油气段资产和折旧 - 油气段资产包括设备、厂房和设备（$919,758百万）以及商誉（$27,978百万）[11] - 油气段折旧费用为$50,337百万[11] - 管理层评估油气储备，用于确定油气领域的设备、厂房和设备的折旧以及资产的可回收性[12] - 油气段非金融长期资产的减值损失为$30,456百万[25] 收购和资产互换 - 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，并转让了其在Greenwind S.A.的100%股权，记录了$2,485百万的收益[29] - 公司在交易中记录了$85百万的收益，以反映资产互换的结果[29] 公允价值评估和审计 - 管理层在估计所收购资产和承担负债的公允价值时应用了重大判断[30] - 审计包括评估管理层使用的假设，如产品参考价格、未来需求、成本演变和宏观经济变量[31] 财务报表编制和监督 - 公司管理层负责根据IFRS会计准则编制和公允列报合并财务报表[36] - 审计委员会负责监督集团的财务报告过程[37] 财务表现 - 2023年12月31日，公司总收入为5137.27亿阿根廷比索，相比2022年的2421.82亿阿根廷比索和2021年的1446.41亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司毛利润为1936.03亿阿根廷比索，相比2022年的925.21亿阿根廷比索和2021年的536.90亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司营业利润为1177.54亿阿根廷比索，相比2022年的884.51亿阿根廷比索和2021年的564.26亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司净利润为366.91亿阿根廷比索，相比2022年的649.00亿阿根廷比索和2021年的237.86亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司总综合收益为15453.45亿阿根廷比索，相比2022年的2227.54亿阿根廷比索和2021年的703.62亿阿根廷比索有显著增长[69] - 2023年12月31日，公司每股基本和稀释收益为25.25阿根廷比索，相比2022年的46.97阿根廷比索和2021年的19.29阿根廷比索有所下降[70] 债务和费用 - 2023年12月31日，公司债务中未到期的阿根廷综合养老金系统债务为15.55亿阿根廷比索[46] - 2023年12月31日，公司审计和相关服务费用占全年总费用的92.51%，占审计和相关服务总费用的50.86%，占所有项目总费用的47.89%[46] 合规和标准 - 公司已应用预防洗钱和恐怖融资的程序，符合布宜诺斯艾利斯自治市经济科学专业委员会发布的相应专业标准[46] - 公司财务报表符合阿根廷公司法和全国证券委员会的相关决议[46] 资产和负债 - 公司总资产从2022年的840,064百万阿根廷比索增加到2023年的3,817,196百万阿根廷比索[71] - 非流动资产从2022年的601,881百万阿根廷比索增加到2023年的2,738,024百万阿根廷比索[71] - 流动资产从2022年的238,183百万阿根廷比索增加到2023年的1,079,172百万阿根廷比索[71] - 股东权益从2022年的404,620百万阿根廷比索增加到2023年的1,950,696百万阿根廷比索[72] - 非流动负债从2022年的323,746百万阿根廷比索增加到2023年的1,444,818百万阿根廷比索[72] - 流动负债从2022年的111,698百万阿根廷比索增加到2023年的421,682百万阿根廷比索[72] 现金流量 - 2023年净利润为36,691百万阿根廷比索，2022年为64,900百万阿根廷比索[75] - 2023年经营活动产生的现金流量净额为177,099百万阿根廷比索，2022年为81,197百万阿根廷比索[75] - 2023年投资活动使用的现金流量净额为75,354百万阿根廷比索，2022年为75,055百万阿根廷比索[75] - 2023年融资活动使用的现金流量净额为53,093百万阿根廷比索，2022年为5,064百万阿根廷比索[75] 市场和业务运营 - 公司在阿根廷的高压电力传输网络运营和维护业务中，通过Transener控制86%的市场份额，该网络长度为22,391公里[80] - 公司在阿根廷的天然气运输业务中，通过TGS控制9,248公里的天然气管道，并参与天然气液体的加工和销售[80] - 公司在厄瓜多尔的石油管道运输业务中，拥有450千桶/天的运输能力，公司间接持有34.08%的股份[80] - 公司在阿根廷的电力生成业务中，通过多个发电单元提供服务，包括风能、水能等多种可再生能源技术[90] - 公司在阿根廷的电力销售合同中，通过Energy Plus和MATER机制销售电力，最大销售量为283 MW和187 MW[97][102] - 公司在阿根廷的电力生成业务中，正在建设的风能项目容量为140 MW[91] 经济和市场环境 - 阿根廷经济在2023年前三季度GDP累计下降1.6%，通胀率为211.4%，比索对美元贬值356.3%[86] 电力项目和合同 - 公司决定放弃在布宜诺斯艾利斯省拉斯阿马斯风电场项目的及时调度优先权，并收回已提供的保证金，金额为1250万美元[105] - 公司通过CTLL、CTIW和CTPP电厂与CAMMESA签订了有效协议，销售能源和电力容量总计305兆瓦[113] - 公司通过CTGEBA热电厂与CAMMESA签订了批发电力购买协议，销售能源和电力容量总计400兆瓦，为期15年[115] - 公司通过Renovar项目与CAMMESA签订了供应合同，总容量为99.75兆瓦，用于PE Arauco[117] - 公司提交了CTGEBA II项目的投标，容量为300兆瓦，以及通过CTB提交的11兆瓦CC扩建项目，均已获得批准[122] - 公司通过CTLL热电厂和CTEB的封闭循环电厂，分别签订了79兆瓦和280兆瓦的协议[110] - 公司获得了PEPE VI（阶段1和2）的139.50兆瓦参考调度优先权[108] - 公司执行了与CAMMESA的协议，涉及CTLL和GTGEBA电厂的联合循环以及CTB的开式循环GT单元，协议有效期从2023年3月1日至2028年2月29日[143] - 公司分配了用于供应Genelba Plus的CC和Energy Plus合同的固定运输和天然气量，并设定了计算燃料成本的指导方针以支持其Energy Plus合同[156] - 公司将在2024年2月起，根据SE决议No. 