布宜諾斯艾利斯，2024年11月6日

¹ 該信息基於根據阿根廷執行的國際財務報告準則（IFRS）編制的財務報表。
² 來自CTBSA、Transener和TGS的銷售被排除，顯示爲「聯合業務和關聯公司的參與結果」。’ 
³ 合併調整後EBITDA代表在財務項目、所得稅、折舊和攤銷、非經常性和非現金收入及支出、權益收入之前的流動。進一步的信息在第3.1節。

1. 相關事件

1.1 2027年債券的收購要約和2031年債券的國際發行

在2024年8月26日，帕帕的董事會批准以面值回購2027年債券，總面值爲75000萬美元， 固定利率爲7.5%，到期日爲2027年1月。該要約於2024年9月5日結束，大約參與了總額的53%，相當於39700萬美元。

此次要約所需的資金來自成功發行2031年債券，總額爲41000萬美元，年固定利率爲7.95%，收益率爲8.25%， 到期日爲2031年9月10日。該發行得到了來自國際機構投資者的超過16億美元的認購。此次交易加強了帕帕的債務結構，爲即將到來的投資 鋪平了道路，特別是在開發瓦卡穆爾塔的地區，尤其是研發林孔德阿蘭達頁岩油區塊。

1.2 發電業務部門

PEPE 6的部分投入運營

在 2024年9月，7台維斯塔斯風力渦輪機投入使用，增加了31.5兆瓦。2024年10月11日，又有4台投入使用，增加了18兆瓦。因此， 31颱風力渦輪機中已有25台投入使用，總容量爲112.5兆瓦。

所有 風力渦輪機和土建工程在10月份完成。PEPE 6預計將在2024年11月全面上線，達到總容量140 兆瓦。通過這約25000萬美元的投資，Pampa的總風電裝機容量爲427兆瓦，排名 爲全國領先的可再生能源生產商之一。

2024-2026 應急計劃

在 2024年10月1日，SE建立了一項計劃，以應對能源系統在需求高峰的七個月期間的緊急情況 （12月至3月和6月至8月）（決議第294/24號）。該計劃包括一個自願參與方案，承認額外的 報酬，從2024年12月到2026年3月生效。Pampa正在分析參與該方案的可能性。

⁴ 節點之間的範圍，包含高（1.25）、中（1.00）和低（0.75）重要性，以及夏季和冬季之間。

更新 關於現貨報酬方案

在門多薩水電站的許可證 到期與過渡期

在2024年10月19日，HIDISA許可證的特許權將到期，一個是由門多薩省授予的資產和水使用權，另一個是由國家政府授予的發電權。Pampa持有HIDISA 61%的股本。

在2024年10月18日，門多薩政府設定了一個從到期日開始的12個月過渡期，任命能源和礦業副秘書長爲觀察員（法令第2,096/24號）。此外，國家協調能源和礦業秘書處將過渡期設定到2025年6月1日，並任命SSEE爲觀察員（決議SCEym第1/24號）。

HINISA的過渡期在2024年11月30日到期。Pampa向SE發送了一封信，尋求下一步的指導。

1.3 監管 tarifas 的增加

天然氣

在2024年8月29日，SE調整了2024年9月起天然氣的PISt值（決議SE第232/24號）。隨後，在2024年9月27日，實施了額外的降價，自2024年10月起生效（決議SE第284/24號）：

備註：超出N2和N3的消費上限將按N1價格計算，不享受任何折扣，具體取決於消費區間、分銷商和區域。

成本變化

1.4 收購厄瓜多爾OCP的股份並結束特許權

在2024年8月30日，潘帕以2300萬美元收購了剩餘的36% OCP厄瓜多爾股份，此前已持有64%的資本。通過這筆交易，潘帕成爲OCP厄瓜多爾的唯一所有者，並開始在其財務報表中合併該公司。

OCP 厄瓜多爾運營着該國主要的私人管道，管道長度爲485公里，平均每天運輸15萬桶 厄瓜多爾原油，約佔全國生產的30%，同時每日還運輸1萬桶哥倫比亞石油。

OCP特許經營權已延長三個月，直到 2024年11月30日，屆時股份必須轉讓給厄瓜多爾國家。OCP厄瓜多爾正與當局合作，按照特許經營合同的規定進行過渡。

在2024年10月21日，Pampa將其在戈貝爾納多·阿亞拉區塊的22.51%股份，以及在該區塊的氫碳開發許可證和聯合經營權，轉讓給Pluspetrol，交易金額爲$2300萬。. 

