公司概况 - 公司是一家公开交易的特拉华有限合伙公司，成立于2006年，由Cheniere组建，主要提供清洁、安全和经济实惠的液化天然气（LNG）给全球综合能源公司、公用事业公司和能源交易公司[49] 业务及项目情况 - 公司拥有位于路易斯安那州卡梅伦帕里什的Sabine Pass的天然气液化和出口设施，拥有六个运营列车，总产能约为30百万吨/年的LNG[50] - 公司通过长期客户安排获得稳定的现金流，已与客户签订SPAs和IPM协议，约定了85%的液化项目总产能，截至2023年6月30日，剩余平均寿命约为15年[51] 财务状况 - 公司在2023年第二季度宣布每股普通单位派发1.03美元的现金分配给股东，其中包括每单位0.775美元的基本金额和每单位0.255美元的可变金额[56] - 公司2023年第二季度的净收入为622百万美元，较2022年同期增长280百万美元，基本和摊薄每股净收入分别为0.84美元和4.35美元[60] - 公司2023年6月30日的净收入增长主要归因于2023年6月30日三个月和六个月的有利变动，分别为5.36亿美元和23亿美元，与2022年同期相比[61] - 2023年6月30日，公司因国际天然气价格波动逐渐缓和和国际期货商品曲线下降，导致与Tourmaline Oil Marketing Corp.签订的IPM协议的公允价值发生有利变化，分别实现了1.87亿美元和12亿美元的收益[62] - 2023年6月30日，公司的营收分别比2022年同期减少了22亿美元和27亿美元，主要是由于每MMBtu价格下降，来自Henry Hub价格下降所致[63] - 2023年6月30日，公司的运营成本和费用分别比2022年同期减少了25亿美元和47亿美元，主要是由于商品衍生品公允价值变化的有利变化和天然气原料成本下降所致[63] - 2023年6月30日，公司的现金及现金等价物为18.34亿美元，可用信贷额度为37.46亿美元[69] - 2023年6月30日，公司的净现金流为15.38亿美元，投资活动净现金流为1.55亿美元，融资活动净现金流为3.04亿美元[76] 融资及投资 - 公司在2023年6月发行了14亿美元的5.95%到2033年到期的优先票据（2033 CQP Senior Notes），并与现金一起使用这笔款项，于2023年7月赎回了14亿美元的2024年到期的5.75%的优先担保票据（2024 SPL Senior Notes）[58] - 2023年上半年，公司从债务发行中获得了13.97亿美元[78] - 2023年上半年，公司赎回和偿还债务2亿美元[78] - 2023年上半年，公司发行了14亿美元的2033年CQP高级票据[78] - 2023年上半年，公司向合伙人分配了1.472亿美元[78] - 2023年上半年，公司向Cheniere Terminals分配了4百万美元[79] - 2023年上半年，公司宣布向普通单位持有人分配1.03美元现金分配[79] 其他信息 - 公司在2023年2月，标普全球评级将其对SPL的发行人信用评级从BBB提升至BBB+，展望稳定[59] - 公司的关键会计估计没有重大变化[81] - 公司的市场风险敏感性测试显示，液化供应衍生品的公允价值发生了变化[83]

财务数据 - 资产负债 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，液化和供应衍生品的净资产分别为87美元和52美元，净负债分别为 - 2557美元和 - 3793美元[119] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，长期债务净额（扣除溢价、折价和发行成本）分别为16145百万美元和16198百万美元[121] - 截至2023年3月31日，SPL和CQP的信贷安排总规模分别为1200百万美元和750百万美元，可用承诺分别为871百万美元和750百万美元[121] - 截至2023年3月31日的三个月内，递延收入期初为144百万美元，期末为83百万美元[127] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司与Cheniere Marketing的贸易应收款分别为2.63亿美元和5.51亿美元[133] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司因与附属公司协议产生的应付款分别为3200万美元和7400万美元[135] - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，公司预付税款相关的美元对等信贷金额为1700万美元，其他非流动负债 - 附属公司为1700万美元[137] - 2023年3月31日，现金及现金等价物为8.34亿美元，2022年为9.04亿美元[192] - 2023年3月31日，总资产为40.85亿美元，2022年为42.25亿美元[192] - 2023年3月31日，总负债为45.32亿美元，2022年为45.87亿美元[192] - 2023年3月31日，液化供应衍生品公允价值为 - 24.7亿美元，较上期变化4.47亿美元；2022年12月31日公允价值为 - 37.41亿美元，较上期变化5.65亿美元[198] 财务数据 - 收入利润 - 2023年第一季度和2022年第一季度，总利息费用（扣除资本化利息）分别为208美元和203美元[123] - 2023年第一季度和2022年第一季度，来自客户合同的总收入分别为2917百万美元和3328百万美元[124] - 2023年第一季度附属公司LNG收入为7.61亿美元，2022年同期为7.57亿美元[133] - 2023年第一季度净收入为19.35亿美元，2022年同期为1.59亿美元[140] - 2023年第一季度总收入29.17亿美元，较2022年同期的33.28亿美元减少4.11亿美元；净收入19.35亿美元，较2022年同期的1.59亿美元增加17.76亿美元[154] - 2023年第一季度再气化收入减少3400万美元，主要因2022年12月一项TUA协议终止；LNG交付量增加29 TBtu（8%），带来2.67亿美元收入增长[156] - 2023年第一季度与2022年同期相比，公允价值和衍生品结算产生18亿美元有利差异，主要源于托马琳IPM协议公允价值非现金有利变动带来10亿美元收益，而2022年同期亏损4.31亿美元[155] - 因Henry Hub价格下降，每百万英热单位定价降低，成本减少6.04亿美元[183] - 销售成本中衍生品公允价值变动带来18亿美元有利差异，从2022年第一季度亏损5.16亿美元变为2023年第一季度盈利13亿美元[183] - 排除衍生品变动影响，销售成本减少4.52亿美元，主要因美国天然气价格降低使天然气原料成本减少4.25亿美元[183] - 2022年第一季度，6号液化列车调试货物销售抵消1.48亿美元液化天然气终端成本，对应13万亿英热单位；2023年第一季度无调试货物[184] 财务数据 - 股息分配 - 2023年4月28日，公司宣布向普通股股东每股派发现金股息1.03美元，包括0.775美元的基础金额和0.255美元的可变金额[139] - 2023年4月28日，公司宣布现金分配，普通股股东每股1.03美元，相关普通合伙人分配将于5月15日支付[153] 信贷安排相关 - SPL高级担保票据加权平均到期利率为2037年到期的1782百万美元，CQP高级票据总计4200百万美元[121] - SPL营运资本信贷安排利率为LIBOR加1.125% - 1.750%或基准利率加0.125% - 0.750%，CQP信贷安排利率为LIBOR加1.25% - 2.125%或基准利率减1.125%[121] - SPL未使用余额承诺费为0.10% - 0.30%，CQP为0.375% - 0.638%[121] - SPL营运资本信贷安排到期日为2025年3月19日，CQP信贷安排到期日为2024年5月29日[121] 项目运营情况 - 公司拥有位于路易斯安那州卡梅伦教区的Sabine Pass LNG终端，总产能约为3000万吨/年LNG[150] - 2023年2月，公司子公司启动了SPL扩建项目的预备案审查程序，预计总产能约为2000万吨/年LNG[152] - 截至2023年3月31日，公司已将液化项目约85%的总产能进行了约15年加权平均剩余期限的合同锁定[175] - 截至2023年4月26日，液化项目累计生产、装载和出口约2070船LNG货物，总计约1.42亿吨[178] - 2023年2月，公司部分子公司启动SPL扩建项目的预备案审查流程；4月，一家子公司与Bechtel Energy Inc.