之後發生的大幅貶值，ENARGAS可使用IPIM以外的其他指數來確定關税上調。TGS 通知ENARGAS，它在計算半年度調整的方法方面存在分歧。

2019年3月29日，ENARGAS發佈了批准的第192/19號決議，自2019年4月1日起生效，自2019年3月31日起，TGS Current將適用於天然氣運輸公用事業的收費方案增加26%。根據現行法規，ENARGAS考慮了2018年8月至2019年2月期間IPIM更新指數 的演變，以確定每六個月調整一次TGS的關税。

關於本應自2019年10月1日起於2019年9月3日生效的半年度關税更新 ，聯交所發佈了第521/19號決議，後來經 第751/19號決議修訂，將其申請推遲至2020年2月1日。這一延期導致對五年期投資計劃執行情況進行了修訂和調整，其比例與TGS放棄的收入相同。

2020年12月16日，PEN在《團結法》框架內通過了第1,020/20號行政命令，後經PEN第815/22號行政命令延長，啟動了對2018年達成的RTI的重新談判，同時將有效的重新談判協議暫停到2023年12月16日，並規定ENARGAS的行政幹預。

注2：（續）

根據PEN 1,020/20號行政命令的規定，ENARGAS要求 討論RTT的公開聽證會於2021年3月16日舉行。在這方面，TGS在沒有放棄其在關税重組中的全部百分比的情況下，交替提交了關税增加提案，自2021年4月1日起將 評估為58.6%。這一增長是根據滿足運營和財務成本、資本支出和税收的財務需求來評估的，這些支出和税收的計算考慮了12個月期間通貨膨脹率的演變，從一開始就是 。所要求的增加只考慮了履行其作為被許可人的義務所需的資金。

此外，TGS否認並駁回了在公開聽證會上提出的論點，聽證會認為目前的天然氣運輸費率不公平或不合理 ，因為據稱TGS最後一次設立的RTI的訴訟程序導致的行政行為存在嚴重缺陷。

2021年4月28日，ENARGAS向TGS提交了《2021年過渡期協議》(RTT 2021)，該協議：(I)不批准臨時資費更新，保持ENARGAS在2019年4月批准的資費方案不變；(Ii)規定，自2021年5月起至最終重新談判協議生效前，ENARGAS將重新計算當時生效的運輸資費，自2022年4月1日起生效；(Iii) 不制定強制性投資計劃；以及(Iv)規定禁止分配股息、提前取消與股東承擔的金融和商業債務、收購其他公司或發放貸款。

2021年4月30日，TGS在發給該機構的一份説明中表示，鑑於TGS開展活動的背景以及擬議的條款和條件，TGS加入RTT 2021年是不可行的。

2021年6月2日，ENARGAS發佈了第149/21號決議，批准從該日期起生效的TGS的RTT 2021。此外，國家經濟部和ENARGAS發佈了聯合第1/21號決議，批准ENARGAS根據PEN第1,020/20號行政命令制定的重新談判程序，指出就過渡性關税更新達成協議是不可行的。

鑑於這種情況，2021年7月，TGS 在通過與第149/21號決議相關的條例時，根據這些機構各自的管轄權，向PEN、國家經濟部和ENARGAS提出了複議動議，輔助性機構提出了分級上訴 ，要求宣佈RTT 2021無效和恢復RTI。

注2：（續）

這些挑戰的依據是：(1)1,020/20號行政命令的違法性，因為它沒有遵守第27,541號法令規定的授權範圍，並且由於它不符合《憲法》規定的關於口述本條例的要求；(2)將緊急狀態期延長到國會規定的 之後；(3)沒有根據第24,076號法令進行關税重新談判；(Iv)無視公平合理的關税原則以及TGS根據許可證、合同調整諒解備忘錄和RTI獲得的權利；以及(V)出於公共利益的原因暫停RTI，這應得到《行政程序法》和《許可證基本規則》所規定的補償的承認。

反過來，對TGS管理和行政的限制也因缺乏法律理由而受到質疑，因為第27,541號法案宣佈的緊急狀態僅授權PEN重新談判RTI，而不是許可證。儘管TGS自2019年4月起有權獲得因違反RTI而有權獲得的賠償，但仍提出了質疑和恢復RTI的請求。

2021年11月15日，TGS向ENARGAS和經濟部提交了事先的行政索賠。本演示文稿旨在要求TGS賠償在2019年10月1日至2021年6月1日期間未應用由RTI設定並經第4,362號決議批准的半年度調整方法。

此外，TGS要求賠償凍結造成的損害，這是由於未採用RTI為這一時期規定的半年度調整方法造成的。

2022年1月19日，在ENARGAS第518/21號決議的框架內舉行了一次新的公開聽證會，以解決PEN 1020/20號行政命令下的過渡關税更新問題。 在這次聽證會上，為了達成最終協議並恢復經濟和金融平衡，TGS要求分兩個階段調整2022年的過渡關税 ，考慮到運營成本和主要宏觀經濟指標的演變，總共調整106%。

後來，2022年2月1日，TGS從ENARGAS收到了擬議的重新談判過渡協議(RTT 2022)，該協議於2022年2月2日獲得TGS董事會的批准，並於2022年2月18日獲得相關政府機構的批准。RTT 2022包括了與RTT 2021類似的某些條款，具體條款是允許TGS從2022年3月1日起提高60%的關税。

通過第91/22號行政命令批准了RTT 2022，自2022年2月23日起生效。2022年2月25日，ENARGAS第60/22號決議在《BO》中公佈， 啟動了RTT 2022中設想的關税方案。

注2：（續）

值得一提的是，正如《RTT 2022》所規定的那樣，TGS承諾不提出新的索賠、補救、訴訟或任何類型的行動；和/或暫停、保持暫停或延長暫停與當前RTI重新談判、第27,541號法律、第278/20號和1020/20號法令有關的所有索賠和補救。

2022年12月7日，ENARGAS發佈了第523/22號決議，要求於2023年1月4日舉行公開聽證會，審議天然氣運輸公用事業的過渡性收費更新。

2023年3月16日，TGS董事會批准了ENARGAS提交的重新談判過渡協議(“2023年RTT”)的擬議附錄。2023年4月27日，ENARGAS發佈了第186/23號決議，公佈了新的有效關税方案。2023年RTT後來由PEN行政命令第250/23號批准，日期為2023年4月29日。

2023年RTT包括從2023年4月29日起對天然氣運輸費和准入和使用費進行95%的過渡性提價。在生效期間，TGS不得派發股息或直接或間接提前免除與股東的金融和商業債務， 收購其他公司或發放貸款，但受益於用户的貸款或發放給承包商的貸款不在上述 案件範圍內。如果TGS認為採取其他行動是適當的，它應該要求相應的授權。

2023年12月14日，根據ENARGAS第704/23號決議，將於2024年1月8日舉行公開聽證會。截至這些合併財務報表的發佈日期， 授權在RTI過程中過渡性提高關税的適用法規尚未發佈。

2023年12月16日，PEN發佈了第55/23號行政命令，宣佈國家能源部門進入緊急狀態，直至2024年12月31日。除其他事項外，這項行政命令：(I)延長第1020/20號PEN行政命令的有效期，(Ii)確立啟動RTI流程，(Iii)從2024年1月1日起設定ENARGAS的公共審計，以及(Iv)指示SE發佈必要的規則和程序，以制裁天然氣傳輸公用事業的市場價格 。

2.3.2許可證延期請求

2023年9月8日，TGS向ENARGAS提交了一份請求，要求啟動許可證期限延長程序，如第24,076號法案所設想的，並要求採用 現有的績效評估和公開聽證措施，以便一旦滿足所有既定的行政手續和程序，就可以批准從初始期限起延長10年，自2027年12月28日起生效。 考慮到2,458/92號行政命令批准的所有許可證範圍的天然氣運輸服務。

截至本合併 簡明中期財務報表發佈之日，TGS尚未收到ENARGAS關於此請求的正式回覆。

2.3.3液體生產和商業化部門的監管框架

2.3.3.1

液體部門的生產和商業化不受ENARGAS的監管。然而，近年來，阿根廷政府頒佈的法規對其產生了重大影響。

注2：（續）

GLP國內銷售價格 受第26，020號法律"液化石油氣工業和商業化制度"和阿根廷 政府通過主管公共部門的規定的影響，該法律規定了在當地市場銷售的液化石油氣最低數量，以保證 國內供應。

在此背景下，TGS以每半年確定的價格將丙烷和丁烷的產量出售給分餾塔。2015年3月30日，PEN發佈了第470/15號法令，由SE第49/15號決議規範，該法令創建了“家庭計劃”，併為商業化鏈的成員設定了最高參考價格，通過承諾GLP生產商以固定價格供應給每個生產商 配額，確保低收入住宅用户的供應。最初，確定了向參與家庭計劃的生產者支付補償金， 自2019年2月起取消了該補償金。

TGS提出了各種行政和 司法訴訟，質疑該計劃的一般規定，以及決定必須在國內市場銷售的丁烷數量的行政行為，以保護其經濟—財政狀況，從而防止這種情況 不會隨着時間的推移而持續。

注2：（續）

此外，TGS是與阿根廷政府和丙烷生產商簽訂的《誘導丙烷氣體分配網絡丙烷供應協議》（“網絡丙烷協議”）的一方，根據該協議，TGS承諾以低於市場價格的價格向誘導丙烷氣體分銷商和次級分銷商供應丙烷。作為補償，TGS獲得經濟補償，其計算方式為 銷售價格與SE確定的出口平價之間的差額。

