财务状况 - 截至2019年12月31日，公司合并基础上有18亿美元现金及现金等价物、2亿美元当前受限现金和178亿美元未偿总债务，不包括4.14亿美元未偿信用证总额[98] - 公司现有现金资源水平和大量债务可能导致流动性不足，影响业务和财务状况[97] - 截至2019年12月31日，公司合并债务总额为178亿美元（未摊销溢价、折价和债务发行成本前）[203] - 2021 - 2037年公司债务到期情况为：2021年到期20亿美元，2022年到期10亿美元，2023年到期15亿美元，2024年到期20亿美元，2024 - 2029年到期约105亿美元，2037年到期8亿美元[203] - 2019年公司在普通股、次级股及相关普通合伙人单位（包括激励分配权）上支付的总分配金额为13亿美元[197] 客户与合同 - 公司依赖客户履行长期合同付款义务，截至2019年12月31日，SPL与8家第三方客户有SPAs，SPLNG与2家第三方客户有TUAs[103] - SPLNG与道达尔和雪佛龙的运输使用协议将于2029年到期（除非延期），SPL的销售和购买协议将于2033年开始到期（除非延期）[203] 风险因素 - 市场与价格 - 公司为减少天然气采购风险使用套期保值安排，但可能面临供应不足、交易对手违约、价格差异变化等导致财务损失的风险[106] - 公司面临监管风险，如多德 - 弗兰克法案及相关规则可能影响其套期保值能力和成本[107][108][114] - 液化天然气（LNG）和天然气需求及价格的周期性或其他变化可能对公司业务产生重大不利影响[150][154] - LNG若无法成为有竞争力的能源来源，可能影响客户并对公司业务产生重大不利影响[155][160] - 液化项目面临液化天然气价格竞争，多种因素可能影响其潜在需求[168] 风险因素 - 运营与建设 - 萨宾帕斯液化天然气终端、液化项目等设施运营面临效率低下、设备故障、操作失误等风险[116][118] - 6号列车或未来列车建设可能出现成本超支和延误，且难以获得足够融资支付成本和应对延误[119] - 飓风等灾害可能导致公司运营中断、项目建设延迟、设施受损和保险成本增加[122][123] - 公司设施的设计、建设和运营需获得政府和监管机构的批准和许可，无法获得或维持这些许可会产生重大不利影响[124][127] - 列车建设延迟可能导致收入减少或客户终止销售与购买协议（SPAs），对公司业务等产生重大不利影响[128][129] - 公司依赖Bechtel等承包商完成液化项目，承包商表现不佳可能导致项目延迟和成本增加[139][141] - 第三方管道和设施不可用可能限制公司满足SPAs义务和运输天然气的能力，减少收入[142][143] - 公司可能无法购买或接收足够天然气以满足SPAs交付义务，客户有权终止协议[145][146] - 公司面临建设和运营风险，部分风险未投保，重大未保险事件可能产生重大不利影响[147][149] - 液化天然气船建造和交付可能因船厂数量不足、政治经济干扰等因素延迟，影响公司业务[165] - 公司可能无法以经济条款确保足够的管道运输能力，影响天然气供应[166] 风险因素 - 其他 - 恐怖袭击、网络事件或军事行动可能影响公司业务，增加成本并减少现金流[171] - 现有和未来环境法规可能增加公司合规、运营或建设成本及限制[172] - 克里奥尔小径管道受FERC监管，违规可能面临最高每天130万美元的罚款[177][178] - 重大健康和安全事故可能导致潜在责任和声誉损害[179] 人员情况 - 截至2020年1月31日，Cheniere及其子公司有1530名全职员工，其中490人直接支持Sabine Pass LNG终端运营[131] - 公司依赖Cheniere提供关键人员，人员短缺或流失可能对业务产生重大不利影响[130][131] 业务交易 - Cheniere Marketing将以亨利枢纽价格的115%加每百万英热单位1.67美元的价格，购买2020年交付的多达43批货物[134] 业务发展 - 2020年公司预计收入主要依赖萨宾帕斯液化天然气终端，缺乏多元化[188] - 公司若无法进行增值收购或资本扩张项目，未来增长和向单位持有人增加分配的能力将受限[189] - 公司进行收购可能面临业务整合困难、流动性下降等风险[193] 公司治理与利益冲突 - 公司普通合伙人及其关联方存在利益冲突和有限的信托责任，可能会损害公司和单位持有人的利益[216] - 