签订前端工程设计合同[177] 人员变动 - 2023年1月2日，Corey Grindal被提升为Cheniere Energy Partners GP, LLC的执行副总裁兼首席运营官[177] 评级变动 - 2023年2月，S&P Global Ratings将SPL的发行人信用评级从BBB上调至BBB+，展望稳定[179] 税务协议 - 公司与SPLNG、SPL和CTPL分别有州税共享协议，截至目前，Cheniere未根据协议要求支付州和地方税[160] 风险管理 - 公司利用衍生品工具管理商品相关营销和价格风险，但可能导致经营业绩因市场定价、交易对手信用风险等因素波动[157] 关联交易 - 2023年和2022年第一季度，Tug Services均向Cheniere Terminals分配100万美元[136] - 2023年和2022年第一季度，拖船服务均向Cheniere码头分配100万美元[197] 内部控制评估 - 公司评估认为披露控制和程序有效[198]

液化项目签约情况 - 公司通过SPAs和IPM协议，已签约液化项目约85%的总产能，加权平均剩余寿命约15年（截至2022年12月31日）[15] - 截至2022年12月31日，公司通过SPA和IPM协议已签订液化项目约85%的总产能合同，加权平均剩余期限约为15年[72] - 截至2022年12月31日，公司通过SPAs和IPM协议已签约液化项目约85%的总产能，加权平均剩余寿命约15年，第三方SPA客户每年固定费用约34亿美元[602] 液化项目交付情况 - 截至2022年12月31日，公司已为11个第三方长期SPA客户中的8个启动商业交付[19] 液化项目审批数据 - 液化项目获FERC批准的天然气量，FTA和非FTA国家均为1661.94 Bcf/yr、33 mtpa；获DOE批准的出口量，FTA和非FTA国家同样均为1661.94 Bcf/yr、33 mtpa [22] 接收站运营能力数据 - 萨宾帕斯LNG接收站运营再气化能力约4 Bcf/d，LNG总存储能力约17 Bcfe [23] - 萨宾帕斯LNG终端运营再气化能力约为40亿立方英尺/日，其中10亿立方英尺/日与道达尔能源签有长期协议，年固定费用约1.25亿美元[533] 主要客户收入占比变化 - 2022 - 2020年，BG Gulf Coast LNG及其附属公司占外部客户总收入的比例分别为22%、24%、24% [26] - 2022 - 2020年，GAIL (India) Limited占外部客户总收入的比例分别为15%、17%、18% [26] - 2022 - 2020年，Korea Gas Corporation占外部客户总收入的比例分别为15%、17%、17% [26] - 2022 - 2020年，Naturgy LNG GOM, Limited占外部客户总收入的比例分别为15%、16%、15% [26] - 2022 - 2020年，TotalEnergies Gas & Power North America, Inc.占外部客户总收入的比例分别为10%、11%、11% [26] 额外出口授权情况 - 2022年3月，DOE授权从萨宾帕斯LNG接收站向非FTA国家额外出口152.64 Bcf/yr的国产LNG（至2050年12月31日）[40] 违规罚款标准 - PHMSA对违规行为可处以每天约25.8万美元的民事罚款，一系列相关违规行为的最高行政民事罚款约为260万美元[47] 甲烷排放收费标准 - 2024 - 2026年及以后，《降低通胀法案》对超过一定阈值的甲烷排放收费标准分别为每公吨900美元、1200美元和1500美元[62] 全球LNG需求与产量预测 - WoodMac预测2021 - 2030年全球LNG需求将从388.5百万吨/年（18.6万亿立方英尺）增长约53%至595.7百万吨/年（28.6万亿立方英尺），2040年将达到677.8百万吨/年（32.5万亿立方英尺）[71] - WoodMac预测现有运营设施和在建新设施的LNG产量2030年约为537百万吨/年，2040年降至490百万吨/年，2030年和2040年市场分别需要新增约59百万吨/年和187百万吨/年的LNG产能[71] 市场动态 - 欧洲计划近期安装超80百万吨/年的LNG进口能力以确保LNG供应并替代俄罗斯天然气进口[70] - 印度近12000公里天然气管道正在建设以扩大天然气分销网络[70] - 中国已在天然气价值链投入数十亿美元，预计还将投入数千亿美元以减少有害排放[70] 业务受油价影响情况 - 公司LNG终端业务受油价波动影响有限，因大部分LNG产能已签订长期销售和购买协议[72] 企业责任报告发布情况 - 2022年公司发布第三份企业责任报告《立即行动，保障未来》[75] 员工数量情况 - 截至2022年12月31日，公司及子公司有1551名全职员工，其中517人直接支持萨宾帕斯液化天然气终端运营[81] 租赁成本相关数据 - 2022年、2021年和2020年运营租赁成本分别为1300万美元、1200万美元和1200万美元，2022年使用权资产摊销为200万美元，三年总租赁成本分别为1500万美元、1200万美元和1200万美元[509] - 2023 - 2027年及以后，运营租赁未来年度最低租赁付款额分别为1200万美元、1200万美元、1200万美元、1200万美元和9.4亿美元，融资租赁分别为600万美元、500万美元、500万美元、500万美元和0，运营租赁和融资租赁付款总额分别为1.54亿美元和2600万美元，现值分别为9000万美元和2200万美元[511] - 2022年、2021年和2020年，运营租赁的经营现金流分别为1000万美元、1100万美元和1100万美元，新运营租赁负债换取的租赁资产分别为0、700万美元和1100万美元，融资租赁负债换取的使用权资产2022年为2300万美元[511] - 2022年12月31日，运营租赁加权平均剩余租赁期限为23.8年，加权平均折现率为3.8%；融资租赁加权平均剩余租赁期限为5.1年，加权平均折现率为4.8%；2021年12月31日，运营租赁加权平均剩余租赁期限为23.4年，加权平均折现率为3.6%，融资租赁加权平均剩余租赁期限为0年，加权平均折现率为0%[511] 收入相关数据 - 2022年、2021年和2020年，来自客户合同的总收入分别为1.7205亿美元、9435万美元和6167万美元，净衍生工具收益（损失）分别为100万美元、 - 100万美元和0，总营收分别为1.7206亿美元、9434万美元和6167万美元[512] - 2020年，公司确认与客户通知不提取的液化天然气货物相关的收入为5.53亿美元，2022年和2021年无此类收入[512] - 