如前所述，參加家庭計劃 會對TGS造成經濟和財政損失，因為在某些情況下，產品的銷售價格 低於其生產成本。

截至2023年12月31日，阿根廷政府在這些項目下欠TGS 46.76億美元。

2.3.3.2

第488/20號行政命令規定了適用於某些天然氣和石油衍生品的出口關税的 税率，其中包括TGS生產和出口的產品， 税率在0%到8%之間，具體取決於“ICE Brent一線”桶的價格。如果此價格低於45美元，則費率為 0%。相反，如果價格等於或超過60美元，則支付8%的費率，如果價格在45美元和60美元之間，費率是可變的。

2023年，TGS參與了出口 增長計劃（見附註2.6.4）。

2.4 transmissi翁

2.4.1 Transener和Transba關税 情況

2022年2月25日，ENRE傳達了 第68/22號和第69/22號決議，批准自2022年2月1日起生效的新小時薪酬值，分別為Transener和Transba建立了25%和23% 的值。考慮到提交的 財務和經濟預測與ENRE最終批准的數值之間的差異，提交了一份動議，審查記錄和相應的 初步質疑。此外，2022年3月15日，提交了針對這些決議的適用動議。 因此，根據第147/22號和第148/22號決議，2022年5月9日，ENRE部分維持了提交的動議，並修改了從2022年2月1日起生效的小時工資值，確定了Transener和Transba的工資值分別比2019年8月生效的值增加了67%和69%。

注2：（續）

自2022年8月以來，Transener和Transba 提交了説明並與SE和ENRE舉行了會議，要求更新自2022年9月起生效的過渡性關税， 將從2023年評估的增加中扣除。為此，2023年經濟和金融預測被提交了 解釋性文件和預測投資計劃的細節。此外，還向CAMMESA董事會做了一個報告， 記錄了運輸部門的重要性。

根據第539/2022號決議，2022年10月 20日，ENRE呼籲於2022年11月30日舉行公開聽證會，在定義特許權公司適用的費率之前，告知並收集關於電力傳輸公用事業公司 特許權公司關於RTI更新程序下過渡性費率更新的建議的反饋。

此外，2022年12月6日，PEN 第815/22號行政命令將2020年12月17日發佈的PEN第1，020/20號行政命令延長了一年，通過該命令啟動了RTI的重新談判，自發布之日起2年內。

2022年12月29日，為了在2023年保持第147/22號和第148/22號決議中規定的收入購買力，ENRE發佈了第147/22號決議。 698/22和702/22將小時薪酬值設定為自2023年1月1日起生效，並將Transener和Transba分別設定為比2022年2月的值增加154.5%和154.1%。

2023年4月20日，根據ENRE第364/23號決議，ENRE根據第24，065號法案和第27，541號法案啟動了輸電公司的綜合電價審查程序（“RTI”），規定了30天的期限，以制定其制定的指導方針和時間表。

2023年5月29日，ENRE第421/23號決議批准了2023年和2024年第一季度的傳輸資費審查計劃，並規定ENRE在2023年9月和10月期間通知時間表和信息要求。在這個意義上，根據日期為2023年10月26日的一份照會，ENRE首次提出了信息請求，主要涉及構成運輸系統的設施描述、正在執行的擴建、投資計劃和走廊飽和狀態。2023年10月27日，Transener和Transba 回答説，他們將在適當的時間和方式遵守該要求，但ENRE需要定義：i） 完整的RTI工藝時間表，ii）將進行該工藝所依據的經濟、財務和監管標準；以及iii） 有關第一個管理期的問題。

2023年9月8日，為了保持ENRE第147/22號和第148/22號決議中確立的收入購買力，ENRE發佈了第660/23號和第661/23號決議，規定了從2023年8月1日起生效的小時薪酬值，transener和Transba分別比2023年1月增長了20.9%和20.84%。同樣，根據ENRE第780/23號和第781/23號決議，2023年11月1日， 確定了自2023年11月1日起生效的小時薪酬值，這意味着Transener和Transba分別比2023年8月起生效的值增加了37.33%和38.44%。

此外，PEN 2023年12月16日第55/23號行政命令宣佈國家能源部門進入緊急狀態，直到2024年12月31日。除其他問題外，上述 行政命令規定根據第24，065號法律第43條啟動聯邦管轄下的公共電力分配和輸電公司的關税審查程序，並規定所得關税表 的生效時間不得超過2024年12月31日。

注2：（續）

因此，2024年1月2日，通過 ENRE第3/24號決議，召開了一次公開聽證會，該聽證會於2024年1月29日舉行，目的是在定義特許權公司適用的電價之前，告知輸電公用事業特許權公司關於RTI更新流程下過渡電價更新的建議並收集反饋 。

最後，通過ENRE決議。 104/24和105/24，確定了自2024年2月19日（《銀行業條例》公佈日期）起生效的小時薪酬值， 與Transba自2023年11月起生效的值相比，分別增加了179.7%和191.1%。 同樣，自2024年5月起，每月採用的關税調整率是根據工資指數 、批發價格指數和消費者價格指數的公式確定的。

2.5關於進入剛果解放運動的條例

2020年，BCRA推出了旨在 監管MLC的流入和流出的措施，以 鑑於匯率的高度不確定性和波動性， 考慮到匯率的高度不確定性和波動性，保護國際儲備，包括與公司進行股票 市場資產交易和處置流動性外國資產有關的限制。具體而言，自2023年12月11日起，MLC對外幣的任何需求都需要BCRA的事先授權。

以下是 訪問MLC的事先授權要求的某些例外情況：

首先，未經BCRA事先授權，可通過提交一份宣誓書，聲明該國境內所有外匯持有 都存放在當地金融機構的賬户中，且持有金額不超過 100，000美元的流動外國資產，允許向MLC查詢流出情況。如果此類流動性外國資產超過100，000美元，則可以提交一份額外的宣誓書，説明沒有此類 超額金額，因為MLC是通過使用存款的掉期和/或套利交易支付的。

自2023年12月13日起，未經BCRA事先授權， 可以訪問MLC，以延遲支付新進口貨物的進口， 取決於貨物類型和根據提供的時間表。此外，關於非居民提供的服務的支付， 根據支付的類型和期限，一旦此類服務累積和/或提供，則可以訪問MLC。

此外，如果 請求訪問MLC，則當 資產已被收購、存款已被創建時，或貸款於2020年5月28日之後發放。

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.

注2：（續）

就其本身而言，BCRA根據以下標準，將 提交某些債務和本金到期日的再融資計劃的義務延長至2023年12月31日： （i）在原定期限內，最多可獲得本金額的40%；（ii）本金餘額的再融資， 平均到期日為2年的新外債。在此再融資流程的框架內，允許在到期日前最多45個日曆日內訪問MLC，以提前取消本金、利息或債務互換，前提是已驗證了法規規定的所有 要求。同樣，BCRA接受MLC的訪問，以便在2023年12月期間從應付本金或利息 到期日起註銷海外金融債務（前提是他們不是關聯方）。如果通過兑換和/或 仲裁的方式對授權進行支付的客户持有的當地外幣賬户進行支付，則可以在到期日前3個工作日內訪問。

注2：（續）

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.

最後，BCRA對外匯條例進行了調整 ，除其他條款外，根據PEN行政命令第277/22號，為獲得石油和/或天然氣增量生產貨幣准入系統認證的主體提供了向MLC的訪問（見附註2.2.3）， 最多用於每項證書的金額，分配用於支付：（i）海外商業或金融負債的本金和利息 ，包括與非居民附屬公司的負債，（ii）已關閉和經審計的資產負債表的收益和股息；和/或 （iii）非居民直接投資的匯回國內。RADPIP和/或RADPIGN受益人必須指定一個國內金融實體負責簽發此類證書並記錄SE確認的金額和適用期限。

值得強調的是，詳細的 信息並沒有列出所有可能適用的外匯條例；有關阿根廷匯率政策的更多信息， 請訪問中央銀行網站：www.bcra.gov.ar。

2.6税務條例—主要税務改革

根據第27，430號法律、第27，541號法律、第27，630號法律和第27，701號法律，對税收處理進行了幾項修改，其關鍵組成部分如下：

2.6.1所得税

2.6.1.1

根據第27，430號法律，阿根廷公司的所得税率將從2018年1月1日至2019年12月31日的財政年度從35%逐步降低至30%，並從2020年1月1日或之後開始的財政年度降低至25%。然而，第27，541號法律暫停了2020財年的税率下調 ，將税率保持在30%。

2021年6月16日，BO 公佈了第27,630號法律，修改了自2021年1月1日起生效的財年所得税税率。這項修改 規定適用分級税率辦法，並在適用的情況下，按照累計應納税所得額確定固定税率：(1)累計淨收入不超過500萬美元，確定25%的税率；(2)累計淨收入在5,000萬美元至5,000萬美元之間，確定125萬美元的固定税率，對500萬美元的盈餘加收30%的税率；和(Iii) 對於累計淨收入超過5,000萬美元的，確定1,475萬美元的固定税率，並在盈餘5,000萬美元的基礎上加收35%的税率。從2022年1月1日起，考慮到INDEC公佈的CPI年度變化，累計淨收入金額每年進行調整。

注2：（續）

考慮到遞延資產及負債實現年度預期適用的實際税率，根據上述税務改革，遞延 與比較期間對應的遞延税項變動的影響已於綜合全面收益表 “所得税”項下的“遞延税項税率變動的影響”中確認（附註10. 6）。

2022年8月16日，AFIP的第5，248/22號一般決議在《銀行業條例》中公佈，根據該決議，AFIP確立了第20，628號法律第73條所列納税人和責任人的一次性所得税預付款，並符合以下參數：（i）2021年或2022年課税期的評税額至少為1億美元，或（ii）不扣除累計税務虧損的應課税收入至少為3億美元。 公司及其子公司於2022年支付了18. 63億美元的所得税預付款。