公共 聽證會關於天然氣運輸許可證的延續

在2024年10月21日，ENARGAS舉行了一次公共聽證會，討論TGS天然氣運輸許可證的延續，許可證將於2027年12月到期。原合同允許延長10年，但是， 基礎法2024年7月通過，允許 延長至2047年12月，最多20年。

Tratayén的調節 能力擴張

到2024年10月，TGS的Tratayén工廠第一個天然氣調節模塊的 施工與調試已完成，增加了660萬m³ 每天。第二個模塊將新增660萬m³，預計將在2024年底投入使用。這約35000萬美元的投資將使工廠的總調節 能力達到2800萬m³ 每天。

2. 財務亮點

2.1 合併資產負債表

2.2 合併利潤表

注： 1 它考慮了截至2023年9月30日和2024年的員工股票期權計劃股票，共計390萬普通股。

2.3 現金及金融借款

備註： 財務債務包括應計利息。 1 它包括現金及現金等價物、公允價值金融資產及其變動 結果，以及按攤餘成本計的投資。 2 根據國際財務報告準則，CTBSA、Transener和TGS不在Pampa合併財務報表中。

債務 交易

截至2024年9月30日，Pampa在國際財務報告準則下的財務債務達到了172500萬美元，比2023年底增長了19%，主要是由於 國際發行的2031年票據，部分被回購的2027年票據抵消。然而，淨債務減少到53900萬美元，是過去8年來的最低金額，這得益於電力和E&P業務的經營現金流貢獻以及來自CAMMESA和ENARSA的賬款回收改善。

下表顯示了總債務本金的細分：

隨着2031年債券的發行，金融債務的平均期限延長至3.4年。下圖顯示了截至2024年第三季度，扣除回購後的主要到期 結構，以百萬美元爲單位：

注意： 該圖表僅考慮按照國際財務報告準則合併的Pampa。它不包括附屬公司TGS、Transener和CTBSA。

在2024年第三季度，潘帕發行了21系列可轉換債券，金額爲41000萬美元，利率爲7.95%，到期日爲2031年9月，並以面值回購了1系列可轉換債券，金額爲39700萬美元，尚有面值35300萬美元的未償還金額。在季度結束後，潘帕發行了22系列可轉換債券，金額爲8400萬美元，利率爲5.75%，到期日爲2028年10月，並取消了20系列可轉換債券的4700萬美元，尚有6000萬美元的未償還金額。

關於我們的關聯公司，在2024年第三季度，TGS發行了3系列可轉換債券，金額爲49000萬美元，利率爲8.5%，到期日爲2031年7月，並贖回了其2025年票據的全部未償還金額47000萬美元。此外，TGS進行了500萬美元的短期借款，並支付了相當於200萬美元的進口融資。CTEb支付了2049600萬阿根廷披索的短期淨銀行借款，並進行了1000萬美元的借款。在季度結束後，CTEb進行了5700萬的借款，並取消了其4系列可轉換債券，金額爲9600萬美元。

截至本報告發布日，我們符合債務協議中規定的契約。

債務證券摘要

附註: 1 根據國際財務報告準則（IFRS），有關聯公司的財務報表不合併到Pampa的財務報表中。 2 CTEb的4系列可轉換債券在第三季度24日收盤後被取消。
3 Pampa的22系列可轉換債券在第三季度24日收盤後發行。

信用評級

備註: 1 自持評級。 2 由FIX SCR發佈的本地評級。

3. Q3 24 結果分析

備註: 歸屬於公司股東的淨利潤。

3.1 合併調整後EBITDA的調整

3.2 電力生產板塊分析

在2024年第三季度，電力生成 增加了12%，主要由於阿根廷披索上漲導致的傳統或現貨能源價格上漲，超過了貶值，加之在現貨和PPA單元中的高可用性和負荷因素的出色運營表現。由於PEPE 6的逐步投產，MATER的銷售也有所增長。這些影響被由於工業活動下降和2023年8月PEMC的剝離所導致的低Energía Plus需求部分抵消。 銷售額 現貨能源報酬增加 影響了CCGT的容量支付，該支付也在美元中有部分收入（每MW-每月0.53萬美元，同比增長16%，與2024年第二季度相比增長11%）。 對於開放循環（Gt和ST），報酬相當於每MW-每月0.48萬美元（與2023年第三季度和2024年第二季度相比增長23%），水電爲每MW-每月2.3千美元（與2023年第三季度相比增長24%，與2024年第二季度相比增長15%）。