2022年总营收16.76亿美元，其中非担保方营收5.44亿美元，运营成本和费用4.11亿美元，运营收入12.65亿美元，净收入10.45亿美元[599] 客户购买价格组成 - 客户购买液化天然气的价格由每百万英热单位的固定费用（部分需根据通货膨胀进行年度调整）加上通常等于亨利中心价格115%的可变费用组成[514] 应计负债相关数据 - 截至2022年12月31日和2021年12月31日，天然气采购应计负债分别为10.17亿美元和7.86亿美元，利息成本及相关债务费用分别为2.18亿美元和1.8亿美元，液化天然气终端及相关管道成本分别为1.37亿美元和1.01亿美元，其他应计负债均为600万美元，总应计负债分别为13.78亿美元和10.73亿美元[516] 公司债务情况 - 截至2022年12月31日，公司总债务为1.6332亿美元，较2021年的1.7332亿美元有所下降[518] - 2022年总利息费用（扣除资本化利息）为8.7亿美元，2021年为8.31亿美元，2020年为9.09亿美元[528] - 2022年公司因终止与雪佛龙的协议产生债务清偿损失3100万美元[525] - 截至2022年12月31日，公司受限子公司的受限净负债约为18亿美元[526] - 2024 - 2027年及以后，公司的本金还款分别为2亿美元、2.051亿美元、1.608亿美元、1.612亿美元和9.061亿美元，总计16.332亿美元[522] 协议终止相关情况 - 2022年6月，公司与雪佛龙达成终止协议，于12月收到7.65亿美元终止费，其中7.96亿美元在2022年7月6日至12月31日期间确认为再气化收入[538] 运营和维护费用数据 - 2022年、2021年和2020年，SPL根据与道达尔能源的部分TUA转让协议分别记录1.31亿美元、1.29亿美元和1.29亿美元的运营和维护费用[537] 信贷安排情况 - SPL工作资本循环信贷和信用证偿还协议额度为12亿美元，已开具信用证3.28亿美元，可用额度8.72亿美元，到期日为2025年3月19日[524] - CQP信贷安排额度为7.5亿美元，可用额度7.5亿美元，到期日为2024年5月29日[524] 合同资产与递延收入情况 - 2022年末合同资产净额为100万美元，2021年12月31日为100万美元[539] - 2022年末递延收入为1.44亿美元，年初为1.55亿美元；关联方递延收入年末为800万美元，年初为300万美元[539] 未履行交易价格及收入情况 - 2022年未履行交易价格总计536亿美元，2021年为533亿美元；LNG收入分别为508亿美元和493亿美元；LNG关联方收入分别为20亿美元和21亿美元；再气化收入分别为8亿美元和19亿美元[541] 可变对价收入比例情况 - 2022年和2021年，LNG收入中与可变对价相关的比例分别约为74%和61%；LNG关联方收入中该比例分别约为75%和96%；再气化收入中该比例分别约为2%和5%[542] 关联方收入及成本费用情况 - 2022年关联方LNG收入为45.68亿美元，2021年为14.72亿美元；关联方销售成本为2.13亿美元，2021年为8400万美元；关联方运营和维护费用为1.66亿美元，2021年为1.42亿美元；关联方一般和行政费用为9200万美元，2021年为8500万美元[544] 关联方应计负债及预付款情况 - 2022年和2021年末，关联方应计负债分别为600万美元和400万美元；服务协议下对关联方的预付款分别为1.77亿美元和1.41亿美元；预付税款的等额抵免相关金额分别为1700万美元和1500万美元；关联方其他非流动负债分别为1700万美元和1500万美元[545] 合伙人分配情况 - 2023年2月支付的普通合伙人分配包括每单位0.775美元的基础金额和0.295美元的可变金额[548] 2022年LNG市场情况 - 2022年全球LNG需求较2021年增长约5%，增加1950万吨；欧洲和土耳其LNG进口量同比增加4590万吨，增幅61%；亚洲LNG需求减少1910万吨，降幅7%[550] - 2022年荷兰TTF月度结算均价为40.9美元/百万英热单位，较2021年的14.4美元/百万英热单位高约184%；第四季度均价为42.3美元/百万英热单位，较2021年第四季度的28.9美元/百万英热单位高约46%；2022年JKM平均结算价同比增长128%至34.2美元/百万英热单位，第四季度同比增长38%至38.5美元/百万英热单位[550] - 2022年美国出口约7700万吨LNG，较2021年增长约9%；公司液化项目出口量达2910万吨，占美国全年增量的70%以上[550] 2022年公司净收入及相关指标情况 - 2022年净收入为24.98亿美元，较2021年的16.3亿美元增加8.68亿美元[553] - 2022年基本和摊薄后每普通股单位净收入为3.27美元，较2021年的3.00美元增加0.27美元[553] - 2022年LNG装载并确认为收入的体积为1520 TBtu，较2021年的1288 TBtu增加232 TBtu[553] - 2022年净收入增加主要归因于LNG收入增加14亿美元和来自雪佛龙的7.65亿美元一次性费用[554] 2022年公司收入、成本及其他收支变化情况 - 2022年衍生品损失不利差异为12亿美元，主要是由于与托马琳IPM协议相关的衍生品负债损失7.57亿美元[556] - 2022年与2021年相比，收入增加78亿美元，主要是由于每MMBtu价格上涨、LNG交付量增加和再气化收入增加[556] - 2022年与2021年相比，运营成本和费用增加69亿美元，主要是由于销售成本增加和衍生品损失不利差异[556] - 2022年与2021年相比，其他收入（费用）减少4500万美元，主要是由于债务修改或清偿损失减少和利息费用增加[556] 终端成本抵消情况 - 2022年和2021年，公司实现对LNG终端成本的抵消分别为1.48亿美元和1.05亿美元，对应13 TBtu和12 TBtu的调试货物销售[561] 公司可用流动性情况 - 截至2022年12月31日，公司可用流动性总额为26.18亿美元，包括现金及现金等价物、受限现金及现金等价物和信贷安排可用承诺[562] 股息分配情况 - 2023年1月27日，公司宣布向普通股持有人每股派发现金股息1.07美元，其中基本金额为0.775美元，可变金额为0.295美元[575] - 2022年公司净收入为24.98亿美元，宣布的股息分配为29.82亿美元，假设分配的未分配净亏损为4.84亿美元[579] - 2021年公司净收入为16.3亿美元，宣布的股息分配为14.86亿美元，假设分配的未分配净收入为1.44亿美元[579] - 2020年公司净收入为11.83亿美元，宣布的股息分配为13.75亿美元，假设分配的未分配净亏损为1.92亿美元[579] 公司义务情况 - 截至2022年12月31日，SPL在天然气供应、运输和存储服务协议下的总义务为30.1亿美元，其中支付给第三方28.5亿美元，关联方1.3亿美元，相关方0.3亿美元[584] - 公司有与第三方10亿美元、关联方13亿美元的服务及