切尼尔能源公司不受限制与公司竞争，可自由开发、运营和处置液化天然气设施、管道等资产[221] - 公司合伙协议限制了普通合伙人对单位持有人的信托责任，并限制了单位持有人对普通合伙人可能构成违反信托责任行为的补救措施[223] - 公司单位持有人只有有限的投票权，无权选举普通合伙人或其董事会成员，这可能会降低普通股的交易价格[225] - 移除普通合伙人需至少三分之二已发行普通股和次级股持有人投票通过，Cheniere持有48.6%股份但禁止投票支持移除[228] - 普通合伙人可不经单位持有人同意将控制权转让给第三方[229] - 持有20%或以上任何类别单位的单位持有人（普通合伙人及其关联方除外）投票权受限[230][231] - 未经普通合伙人批准，收购15%或以上有限合伙人单位的单位持有人（普通合伙人及其关联方除外）三年内不得与公司进行业务合并[232][233] 股票与市场价格 - 2017 - 2019年，普通股市场价格在26.41美元至49.30美元之间波动[240] - 截至2019年12月31日，Cheniere持有1.04488671亿股普通股和1.35383831亿股次级股，黑石及其关联方持有2.02450687亿股普通股待售[244] - 截至2020年2月19日，公司有3.486亿份流通在外的普通股，由10名登记持有人持有[288] 税务风险 - 若公司被视为联邦所得税目的的公司，可分配给单位持有人的现金将大幅减少[245][247] - 公司按每月第一个工作日的普通股所有权比例分配收入、收益、损失和扣除项目，若被IRS挑战可能需更改分配方式[256] - IRS对公司采取的联邦所得税立场提出异议，可能影响普通股市场和交易价格，相关成本由单位持有人和普通合伙人承担[257][258] - 若IRS对2017年12月31日后的所得税申报表进行审计调整，公司承担付款可能导致可分配现金大幅减少[259] - 2015年两党预算法案规定，2017年12月31日后开始的纳税年度，若IRS对公司所得税申报表进行审计调整，可能直接向公司征收相关税款，当前单位持有人可能承担部分或全部税务责任，公司可分配现金可能大幅减少[260] - 单位持有人可能需为公司应税收入份额纳税，即使未收到现金分配[262] - 公司分配收入、收益、损失和扣除项目时，可能不伴随现金分配，特定分配会影响其他单位持有人的分配[264] - 单位持有人出售普通股时，税务收益或损失可能与预期不同，可能产生应税收入或税务责任[265] - 非美国单位持有人需就持有普通股的收入和收益缴纳美国税款并进行预扣[269] 单位分配 - 公司可用于向单位持有人分配的现金主要取决于现金流，而非仅取决于盈利能力[211] - 公司向普通股和次级股支付的分配金额可能无法维持或增加，除非进行增值收购或实施增值资本扩张项目[213] - 公司按季度考虑向单位持有人进行现金分配，但未来分配情况取决于未来收益、现金流、资本需求、财务状况等因素，2019年的CQP信贷安排可能限制分配能力[289] - 公司现金分配政策与合伙协议一致，要求按季度分配所有可用现金[291] - 公司拥有1.354亿份次级单位，占2019年12月31日有限合伙权益的28.0%[292] - 普通单位在次级单位获得运营盈余可用现金分配前，有权获得每季度0.425美元的初始季度分配及任何欠款[292] - 2010年6月30日至2017年6月30日季度，公司未对次级单位支付分配，2017年9月30日季度恢复现金分配[293] - 次级期将持续到满足特定条件的首个工作日，包括连续三个非重叠四个季度各单位分配达标、调整后运营盈余达标且普通单位无欠款[294] 股份转换与获得 - 2017年8月2日，Cheniere Energy Partners LP Holdings, LLC持有的4530万份B类单位和Blackstone CQP Holdco持有的1亿份B类单位按合伙协议规定强制转换为普通股[290] - 公司上市时，Cheniere获得1.354亿份次级单位[290]