976/23，CAMMESA将对WEM和Tierra del Fuego的WEM系统的分销代理和服务提供商收取新的费用，这些费用将直接转嫁给GUDI客户的账单[157] - 新的附加费用包括：(i) 能源价格的稳定费用和 (ii) 补充电力调整，旨在使GUDI成本与GUME和GUMA成本保持一致[158] 能源报酬和政策 - 对于热力发电机，根据使用的燃料类型，设定了发电和运行能源的报酬，例如在SE No. 440/21中，发电能源的报酬范围为310至542美元/MWh，运行能源的报酬为108美元/MWh[136] - 对于水力发电厂，无论规模大小，设定了发电和运行能源的报酬，例如在SE No. 440/21中，发电能源的报酬为271美元/MWh，运行能源的报酬为108美元/MWh[137] - 对于抽水蓄能电站，考虑了发电和抽水所用的能源，并且在SE决议No. 440/21、No. 238/22、No. 826/22和869/23中，分别认可了77美元/MVAr、145美元/MVAr和367美元/MVAr的报酬[138] - 对于非常规能源，设定了单一的报酬值，无论使用何种能源，例如在SE No. 440/21中，发电能源的报酬为2,167美元/MWh[139] - 从2022年11月起，为热力和水力发电机设定了在高峰时段发电的差异化报酬方案，高峰时段为每天的18:00至23:00，报酬值为当前高峰时段发电价格的两倍[141] - 根据SE决议No. 59/23，联合循环系统的所有者可以选择执行与CAMMESA的可用性和效率优化协议，协议包括85%的净功率容量可用性承诺，为期最长5年，并设定了2,000美元/MW-月的报酬[142] 天然气计划和出口 - 公司获得GasAr计划第一轮和第三轮的延期，直至2028年，保持原投标价格分别为3.6美元/MBTU和3.347美元/MBTU[187] - 公司在GasAr计划第四轮第二部分中，获得480万m³/天的平价天然气需求，价格为3.485美元/MBTU[187] - 公司在GasAr计划第四轮第二部分中，获得300万m³/天的峰值天然气需求，价格为5.190美元/MBTU，以及190万m³/天的峰值天然气需求，价格为4.770美元/MBTU[187] - 公司在2023-2024年冬季和夏季分别承诺生产1570万m³/天和1380万m³/天的天然气，相比2022年冬季增长44%[189] - 公司从2025年起，在Reinsurance计划下承诺生产1380万m³/天的天然气[189] - 公司参与GasAr计划第五轮第二部分，与Aguaragüe联合运营，预计从2023年第四季度起，天然气产量增量超过40万m³/天，公司持有15%的股份[190] - 公司获得2022年第三和第四季度以及2023年第一季度的RAPIDGN和RADPIP福利证书[173] - 公司已申请2023年第二、第三和第四季度的福利证书，但截至财务报表发布日期尚未获得[174] - 公司在GasAr计划第一轮中，获得490万m³/天的天然气基础量，价格为3.60美元/MBTU，有效期为四年[179] - 公司在GasAr计划第一轮中，额外获得100万m³/天的冬季天然气量，价格为4.68美元/MBTU[180] - 公司通过GasAr计划在2023年9月27日获得SE决议No. 799/23批准，销售增量天然气给ENARSA，价格为2023年10月至2026年12月期间每MMBTU 9.8美元，2027年1月至2028年12月期间每MMBTU 6美元[191] - 2023年和2022年，GasAr计划受益者分别获得平均每日287百万立方米和451百万立方米的天然气，价格分别为每MBTU 3.4美元和3.5美元（其中Neuquina盆地分别为185百万立方米和276百万立方米）[197] - 2023年，公司通过补充招标获得每日25百万立方米的天然气，价格为每MBTU 2.6美元（其中Neuquina盆地为15百万立方米）[197] - 2021年5月和12月，公司获得向智利出口天然气的许可，分别为每日1.5百万立方米和1.22百万立方米[199] - 2022年8月，公司通过GasAr计划获得向智利出口天然气的许可，每日最大量为1,492百万立方米[199] - 2022年11月17日，SE决议No. 774/22规定了新的出口程序，Neuquina盆地和Austral盆地在2023年10月至2024年4月期间的夏季配额分别为每日9百万立方米和2百万立方米[200] - 自2021年7月中旬起，CAMMESA通过GasAr计划受益者发起的每两周一次的招标，提供剩余天然气，最高价格与计划第一轮相同[196] - 2021年4月27日，SE决议No. 360/21规定了新的天然气出口程序，GasAr计划受益者可以优先和固定基础出口天然气，最低销售价格为第一轮夏季价格[198] - 2022年1月10日，SE决议No. 6/23更新了GasAr计划和再保险计划下执行的天然气PIST价格[194] - 2022年5月27日，SE决议No. 403/22更新了GasAr计划下现有合同的天然气PIST价格，减少了联邦政府的补贴[192]