生产与销售 - 截至2022年9月30日，公司的液化项目已累计生产、装载和出口约1850个LNG货物，总计超过1.25亿吨LNG[139] - 公司与客户签订的长期合同覆盖了液化项目约85%的总生产能力，剩余平均合同期限约为15年[133] - 2022年6月，公司与Chevron签订了销售协议，计划在2026年至2042年间向Chevron出售约100万吨LNG[136] - 2022年第三季度和九个月的LNG交付量分别为363 TBtu和1,110 TBtu，较2021年同期分别增加55 TBtu和164 TBtu[147] - 由于Henry Hub指数的上涨，2022年第三季度和九个月的总收入增加了约2.7十亿美元和6.3十亿美元[150] 财务表现 - 2022年第三季度和九个月的净收入分别为亏损514百万美元和亏损13百万美元，较2021年同期分别下降895百万美元和1.1十亿美元[143] - 2022年第三季度和九个月的LNG收入分别为3,130百万美元和8,577百万美元，较2021年同期分别增长1,339百万美元和3,520百万美元[150] - 2022年九个月内，公司的净收入为599百万美元，经营收入为737百万美元[174] - 2022年九个月内，经营活动提供的净现金为2,442百万美元，较2021年的1,667百万美元增加了46.5%[176] - 2022年九个月内，融资活动的净现金流出为1,877百万美元，较2021年的633百万美元增加了196.2%[179] 资产与负债 - 截至2022年9月30日，公司可用流动资金总额为2,770百万美元，其中现金及现金等价物为988百万美元[162] - 2022年9月30日的总资产为4,114百万美元，相较于2021年12月31日的3,657百万美元增长了12.5%[174] - 2022年9月30日的流动负债总额为301百万美元，较2021年12月31日的284百万美元增加了6%[174] - 2022年9月30日，公司的长期债务为4,158百万美元，较2021年12月31日的4,154百万美元略有增加[174] 现金分配 - 2022年9月30日，公司在九个月内支付了每个普通单位2.81美元的总分配[140] - 2022年第三季度，现金分配总额为$7百万，较2021年同期的$6百万增长约16.67%[183] - 2022年8月12日，宣布每个普通单位现金分配为$1.060，较2021年同期的$0.665增长约59.52%[184] - 公司在2022年第三季度的普通单位现金分配中，基础金额为$0.775，变动金额为$0.295[184] - 公司在2021年12月31日的普通单位现金分配为$0.655，显示出持续的增长趋势[183] 信用评级与债务管理 - 2022年9月，穆迪和惠誉分别将公司的信用评级上调至Ba1和BBB-，展望稳定[140] - 2022年10月，公司赎回了3亿美元的2023年到期的5.625%高级担保票据[140] - 2022年9月30日，公司董事会批准了修订的长期资本配置计划，计划在2023年赎回3亿美金的SPL高级票据[167] 运营成本与费用 - 2022年第三季度和九个月的总运营成本和费用分别为5,275百万美元和11,867百万美元，较2021年同期分别增加3,567百万美元和7,529百万美元[155] - 由于Train 6的完成，2022年第三季度和九个月的运营和维护费用增加，主要由于第三方服务和维护合同成本上升[156] - 2022年第三季度的利息费用为222百万美元，较2021年同期的210百万美元增加[157] 内部控制与合规 - 公司在2022年第三季度未发现内部控制的重大变化，财务报告的内部控制有效[190] - 公司与LDEQ的讨论涉及自报告的偏差，预计不会对财务结果产生重大不利影响[193] - 2021年，因LNG泄漏事件，PHMSA对公司提出的民事罚款从$2,214,900减少至$1,458,200[194] 其他 - 2022年9月30日，液化供应衍生品的公允价值为-$5,078百万，较2021年12月31日的$27百万变化显著[187] - 2022年9月30日，液化供应衍生品对天然气价格变化的敏感性测试显示，10%的价格变动将影响公允价值[187] - 2022年与Chevron的终止协议中，SPLNG收到了765百万美元的终止费用，预计将对未来的收入产生影响[148] - 公司在2022年与一方签订了LNG销售协议，预计将对未来的净收入产生影响[149] - 公司在Sabine Pass LNG终端的液化设施通过去瓶颈化和其他优化项目增加了可用液化能力[134] - 2022年10月，Sabine Pass LNG终端的第三个泊位实现了实质性完成，进一步提升了公司的接收能力[139] - 公司在2022年6月开始向长期客户提供货物排放标签，提供与每个LNG货物相关的温室气体排放数据[135] - 2022年2月，公司的液化项目第六条生产线实现了实质性完成，生产能力达到约30百万吨每年[129]

液化项目设施情况 - 公司拥有Sabine Pass LNG Terminal，有6个运营Trains，总产能约30 mtpa，还有运营中的再气化设施，包括5个总容量约17 Bcfe的LNG储罐等[126] - 2022年2月4日，液化项目Train 6实现实质性完工[126][133] 液化项目产能签约与销售协议 - 公司已将液化项目约80%的总产能签约，加权平均剩余寿命约16年（截至2022年6月30日）[128] - 2022年6月，SPL与雪佛龙签订SPA，将在2026 - 2042年向其出售约1.0 mtpa的LNG[131] - 2022年上半年，公司与交易对手签订SPA，将在2026 - 2042年交付约1.0 mtpa的LNG，预计未来净损益会受该协议影响[140] 项目出口授权 - 2022年3月，美国能源部授权Sabine Pass LNG Terminal向非自贸协定国家额外出口152.64 Bcf/年的国产LNG至2050年12月31日[128] 项目生产与出口成果 - 截至2022年7月30日，液化项目累计生产、装载和出口约1750批LNG货物，总计约1.2亿吨[133] 公司分配政策 - 2022年2月，公司宣布启动季度分配，包括基本金额和可变金额[134] 公司收入与利润情况 - 2022年第二季度和上半年净收入较2021年同期分别减少5300万美元和2.41亿美元，主要因Tourmaline IPM协议转让后的衍生负债损失[136] - 2022年上半年，LNG每MMBtu毛利率增加，部分原因是与亨利枢纽指数挂钩的销售利润率提高及Train 6完工运营使交付量增加[138] - 2022年Q2和上半年LNG收入分别为29.59亿美元和54.47亿美元，较2021年同期分别增加13.62亿美元和21.81亿美元；总收入分别为41.81亿美元和75.09亿美元，较2021年同期分别增加22.92亿美元和36.57亿美元[142] - 2022年Q2和上半年总收入较2021年同期分别增加约23亿美元和37亿美元，主要因Henry Hub指数上涨使每MMBtu收入增加，以及6号列车投产后LNG交付量增加[143] - 2022年上半年公司总营收为4.36亿美元，净收入为1.41亿美元[164] 公司成本与费用情况 - 2022年Q2和上半年总运营成本和费用分别为36.26亿美元和65.92亿美元，较2021年同期分别增加23.41亿美元和39.62亿美元，主要因销售成本增加[147] - 2022年Q2和上半年利息费用（扣除资本化利息）分别为2.16亿美元和4.19亿美元，2021年同期分别为2.09亿美元和4.26亿美元[149] 公司成本抵消与其他收入情况 - 2022年上半年公司实现LNG终端成本抵消1.48亿美元，对应13TBtu与液化项目6号列车调试货物销售相关，2022年Q2及2021年Q2和上半年无此类抵消[144] - 2022年Q2和上半年与特定未使用天然气销售及衍生品工具相关收入分别为6700万美元和1.21亿美元，2021年同期分别为1200万美元和6000万美元[145] 公司债务情况 - 公司与SPLNG达成协议，提前终止双方的TUA，支付7.65亿美元终止费，终止后公司无需再每年向SPLNG支付1.25亿美元（通胀调整后）的容量费直至2029年[141] - 