液化项目产能与设施情况 - 液化项目中每列火车预计名义产能约为450万吨/年LNG[193] - 再气化设施有5个LNG储罐，总容量约169亿立方英尺天然气当量，2个海洋泊位可容纳最大26.6万立方米的船只，气化器再气化能力约40亿立方英尺/天[193] - 萨宾帕斯液化天然气终端再气化产能约为40亿立方英尺/天，液化天然气总存储容量约为169亿立方英尺当量[220] 液化项目生产与交付情况 - 截至2019年10月25日，液化项目累计生产、装载和出口约800批LNG货物，总计约5500万吨LNG[194] 公司融资情况 - 2019年9月，公司发行15亿美元2029年到期、利率4.500%的高级票据[196][198] 公司财务关键指标变化 - 2019年9月30日现金及现金等价物为17.07亿美元，2018年12月31日为0[197] - 2019年9月30日液化项目受限现金为1.85亿美元，2018年12月31日为7.56亿美元[197] - 2019年9月30日SPL营运资本信贷安排可用承付款为7.86亿美元，2018年12月31日为7.75亿美元[197] - 2019年9月30日2019年CQP信贷安排可用承付款为7.5亿美元，2018年12月31日为0[197] - 2019年9月30日，公司借款和可用承诺的总资本资源为197亿美元，2018年12月31日为174.5亿美元[225] - 2019年前三季度经营现金净流入9.77亿美元，2018年同期为12.64亿美元，减少2.87亿美元[237][241] - 2019年前三季度投资现金净流出11.57亿美元，2018年同期为5.78亿美元[237][242] - 2019年前三季度融资现金净流入5.31亿美元，2018年同期净流出8.18亿美元[237][245] - 2019年第三季度净利润1.1亿美元，合每股0.19美元；2018年同期净利润3.07亿美元，合每股0.60美元，减少1.97亿美元[249] - 2019年前三季度净利润7.27亿美元，合每股1.38美元；2018年同期净利润9.23亿美元，合每股1.82美元，减少1.96亿美元[250] - 2019年第三季度总营收14.76亿美元，2018年同期为15.29亿美元，减少0.53亿美元[253] - 2019年前三季度总营收49.3亿美元，2018年同期为45.29亿美元，增加4.01亿美元[253] - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，公司从相关交易中实现的收益和其他收入分别为3500万美元和6700万美元；九个月分别为1.14亿美元和1.27亿美元[256] - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，销售成本分别为7.42亿美元和7.56亿美元，变化为 - 1400万美元；九个月分别为25.01亿美元和22.91亿美元，变化为2.1亿美元[257] - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，总运营成本和费用分别为11.3亿美元和10.37亿美元，变化为9300万美元；九个月分别为35.66亿美元和30.74亿美元，变化为4.92亿美元[257] - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，净利息费用分别为2.31亿美元和1.83亿美元，变化为4800万美元；九个月分别为6.48亿美元和5.52亿美元，变化为9600万美元[262] - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，公司分别产生总利息成本2.46亿美元和2.35亿美元，分别资本化1500万美元和5200万美元；九个月分别产生总利息成本7.18亿美元和7.01亿美元，分别资本化7000万美元和1.49亿美元[262] - 2019年债务修改或清偿损失为1300万美元，与终止2019年CQP信贷安排下7.5亿美元的承付款项有关；2018年该损失归因于终止2016年CQP信贷安排下约12亿美元承付款项产生的第三方费用和未摊销债务发行成本的注销[263] - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，净衍生工具收益分别为0和 - 200万美元，变化为200万美元；九个月分别为0和 - 1300万美元，变化为1300万美元[262] CQP信贷安排情况 - 2019年CQP信贷安排中，CQP循环信贷安排下，LIBOR贷款适用利差为每年1.25% - 2.125%，基准利率贷款适用利差为每年0.25% - 1.125%[205] - 2019年5月，2016年CQP信贷安排剩余承付款项终止[203] - 承诺费按伦敦银行同业拆借利率贷款保证金年利率30%乘以未提取承诺的日均金额计算，按季支付[206] - 