公司历史与股权交易 - 公司于1945年2月21日成立，初始名为Frigorífico La Pampa S.A.，2008年9月更名为Pampa Energía S.A[259] - 2016年7月，公司收购Petrobras Participaciones S.L全部股份，其当时持有Petrobras Argentina 67.2%的股份[260] - 2020年，公司董事会批准多项吸收合并，包括CPB于1月1日合并，Pampa Cogeneración和PHA于4月1日合并，PP等公司于10月1日合并[261] - 2020年12月28日公司签订出售Edenor控股权协议，转让51%的A类股，交易于2021年6月30日完成，截至2022年3月间接股权降至4.2%[308] - 出售Edenor控股权的收购价包括21,876,856股B类股（占2.41%）、9500万美元及或有付款，分三期支付，尾款自交易完成起按10%年利率计息[310][311] - 2016年4月18日，公司以210万美元收购Greenwind 100%股权[385] - 2017年3月10日，公司以1120万美元出售Greenwind部分股份，与买方交易股份合计占Greenwind 50%[387] 发电业务数据 - 截至2021年12月31日，公司发电装机容量达4970 MW，约占阿根廷装机容量的12%，预计增加361 MW后将达5331 MW[265] - 公司CTGEBA热电厂是阿根廷最大的热电厂，装机容量1253 MW，占阿根廷装机容量的2.9%[266] - 公司水电和风电资产2021年总装机容量1144兆瓦，市场份额2.7%；净发电量2181吉瓦时，市场份额1.5%[334] - 公司水电和风电资产2021 - 2020年净发电量变化为 - 9%[334] - 公司水电和风电资产2021年平均价格41美元/兆瓦时，平均毛利率25%[334] - 公司旗下热电厂总装机容量4970MW，市场份额11.6%；2021年净发电量17433GWh，市场份额12.3%；2021年销售量18458GWh[335] - 2021 - 2020年净发电量总体变化6%，各厂变化在 - 46%至114%之间；2020 - 2019年净发电量总体变化6%，各厂变化在 - 51%至98%之间[335] - 2021年各热电厂平均价格在31 - 126美元/MWh之间，平均毛利率在10 - 103美元/MWh之间[335] - 热电厂CTEB有280MW扩建项目，预计2022年第三季度投产；可再生能源项目PEPE III有81MW，预计2023年第二季度投产[337] - CTLL装机容量780MW，占比1.8%，1997 - 2021年平均年发电量2197GWh，2019年最高达5096GWh[338] - CTGEBA装机容量1253MW，占比2.9%，2000 - 2021年历史平均年发电量5080GWh，2021年最高达8594GWh[339] - CPB装机容量620MW，占比1.4%，1997 - 2021年平均年发电量1920GWh，2011年最高达3434GWh[342] - CTG装机容量361MW，占比0.8%，1993 - 2021年平均年发电量1657GWh，1996年最高达1903GWh[343] - 公司持有三家水电厂权益，HINISA装机容量265MW，占比0.6%，1990 - 2021年平均年发电量797GWh，2006年最高达1250GWh[355][356][357] - 公司直接和间接持有HIDISA 61%的有表决权股本，其装机容量为388兆瓦，占阿根廷装机容量的0.9%[360] - 1990 - 2021年，HIDISA年均发电量为538吉瓦时，2006年最高达943吉瓦时，2014年最低为322吉瓦时[361] - HPPL装机容量为285兆瓦，2000 - 2021年平均年发电量为1430吉瓦时，2006年最高为1430吉瓦时，2016年最低为494吉瓦时[377] - PEMC由29台维斯塔斯风力涡轮机组成，每台功率3.45兆瓦，为阿根廷国家电网贡献100兆瓦可再生能源，占阿根廷装机容量0.2%，2019 - 2021年历史平均年发电量386 GWh[388][389] - PEPE II和PEPE III装机容量均为53兆瓦，各占阿根廷装机容量0.1%，2020 - 2021年历史平均年发电量均为211 GWh[392][394] 油气业务数据 - 截至2021年12月31日，公司油气证实储量约1.57亿桶油当量，其中61%为已开发证实储量，天然气占比约92%，液态烃占比8%[270] - 截至2021年12月31日，公司在阿根廷的油气平均日产量为5.18万桶油当量，其中原油约4700桶油当量/日，天然气约2.83亿标准立方英尺/日[270] - 2021年12月9日，El Mangrullo区块创纪录产量达670万立方米/日，较2020年平均产量增长48%，是2016年平均年产量的三倍多[296] - 2021年，平均2520万立方米/日的天然气以3.4美元/百万英热单位的价格成交（9月前为4.4美元/百万英热单位，之后为2.9美元/百万英热单位），2021年底后，平均2210万立方米/日以2.9美元/百万英热单位成交[302] - 2021年5月和12月，公司分别获批在2021年10月 - 2022年4月和2022年1 - 4月向智利分别出口最高150万立方米/日和122万立方米/日的天然气[306] - 2021年，阿根廷天然气总产量平均每天增加47亿立方英尺（增幅1%），石油总产量平均每天达51.3万桶（增幅6%）；12月，公司油气产量分别占阿根廷总产量1%和7%[402] - 截至2021年12月31日，公司油气探明储量为1.57亿桶油当量，其中61%为已开发探明储量，天然气约占92%，液态烃约占8%[405] - 截至2021年12月31日，公司在阿根廷的总生产和勘探面积，毛面积为134.5万英亩，净面积为48.3万英亩[407] - 2021年，公司在阿根廷共钻65口生产井（含34口油井和31口气井）和1口勘探井（气井）[414] - 2021年公司在阿根廷拥有48.3万净英亩土地，内乌肯盆地约36.9万净英亩，占比76%[417] - 2021年公司平均日产量为4699桶原油和2.83亿立方英尺天然气，与2020年相比，石油产量增长6%，天然气产量增长16%[418] - 2021年公司各区块石油总产量171.5万桶，天然气总产量1.03104亿立方英尺，油当量总产量1889.9万桶[421] - 2021 - 2019年公司在阿根廷的生产、特许权使用和折旧总成本分别为每桶油当量15美元、15美元和17美元[431] - 2021 - 2019年公司在阿根廷的油气勘探和生产业务收入分别为4.53亿美元、2.94亿美元和4.48亿美元[433] - 2021 - 2019年公司在阿根廷的石油平均销售价格分别为每桶58美元、40美元和54美元，天然气分别为每千立方英尺3美元、2美元和4美元[435] - 公司承诺按多种合同安排提供固定数量的原油和天然气，如按阿根廷政府计划，全年日产量900万立方米，冬季额外日产200万立方米[437][438] - 截至2021年12月31日，公司估计的已探明储量中96%由GaffneyCline进行独立审计[440] - 截至2021年12月31日，公司液态烃和天然气的已探明开发和未开发储量总计1.57亿桶油当量，液态烃1260万桶，天然气8665亿立方英尺[441] - 截至2021年12月31日，液态烃和天然气分别占公司总探明储量的8%和92%，已探明开发储量占原油当量总探明储量的61%，按2021年产量计算，探明储量约可供开采八年[442][444] - 截至2021年12月31日，公司总探明储量为15700万桶油当量，其中探明已开发储量为9590万桶油当量，占比61.1%，探明未开发储量为6110万桶油当量，占比38.9%[445] - 与2020年相比，2021年总探明储量增加11%，液态烃减少7%，天然气增加13%[451] - 2021年，公司在阿根廷的油田先前估计值修订增加770万桶油当量，主要归因于埃尔曼格鲁洛地区天然气生产表现更好[452] - 2021年，通过钻探活动，扩展和发现增加2490万桶油当量，主要在埃尔曼格鲁洛、内乌肯河和塞拉查塔地区[452] - 