2023年12月4日，AFIP的第5，453/23號總決議在《税務條例》中公佈，確立了第20，628號法律第73條中列出的納税人和責任人的新的所得税預付款，並符合以下條件：（i）原油和天然氣開採、煉油產品製造和傳統熱能發電的主要活動；及（ii）不扣除過往年度虧損的應課税收入，金額等於或超過6億美元。本公司及其附屬公司並無受此決議案影響。

注2：（續）

2.6.1.2

第27，430號法律和第27，541號法律和第27，630號法律引入的修改案規定，對從2018年1月1日開始的財政年度內累積的收入產生的股息徵收7%的税，這些股息由阿根廷公司分配給個人、未分割財產或居住在國外的受益人。

在2018年1月1日開始的前一個財政年度之前，由於獲得的福利而產生的股息將繼續對超過 未徵税可分配留存收益（均衡税過渡期）的金額進行35%的預扣税。

2.6.1.3税收通脹調整

第27430號法律規定了以下 適用所得税通貨膨脹調整機制的規則：

第27，541號法律規定， 由於適用《所得税法》第六篇規定的調整而確定的正或負財政通貨膨脹調整，對應於自2019年1月1日開始的第一個和第二個財政年度， 應在該財政期間收取六分之一，其餘六分之五，按相等部分收取，在接下來的五個財政期間。

2022年12月1日，第27，701號法律在《財務條例》上公佈，其中規定納税人在2022年1月1日（含）開始的第一個和第二個財政年度確定正通貨膨脹調整的，可以在該財政期間分配三分之一，其餘三分之二，以相等的部分分配在緊接其後的兩個財政期間。此計算僅適用於在緊接 有關期間前三分之一的計算超過或等於30，000百萬美元的兩個財政期間內，投資購買、建築、 製造、生產或最終進口財產、廠房和設備（汽車除外）的主體。

注2：（續）

截至本合併財務報表 發佈之時，此規定尚未得到規範。

本公司及其子公司確定 並披露税率通脹調整對適用的每個財政期間的影響。

2.6.2增值税

建立了一個程序，用於償還源自物業、廠房和設備投資的税收抵免，這些投資自評估之日起6個月後尚未 由活動產生的税收抵免。

2.6.3 進口和對外服務的税收 採購交易

2023年7月24日頒佈的第377/23號行政命令將PAIS税的適用範圍擴大到某些商品的海外服務採購和進口交易，根據SE法規豁免與能源部門相關的商品。此外，根據2023年7月25日的AFIP第5，393/23號決議，其條例規定，預付款可抵銷PAIS税，相當於某些商品和商品的最終 應付税款總額的95%。進口商應在申報進口產品的預期用途時支付此預付款。PAIS税的剩餘5%餘額應在訪問MLC以在國外付款時支付，其中介入的 銀行將作為收款和結算代理。

PAIS進口交易免税

SE第671/23號、第714/23號、第824/23號和第955/23號決議規定了PAIS對與能源部門有關的貨物進口交易的免税。

因此，以下 進口交易免除此税：

注2：（續）

2.6.4出口增長方案

2023年10月3日，SE第808/23號決議暫時將公司銷售的產品以及其他出口產品納入PEN執行局 第576/22號命令創建的出口增長計劃。

根據該計劃， 至少75%的出口價值必須以外幣輸入該國，其餘25%可以通過 購買2023年10月2日至20日結算的出口有價證券以比索結算，出口有效日期為2023年11月30日 。公司選擇了這個方案。

隨後，PEN行政命令號。 549/23號和第597/23號分別將2023年10月23日至11月17日和2023年11月20日至12月10日期間結算的出口最低外幣結算百分比分別降低至70%和50%。

最後，PEN第28/23號行政命令規定了最低收入，相當於出口額的80%，其餘20%將從2023年12月13日起通過購買有價證券以比索結算。

注3：編制依據

本綜合財務報表 是根據國際會計準則理事會頒佈的《國際財務報告準則》會計準則編制的，以百萬美元為單位表示，並於2024年3月6日獲得董事會批准 發佈。編制本綜合財務報表時採用的主要會計政策載於附註4，該等政策已貫徹應用。

此綜合財務資料 乃根據歷史成本慣例編制，並就按按公平值計入損益之財務資產之計量作出修訂。

所有集團公司均已貫徹執行這些會計政策 。此外，已對呈列的財務報表進行若干非重大重新分類， 以比較目的保持呈列方式與本年度金額的一致性。

注4：會計政策

編制這些合併財務報表時使用的主要會計政策解釋如下。

根據CNV大會第972/23號決議，除非在採納時明確允許，否則不允許提前應用國際財務報告準則和/或其修正案。

截至2023年12月31日，公司尚未選擇提前應用國際財務報告準則和/或其修正案。

4.1國際會計準則委員會發布並於2023年12月31日生效並被公司採納的新會計準則、修訂和解釋

自2023年1月1日起，公司首次適用以下標準和/或修正案 ：

該等詳細準則及修訂的應用並無對本公司的營運結果或財務狀況造成任何影響。

4.2國際會計準則委員會發布的尚未生效且尚未被公司及早採納的新準則、修訂和解釋

-《國際財務報告準則》第16號--《租賃》：2022年9月修訂。它納入了關於銷售和回租交易的修正案。修正案 適用於從2024年1月1日或之後開始的財政年度，允許儘早採用。它們的應用不會對公司的經營業績或財務狀況產生重大影響。

-《國際會計準則》1--“財務報表列報”：2020年1月、2020年7月和2022年10月修訂。它納入了對流動或非流動負債分類的 修正案，並澄清了如何處理有契約的負債 。修正案適用於2024年1月1日或之後開始的財政年度，允許及早通過。他們的申請 不會對公司的經營業績或財務狀況產生重大影響。

-國際會計準則7-“現金流量表”和國際財務報告準則7-“金融工具-披露”：於2023年5月修訂。 它納入了對與供應商的融資協議的信息的披露要求，以評估此類協議對負債、現金流和流動性風險的影響 。修正案適用於2024年1月1日或之後的財政年度 ，允許及早採用。它們的應用不會對公司的經營業績或財務狀況產生重大影響 。

注4：(續)

-《國際會計準則》21--匯率變化的影響：2023年8月修訂。它納入了在貨幣缺乏可兑換性的情況下的會計處理，建立了估計匯率的指導方針，以反映 每筆交易在計量日期發生的匯率，以及當時的經濟狀況。修正案適用於2025年1月1日或之後的財政年度，允許及早採用。公司正在分析外匯環境，以評估貨幣缺乏可兑換性，如果適用，評估其對公司經營業績和財務狀況的影響 。

4.3外匯匯率變動的影響

4.3.1本位幣和列報貨幣

這些合併 財務報表中包含的信息以美元記錄，美元是公司的功能貨幣，即實體經營所在的主要經濟環境的貨幣，根據CNV的要求，以阿根廷法定貨幣比索（比索）列報

4.3.2外幣往來 及餘額

在重新計量項目時，外幣交易按每個交易日或估價日的現行匯率折算為本位幣。外匯 結算貨幣項目和在會計年度結束時使用年終匯率折算貨幣項目產生的匯兑損益在全面收益表的財務業績中確認，資本化金額除外。

4.3.3集團主體折算本位幣

公司採用逐步合併法 ；因此，功能貨幣不同於美元的實體的財務報表首先 換算為公司的功能貨幣，然後換算為列報貨幣。

注4：(續)

本公司、其子公司、合營企業及聯營公司（以美元為功能貨幣）的業績及財務狀況於各期末使用以下方法換算為 呈列貨幣：

- 資產和負債按年終匯率換算 ；

- 收入和支出按 每筆交易當日有效的匯率換算；

- 將功能 換算為呈列貨幣的結果於“其他全面收益”項下確認。

功能貨幣為阿根廷比索（惡性通貨膨脹經濟體的貨幣）的 子公司、合營企業和聯營公司的業績和財務狀況使用年終匯率換算為公司的功能貨幣。對以功能貨幣計量的期初權益應用國際會計準則第29號（IAS 29）調整機制產生的結果在“其他全面收益”項下確認 。

4.3.4列報公司權益內的其他綜合收入

截至2021年12月31日止財政年度， 本公司在股東權益項下直接呈列保留盈利項目中， 本公司及其附屬公司、合營企業及 聯營公司（功能貨幣為美元）的業績換算差額（於年初餘額及本年度）產生的其他全面收益。

同樣，直到 2021年12月31日止的財政年度，本公司在保留收益行中直接披露了對以功能貨幣計量的期初保留收益應用國際會計準則第29號調整機制產生的結果，而剩餘結果在 權益的單獨組成部分中呈列，並累計至出售海外業務時，" 根據國際會計準則第21號。

該公司受CNV第941/22號決議的管轄，因為它以前就財務報表的貨幣換算採用了特定的會計政策。 因此，自截至2022年12月31日的財政年度起，根據該決議，預留 盈利和未分配業績產生的匯兑差額在產生這些差額的項目下披露。

由於應用了 所述政策，將功能貨幣換算為不同的呈列貨幣不會改變 相關項目的計量方式，保留了以產生這些項目的功能貨幣 計量的金額（包括留存收益和股權持有人）。

注4：(續)

4.4合併和權益會計原則

4.4.1附屬公司

子公司是集團控制的所有實體。當本集團因參與某實體而面臨或有權獲得可變回報時，本集團控制該實體，並有能力通過其指導該實體活動的權力影響該等回報。子公司自控制權移交給本集團之日起 全面合併。本集團自控制權終止之日起停止合併實體。

會計上的取得法採用 核算本集團的業務合併(見下文附註4.4.5)。

集團實體之間交易的公司間交易、餘額和 未實現收益被沖銷。除非交易提供轉讓資產減值的證據，否則未實現損失也會被註銷。附屬公司的會計政策已於有需要時作出更改，以確保與本集團採納的政策保持一致。