2019年CQP信贷安排于2024年5月29日到期，未偿还余额可随时全额或部分偿还，无溢价或罚款[207] 液化项目6号列车情况 - 截至2019年9月30日，液化项目6号列车整体完工率38.1%，预计2023年上半年基本完工[2010] - 液化项目6号列车的工程、采购和施工合同总价约为25亿美元，包括可选的第三个海运泊位费用[219] 液化天然气销售协议情况 - 公司与八家第三方签订至少20年固定价格销售与购买协议，提供的液化天然气总量约为预期总调整名义产能的75% - 85%[213] - 第三方销售与购买协议客户每年支付的固定费用部分，1 - 4号列车约为23亿美元，5号列车2019年9月首次商业交付后增至29亿美元，6号列车首次商业交付后至少增至33亿美元[215] 天然气原料供应情况 - 截至2019年9月30日，公司通过最长十年的天然气供应合同确保了约4108万亿英热单位的天然气原料[217] 液化天然气终端成本抵消情况 - 2019年9月30日止九个月，公司因销售调试货物实现液化天然气终端成本抵消4800万美元[224] - 2019年前三季度，公司因出售调试货物实现对LNG终端成本的抵减4800万美元，对应10TBtu的LNG[254] 公司股息派发情况 - 2019年10月28日，公司宣布向普通股和次级股股东每股派发0.62美元，将于11月14日支付[247] 公司资产负债表外安排情况 - 截至2019年9月30日，公司没有符合资产负债表外安排定义且可能对合并财务状况或经营成果产生当前或未来重大影响的交易[265] 液化供应衍生品公允价值情况 - 为测试液化供应衍生品公允价值对基础商品价格变化的敏感性，管理层模拟天然气商品价格在每个交付地点变化10%，2019年9月30日公允价值为 - 2400万美元，公允价值变化为600万美元；2018年12月31日公允价值为 - 4300万美元，公允价值变化为700万美元[268] SPL营运资本信贷安排信用证情况 - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，SPL营运资本信贷安排可用承付款分别为7.86亿美元和7.75亿美元，已发行信用证总额分别为4.14亿美元和4.25亿美元[232]

公司设施情况 - 公司运营6个天然气液化设施，1 - 5号列车已运营，6号列车在建，每列名义产能约450万吨/年LNG；拥有再气化设施，含5个总容量约169亿立方英尺的LNG储罐等[182] - 再气化设施运营能力约4.0 Bcf/d，存储能力约16.9 Bcfe，部分能力已被第三方和公司自身预订[208][209] 项目生产与出口情况 - 截至2019年7月31日，液化项目累计生产、装载和出口约725批LNG货物[183] 信贷安排情况 - 2019年5月，公司签订15亿美元信贷安排，含7.5亿美元延迟提取定期贷款和7.5亿美元循环信贷安排，用于液化项目6号列车等建设[185] - 2019年5月，2016年信贷安排剩余承诺终止[191] - 2019年CQP信贷安排含7.5亿美元定期贷款和7.5亿美元循环信贷安排，用于液化项目6号列车建设等[192] - 2019年CQP信贷安排贷款按可变利率计息，2024年5月29日到期[193][195] - 2019年CQP信贷安排由除SPL等部分子公司外的其他子公司无条件担保[196] 资金与票据情况 - 2019年6月30日，公司现金及现金等价物为10.16亿美元，受限现金中液化项目为5.96亿美元[186] - 公司有15亿美元的5.250% 2025年到期高级票据和11亿美元的5.625% 2026年到期高级票据[187] - 2025年高级票据在2020年10月1日前、2026年高级票据在2021年10月1日前，可按特定价格赎回部分或全部[188] - 2019年6月30日和2018年12月31日，借款和可用承诺的总资本资源分别为189.5亿美元和174.5亿美元[213] - SPL高级票据以SPL成员权益和资产作担保，不同系列有不同赎回条款和限制契约[216][217][219] - SPL营运资金贷款安排可增加最高7.6亿美元承诺，6号列车债务融资完成后可再增加3.9亿美元，2019年6月30日可用承诺7.85亿美元[220] 6号列车建设情况 - 液化项目6号列车整体完工百分比为32.4%，预计2023年上半年基本完工[198] - 