2021年，埃尔曼格鲁洛地区采收率提高增加130万桶油当量[452] - 2021年，公司投资1.521亿美元，将约2600万桶油当量的探明未开发储量转化为探明已开发储量[453] - 公司计划未来五年将约91%的探明未开发储量投入生产，剩余9%（550万桶油当量）将在超过五年的时间内开发[453] - 2021年，公司探明未开发储量较2020年减少15%（1090万桶油当量）[454] - 2021年，公司在多个地区钻了47口井，完成15口钻完未完成井，其中34口和13口分别从探明未开发储量转为探明已开发储量[446] - 自2016年12月至2021年12月31日，委内瑞拉的储量因盈利能力和经济状况被重新归类为或有资源[447] 石化业务数据 - 公司石化业务在阿根廷国内市场份额为91 - 99%，拥有年产能16万吨苯乙烯、5.5万吨丁苯橡胶和6.5万吨聚苯乙烯的工厂[270] - 2021和2020年石化业务分别计提200万和1100万美元存货减值准备[322] 业务收入与利润 - 2021年，公司发电业务收入6.56亿美元，运营收入3.5亿美元；油气业务收入4.53亿美元，运营利润1.3亿美元；石化业务收入4.9亿美元，运营利润4500万美元；控股及其他业务收入2200万美元，运营利润5400万美元[268][269][270][271] 其他权益与资产 - 公司持有该国最大天然气运输公司TGS 29.2%的直接和间接权益，拥有9231公里天然气管道和年产能100万吨的天然气液厂[273] - 公司持有Transener 26.33%的间接权益，截至2021年12月31日，电力传输业务覆盖21414公里高压输电线路，约占阿根廷高压系统的86%[273] 政策与薪酬 - 2021年5月21日发布的SE第440/21号决议将SE第31/20号决议规定的薪酬方案平均提高29%，追溯至2021年2月[279] - 2022年4月21日，SE第238/22号决议对薪酬方案进行修改，追溯至2022年2月薪酬提高30%，从2022年6月起再提高10%[280] - 电力生产现货报酬自2020年3月暂停增加后，SE第440/21号决议规定提高29%[320] - 截至目前，天然气出口关税税率为8%[305] 水电厂相关协议与费用 - 门多萨省持有HINISA 10.20%的D类股和37.76%的C类股，若出售C类股，公司需出售20.41%的B类股[359] - HINISA和HIDISA特许权协议期限均为30年，分别从1994年6月1日和10月19日开始[363] - HIDISA需向门多萨省支付最高12%的特许权使用费，HINISA需向门多萨省和拉潘帕省分别支付最高6%的特许权使用费[364] - 2017年4月10日，HINISA旗下三座水电站被重新归类为“小型”，适用基础价格从每月每兆瓦3000美元提高到4500美元[367] - 截至2021年2月，SE第440/21号决议将SE第31/20号决议规定的值提高了29%[368] - HPPL特许权协议期限为30年，从1999年8月30日开始[378] - 自2002年8月起，HPPL支付1%的水电特许权使用费，每年递增1%，直至达到12%上限[379] 风电场项目 - 公司的PEPE III风电场预计在2023年第二季度全面投产，届时容量将从53.2 MW增至134.2 MW[270] - 2021年第四季度，公司宣布PEPE III扩建项目，将现有总容量从53.2兆瓦增加到134.2兆瓦，预计投资1.28亿美元，预计2023年第二季度全面投产[275] - 2021年第四季度，公司宣布PEPE III扩建项目，将现有总容量从53.2兆瓦增至134.2兆瓦，预计投资1.28亿美元，预计2023年第二季度全面投产[395] - 2021年8月，公司将PEPE II和III风电场按IREC标准注册，每年可发行约50万份证书，约占全国发行总量10%[396] 天然气供应协议 - 2020年12月15日和29日，公司获得490万立方米/日的基础天然气量，价格为3.6美元/百万英热单位，冬季额外获得100万立方米/日，价格为4.7美元/百万英热单位[292] - 公司在20