财务业绩 - Cheniere Partners宣布2023年第四季度和全年财务业绩，收入分别为27亿美元和97亿美元，净收入分别为9.06亿美元和43亿美元，调整后的EBITDA分别为11亿美元和36亿美元[1][2] - 公司资产总额分别为$18,102和$19,633，对应2023年和2022年[27] - 公司总负债和合伙人赤字分别为$18,102和$19,633，对应2023年和2022年[27] 现金分配 - Cheniere Partners宣布2023年第四季度的现金分配为每个普通单位1.035美元，将于2024年2月14日支付[3] - 公司发布2024年全年分配指导，每个普通单位为3.15美元至3.35美元，保持基本分配为3.10美元[4] 财务衡量指标 - Adjusted EBITDA是一个常用的财务衡量指标，用于评估公司资产的财务表现，不考虑融资方法、资本结构或历史成本基础[29]

LNG生产与出口 - 截至2024年2月16日，液化项目已累计生产、装载和出口约2410批LNG货物，总计约1.65亿吨LNG[40] 天然气价格趋势 - 2023年TTF月度结算价格平均为13.73美元/MMBtu，同比下降66%，较2021年下降4.6%[42] - 2023年JKM平均结算价格为16.13美元/MMBtu，同比下降53%[42] - 2023年Henry Hub平均结算价格为2.74美元/MMBtu，较2022年的6.64美元/MMBtu下降约59%[43] 合同与协议 - 公司通过SPA和IPM协议，已签订约85%的液化项目预期产量，合同加权平均剩余期限约为14年[37] 财务活动与评级 - 2023年6月，公司发行了14亿美元的5.950%优先票据，用于赎回2024年到期的14亿美元优先票据[41] - 2023年8月，Fitch将SPL的高级担保债务和发行人信用评级从BBB上调至BBB+，展望稳定[41] - 2023年2月，S&P将SPL的发行人信用评级从BBB上调至BBB+，展望稳定[41] - 2023年全年，公司宣布每股普通股分配总额为4.12美元，2024年1月26日宣布第四季度每股普通股现金分配为1.035美元[41] 网络安全策略 - 公司采用“识别、保护、检测、响应和恢复”的网络安全策略，基于NIST网络安全框架，并定期评估和优化网络安全计划[52]

营收和净收入 - 2023年第四季度和全年，Cheniere Partners的营收分别为27亿美元和97亿美元，净收入分别为9.06亿美元和43亿美元[2] - 2023年第四季度，净收入约为9.06亿美元，全年净收入约为43亿美元，主要由于衍生品组合公允价值变化的影响[7] 分配和现金分配 - 2024年全年每股普通单位分配指引为3.15 - 3.35美元，保持每股普通单位的基本分配为3.10美元[4] - 2023年第四季度，Cheniere Partners宣布每股普通单位的现金分配为1.035美元，将于2024年2月14日支付[3] LNG出口和装载量 - 2023年第四季度，LNG出口量为115批次，装载量为419 TBtu，全年LNG出口量为425批次，装载量为1,536 TBtu[7] EBITDA和可用流动性 - 2023年第四季度，调整后的EBITDA为10.5亿美元，全年调整后的EBITDA为36.26亿美元，较去年同期分别下降34%和28%[8] - 2023年第四季度，Cheniere Partners的总可用流动性约为24亿美元，现金及现金等价物约为5.75亿美元[11] SPL项目情况 - 2023年11月，SPL用手头现金赎回了5,000万美元的2024年SPL优先票据[12] - SPL项目已生产、装载和出口约2,410批次LNG，总计约1.65亿吨[14] - SPL扩建项目总产能约为20 mtpa LNG，预计将在2024年第一季度向FERC提交批准申请[15] 资产和净利润 - 2023年12月31日，Cheniere Energy Partners, L.P.的总资产为186.1亿美元，较2022年底下降了1,531亿美元[24] - 2023年12月31日，Cheniere Energy Partners, L.P.的净利润为906百万美元，较2022年同期下降了1,605百万美元[25] 财务衡量指标 - Adjusted EBITDA是一个常用的财务衡量指标，用于评估公司的运营绩效，不考虑融资方式、资本结构或历史成本基础[26] - Adjusted EBITDA是通过将净利润调整为不考虑某些非现金项目、其他非经营收入或支出项目以及其他不预测或不表明持续经营绩效的项目来计算的[27]