6号列车EPC合同总价约25亿美元，含可选的第三个海运泊位费用[207] 销售与供应合同情况 - 公司与八家第三方签订SPA，提供约75% - 85%预期产量的LNG，第三方每年固定费用1 - 4号列车约23亿美元，5号列车交付后增至29亿美元[201][203] - 截至2019年6月30日，公司通过长短期合同确保约3437 TBtu天然气原料供应[205] - 2019年5月3日至12月31日，Cheniere Marketing将购买约7000万MMBtu的20批货物，价格为亨利枢纽价格的115%加每MMBtu 2美元[204] 现金流情况 - 2019年和2018年上半年运营现金流净流入分别为6.4亿美元和8.05亿美元，2019年较2018年减少1.65亿美元[225][227] - 2019年和2018年上半年投资现金流净流出分别为5.86亿美元和3.45亿美元，主要用于液化项目建设成本[225][228] - 2019年和2018年上半年融资现金流净流入分别为0.17亿美元和净流出5.28亿美元，2019年主要因借款6.49亿美元和向单位持有人分配6.16亿美元，2018年主要因向单位持有人分配5.27亿美元[225][229] 收入与营收情况 - 2019年第二季度合并净收入为2.32亿美元，合每股0.44美元，2018年同期为2.81亿美元，合每股0.55美元，减少4900万美元[233] - 2019年上半年合并净收入为6.17亿美元，合每股1.19美元，2018年同期为6.16亿美元，合每股1.22美元[236] - 2019年第二季度和上半年总营收分别为17.05亿美元和34.54亿美元，2018年同期分别为14.07亿美元和30亿美元，增长主要归因于液化项目5号列车完工后LNG销量增加[238] 成本与费用情况 - 2019年上半年因销售调试货物实现LNG终端成本抵消4800万美元，对应10 TBtu的LNG，2019年第二季度及2018年无此抵消[239] - 2019年第二季度和上半年从衍生品工具等交易实现收益分别为3400万美元和7900万美元，2018年同期分别为3700万美元和6000万美元[240] - 2019年第二季度和上半年总运营成本和费用分别为12.5亿美元和24.36亿美元，2018年同期分别为9.52亿美元和20.37亿美元，增长主要因新增列车运营和第三方服务维护成本增加[242] - 2019年上半年销售成本增加，因液化项目5号生产线投产使天然气原料销量增加，部分被原料价格下降和衍生品公允价值增加抵消[243] - 2019年上半年运营和维护费用增加，与项目维护成本、TUA预订费用和第三方运输存储费用增加有关[244] - 2019年上半年折旧和摊销费用增加，因液化项目5号生产线投产相关资产开始折旧[245] - 2019年3个月和6个月利息费用净额分别为230百万美元和417百万美元，较2018年分别增加46百万美元和48百万美元[246] - 2019年3个月和6个月衍生工具净收益较2018年减少，因利率互换于2018年10月终止[248] 合规与安排情况 - 截至2019年6月30日，公司和SPL遵守各自债务协议的所有契约[223] - 截至2019年6月30日，无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[249] 会计估计与测试情况 - 公司关键会计估计与2018年年报相比无重大变化[250] - 为测试液化供应衍生品公允价值对基础商品价格变化的敏感性，管理层模拟天然气商品价格变化10%，2019年6月30日公允价值为34百万美元，变动1百万美元[252]

LNG生产和出口 - 公司已累计生产和出口超过630批次的LNG货物，交付至全球31个国家和地区[166] - 公司已完成Liquefaction Project的Train 5建设，并于2019年3月开始运营[166] - 公司计划建设6个Train，目前Train 1至5已投入运营，Train 6的前期工作已开始[165] - 每个Train的标称生产能力为每年约450万吨LNG，调整后的生产能力为每年450至490万吨LNG[165] - Sabine Pass LNG终端1至4号生产线获得授权，向FTA国家出口液化天然气（LNG）30年，向非FTA国家出口20年，总量达16 mtpa（约803 Bcf/年）[179] - 5号和6号生产线获得授权，向FTA和非FTA国家出口20年，总量达503.3 Bcf/年（约10 