2022年上半年债务修改或清偿损失较2021年同期减少，因2021年3月赎回2025年到期的5.250%高级票据产生债务清偿成本[151] - 公司有15亿美元4.500%的2029年到期高级票据、15亿美元4.000%的2031年到期高级票据和12亿美元3.25%的2032年到期高级票据，由除SPL和Sabine Pass LP外的子公司共同及个别担保[157] - 2021年上半年公司发行15亿美元2031年到期高级票据，支付2000万美元发行成本，赎回所有2025年到期高级票据并支付4000万美元债务清偿成本，2022年上半年无债务活动[170] 公司现金流情况 - 短期公司预计用运营现金流和可用流动性满足现金需求，长期预计用运营现金流和其他潜在流动性来源满足需求[152] - 2022年6月30日后公司流动性状况将由未来流动性来源和现金需求决定，未来流动性来源包括合同现金收入和其他来源，现金需求包括合同现金支出和其他需求[153] - 2022年和2021年上半年经营活动净现金流入分别为16亿美元和11亿美元，增长5.11亿美元[166][167] - 2022年和2021年上半年投资活动净现金流出分别为2.39亿美元和3.16亿美元[166] - 2022年和2021年上半年融资活动净现金流出分别为11亿美元和7.62亿美元，增长3.7亿美元[166][169] 公司资产情况 - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司总资产分别为38.32亿美元和36.57亿美元[162] 公司分红情况 - 2022年5月13日和2月14日分别支付普通股单位每单位1.050美元和0.700美元的现金分红[171] - 2022年7月25日，公司宣布向8月4日登记在册的普通股股东支付每单位1.060美元的现金分红，8月12日支付[174] 公司衍生品敏感性测试 - 公司对液化供应衍生品进行敏感性测试，假设天然气商品价格变动10%，2022年6月30日公允价值变动5.5亿美元，2021年12月31日公允价值变动100万美元[177]

液化项目产能与运营情况 - 公司Sabine Pass LNG终端总产能约3000万吨/年LNG，有6条运营生产线，5个LNG储罐总容量约170亿立方英尺，2个现有泊位和1个在建泊位，再气化能力约40亿立方英尺/天，还有一条94英里的管道[126] - 公司已将液化项目约80%的总产能签订合同，加权平均剩余期限约16年[128] - 2022年3月，美国能源部授权Sabine Pass LNG终端向非自贸协定国家额外出口152.64亿立方英尺/年的国产LNG至2050年12月31日[128] - 截至2022年4月30日，液化项目累计生产、装载和出口超1600船LNG，总量超1.1亿吨[133] - 2022年2月4日，液化项目6号生产线实现实质性完工[126][133] 液化项目未来交付与采购安排 - 2023 - 2035年将交付约2100万吨LNG给ENN LNG Ltd.和Glencore plc子公司[131] - 2023年初起15年，将按普氏日韩标杆价格购买14万百万英热单位/天天然气[131] 公司分红情况 - 2022年2月，公司宣布开始季度分红，2022年第一季度普通股分红包括0.775美元的基础金额（年化3.10美元）和0.275美元的可变金额[134] - 2022年2月14日，公司向普通股持有人每股分配0.7美元，向普通合伙人单位分配800万美元，向激励分配权持有人分配4700万美元；2021年2月12日，每股分配0.655美元，向普通合伙人单位分配700万美元，向激励分配权持有人分配2700万美元[168] - 2022年4月25日，公司宣布向普通股持有人每股分配1.05美元，包括0.775美元的基础金额和0.275美元的可变金额[169] 财务数据关键指标变化 - 收入与利润 - 2022年第一季度净收入为1.59亿美元，2021年同期为3.47亿美元，减少1.88亿美元[136] - 2022年第一季度基本和摊薄后普通股每股净亏损0.11美元，2021年同期为0.64美元，减少0.75美元[136] - 2022年第一季度总营收为33.28亿美元，较2021年同期的19.63亿美元增加13.65亿美元，增幅约为69.5%[139] - 2022年第一季度总营收2.18亿美元，净利润7500万美元[162] 财务数据关键指标变化 - LNG销量 - 2022年第一季度LNG销量为372TBtu，较2021年同期的325TBtu增加47TBtu，增幅约为14.5%[139] 财务数据关键指标变化 - 成本抵消与特定交易收入 - 2022年第一季度公司实现LNG终端成本抵消1.48亿美元，对应13TBtu调试货物销售，2021年同期无此项抵消[141] - 2022年和2021年第一季度，公司与特定交易相关的收入分别为5400万美元和4800万美元[142] 财务数据关键指标变化 - 运营成本和费用 - 2022年第一季度总运营成本和费用为29.66亿美元，较2021年同期的13.45亿美元增加16.21亿美元，增幅约为120.5%[143] 财务数据关键指标变化 - 利息成本 - 2022年和2021年第一季度，公司总利息成本分别为2.24亿美元和2.47亿美元，资本化利息分别为2100万美元和3000万美元[147] 财务数据关键指标变化 - 流动性与资产负债 - 截至2022年3月31日，公司可用流动性总计28.74亿美元，包括现金及现金等价物11.56亿美元、受限现金及现金等价物1.36亿美元和信贷安排可用承诺15.82亿美元[151] - 公司子公司SPL受债务协议限制，需将现金存入受限账户，使用受限，且支付受肯定和否定契约限制[153] - 公司子公司（除SPL和Sabine Pass LP）为15亿美元2029年到期4.5%高级票据、15亿美元2031年到期4%高级票据和12亿美元2032年到期3.25%高级票据提供联合及个别担保[155] - 截至2022年3月31日，公司总资产为38.93亿美元，总负债为45.34亿美元；2021年12月31日，总资产为36.57亿美元，总负债为45.40亿美元[160] 财务数据关键指标变化 - 现金流量 - 2022年第一季度经营活动提供的净现金为8亿美元，2021年同期为5.88亿美元，同比增加2.12亿美元[163][164] - 2022年第一季度投资活动使用的净现金为8700万美元，2021年同期为1.46亿美元[163] - 2022年第一季度融资活动使用的净现金为3.95亿美元，2021年同期为4.07亿美元[163] - 2022年第一季度现金及现金等价物和受限现金净增加3.18亿美元，2021年同期为3500万美元[163] 财务数据关键指标变化 - 债务发行与清偿 - 2021年第一季度公司发行了15亿美元的2031 CQP高级票据，产生1900万美元的债务发行成本，赎回所有未偿还的2025 CQP高级票据并支付4000万美元的债务清偿成本[166] 财务数据关键指标变化 - 衍生品公允价值变动 - 公司对液化供应衍生品进行敏感性测试，假设天然气商品价格变动10%，2022年3月31日公允价值变动5.18亿美元，2021年12月31日公允价值变动100万美元[172] 财务数据关键指标变化 - 会计估计 - 公司编制合并财务报表时的关键会计估计与2021年12月31日财年的年度报告相比无重大变化[170]