公司升级交易所 - Cheniere Energy, Inc.和Cheniere Energy Partners, L.P.宣布将从纽约证券交易所美国股票交易所（NYSE American）升级至纽约证券交易所（NYSE）[1] - Cheniere和Cheniere Partners的股票将于2024年2月2日收盘后停止在NYSE American上交易，并于2024年2月5日开盘后在NYSE上交易[2] 公司背景介绍 - Cheniere是美国领先的液化天然气（LNG）生产和出口商，拥有世界上最大的液化平台，总产能约为45百万吨/年，总部位于休斯敦，还在伦敦、新加坡、北京、东京和华盛顿设有办事处[3] - Cheniere Partners拥有位于路易斯安那州卡梅伦郡的Sabine Pass LNG终端，拥有六个液化列车，总产能约为30百万吨/年，还拥有Creole Trail Pipeline[4]

行业背景 - 绿色能源在过去几十年中获得了广泛关注 化石燃料行业面临压力 [1] - COP28会议达成协议 承诺逐步减少化石燃料使用 转向可再生能源 超过一半的与会国家同意“逐步减少”或“逐步淘汰”石油生产 [1] Dril-Quip (DRQ) - 公司为陆上和海上石油钻探提供设备和服务 包括井口 海面连接设备和现有井改造 [5] - 最新财报显示收入同比增长33%至1.172亿美元 但整体费用膨胀导致季度亏损703万美元 去年同期盈利1330万美元 [5] - 最近两个季度每股收益低于预期 分别为-175%和-287.5% 公司不支付股息 [6] RPC (RES) - 公司是一家石油和天然气服务控股公司 业务涵盖技术和服务支持 通过多个子公司运营 [9] - 最新季度报告显示总收入从4.596亿美元下降至3.304亿美元 技术服务的营业利润从8950万美元下降至1890万美元 [9] - 税前收入从9220万美元下降至2490万美元 每股收益低于预期66.67% [9] - 美国钻井数量减少和油价同比下降11.5%影响了公司运营 [10] Cheniere Energy Partners LP (CQP) - 公司是一家石油生产和管道公司 提供液化天然气 并开发和建设天然气液化和再气化设施 [13] - 季度盈利超出预期13.21% 但总收入从49.8亿美元下降至21.3亿美元 [13] - 股价从52周高点62.34美元下跌约18% [14]

财务表现 - 2023年第三季度，公司宣布每股普通股的现金分配为1.03美元[57] - 2023年第三季度，公司总收入为21.28亿美元，较去年同期下降28.48亿美元[62] - 公司运营成本和费用为11.4亿美元，较去年同期下降41.35亿美元[62] - 公司净利润为7.91亿美元，较去年同期增长13.05亿美元[62] - 2023年第三季度液化项目的LNG装载和认可运营量为362 TBtu，与2022年同期相比略有下降[63] - 2023年前三季度净收入增加13亿美元，主要归因于衍生品公允价值和结算的有利变化[63] - 2023年前三季度营收减少28亿美元，主要由于MMBtu价格下降和再气化收入减少[63] - 2023年前三季度运营成本和费用减少41亿美元，主要由于衍生品公允价值和结算的有利变化以及天然气原料成本降低[64] - 2023年前三季度第三方运营和维护费用增加22百万美元，主要是由于计划内大规模维护活动的完成[65] 资金运作 - 2023年9月30日可用流动性总额为22.5亿美元，主要通过经营现金流和信贷设施的可用承诺来满足短期和长期现金需求[70] - 尽管存在一些限制，公司认为各独立资本结构有足够的灵活性来满足当前预期的现金需求[72] - 2023年前9个月，公司从债务发行中获得了13.97亿美元[78] - 2023年前9个月，公司用现金和债务赎回了总计16.5亿美元的债务[78] - 2023年前9个月，公司发行了14亿美元的2033年CQP高级票据，用于赎回2024年SPL高级票据[78] - 2023年前9个月，公司向合伙人分配了总计21.9亿美元的现金[78] - 2023年前9个月，公司向Cheniere Terminals分配了800万美元的现金[79] - 2023年前9个月，公司向普通合伙人分配了1.03美元每股的现金分配[79] 风险管理 - 衍生工具的收益和损失主要用于管理商品相关的市场和价格风险，根据公允价值报告在财务报表中[67] - 衍生工具的使用可能导致业绩持续波动，取决于市场定价、对手方信用风险等因素[68] - 公司对市场风险进行了敏感性测试，发现液化供应衍生品的公允价值受到天然气价格变化的影响[83]

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]