業績中的非控股權益及附屬公司的權益分別於綜合全面收益表及綜合變動表 中分別列示。

4.4.2合夥人

聯營公司是指 本集團對其有重大影響力但不具有控制權或共同控制權的所有實體。這通常是本集團持有20%至50%投票權的情況。於聯營公司的投資在 初步按成本確認後，採用權益會計法入賬（見下文附註4. 4. 4）。

4.4.3聯合安排

根據國際財務報告準則第11號，合營安排投資 分類為合營經營或合營企業，具體取決於 各投資者的合同權利和義務。本公司參與合營及合營企業。

4.4.3.1

本公司確認其對合營業務的資產、負債、收入和費用的直接權利，以及其在任何共同持有或產生的資產、負債、收入和費用中的份額。該等已納入綜合財務報表的適當標題。

注4：(續)

4.4.3.2

於合營企業之權益於初始按成本確認後， 採用權益法入賬（見下文附註4. 4. 4）。

4.4.4權益法

根據權益會計法， 投資初步按成本確認，並調整以確認本集團應佔的收購後利潤或 虧損及被投資方的其他全面收益。

在收購投資時，投資成本與實體應佔被投資方可識別 資產和負債的公允價值淨額之間的任何 差額按以下方式入賬：（i）與聯營公司或合營企業有關的商譽包括在投資的賬面值中且不攤銷，及（ii）公允價值淨額超出成本的任何部分，在確定實體應佔聯營公司或合營企業損益時， 計入收入。

已收或應收聯營公司及合營企業之股息確認為投資賬面值之減少。

當本集團在權益會計投資中應佔的虧損 等於或超過其在該實體中的權益，以及實質上 構成淨投資一部分的任何長期權益，本集團不會確認進一步虧損，除非本集團已代另一實體承擔義務或支付款項 。

本集團與其聯營公司及合營企業之間交易的未實現收益按本集團於該等實體的權益予以抵銷。未實現 虧損亦會對銷，除非交易提供所轉讓資產減值的證據。 權益入賬的被投資方的會計政策已按需要作出變動，以確保與本集團採納的政策一致。

權益入賬 投資的賬面值根據附註4. 9所述政策進行減值測試。

4.4.5企業合併

所有業務合併均採用收購會計法，不論是否收購股本工具或其他資產。就收購轉讓的代價 包括：

注4：(續)

於業務合併中所收購可識別資產及負債 及承擔或然負債初步按收購日期之公平值計量。 本集團按個別收購基準，按非控股權益 佔被收購實體可識別淨資產的比例確認被收購實體的任何非控股權益。

購置相關成本在發生時支銷 。商譽價值指：i）轉讓代價、ii）於被收購實體之任何非控股權益金額、及iii）於被收購實體之任何先前股權於收購日期之公平值超出所收購可識別淨資產公平值之差額，乃記錄為商譽。倘所收購業務之可識別資產淨值之公平值超過該等金額，議價收購之收益直接於損益確認。

或有代價可分類 為權益或金融負債。分類為金融負債之金額其後按公平值重新計量，而公平值變動於損益確認。

如果業務合併 分階段實現，收購方先前持有的被收購方股權的收購日期賬面值將重新計量為 收購日期的公允價值。該等重新計量所產生之任何收益或虧損於損益確認。

本集團最多有12個月的時間來完成業務合併的會計處理。如果業務合併的會計處理在 業務合併發生的年度末尚未完成，則本集團報告臨時金額。

4.4.6所有權權益的變更

本集團將與非控股權益 （不會導致失去控制權）的交易視為與本集團權益擁有人的交易。所有權權益的變動導致 控制性權益和非控制性權益的賬面值之間的調整，以反映其在 子公司的相對權益。非控股權益調整金額與已付或已收任何代價之間的任何差額 於本公司擁有人應佔權益內的“其他儲備”確認。

注4：(續)

當本集團因失去控制權、共同控制權或重大影響力而停止綜合入賬或 權益入賬時，於該實體的任何保留權益 重新計量至其公平值，賬面值變動於損益確認。該公平值成為初始賬面值 ，以隨後將保留權益入賬為聯營公司、合營企業或金融資產。此外， 先前就該實體於其他全面收益中確認的任何金額按猶如本集團已直接 出售相關資產或負債的方式入賬，這意味着先前於其他全面收益中確認的金額重新分類 至損益。

倘於合營企業 或聯營公司之擁有權權益減少，但保留共同控制權或重大影響力，則僅按比例將先前 於其他全面收益確認之金額重新分類至損益（如適用）。

4.5分部報告

經營分部的報告方式 與提供給執行委員會的內部報告方式一致。

執行委員會是最高 決策機構，負責分配資源和確定實體經營部門業績 的人員，並已被確定為執行公司戰略決策的機構。

在細分過程中，公司考慮 與第三方的交易和公司間的業務，這些交易是根據每個 產品的市場價格進行的。

4.6房及設備

物業、廠房和設備是按照成本模型計算的 。其按收購成本減折舊減任何累計減值確認。

後續成本僅在與 項目相關的未來經濟利益有可能流入本集團且項目成本能夠可靠計量時，方計入資產的 賬面值或確認為獨立資產（如適用）。 作為獨立資產入賬的任何組成部分的賬面值於被替換時終止確認。所有其他維修和保養在發生的報告期間內計入損益。

正在進行的工程根據其進度程度進行估價。施工將隨時間推移而延長的在建工程成本包括（如適用）第三方貸款的累計財務成本和其他生產前成本的計算 。在啟動過程中所獲得的元素的銷售 產生的收入和成本計入當期損益。

注4：(續)

資產的剩餘價值和可使用壽命在每年年底進行審查，並在適當時進行調整。如果資產的賬面值大於其估計可收回金額，則資產的賬面值將立即 減記至其可收回金額。

出售損益 通過比較出售價格與賬面值（以出售日期的現行計量單位列示）而確定。

4.6.1折舊方法和使用年限

該小組根據生產單位法對油氣生產區的生產井、機械和營地進行折舊，方法是將石油和天然氣的產量與估計的已探明油氣儲量之比進行折舊。已探明儲量的財產的購置成本按油氣產量與預計探明石油和天然氣儲量之比折舊。與擁有未探明儲量的物業有關的收購成本按成本計值，並根據預期於每個特許權有效期內探明的可能 及可能儲量的地質及工程估計定期評估可採礦性。

機器和發電設備(包括 任何重要的可識別部件)按生產方式單位折舊。

本集團剩餘的物業、 廠房和設備項目（包括任何重要的可識別部件）根據估計 使用年期以直線法折舊，詳情如下：

如果合適，折舊方法 將在每年年底進行審查和調整。

注4：(續)

4.6.2資產報廢債務和風力渦輪機退役

石油和天然氣地區棄井和風電場風力渦輪機退役的資產報廢責任的估計未來成本（按風險調整利率貼現）， 在資產成本中資本化，並使用生產單位法折舊。此外，按應付款項貼現估計 價值確認負債。由於估計時間、清償債務所需資源流出金額或貼現率的變化 而導致的資產報廢債務計量的變化，將被添加到相關資產的成本中或從相關資產的成本中扣除 。倘負債減少超過資產賬面值，則超出部分 即時於損益確認。

4.7無形資產

4.7.1商譽

商譽是收購子公司 的結果。商譽指收購成本超出公司在收購日期所收購可識別資產淨值上持有的被收購實體股權的公允價值的差額。

就減值測試而言，在業務合併中收購的商譽 自收購日期起分配至預期將從合併協同效益中受益的各現金產生單位或現金產生單位組別。分配商譽的每個單位或單位組代表實體內為內部管理目的監控商譽的最低層 。

4.7.2特許安排

與Diamante和Nihuiles水力發電廠相應的特許權安排不在IFRIC 12 "服務特許權安排"準則的範圍之內。

這些特許權協議符合國際財務報告準則會計準則中關於資本化減折舊減任何累計減值的標準 。其根據使用年期（對應於每份特許權協議的年期）按照直線法攤銷 。

注4：(續)

4.7.3購置投資中已確定的無形資產

對應於公司收購時確認的無形資產 。已識別資產符合IFRS會計準則中關於 資本化減去折舊和任何累計減值的標準。按每項資產的使用壽命，考慮資產產生的效益的估計消耗方式，採用直線法攤銷。

4.7.4數字資產

本公司將數字資產 （加密貨幣）作為無形資產在成本模型下具有無限使用壽命。其按收購成本減 任何累計減值確認。

4.8石油和天然氣勘探資產

本公司採用成功努力 方法對其石油和天然氣勘探和生產活動進行會計核算。該方法涉及以下各項的資本化：（i）在石油和天然氣勘探和生產區域獲取財產的成本；（ii）導致發現商業可採儲量的勘探井的鑽探和裝備成本；（iii）鑽探和裝備開發井的成本，以及（iv）估計資產報廢責任（見附註4.6.2）。

根據會計的成功努力法 ，勘探成本（包括地質和地球物理成本）（不包括勘探井成本）在其發生的 期間計入費用。勘探井的鑽探成本被資本化，直到確定存在已探明儲量 並且它們證明瞭商業開發是合理的。如果沒有發現儲量，則將鑽探成本列為支出。有時，勘探 井可能會確定石油和天然氣儲量的存在，但在鑽探完成時不能將其分類為已探明的。在這些情況下， 此類成本繼續資本化，只要油井已允許確定存在足夠的儲量以保證其 作為生產井完成，並且公司在評估 項目的經濟和運營可行性方面取得了足夠進展。

注4：(續)