液化项目与产能 - 公司已通过长期销售和采购协议（SPA）锁定了液化项目总产能的约75%，合同剩余加权平均寿命约为16年[24] - 公司通过去瓶颈化和优化项目增加了液化项目的可用液化能力，并持有Sabine Pass LNG终端的显著土地位置，为未来液化能力扩展提供机会[25] - 公司已启动8个第三方长期SPA客户中的7个的商业交付，截至2021年12月31日[29] - 液化项目Train 6的整体项目完成率为99.5%，并于2022年2月4日实现实质性完工[31] - 公司已获得FERC批准，将液化项目的总LNG生产能力从当前授权水平提高至更准确的容量，反映了工程、设计和施工过程中的增强以及运营经验[47] - 公司已提交申请，请求授权将Sabine Pass LNG终端的LNG生产能力提高至更准确的容量，并已获得DOE对FTA国家的出口授权，非FTA国家的授权仍在等待中[47] - 公司液化项目未承诺产能的资本和运营成本在全球范围内具有竞争力，预计将满足2030年约60百万吨/年（mtpa）和2040年约279 mtpa的LNG生产需求[73] - 公司液化项目的大部分收入来自长期SPA，这些协议包含固定费用，即使客户取消或暂停LNG交付，仍需支付[74] Sabine Pass LNG终端 - Sabine Pass LNG终端的再气化能力约为4 Bcf/d，LNG储存能力约为17 Bcfe[34] - Sabine Pass LNG终端的再气化能力约为40亿立方英尺/天（Bcf/d），目前已全部签约，暂时没有竞争压力[77] - Sabine Pass LNG终端和Creole Trail Pipeline需要持续获得政府监管机构的批准和许可，并遵守定期报告要求[50] - 美国能源部（DOE）已授权从Sabine Pass LNG终端出口液化天然气（LNG），但失去出口授权可能构成不可抗力事件[51] 客户与收入 - 2021年，公司前五大客户贡献了总收入的85%，其中BG Gulf Coast LNG, LLC占比24%，GAIL (India) Limited占比17%，Korea Gas Corporation占比17%，Naturgy LNG GOM, Limited占比16%，TotalEnergies Gas & Power North America, Inc.占比11%[36] 全球天然气与LNG需求 - 全球天然气需求预计在2020年至2030年间增长约20万亿立方英尺（Tcf），LNG市场份额预计从2020年的11%增长到2030年的12%[73] - 公司预计全球天然气和LNG需求将继续增长，特别是在欧洲和亚洲，印度计划投资600亿美元推动天然气经济，欧洲计划投资1000亿美元建设天然气基础设施[72] 竞争与法规 - 公司面临来自全球其他液化天然气项目的竞争，包括其附属公司Corpus Christi液化项目[76] - 公司支持减少温室气体排放的法规，并预计未来法规可能增加合规成本或限制运营[64] - FERC对违反NGA的行为可处以最高约130万美元/天/次的民事和刑事处罚[49] 员工与运营 - 截至2022年1月31日，Cheniere及其子公司拥有1,550名全职员工，其中513名员工直接支持Sabine Pass LNG终端运营[79] 财务与衍生工具 - 2021年未实现收益（损失）变动为7400万美元，而2020年为-4300万美元[294] - 公司认为衍生工具的公允价值存在不确定性，特别是在当前年份商品价格波动较大的情况下，公允价值可能会发生重大变化[294]

液化项目运营情况 - 截至2021年10月31日，液化项目累计生产、装载和出口超1430船LNG，总量约1.1亿公吨[150] - 萨宾帕斯LNG终端有5列运营中的天然气液化列车和1列正在调试，预计2022年第一季度基本完成，总产能约3000万吨/年[147] - 萨宾帕斯LNG终端有5个LNG储罐，总容量约170亿立方英尺，2个现有海运泊位和1个在建泊位，再气化能力约40亿立方英尺/天[147] - 液化项目6号列车截至2021年9月30日整体完工率97.1%，预计2022年第一季度基本完成[181] - 萨宾帕斯LNG终端再气化产能约40亿立方英尺/天，LNG储存容量约170亿立方英尺当量[190] 财务指标对比 - 2021年第三季度和前九个月，净利润分别较2020年同期增加4.48亿美元和3.49亿美元[154] - 2021年第三季度和前九个月，总收入分别较2020年同期增加约13亿美元和20亿美元[157][158] - 2021年第三季度和前九个月，LNG收入分别为17.91亿美元和50.57亿美元，较2020年同期增加9.84亿美元和14.69亿美元[157] - 2021年第三季度和前九个月，LNG销量分别为308TBtu和946TBtu，较2020年同期增加176TBtu和280TBtu[157] - 2021年第三季度和前九个月总运营成本和费用分别为17.08亿美元和43.38亿美元，较2020年同期分别增加8.78亿美元和16.68亿美元，主要因销售成本增加[160] - 2021年第三季度和前九个月销售成本分别为13.42亿美元和31.78亿美元，较2020年同期分别增加8.88亿美元和16.27亿美元，主要因天然气原料价格上涨和液化天然气交付量增加[160] - 2021年第三季度和前九个月关联方销售成本分别为800万美元和6200万美元，较2020年同期分别减少2500万美元和增加2400万美元[160] - 2021年第三季度和前九个月其他费用分别为2.35亿美元和7.15亿美元，较2020年同期分别增加1600万美元和减少1100万美元[164] - 2021年第三季度和前九个月利息费用分别为2.1亿美元和6.36亿美元，较2020年同期分别减少1100万美元和5500万美元，主要因再融资和资本化利息增加[164] - 2021年第三季度和前九个月债务修改或清偿损失分别为2700万美元和8100万美元，较2020年同期分别增加2700万美元和3800万美元[164] - 2021年9个月内公司经营活动净现金流入为16.67亿美元，2020年为13.33亿美元，同比增加3.34亿美元[209][210] - 2021年9个月内公司物业、厂房及设备现金流出为4.95亿美元，2020年为7.95亿美元[209] 票据发行与赎回 - 2021年9月，公司发行12亿美元2032年到期的3.52%优先票据，用于赎回部分2026年到期的11亿美元5.625%优先票据等[151] - 2021年，SPL签订一系列协议，拟私募发行约4.82亿美元2037年到期的优先担保票据，加权平均利率3.07%[151] - 2021年3月，公司发行约15亿美元2031年到期的4.000%优先票据，用于赎回2025年到期的5.250%优先票据[151] - 2021年9个月内公司发行15亿美元的2031 CQP高级票据和12亿美元的2032 CQP高级票据，用于赎回2025 CQP高级票据和6.72亿美元的2032 CQP高级票据[211] - 2020年9个月内公司签订2020 SPL营运资金信贷安排，发行20亿美元的2030 SPL高级票据，用于赎回2021 SPL高级票据[212] - 2021年公司签订一系列票据购买协议，预计在第四季度私募发行约4.82亿美元的2037 SPL私募高级有担保票据，加权平均利率为3.07%[202] 公司财务状况 - 截至2021年9月30日，公司现金及现金等价物为17.13亿美元，受限现金为1.33亿美元，可用信贷额度为15.54亿美元[166] - 公司有15亿美元4.500%的2029年到期高级票据等CQP高级票据，由子公司担保，契约包含限制条款[167] - 在特定时间前，公司可按一定价格赎回部分或全部CQP高级票据，赎回比例最高可达40% [169] - CQP担保人的担保为全额无条件担保，但可能受美国破产法或欺诈性转让法律限制[171] - 