另外， 現貨能源報酬增加 與2024年第二季度相比，銷售量增加9%主要得益於更好的現貨價格和更高的熱力調度。

與2024年第二季度相比，銷售量增加9%主要得益於更好的現貨價格和更高的熱力調度。

運營表現 Pampa運營的發電量較2023年第三季度增長了19%，而全國發電量同比下降3%，原因是 由於維護，電網的發電廠可用性較低。此次增長主要歸因於CTGEBA的調度增加， 由於天然氣供應改善以及2023年第三季度的檢修(+597 GWh)、CTEb的調度增加(+173 GWh)和CTLL由於GT05的停機 以及2023年第三季度的檢修(+159 GWh)。HPPL水位降低(-148 GWh)和PEMC的出售(-97 GWh)部分抵消了這些影響。

可用性 Pampa運營單位在2024年第三季度的可用性達到了96.2%，比2023年第三季度的93.7%高出244個點子， 這是由於CTLL的GT05停機和CTGEBA的GT03在2023年第三季度的計劃檢修， 被2024年8月CTLL的GT05停機所抵消。因此，在2024年第三季度的熱能可用率達到了96.0%，比2023年第三季度的92.1%高出392個點子。

備註: 扣除攤銷和折舊前的毛利率。包括由Pampa運營的CTEb（Pampa共同運營，持股50%）。PEMC於2023年8月被去合併。

不包括 折舊和攤銷，淨 運營成本 與2023年第三季度相比，增加了14%，達到了8800萬美元，主要原因是由於利率和銷售天數的下降，導致來自CAMMESA的逾期利息減少，以及天然氣和電力運輸費用的增加。這些影響部分被由於降低的覆蓋合同的電力購買所抵消。與2024年第二季度相比，營業成本上升了42%，原因是來自CAMMESA的逾期利息減少和更高的維護費用以及電力購買，部分被降低的人工成本所抵消。

財務 結果 2024年第三季度淨利潤達到1200萬美元，比2023年第三季度下降了83%，主要由於金融工具的收益減少，部分被由於阿根廷披索債務存量減少和外匯差異損失減少所抵消，由於阿根廷披索貿易應收款項的輕微貶值影響。

調整後息稅折舊與攤銷利潤 來自發電部門的金額爲11200萬美元，同比增長23%，得益於現貨能源價格和運營優異表現，但受到較高的營業費用的影響。調整後的EBITDA排除了非運營、非經常及非現金項目，並考慮了CTEB的50%所有權，CTEB在2024年第三季度錄得1600萬美元，與2023年第三季度相同。

最後， 不包括CTEb， 資本支出 在2024年第三季度註冊爲2400萬美元，低於2023年第三季度的4600萬美元，這主要是由於PEPE 4的工程完成（將在2023年第四季度投入使用），部分由PEPE 6的最後撥款抵消，預計PEPE 6項目將在2024年第四季度全面投入運營。PEPE 6項目的詳細信息如下：

注意： 1 不含增值稅。 2 估計平均值。

3.3 石油與天然氣行業分析

在 2024年第三季度， 銷售額 來自 oil and gas部門的收入較2023年第三季度增長了10%，主要是因爲在2023年8月投入使用的GPNk提供的天然氣交付量增加。不過，由於GPNK壓縮站投入使用延遲以及9月份高溫，運輸受限。向分銷公司的天然氣銷售價格上漲，與 需求 tarifas上漲，以及更好的wti原油價格和成交量也促進了 該部門的銷售增長。這些影響部分被對大型用戶和向智利的出口的天然氣銷售下降所抵消，後者分別受到經濟衰退和水文條件改善的影響。