4.9非金融長期資產減值

使用壽命不確定的無形資產 和商譽無需攤銷，並每年進行減值測試，如果事件或情況變化 表明它們可能出現減值，則進行更頻繁的測試。

當事件或情況變化顯示賬面值可能無法收回時，其餘非金融長期資產會進行減值測試。 減值虧損按資產賬面值超出其可收回金額的金額確認。可收回 金額為資產公允價值減處置成本與使用價值兩者中的較高者。為評估減值， 資產按可獨立識別現金流量的最低層分組，而現金流量在很大程度上獨立於其他資產或資產組（CGU）的現金流入。

已減值的非金融長期資產（商譽除外）會於各報告期末檢討減值撥回的可能性。

4.10金融資產

4.10.1分類

根據實體管理金融資產的業務模式 及合約現金流量特徵，本集團將其金融資產分類為以下 類別：

當且僅當公司改變其管理金融資產的業務模式時，公司才重新分類金融資產。

注4：(續)

4.10.2承認和取消承認

金融資產的常規買賣按結算日入賬。當從金融資產獲得現金流量的合同權利已到期或已轉讓，且本公司已實質上轉讓資產所有權的所有風險和回報 時，金融資產將終止確認。

4.10.3測量

於初步確認時，本集團按 金融資產之公平值加上（倘為並非按公平值計入損益之金融資產）收購該金融資產直接應佔之交易成本 計量。

如債務投資的損益隨後按公允價值計量，且不屬於對衝關係的一部分，則在損益中確認，並在“其他財務業績”內的“金融工具公允價值變動”中披露。其後按攤銷成本計量且不屬於對衝關係一部分的債務投資損益，於金融資產終止確認或減值時，按實際利率法於攤銷過程中於損益確認。

本集團其後按公允價值透過損益計量權益投資。只要該等投資的股息代表投資回報，該等投資的股息便會繼續在損益中確認。

4.10.4金融資產減值

本公司按攤銷成本及按公允價值通過其他全面收益評估與其金融工具有關的預期信貸損失 (如適用)。

本公司採用國際財務報告準則第9號允許的簡化方法 計量應收貿易賬款和其他具有類似風險特徵的應收賬款的預期信貸損失。為此目的，應收賬款按業務分類並根據共同信用風險特徵進行分組，預期信用損失是根據從到期日起不同違約天數範圍計算的利率確定的。

預期損失率基於每年年底前24個月期間的銷售收款情況，考慮到在此期間經歷的歷史信用損失，如適用，將進行調整，以反映可能影響客户結算應收賬款能力的前瞻性信息。

注4：(續)

4.10.5金融工具的抵銷

當有法律上可強制執行的權利抵銷已確認金額，並有意按淨額結算，或同時變現資產及清償負債時，金融資產及負債被抵銷， 並於綜合財務狀況表內報告淨額。

4.11貿易和其他應收款

應收貿易賬款及其他應收賬款按公允價值確認，其後按實際利息法減去減值準備(如適用)按攤銷成本計量。

本公司根據附註4.10.4所述的預期信貸損失模型確認貿易及其他應收賬款的減值準備。當沒有合理的收回預期時，貿易應收賬款被註銷。本公司考慮以下違約指標：i)自願重組 訴訟、破產或提出司法要求；ii)破產意味着極不可能收回債務；iii)逾期 餘額超過90天。

在適用情況下，税項抵免減值準備 已根據對其在法定時效期限內無法收回的估計確認，並已考慮本公司目前的業務計劃。

4.12衍生金融工具 和套期保值賬户

衍生金融工具按公允價值計量，公允價值為截至計量日期為結算該工具而收取或支付的現金金額，扣除收取或支付的任何預付款後的淨額。在活躍市場交易的衍生金融工具的公允價值根據其報價 而非活躍市場交易的工具的公允價值採用不同的估值方法確定。 隨後公允價值變動的會計處理取決於衍生工具是否被指定為對衝工具，如果是，被套期保值項目的 性質。

注4：(續)

本公司並未正式指定 項金融工具為對衝工具。

4.13庫存

本項目包括與石化和油氣業務部門相關的原油庫存、 原材料、在製品和成品，以及與發電業務部門相關的材料和備件。

存貨按成本或可變現淨值中較低者列報。成本是用加權平均價格法確定的。庫存成本包括在採購和生產中發生的支出，以及將庫存帶到現有位置和條件所需的其他必要成本。對於已製造的產品和正在生產的產品，成本包括間接生產成本的一部分，不包括任何閒置產能(閒置)。

可變現淨值為在正常業務過程中的估計銷售價格減去預計完工成本和預計銷售成本。

該等資產的可收回價值 於每個報告日期作出評估，當存貨被多報 時，所產生的損失會在損益表中確認。

本公司根據預計用於更換或改進現有資產的時間，將材料和備件分為流動和非流動 。用於維護或改善現有資產的材料和備件部分列在 “財產、廠房和設備”標題下。

4.14非流動資產（或處置 組）持作出售和已終止業務

如果認為非流動資產的金額極有可能通過出售交易收回，則將其歸類為持有待售資產。除遞延税項資產、員工福利產生的資產、按公允價值列賬的金融資產及投資物業外，按賬面價值及公允價值減去出售成本後的 較低者計量，而保險合約的合約權利則不受此規定限制。

注4：(續)

非流動資產(包括屬於處置集團的資產)在被歸類為持有待售資產時不計折舊或攤銷。歸類為持有待售的出售集團負債的利息及其他開支 繼續確認。

分類為持有待售的非流動資產或資產組 在資產負債表中與其他資產分開列示。被分類為持有待售的處置集團的負債在資產負債表中與其他負債分開列示。這些資產和負債不會相互抵銷。

如果是非持續經營，則 是已被處置或歸類為持有待售物品；以及(I)它代表可被視為與其餘部分分開的重要業務線或地理區域；(Ii)它是處置可被視為與其餘部分分開的重要業務線或經營地理區域的單一協調計劃的一部分；或(Iii)它是僅為轉售其目的而收購的附屬實體；在全面收益表中披露單一金額，顯示非持續經營的結果，包括按公允價值減去銷售成本或資產處置成本(如適用)進行估值的結果。

4.15現金及現金等價物

就在綜合現金流量表中列報而言，現金及現金等價物包括手頭現金、在金融機構隨叫隨到的存款、 最初到期日為三個月或以下且可隨時轉換為已知現金金額且價值變動風險微乎其微的其他短期高流動性投資。如果有銀行透支，銀行透支顯示在流動負債中的借款中，這意味着現金和現金等價物不在合併現金流量表中披露，因為它們 不是公司現金管理的一部分。

4.16 S股東權益

根據股東大會的相關決定和法律或監管標準，股權變動佔比 。

注4：(續)

所有權益賬已按截至2018年12月31日的流動計量單位重新列報 ，但股本和庫藏股除外，它們分別代表認購和繳入的股本和已發行的庫藏資本。由於截至2018年12月31日的重述而產生的調整分別在全面股本調整和全面庫存股調整線中披露。

由於本位幣的變動，本公司於2019年1月1日停止根據國際會計準則第29號編制和列報財務報表，並已將截至2018年12月31日以現行計量單位表示的權益數字視為後續財務報表的 金額的基礎。

4.16.1股本

股本是指已發行的資本， 由股東承諾和/或作出的出資組成，並以面值構成已發行股份的股份表示。

4.16.2股票溢價

它包括：

4.16.3法定準備金

根據LGS， 法定儲備的計算考慮了財政年度總業績產生的溢利的5%、過往財政年度的調整、 從其他全面收益結轉至保留收益的金額、根據附註4.3.4所述政策轉入保留收益的換算差額 以及過往財政年度的保留虧損；所得金額將分配至 法定儲備，直至達到股本的20%加上資本調整賬户餘額和源自股本和股本調整賬户的換算差額 。如果該儲備金的金額因任何原因而減少，則考慮到重組日期轉移至法定儲備金的匯兑差額， 在支付該金額之前，不得分派股息。

注4：(續)

4.16.4自願準備金

它對應於 股東大會分配下的保留收益，其中預留特定金額用於支付項目資金需求 以及根據附註4.3.4所述政策分配給自願儲備的公司政策和換算差異 的任何可能情況。

4.16.5其他準備金

它包括與 非控股權益的經營結果，但不會導致失去控制權，以及股票補償計劃的準備金。

4.16.6留存收益

它們包括累積損益 ，沒有特定分配；只要不受法律和/或合同限制，正收益可由股東大會決定分配。它們包括財政年度的業績、過往年度的未分配 留存收益、從其他全面收益轉入的金額、過往年度因應用國際財務報告準則而進行的調整，以及根據附註4.3.4所述政策分配給留存收益的換算 差異。

CNV發佈的第593/11號一般決議規定，股東在應決定批准保留收益賬户為正餘額的財務報表的會議上，應就該等餘額的分配（是否 股息分配、資本化、設立儲備金或這些組合）通過明確決議。公司股東已遵守 這些要求。

4.16.7其他綜合收益

它包括 （根據附註4.3.4所述政策轉移至產生該等項目的保留盈利和未分配業績所產生的匯兑差額），以及界定福利計劃的精算損益及其相應税務影響。

4.16.8股息分配

向公司股東分派股息 於股息獲股東大會批准的年度確認為負債。股息的分配 是根據公司的獨立財務報表進行的。

注4：(續)

4.17薪酬計劃

在登記股票補償時，已考慮國際財務報告準則第2號下的以下指引：

4.17.1以現金支付的賠償金：

薪酬協議—高級 管理層：根據公司年度 市值增值確定的固定薪酬和年度、可變和或有長期薪酬，支付上限根據公司調整後的營業收入計算。向高級管理人員支付的任何類似報酬 將從報酬金額中扣除。

所接受服務的合理價值 採用布萊克—斯科爾斯—默頓財務估值模型，通過股份增值估計進行計量。應付金額 的公允價值應計並確認為費用，負債相應增加。負債在每個結算日 重新估值。負債公平值之任何變動於損益表內披露。