截至2021年9月30日，公司总资产44.8亿美元，总负债49.62亿美元，净收入1.07亿美元[175] - 2019 CQP信贷安排有7.5亿美元循环信贷额度，截至2021年9月30日和2020年12月31日，可用承诺均为7.5亿美元，无信用证或未偿还贷款[176] - 2021年9月30日和2020年12月31日，2020 SPL营运资金信贷安排可用承付款分别为8.04亿美元和7.87亿美元，已发行信用证总额分别为3.96亿美元和4.13亿美元[203] - 截至2021年9月30日，公司和SPL遵守所有债务协议相关契约[206] 项目费用与融资 - 液化项目6号列车EPC合同总价约25亿美元，截至2021年9月30日已产生22亿美元费用[189] - 公司预计液化项目的资本资源需求将通过销售协议现金流、项目债务、借款和股权出资来融资[195] - 截至2021年9月30日，公司来自借款和可用承诺的资本资源为202.28亿美元[196] 销售协议情况 - 公司与第三方签订的长期销售协议中，1 - 5号列车第三方客户年固定费用约29亿美元，6号列车投入商业运营后预计增至至少33亿美元[183][185] - 第三方与公司签订的长期使用协议中，每年支付的容量费用总计约3.75亿美元[190][191] 天然气原料供应 - 截至2021年9月30日，公司通过长短期天然气供应合同确保了约5033 TBtu天然气原料供应[187] 公司分配情况 - 2021年公司宣布2021年7月1日至9月30日期间每普通股单位分配0.68美元[215] 债务协议修订 - 预计到2023年6月逐步淘汰LIBOR，公司将与贷款人合作对受LIBOR影响的债务协议进行修订[207] 衍生品公允价值测试 - 公司对液化供应衍生品公允价值进行敏感性测试，模拟天然气商品价格变动10%的情况，2021年9月30日公允价值为3.3亿美元，变动值为2000万美元[219]

液化项目生产与建设情况 - 截至2021年7月31日，液化项目累计生产、装载和出口约1350批LNG货物，总量超9000万公吨[147] - 萨宾帕斯LNG终端预计2022年上半年完成建设，总产能约3000万吨/年[144] - 液化项目6号列车截至2021年6月30日整体项目完成百分比为89.6%，预计2022年上半年基本完成[178] - 液化项目6号列车的EPC合同总价约为25亿美元，截至2021年6月30日已产生21亿美元费用[188] 债务发行与融资情况 - 2021年，SPL签订一系列私募协议，出售约3.47亿美元2037年到期的高级担保票据[148] - 2021年3月，Cheniere Partners发行约15亿美元2031年到期、利率4.000%的高级票据[148] - 2021年，SPL签订了一系列票据购买协议，拟私募发行总计约3.47亿美元的2037 SPL私募高级担保票据，预计于2021年下半年发行[199] - 2021年上半年，公司发行了总计15亿美元的2031 CQP高级票据，产生2000万美元的债务发行成本，赎回了所有未偿还的2025 CQP高级票据，支付了4000万美元的债务清偿成本[208] - 2020年上半年，公司签订了2020 SPL营运资金安排，发行了总计20亿美元的2030 SPL高级票据，产生3400万美元的债务发行成本和3900万美元的债务清偿成本[209] - 2020年3月，SPL签订了2020 SPL营运资金安排，总承付款项为12亿美元，将于2025年3月19日到期，可经贷款人同意后延期[200][201] 公司收入情况 - 2021年第二季度，公司净收入较2020年同期减少1100万美元[151] - 2021年上半年，公司净收入较2020年同期减少9900万美元[152] - 2021年第二季度，公司总收入较2020年同期增加4.19亿美元[154] - 2021年上半年，公司总收入较2020年同期增加6.64亿美元[154] - 2021年第二季度，LNG收入较2020年同期增加2.65亿美元[154] - 2021年上半年，LNG收入较2020年同期增加4.85亿美元[154] - 2021年截至6月30日的几个月，公司总收入为4.25亿美元，净收入为6900万美元[174] 成本与费用情况 - 2021年3个月和6个月运营成本和费用分别为12.85亿美元和26.3亿美元，较2020年同期增加4.99亿美元和7.9亿美元[158] - 2021年3个月和6个月销售成本分别为8.88亿美元和18.36亿美元，较2020年同期增加4.9亿美元和7.39亿美元[158] - 2021年3个月和6个月关联方销售成本分别为1200万美元和5400万美元，较2020年同期增加700万美元和4900万美元[158] 利息与债务损失情况 - 2021年3个月和6个月净利息费用分别为2.09亿美元和4.26亿美元，较2020年同期减少2700万美元和4400万美元[160] - 2021年3个月债务修改或清偿损失为0，较2020年同期减少4200万美元；6个月为5400万美元，较2020年同期增加1100万美元[160] 现金及等价物与受限现金情况 - 2021年6月30日现金及现金等价物为12.39亿美元，较2020年12月31日增加2900万美元[164] - 2021年6月30日液化项目指定受限现金为6500万美元，较2020年12月31日减少3200万美元[164] 高级票据担保与赎回情况 - 2026年到期的11亿美元5.625%高级票据、2029年到期的15亿美元4.500%高级票据和2031年到期的高级票据由子公司共同及个别担保[165] - 在特定日期前，公司可按特定价格赎回部分或全部CQP高级票据，特定日期后可按契约规定价格赎回[166] - 若公司及CQP担保人的有担保债务超过15亿美元或净有形资产的10%，CQP高级票据将与2019年CQP信贷安排同等担保[167] 公司资产与负债情况 - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司总资产分别为40.26亿美元和26.1亿美元，总负债分别为44.23亿美元和44.4亿美元[172] 循环信贷安排情况 - 公司有7.5亿美元的循环信贷安排，截至2021年6月30日和2020年12月31日，可用承付款为7.5亿美元，无信用证发行或贷款未偿还[175] 长期销售协议情况 - 公司与第三方签订的长期销售协议中，1 - 5号列车第三方客户每年固定费用约为29亿美元，6号列车首次商业交付后预计增至至少33亿美元[183] 天然气原料供应情况 - 截至2021年6月30日，公司通过长短期天然气供应合同确保了多达约5025TBtu的天然气原料[185] 萨宾帕斯LNG终端情况 - 萨宾帕斯LNG终端再气化产能约为40亿立方英尺/天，LNG储存总容量约为170亿立方英尺当量[189] - 第三方每年向公司支付的再气化容量费用，道达尔和雪佛龙各约1.25亿美元，公司向SPLNG支付约2.5亿美元[189][190] 资本资源情况 - 公司预计液化项目的资本资源需求将通过项目债务、借款、销售协议现金流和股权出资来融资[192] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司借款和可用承付款项的总资本资源均为197亿美元，高级票据均为177.5亿美元，已开具信用证分别为3.96亿美元和4.13亿美元，信贷安排下的可用承付款项分别为15.54亿美元和15.37亿美元[194] 公司现金流情况 - 2021年上半年，公司经营活动提供的净现金为10.75亿美元，2020年同期为8.74亿美元，同比增加2.01亿美元[206][207] - 2021年上半年和2020年上半年，公司物业、厂房及设备的现金流出分别为3.16亿美元和5.81亿美元[206] 股东分配情况 - 2021年5月14日，公司向普通股股东每股分配0.66美元，向普通合伙人单位分配700万美元，向激励分配权持有人分配3000万美元；2021年7月27日，公司宣布向普通股股东每股分配0.665美元[212] 债务协议遵守与修订情况 - 截至2021年6月30日，公司和SPL均遵守了各自债务协议的所有契约[203] - LIBOR预计将于2023年6月逐步淘汰，公司将与贷款人合作对受LIBOR影响的债务协议进行修订[204] 商品衍生品情况 - 公司为液化项目的调试和运营签订了天然气供应合同组成的商品衍生品[216] - 管理层模拟天然气商品价格每个交付地点变动10%，以测试液化供应衍生品公允价值的敏感性[216] - 2021年6月30日，液化供应衍生品公允价值为1500万美元，变动值为300万美元[216] - 2020年12月31日，液化供应衍生品公允价值为 - 2100万美元，变动值为400万美元[216]