備註：阿根廷的淨生產。天然氣的成交量標準化爲9300千卡(kCal)。

關於營業表現2024年第三季度的總生產量爲每日87.5千桶油當量(+9%較2023年第三季度，但較2024年第二季度下降4%)，同時增加了 天然氣 產量達到1390萬立方米³ 每日(+8%較2023年第三季度，但較2024年第二季度下降4%)，這得益於最新一輪4.2的氣體計劃填充GPNk，但受運輸限制。來自智利和工業的天然氣需求下降以及九月份氣溫升高部分抵消了同比和環比的增長。

分析各區塊的天然氣產出在2024年第三季度，我們總生產的57%來自於El Mangrullo，產量達到了800萬立方米³ 每天(+7%相比於2023年第三季度，但相比於2024年第二季度下降了13%)。Sierra Chata緊隨其後，貢獻了29% 將產量提升至400萬立方米³ 每天(+18%相比於2023年第三季度和+20%相比於2024年第二季度)。Sierra Chata的頁岩油井在7月創下了500萬立方米的產量紀錄³ 在非運營區塊中，Río Neuquén保持在170萬立方米的穩定產量³ 每天(+2%相比於2023年第三季度，與2024年第二季度相似)，而Rincón del Mangrullo繼續減少，貢獻了20萬立方米³ 每天(-21%相比於2023年第三季度和-9%相比於2024年第二季度)。

我們的燃料幣價格 在2024年第三季度平均每MBTU爲美國$4.4（較2023年第三季度下降6%，但較2024年第二季度上漲10%，這主要是由於季節性因素），主要是由於對智利的出口減少以及對大型用戶的銷售，部分被零售價格的上漲抵消，符合潮流。 關稅增加。因此，Plan Gas的補償較2023年第三季度下降了41%，降至1800萬美元。

關於我們的 天然氣交付在2024年第三季度中，46%的天然氣用於分銷公司，40%用於熱電發電，均在Plan Gas框架下。7%供應工業/現貨市場，3%被出口，其餘部分作爲原材料出售給我們的石化工廠。與2023年第三季度相比，41%供應給零售市場，41%用於熱電單元，10%出售給工業/現貨市場，5%被出口，其餘部分供應給我們的石化工廠。

石油 生產 2024年第三季度的日產量達到了5.4千桶(+16% vs. 2023年第三季度，且與2024年第二季度持平)，這得益於Rincón de Aranda頁岩油的生產啓動（+1.2千桶/天），部分抵消了在El Tordillo和Los Blancos的同比下降（分別減少0.2千桶和0.5千桶每天）。

我們的油價 2024年第三季度的價格比2023年第三季度高出14%，達到了每桶71.9美元，國內和出口價格非常相似。我們的銷售中有54%面向國內市場，而2023年第三季度這一比例爲85%。

提升成本^[5] 在2024年第三季度記錄了4800萬美元(+16% vs. 2023年第三季度，+9% vs. 2024年第二季度)，主要是由於Rincón de Aranda的頁岩油開發，以及較小程度上由於氣體處理和運輸成本的增加。該 提升 每桶石油當量成本 在2024年第三季度每桶石油當量成本增加至6.0美元，較2023年第三季度的5.6美元（+6%）及2024年第二季度的5.3美元 (+12%)。然而， 天然氣 提升成本 與2023年第三季度相比下降了2%，爲每百萬BTU 0.8美元，原因是生產增長。

關於其他營業收入和費用， 由於原油價格和天然氣生產的增加，更高的原油庫存成本和特許權使用費顯得尤爲突出。計劃氣體賠償達到了1800萬美元，同比減少41%，原因是 向分銷公司收取的更高價格, 如前所述。這些影響部分被較高的逾期利息抵消，主要是由於計劃天然氣開票的同比增加。

財務 結果 在2024年第三季度錄得淨虧損爲2400萬美元，較2023年第三季度改善69%，主要由於由於阿根廷披索債務減少帶來的財務利息降低，以及由於阿根廷披索對貿易應收賬款的輕微貶值影響所造成的損失減少，部分被持有金融證券的較低收益抵消。

我們的 油氣 調整後的EBITDA 在2024年第三季度，金額爲12200萬美元（較2023年第三季度下降8%），主要由於營業費用增加和對工業及出口的銷售減少，部分被計劃天然氣下的天然氣交付增加所抵消，這要歸功於GPNk。調整後的EBITDA不包括非經常性和非現金收入及費用，以及主要向CAMMESA收取的逾期利息。