4.17.2以股份支付的補償

股票補償計劃，某些 高級管理人員和其他關鍵員工根據該計劃獲得一定數量的公司股票。公司董事會批准 市場收購自有股份，作為實施本計劃的一種手段（見附註13.1.2）。

每名合格 員工的股份數是按年度薪酬總額（包括獎金）的百分比除以同期公司股份和ADR的加權平均價格 （以比索計）計算的；每年授予三分之一的歸屬權，並將與 歸屬日之後的一年四月的工資單一起授予，同時要求僱傭關係至少 持續到每個歸屬日。所獲服務之公平值按授出時股份之公平值計量， 於歸屬期內披露，連同權益之相應增加。

4.18應付貿易賬款及其他應付款項

貿易應付款項及其他應付款項 初步按公平值確認，其後採用實際利率法按攤銷成本計量。

注4：(續)

4.19借貸

借貸初步按 公平值（扣除所產生之交易成本）確認。借貸其後按攤銷成本計量。所得款項 （扣除交易成本）與贖回金額之間的任何差額於借貸期間使用實際 利率法於損益確認。

當合同中指定的義務被解除、取消或到期時，借款將從財務狀況表 中刪除。已註銷或轉讓予另一方之金融負債賬面值與已付代價（包括任何已轉讓非現金資產或所承擔負債）之間之差額，於損益確認為其他收入或融資成本。

如果債務合同被修改或互換， 公司將記錄原始負債的取消，並在新條件與原始條件有重大差異 時披露新的金融負債。

借貸分類為流動負債 ，除非本集團有無條件權利將負債的結算延遲至報告期後至少12個月。

4.19.1借款費用

與收購、建造或組裝合格資產直接相關的一般和特定借貸成本，在完成資產並準備其預定用途所需的期間 內資本化。符合條件的資產是指需要相當長的 時間才能準備好用於其預定用途的資產。

特定借款在用於合格資產之前的臨時 投資所賺取的投資收入從符合資本化條件的借款成本中扣除。

其他借貸成本在其發生期間的 損益中記錄。

4.20僱員福利

4.20.1短期債務

薪金負債，包括預期於 僱員提供相關服務的報告期末後12個月內全數結算的非貨幣 福利及累積病假，於負債結算時就預期支付的金額確認。負債 於綜合財務狀況表中披露為應付薪金及社會保障。

注4：(續)

4.20.2固定福利計劃

人工成本負債在員工提供觸發對價的服務的期間應計。

此外，該公司還運營多個 固定福利計劃。固定福利計劃定義員工在退休時將獲得的養老金福利金額，具體取決於一個或多個因素，例如年齡、服務年限和薪酬。根據每個計劃中規定的條件，福利可以是一次性支付，也可以是對養卹金制度支付的款項進行補充支付。

於報告期末於財務報表資產負債表確認的界定福利負債為計劃資產公允價值的界定福利負債淨額 的現值(如適用)。定義福利債務由獨立精算師使用預測單位貸記法按年計算。固定福利債務的現值是通過使用關於影響此類福利金額確定的人口和財務變量的未來精算假設對估計的未來現金流出進行貼現而確定的。

來自經驗的精算損益 精算假設的調整和變化在產生期間在其他全面收益(虧損)中確認 ，過去的服務成本立即在損益表中確認。

4.21準備金、或有負債和或有資產

撥備確認當集團 因過去事件而負有目前的法律或推定義務時，很可能需要 流出資源來清償該義務，並且可以可靠地估計金額。未計提未來營業虧損撥備。

撥備按預期償還當前債務所需支出的現值計量，並考慮到截至綜合財務報表日期的最佳可用信息 基於被認為適當的假設和方法並考慮公司法律顧問的意見 。隨着公司獲得更多信息，估計將定期修訂和調整 。用於確定現值的貼現率反映了當前市場對貨幣時間價值的評估，以及截至財務報表日期與負債相關的風險。因時間流逝而增加的撥備 在其他財務業績中確認。

注4：(續)

或有負債是因過去事件而產生的可能債務 ，其存在只能通過不完全在實體控制範圍內的不確定未來事件的發生或不發生來確認；或因過去事件而產生的當前債務，但其清償不可能需要資源流出 ；或其金額無法充分可靠地計量。

或有負債不作確認。 本公司在綜合財務報表附註中披露重大或有負債性質的簡要説明。

或有負債在結算中流出的可能性微乎其微，除非涉及擔保，否則不會披露，在這種情況下，擔保的性質將被披露。

或有資產是從過去的事件中產生的可能資產，其存在只能通過不完全在實體控制範圍內的不確定的未來事件的發生或不發生來確認。

或有資產未予確認。 本公司於綜合財務報表附註中披露重大或有資產性質的簡要説明，而相關經濟利益的流入估計為可能出現。

4.22與客户簽訂合同的收入

4.22.1代段：

4.22.1.1銷售到現貨市場的收入(SE決議N°869/23)

本公司確認來自i） 電力供應，因為不同的發電廠可供發電；ii）發電量、運行能源和 高峯時段發電量（當能源輸送有效時，根據 各發電廠的技術適用價格。由於銷售的平均信貸期為42天，因此收入不因融資成分的影響而調整， 這與市場慣例一致。

4.22.1.2來自與CAMMESA的供應協議的收入 (SE決議編號220/07、SE決議編號21/16、SE決議編號287/17和Renovar計劃)

本公司確認與CAMMESA簽訂的供應合同的收入 ：i）電力可用性（如適用），因為不同的發電廠可供發電，以及 ii）根據每份合同中確定的價格，當能源交付有效時產生的能源。收入未因融資成分的影響而調整 ，因為銷售的平均信貸期為42天，這與市場慣例一致。

注4：(續)

4.22.1.3墊內大用户銷售合同收入

根據每份合同中確定的價格，當能源交付生效時，公司確認能源 加上銷售和可再生能源的收入。收入不會根據融資組件的影響進行調整，因為銷售是在平均信用期限為30天的情況下進行的，這符合 市場慣例。

4.22.2石油和天然氣段

當產品控制權轉移時，即在石油和天然氣交付給承運人時，在不存在可能影響客户接受產品的未履行義務的範圍內，公司確認將石油和天然氣銷售給第三方和部門間的收入。在所有情況下，天然氣的運輸都由客户負責。這些銷售收入是根據每個合同或協議中規定的產品價格確認的，但極有可能不會發生重大逆轉。

收入不會根據融資成分的影響進行調整 ，因為銷售是以不超過45天的平均信用期限進行的，這符合市場慣例。

4.22.3石化段

當產品控制權轉移時，即當產品交付給客户且不存在可能影響客户接受產品的未履行義務時，公司確認銷售石化產品的收入，無論是在當地市場還是在國外市場。 每份合同中確定的交付發生：

該等銷售收入根據每份合同中指定的價格確認 ，以極有可能不會發生重大撥回的情況為限。收入 未因融資成分的影響而調整，因為銷售的平均信貸期不超過34天，這與市場慣例一致。

注4：(續)

4.22.4控股及其他部分

本公司確認與客户就向關聯公司提供諮詢服務的合同收入 ，因為服務是根據每份協議中確定的價格提供的。 收入不因融資成分的影響而調整，因為銷售的平均信貸期為30天，這與市場慣例一致 。

4.23其他收入

4.23.1政府贈款

當有合理保證將收到政府補助，且本集團將遵守所有附帶條件時，政府補助按其公平值確認 。該小組沒有直接受益於任何其他形式的政府援助。

公司在實際交付天然氣時，根據適用的 法規中確定的價格確認來自天然氣生產促進或刺激計劃的收入，但僅在很可能不會出現重大逆轉且很可能收到對價的情況下， 即，在正式遵守政府制定的程序的情況下。

與天然氣生產促進或刺激計劃相關的收入 的確認（見註釋www.example.com）屬於IAS 20的範圍，因為它涉及因承諾產量的維持或增加而產生的補償 。

天然氣生產或刺激計劃的收入在綜合全面收益表的其他營業收入項下披露。此外，上述計劃的財政 成本在綜合全面收益表的其他經營費用項下披露。

4.23.2利息

按公平值計入損益的金融資產 利息收入計入該等資產公平值變動的結果。已攤銷金融資產之利息收入於收益表確認。

利息收入乃按實際利率計算至金融資產賬面總值（不考慮減值撥備），惟減值 金融資產除外，即按實際利率計算至扣除減值撥備的賬面值。

註銷銷售應收款時與遲付附加費相應的商業利息在其他營業收入項下披露，因為它提供了有關業務經營和經營流程的相關信息 。

注4：(續)

4.23.3股息

股息收入來自金融資產，按公允價值通過損益計量。股息在收到付款的權利確立後確認為收入。 即使股息是從收購前利潤中支付的，這一點也適用。

4.24所得税

本年度的税費包括 當期税和遞延税。税項於損益表確認，但涉及在其他全面收益或直接於權益中確認的項目則除外，在此情況下，該税項亦分別於其他全面收益或直接於權益中確認。

現行所得税費用是根據資產負債表內頒佈或實質頒佈的税法計算的。管理層會就適用税務法規須予解釋的情況，定期評估報税表內的立場 。它在適當的情況下根據預計應向税務機關支付的金額確定撥備。

遞延所得税按綜合財務報表中資產及負債的計税基準與賬面值之間的暫時性差異採用負債法確認。然而，如遞延税項負債來自商譽的初步確認，或如 來自業務合併以外的交易中的資產或負債的初始確認，且於交易時不影響會計或應課税損益，亦不會產生相等的應税及可扣除臨時差額，則不會確認遞延税項負債。

遞延所得税資產只有在未來可能會有應課税溢利並可用來抵銷暫時性差額的情況下才予以確認。

遞延所得税按投資於附屬公司、合營企業及聯營公司的暫時性差額 撥備，但遞延所得税負債除外，而暫時性差額撥回的時間 由本集團控制，而暫時性差額在可預見的將來很可能不會撥回 。