项目运营情况 - [截至2021年4月30日，液化项目累计生产、装载和出口超1250批LNG货物，总量超8500万吨][145] - [Sabine Pass LNG终端目前运营5条天然气液化Train，正在建设1条，预计2022年上半年基本完成，届时总产能约3000万吨/年][144] - [公司拥有并运营的再气化设施包括5个LNG储罐，总容量约170亿立方英尺当量，2个现有海运泊位和1个在建泊位，再气化能力约40亿立方英尺/天][144] - [液化项目目前运营五列火车和两个海运泊位，正在建设一列火车和第三个海运泊位，预计2022年上半年基本完成，截至2021年3月31日，火车6整体项目完成率为83.0%][180] - [美国能源部已授权萨宾帕斯LNG终端向FTA和非FTA国家出口LNG，不同火车组合有不同出口量和期限授权][180] - [2019年9月提交申请，寻求授权从液化项目向FTA国家出口25年、向非FTA国家出口20年，总量约153 Bcf/年天然气，能源部已授权向FTA国家出口，向非FTA国家出口授权待批][182] - [液化项目1至6号生产线与客户签订长期销售协议，提供约占总产能75%的液化天然气，潜在可增至约85%，第三方客户每年固定费用约29亿美元，生效新协议后至少增至33亿美元][184][185] - [Cheniere Marketing与公司签订协议，可选择购买超额液化天然气，2021年最多30船，2021 - 2026年最多31船，价格为亨利中心价格的115%加额外费用][186] - [截至2021年3月31日，公司通过长短期合同确保约4974TBtu天然气原料供应，剩余期限最长达10年][187] - [液化项目6号生产线EPC合同总价约25亿美元，截至2021年3月31日已产生20亿美元费用][189] - [萨宾帕斯液化天然气终端再气化能力约40亿立方英尺/天，储存能力约170亿立方英尺，部分能力已被第三方预订，相关方需支付固定费用][190][192][193] 财务指标情况 - [2021年第一季度净收入为3.47亿美元，较2020年同期减少8800万美元，主要因高级票据extinguishment损失增加、天然气原料价格上涨、销量减少及商品相关衍生品收益未重现][149][151] - [2021年第一季度总收入为19.63亿美元，较2020年同期增加2.45亿美元，主要因每MMBtu收入增加][153][154] - [2021年第一季度LNG收入为16.69亿美元，较2020年同期增加2.2亿美元][153] - [2021年第一季度总运营成本和费用为13.45亿美元，较2020年同期增加2.91亿美元，主要因销售成本增加][156] - [销售成本增加主要因天然气原料价格上涨，2021年第一季度销售成本为9.48亿美元，较2020年同期增加2.49亿美元][156][158] - [2021年第一季度利息支出净额为2.17亿美元，较2020年同期的2.34亿美元有所下降，主要因再融资高成本债务致利息成本降低][161] - [2021年第一季度债务修改或清偿损失为5400万美元，较2020年同期的100万美元大幅增加，因赎回2025 CQP高级票据产生债务清偿成本][162] - [截至2021年3月31日，公司现金及现金等价物为12.19亿美元，受限现金为1.23亿美元，较2020年12月31日有所增加][164] - [2021年第一季度其他费用总计2.71亿美元，较2020年同期的2.29亿美元有所增加][161] - [2021年第一季度公司总收入为2.12亿美元，运营成本和费用为9200万美元，运营收入为1.2亿美元，净利润为1000万美元][174] - [截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司借款和可用承诺的资本资源总计197亿美元][196] - [2021年第一季度经营活动净现金流入为5.88亿美元，2020年同期为5.35亿美元，同比增加5300万美元，主要与营运资金有关][208][209] - [2021年第一季度发行了总计15亿美元的2031 CQP高级票据，产生1900万美元的债务发行成本，用于赎回所有未偿还的2025 CQP高级票据，并支付4000万美元的债务清偿成本][208][210] - [2020年第一季度签订2020 SPL营运资金安排以取代2015 SPL营运资金安排，产生700万美元的债务发行成本][211] - [2021年第一季度物业、厂房及设备现金流出为1.46亿美元，主要用于液化项目建设成本][208][213] - [2021年第一季度向所有者分配现金3.51亿美元，2020年同期为3.3亿美元；2021年4月26日宣布每股普通股分配0.66美元][208][214] 债务情况 - [2021年2月，SPL签订约1.47亿美元2.95%高级担保票据购买协议，预计下半年发行，用于refinance部分2022年到期高级担保票据][147] - [2021年3月，公司发行约15亿美元4.000% 2031年到期高级票据，所得款项用于refinance 2025年到期5.250%高级票据及支付相关费用][147] - [公司有11亿美元的5.625% 2026年到期高级票据、15亿美元的4.500% 2029年到期高级票据和2031年到期高级票据，由子公司共同及个别担保][165] - [2019 CQP信贷安排下有7.5亿美元循环信贷额度，截至2021年3月31日和2020年12月31日，可用承诺均为7.5亿美元，无信用证或贷款未偿还][164][175] - [2021年2月，公司签订协议将私募发行约1.47亿美元2.95%的2037年高级担保票据，预计下半年发行，用于再融资2022年到期票据][201] - [2020年公司设立12亿美元营运资金信贷安排，截至2021年3月31日和2020年12月31日，可用承诺7.87亿美元，已发行信用证4.13亿美元，无未偿还借款][202] - [截至2021年3月31日，公司和SPL遵守所有债务协议相关契约][206] - [伦敦银行同业拆借利率预计2023年6月逐步淘汰，公司将与贷款人合作修订相关债务协议][207] 其他情况 - [截至2021年3月31日，公司没有可能对合并财务状况或经营成果产生重大影响的表外安排][215] - [公司关键会计估计与2020年年度报告相比无重大变化][216] - [公司签订了用于液化项目调试和运营的天然气供应合同等商品衍生品，管理层模拟天然气商品价格变动10%时，2021年3月31日公允价值变动为300万美元，2020年12月31日为400万美元][218]