最後，資本支出 在2024年第三季度，金額爲4600萬美元（較2023年第三季度下降73%），主要受2023年頁岩氣部署的推動，部分被Rincón de Aranda的頁岩油試點計劃的啓動所抵消。

⁵ 它只考慮維護、處理、內部運輸和井口員工成本。它不包括攤銷和折舊。

3.4 對石油與天然氣板塊的分析

調整後的EBITDA 在石油與天然氣板塊 2024年第三季度達200萬美元，比2023年第三季度下降88%。這一減少主要是由於重整產品的國際價差降低、國內聚苯乙烯價格下跌、國內苯乙烯產量減少，以及以美元計的營業費用上升。這些影響部分被國內外市場重整產品的更高發貨量所抵消。 此外，我們還記錄了因差異外匯結算出口而獲得的300萬美元利潤。

總 成交量 銷售額 較2023年第三季度增長25%，達到12.8萬噸，這得益於當地市場對辛烷基的更高重整調度和用於出口的異構化 石腦油和芳香烴。對苯乙烯、聚苯乙烯和SBR的需求下降在一定程度上抵消了這些收益，主要是由於當地 行業活動的影響。

在第三季度2024年， 財務業績 來自石油與天然氣板塊的 利潤爲200萬美元，與2023年第三季度的300萬美元利潤相似，主要是由於阿根廷披索貶值對應付賬款的較小影響。

 備註： 1 包括丙烯。

3.5 對持有及其他板塊的分析

控股及其他板塊，排除關聯公司的股權收入（TGS和Transener），報告的虧損減少 營業利潤率 在2024年第三季度爲800萬美元，較2023年第三季度的1800萬美元明顯下降，主要原因是 自2024年9月1日起OCP的會計合併, 這爲營業收入貢獻了700萬美元，此外還有更高的費用，部分被由於股票價格表現超過預期而導致的高管薪酬的累積所抵消。

在 2024年第三季度， 財務結果 實現了900萬美元的淨利潤，比2023年第三季度減少了3800萬美元，主要由於外匯差異對應稅款的收益降低，部分 被持有金融工具的高收益所抵消。

調整後的EBITDA 我 們持股和其他部門在2024年第三季度達到了4300萬美元，而在2023年第三季度爲600萬美元。此計算不包括非經營性、非經常性和非現金項目，幷包括按股權持有在TGS和Transener中調整的EBITDA。

自9月1日起，OCP厄瓜多爾爲我們的財務報表貢獻了700萬美元的EBITDA。

在 TGS調整後的EBITDA爲4000萬美元，較2023年第三季度增長90%，主要是由於2024年4月對受監管運輸業務的關稅增加675%，以及隨後在8月和9月分別更新的4%和1%。在較小程度上，中游-腦機部門在Tratayén的天然氣運輸和處理銷售較2023年第三季度有所增加。這些影響在一定程度上被由於Cerri的計劃大修和乙烷價格下降導致的液體部門銷售減少所抵消，而丙烷和丁烷價格的上漲部分抵消了這種影響。

在 Transener調整後的EBITDA爲1100萬美元，較2023年第三季度的400萬美元有所增加，主要是由於2024年2月開始適用的關稅增加（Transener 179.7%和Transba 191.1%），以及8月和9月每個時期的關稅更新爲6%。

3.6 按子公司和行業板塊分析九個月的情況

備註: 1 於2023年8月剝離。 2 該刪除涉及其他公司或內部公司。 3 淨債務包括 控股公司。 4 歸屬於公司的股東。

3.7 按子公司和部門分析季度

備註: 1 於2023年8月剝離。 2 該刪除對應其他公司或內部公司。 3 淨債務包括 控股公司。 4 歸屬於公司的股東。

4.1 發電廠的主要運營KPI

備註：攤銷和折舊前的毛利率 1 自2022年8月至2023年7月完全由Pampa擁有。 2 逐步 調試：13.5 MW (2024年6月)、31.5 MW (2024年7月)、18 MW (2024年8月)、31.5 MW (2024年9月) 和 18 MW (2024年10月)。 3 與Pampa合作 （持股50%）。

4.2 主要石油和天然氣區塊的生產

備註： 阿根廷的生產。 1 它不包括頁岩層。 2 它包括La Tapera – Puesto Quiroga區塊。 3 來自天然氣田。

5. 術語表