遞延資產或負債因財政税收膨脹的損益而確認 ，根據第27,541號法律和第27,701號法律，遞延並在隨後的會計期間計入 (見附註2.6.1)。

當存在法律上可強制執行的權利以抵銷已確認金額，且遞延所得税資產及負債與同一税務機關向同一應課税實體或不同應課税實體徵收的所得税有關時，遞延所得税資產及負債即予抵銷 ，而 有意按淨額結算餘額。

注4：(續)

流動及遞延税項資產及負債 未予貼現，並按其面值列賬。

阿根廷(見附註2.6.1)、厄瓜多爾、玻利維亞和烏拉圭的年終所得税率分別為35%、25%、25%和25%。此外，如果公司在厄瓜多爾的股東是在厄瓜多爾法律被視為避税天堂的司法管轄區設立的實體，厄瓜多爾的所得税中還會增加3%的附加費。

在玻利維亞，向玻利維亞境外受益人支付玻利維亞來源的收入要徵收12.5%的預扣所得税。

此外，根據厄瓜多爾最近通過並於2020年1月1日生效的税制改革，分配給外國股東的股息將被扣繳 10%。

在烏拉圭， 2023年1月1日起生效，經濟活動所得税（“IRAE”）將組成非合格跨國集團的實體獲得的某些被動收入作為烏拉圭來源。

遞延税項資產和負債 使用資產變現或負債清償期間預期適用的税率計量。

最後，由於在2019年1月1日廢除前最低推定所得税， 已披露應收款，可計算 為隨後十年中任何一年的所得税預付款。

公司管理層在每個財政年度結束時評估 記錄應收款的可收回性，只要考慮到公司 當前業務計劃，估計 可計算金額在法定時效期限內無法收回，則會設置備抵。

4.25租賃

就本公司為承租人的租賃 （附註19. 1）而言，使用權資產及租賃負債於相關資產可供本公司使用之日確認 。

在開始日期，租賃負債 按該日期未支付的付款的現值計量，包括：

注4：(續)

租賃付款使用 公司的增量借款利率貼現，增量借款利率是公司在類似的期限、擔保和 條件下借款所必須支付的利率，以及在類似的經濟環境中收購與使用權資產價值相似的資產所需的資金，或 使用租賃中隱含的利率（如果該利率可以很容易地確定）。

租賃負債於“貿易 及其他應付款項”中披露。每筆租賃付款在本金和財務成本之間分攤。財務成本在租賃期內從收入中扣除 ，以使每個期間的剩餘負債餘額產生恆定的週期利率。

使用權資產按成本計量， 包括：

本公司在租賃期內使用直線法將與短期租賃（最長12個月）和相關資產價值較低的租賃（IT設備和辦公室用品）相關的租賃付款 確認為費用。

本公司（作為出租人） 已轉讓相關資產所有權附帶的所有風險和回報的租賃，分類為融資租賃（附註19. 2. 1）。 融資租賃於開始日期按租賃物業的公允價值或 將收到的最低租賃付款額的現值（如果較低者）確認。相應租賃權（扣除財務費用）計入“應收貿易賬款及其他 應收款”。每項已收租賃付款於應收收入及財務收入之間分配。財務收入在租賃期內確認為利潤，以使每個期間的剩餘負債餘額產生固定的週期利率。 如果合理確定本公司將於租賃期結束時轉讓其所有權，則終止確認融資租賃項下的物業。

本公司不轉讓 相關資產所有權附帶的大部分風險和回報的租賃分類為經營租賃。相關租賃的收入 在租賃期內採用直線法確認為收入（附註19.2.2）。相應的 租賃資產根據其性質計入綜合財務狀況表。

注5：集團結構

5.1公司重整

2023年11月6日和11日，CISA、公司和GASA的董事會分別決定指示各自的管理層根據LGS第82條和後續章節的條款分析重組過程，以及所得税法第80條和後續條款的税收中立 （2019年修訂），並在適當的情況下，起草分拆CISA的 股權和隨後通過吸收其與Pampa的一部分分拆股權和與GASA的另一部分分拆股權 的合併的準備文件。

上述重組 生效日期定於2024年1月1日，將為相關公司和整個經濟集團帶來好處，因為 它將提高財務信息管理的資源效率，並降低法律和税務諮詢費用的成本。

5.2收購和出售股權

5.2.1出售Edenor控股股權

2020年12月28日，公司與Empresa de Energía del Cono Sur S.A.和Integra Capital S.A. Daniel Eduardo Vila、Mauricio Filiberti和José Luis Manzano（以下簡稱"買方"）簽署了一份股份購買協議，據此，同意通過 轉讓代表上述公司51%股本和投票權的所有A類股份出售其在Edenor的控股權益（以下簡稱"交易"）。 2021年2月17日，Pampa召開股東大會，交易獲得批准。

2021年6月24日，ENRE通過第207/21號決議批准了交易，而在滿足先決條件後，交易於2021年6月30日完成，轉讓股份和變更控股股東。

協議的銷售價格包括：21，876，856股Edenor B類股份，佔Edenor股本和投票權的2.41%，在執行 股份購買協議時轉讓；9500萬美元現金，分3期支付：（i）500萬美元，在執行 股份購買協議時轉讓；（ii）截止日期為5000萬美元；以及2022年6月至7月期間為4000萬美元，加上按10%固定名義年利率計息（ 季度支付）。

於交易完成前能源分部的分銷 對應的業績於截至2021年12月31日止財政年度的綜合 全面收益表的“終止經營”項下披露。

注5：（續）

與已終止經營業務有關的全面收益表披露如下：

注5：（續）

截至2021年12月21日，與已終止經營業務有關的綜合現金流量表呈列如下：

5.2.2出售Refinor的股權

2022年9月15日，本公司與Hidrocarburos del Norte S.A.簽訂了一份協議。以570萬美元的價格出售其佔Refinor股本28.5%的A類股份 ，但須滿足某些先決條件。

截至2022年9月30日，根據國際財務報告準則第5號，且由於交易價格低於賬面值，本公司確認除税前減值虧損12. 42億美元（1，100萬美元），詳情在“應佔聯營公司及合營企業溢利”項下披露。

2022年10月14日，一旦滿足先決條件 ，本公司轉讓上述股份。後來，雙方簽署了協議修正案， 支付價款餘額如下：（i）修正案生效日（即2023年12月22日）140萬美元； 及（ii）260萬美元，分四個連續半年期付款，總額為65萬美元，第一項應自修正案 生效之日起6個月內支付。

截至本綜合 財務報表發佈之日，本公司已收取310萬美元，其中260萬美元有待收取， 將根據修訂條款以8%的名義固定年利率在兩年內融資。

注5：（續）

5.2.3收購綠風50%的額外權益

2022年8月12日，Vientos Solutions L.L.C.，Rio River Capital L.L.C與本集團訂立股份收購協議，據此，本集團以20，500，000美元收購VS SLU（一間西班牙公司，其主要資產為其於Greenwind股本的50%權益）的全部股權。

在收購日，公司錄得 利潤31.207億美元（23.3百萬美元），以反映上述收購前綠風50%股權的公允價值， 因為該交易是分階段實現的業務合併。

下表詳列於二零二二年八月十二日所轉讓代價之公平值 以及所收購資產及所承擔負債之公平值：

注5：（續）

與收購交易有關的費用 不重大，並在財政年度業績中確認為費用。

此次收購為集團貢獻了 銷售收入1788.6美元（1130萬美元），淨利潤5.332億美元（350萬美元）。

如果收購發生在2022年1月1日，截至2022年12月31日的合併銷售收入和業績將分別為2439.72億美元（18.44億美元）和651.18億美元（4.59億美元）。預計信息是根據 公司和綠風的結果計算的。

公司支付了27.525億美元（ 2050萬美元）用於收購額外股權，其中扣除現金及現金等價物餘額4.147億美元 （310萬美元），淨現金流量為23.378億美元（1740萬美元），於綜合現金流量表投資活動項下“收購附屬公司及聯營公司的付款”項下披露。

5.2.4收購Autotrol Renovables S.A.

2022年9月30日，公司收購了Autotrol Renovables S.A.的100%股本，"Wayra I風電場"項目的實體持有人（在國家可再生能源項目註冊處註冊，"RENPER"），價格為730萬美元（5萬美元）。

5.2.5收購VAR

2022年12月12日，Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M.（“PEA”）與本公司簽訂協議，收購VAR的100%股本。該公司 通過運營Arauco II風力發電場（容量為99.75 MW），以1.71億美元的價格在國內市場獨家從事發電業務，包括收購VAR記錄的4600萬美元利息負債，該利息負債自交易結束後連續12個月由PEA支付。

2022年12月16日，由於先決條件 已經滿足，PEA轉讓VAR的股份，公司支付了1.281億美元，該金額考慮到了該日估計的流動資本調整。最後，於二零二三年，最終調整金額為180萬美元，有利於本公司。

注5：（續）

下表詳列已轉讓代價的公允值 以及於二零二二年十二月十六日（即：2022年12月16日）所收購資產及所承擔負債的公允值：

與收購交易有關的開支 並不重大，並於財政年度業績中確認為開支。

如果收購發生在2022年1月1日，截至2022年12月31日的綜合銷售收入和業績將分別為2459.55億美元(18.58億美元)和636.17億美元(4.48億美元)。預計信息是根據公司和VAR的結果計算的。

本公司支付16,831,200,000美元(9,320萬美元)收購股權，於綜合現金流量表中投資活動項下“收購附屬公司及聯營公司的付款”項下披露。此外，本公司以6,009,000,000美元(3,490萬美元)的公開證券支付部分款項 ，該款項於綜合現金流量表 “重大非現金交易”項中披露(見附註14.3)。

注5：（續）

5.2.6收購Rincón de Aranda的額外權益 並撤資Greenwind

於2023年6月23日，本公司與道達爾南方公司(阿根廷分公司)達成協議，收購Rincón de Aranda區塊的額外45%權益，從而獲得該區塊的100%權益。作為協議的一部分，在交易完成之日，PAMPA轉讓了其在綠風公司的100%股權，該公司唯一的資產是馬裏奧·塞佈雷羅風電場。

Rincón de Aranda是一個240平方公里的勘探區塊，位於內烏昆省巴卡穆埃爾塔組的石油窗口。該區塊目前有一口關閉的生產井和一口未完成的油井，均於2019年鑽探；雖然該區塊目前尚未投產，但它與巴卡穆埃爾塔地層中的重要生產區塊相鄰，從技術角度來看，它非常有前景。

2023年8月16日，在滿足 先決條件（其中包括轉讓批准和授予該區域CENCH）後，交易 結束。

就Mario Cebreiro風電場而言，位於布宜諾斯艾利斯省Bahía Blanca的Mario Cebreiro風電場於2018年落成，裝機容量為100兆瓦，是公司根據Renovar 1計劃授予的第一個風力發電項目；值得強調的是，儘管有風電場的轉讓，但公司 仍致力於可再生能源，這對保持其作為高效能源領先供應商的地位至關重要，並已開始 建設Pepe VI(見注18)。

最後，通過收購Rincón de Aranda的額外 權益，該公司在能源領域的業務多樣化，擁有一個具有巨大生產潛力的頁巖油區塊 ，並加強了其對Vaca Muerta非常規儲量開發的承諾。

於完成日，本公司錄得溢利2,485,000,000美元(6,600,000美元)，以反映先前持有的Rincón de Aranda區塊55%權益的公允價值，以及8,500萬美元(2,000,000美元)的利潤，以反映資產交換的結果。

Rincon de Aranda區域 的公允價值是基於未來淨現金流量的現值，該現值是根據對若干關鍵假設的未來行為的估計編制的，包括 以下各項：（i）產品的參考價格；（ii）每類產品的需求預測；（iii）成本演變；（iv）宏觀經濟 變量，如通貨膨脹和匯率；及（v）貼現率。

下表詳細説明瞭截至2023年8月16日的轉讓對價價值以及收購資產和承擔的負債的公允價值：

注5：（續）

Pampa承擔的或然準備金對應於本應於二零二二財政年度在Greenwind釐定的額外所得税，而不考慮 有關授予Total Australal S.A.的合約彌償的税務虧損更新。（阿根廷分部）。

注5：（續）

由於資產互換，公司 收到現金和現金等價物102.31億美元（2920萬美元），扣除分配現金及現金等價物餘額58.41億美元（1670萬美元），導致現金流量淨額為43.90億美元（1250萬美元），在 現金流量表投資活動項下"公司銷售股權的收款"項下披露。

注5：（續）

5.3子公司、聯營公司和合營企業的權益

5.3.1子公司 信息

除非另有説明，註冊辦事處所在國家 也是子公司開展活動的主要地點。

注5：（續）

5.3.2關於聯營公司和合資企業投資的信息

下表列出了用於估值和參與聯營企業和合資企業的百分比的主要活動和財務信息；除非另有説明，股本由普通股組成，每股賦予一票投票權：

截至2023年12月31日，TGS在BCBA和紐交所公佈的普通股和ADR的報價分別為2956.15美元和15.09美元，授予Pampa（直接 和間接）股權市值約為6230.64億美元。

注5：（續）

於聯營公司及合營企業之投資結餘詳情 如下：

下表列示應佔聯營公司及合營企業溢利的明細：

注5：（續）

聯營企業和合資企業的投資演變情況如下：

5.3.3投資CTB

2019年6月26日，由YPF和Pampa共同控制的公司CTB收購CTEB的商譽，CTEB位於布宜諾斯艾利斯省恩塞納達石化綜合體，由兩臺開放式循環燃氣輪機組成，裝機容量為567兆瓦。

CTB承諾實現循環關閉 調試，將其裝機容量增加到847 MW。2023年1月27日，CTB啟用CC，並於2023年2月22日，根據與CAMMESA的供應合同開始商業運行。2023年4月26日，CTB被委託使用瓦斯油。

CTB根據SE第220/07號決議與CAMMESA簽訂了能源供應合同 ；開放式循環合同於2022年4月27日終止，封閉式循環合同 有效期為10年，自CC開始商業運營。未根據與CAMMESA簽訂的合同承諾的能源將在現貨市場獲得報酬 。最後，CTB與CAMMESA就其開式循環GT 機組簽署了可用性和效率優化協議，從2023年3月1日至2028年2月29日，在SE決議第59/23號框架內（見注www.example.com）。

2019年，Pampa和YPF就CTEB的管理 和運營方案達成一致，據此，公司將由Pampa和YPF Energía Eléctrica S.A.管理。以輪換 為基礎，為期4年。Pampa在第一階段管理公司，YPF Energía Eléctrica S.A.，就其本身而言， 監督和管理了與工廠關閉CC相關的工程。2023年12月29日，Pampa和YPF簽署了管理協議的附錄 ，規定Pampa和YPF Energía Eléctrica S.A.之間的共享管理計劃， 自2024年1月起生效，暫停之前的輪換計劃。增編考慮了應當事方請求恢復原來的輪換 辦法的可能性。

注5：（續）

5.3.3.1

2020年7月23日，CTB特別 股東大會決議批准創建一項不可轉換為 股票的簡單公司債券全球計劃，金額最高為2億美元或其等值的其他貨幣或價值單位，並在此 計劃下隨時發行公司債券，最高限額，將以一個或多個類別和/或系列發行，該授權由CNV於2020年9月24日授予。

5.3.3.2

於2021年6月4日，CTB發行：（i）總額為2730萬美元的第1類可換股債券，按固定年利率4%計息，並於2023年6月4日到期；及（ii）第2類CB，總金額為37，504，954個購買力單位（"UVA"），可根據參考穩定係數 （CER）調整，相當於29.28億美元，按固定利率4%計息，於2024年6月4日到期。

於2021年8月18日，CTB重開（i）第一類可換股債券，總額為1560萬美元，發行價為101.7050%；及（ii）第二類可換股債券，總額為2790萬美元，初始價值為每UVA 84.76美元，發行價為100.82%。

於2021年11月26日，CTB發行總額為9，600萬美元的第4類可換股債券，按0%的固定年利率計息，並於2024年11月26日到期。

於2022年5月16日，CTB發行：（i）總額為2500萬美元的第6類可換股債券，固定年利率為0%，於2025年5月16日到期；及（ii）第7類可換股債券，總額為17.54億美元，按可變巴德拉利率加2.98%的年息差計息，並於2023年11月16日到期， 完全取消的日期。

於2022年8月22日，CTB發行總額為42.35億美元的第8類可換股債券，按可變巴德拉利率加1.00%年息差計息，並於2024年2月22日到期。

最後，於2022年12月12日，CTB重開 額外的第6類可換股債券，總額為5860萬美元，按0%的固定年利率計息，並於2025年5月16日到期。 隨着第6類可換股債券的重開，該等可換股債券是通過交付第1類可換股債券以現金和實物方式認購和支付， 公允價值為1，070萬美元的第1類可換股債券被部分註銷。

值得強調的是，CTB的共同控股股東（Pampa和YPF）向CTB發行的未償還第1、2、4、6、7和8類可換股債券持有人授予的擔保的解決條件 ，以確保及時和適當地支付任何欠款，包括本金和利息服務， 隨着CC於2023年2月22日的委託而得到滿足。因此，這些擔保被終止，變得無效 和無法執行。

注5：（續）

2023年4月3日，CTB發行總額為5，000萬美元的第9類可換股債券，年利率為0%，於2026年4月3日到期。該等可換股債券已通過交付第1類可換股債券以現金及實物方式認購及支付；因此，面值為220萬美元的第1類可換股債券已部分註銷。 第一類可換股債券的剩餘未償還面值為3，000萬美元，已於2023年5月悉數贖回。

截至本合併 財務報表發佈之日，CTB遵守其債務協議中確立的所有契約。

此外，CTB還獲得了 80萬美元的進口融資。

收盤後，公司以比索為單位提取短期 銀行貸款317.86億美元，平均年利率為106%，並於2024年1月提前贖回所有第2類可換股債券。

5.3.3.3

截至2023年12月31日，CTB未發現 可能影響截至2022年12月31日進行的可收回性評估中考慮的假設的跡象。應注意的是，CTB未記錄任何因上述評估而導致的減值損失。

注5：（續）

5.3.4 OCP投資

公司通過PEB持有OCP的股權 ，OCP又持有OCP SA的全部股本和投票權，OCP SA是厄瓜多爾一條輸油管道的許可公司，運輸能力為450，000桶/天。

2021年8月12日，本公司通過 其子公司PEB與西方國際勘探與生產公司（Occidental International Exploration and Productivity Company）簽訂協議，收購 西方厄瓜多爾公司（Occidental del Ecuador Inc.）的全部股份。（現為Pampa Ecuador Inc.），該公司持有OCP股本14.15% 的股份，價值為500萬美元。

2023年11月30日， 公司通過其子公司PEB與Burlington Resources Oriente Limited和Perenco S.A簽署了一份協議，以 價格購買 厄瓜多爾管道控股有限公司，該公司持有OCP股本的4%的股份。

考慮到協議的時間和特許權的延長期限，這些交易的結束涉及根據國際會計準則第28號確認利潤1720萬美元和370萬美元。下表詳列所收購資產的代價及公平值 以及於詳細收購日期記錄的溢利：