mtpa）[179] 基础设施和设施容量 - 公司拥有Sabine Pass LNG终端的再气化设施，包括5个LNG储罐，总容量约为169亿立方英尺当量[165] - 公司拥有一条94英里的管道，连接Sabine Pass LNG终端与多个大型州际管道[165] - Sabine Pass LNG终端的再气化能力为4.0 Bcf/天，LNG储存能力为16.9 Bcfe[192] 财务和流动性 - 公司截至2019年3月31日的流动性状况包括621百万美元的Liquefaction Project限制现金和676百万美元的现金及现金等价物[170] - 公司拥有12亿美元的SPL Working Capital Facility，截至2019年3月31日可用额度为779百万美元[170] - 公司拥有2025年到期的15亿美元5.250%高级票据和2026年到期的11亿美元5.625%高级票据[171] - 公司计划在2020年2月25日到期的CQP Credit Facilities中，目前仅剩115百万美元的循环信贷额度未使用[175] - 公司预计通过项目债务、借款和SPA现金流为液化项目提供资金，截至2019年3月31日，可用资本资源为174.5亿美元[196] 销售和合同 - 公司与六家第三方签订了20年以上的固定价格销售协议（SPA），覆盖1至5号生产线，预计占这些生产线总产能的80%至95%[183] - 1至4号生产线的年固定费用约为23亿美元，5号生产线投产后将增至29亿美元[184] - 公司已通过长期和短期天然气供应合同确保了约3,542 TBtu的天然气原料[186] - 6号生产线的总合同价格约为25亿美元，包括可选第三码头泊位的预估成本[188] 运营和财务表现 - 公司2019年第一季度运营现金流入为3.44亿美元，较2018年同期的3.31亿美元增长1300万美元，主要由于LNG货物销售增加[210] - 2019年第一季度投资现金流出为2.84亿美元，主要用于液化项目的建设成本[211] - 2019年第一季度融资现金流出为3.04亿美元，主要用于向股东分配[212] - 公司2019年第一季度净收入为3.85亿美元，较2018年同期的3.35亿美元增长5000万美元，主要由于液化项目第五列投入运营[216] - 2019年第一季度LNG收入为13.67亿美元，较2018年同期的10.15亿美元增长3.52亿美元[217] - 2019年第一季度总营业收入为17.49亿美元，较2018年同期的15.93亿美元增长1.56亿美元[217] - 2019年第一季度运营成本为11.86亿美元，较2018年同期的10.85亿美元增长1.01亿美元，主要由于运营列数增加[221] - 2019年第一季度销售成本为8.79亿美元，较2018年同期的8.37亿美元增长4200万美元，主要由于天然气原料价格上升[222] - 2019年第一季度折旧和摊销费用为1.14亿美元，较2018年同期的1.05亿美元增长900万美元，主要由于第五列投入运营[224] - 2019年第一季度利息支出为1.87亿美元，与2018年同期基本持平[225]

财务数据关键指标变化 - 截至2018年12月31日，公司现金及现金等价物为零，当前受限现金为15亿美元，合并基础上的未偿债务总额为163亿美元，不包括4.25亿美元的未偿信用证总额[105] - 2016年12月31日止年度，公司净亏损为1.71亿美元，且此前数年也处于净亏损状态[106] - 2018年公司支付普通股、次级股及相关普通合伙人单位（含IDRs）的总分配额为11亿美元[207] - 截至2018年12月31日，公司合并债务总额为163亿美元（未摊销溢价、折价和债务发行成本前）[212] - 约20亿美元债务将于2021年到期，10亿美元将于2022年到期，15亿美元将于2023年到期，110亿美元将于2024 - 2028年到期，8亿美元将于2037年到期[212] - 2017年9月30日之前，公司普通股初始季度分配为每股0.425美元[207] - 2018年12月31日止三年间，公司普通股市场价格在19.22美元至40.56美元之间波动[250] 各条业务线数据关键指标变化 - 截至2018年12月31日，SPL与七家第三方客户签订了SPA，SPLNG与两家第三方客户签订了TUA[112] - SPLNG的长期TUA规定，若Sabine Pass LNG终端因不可抗力延误超过18个月，客户可终止合同[114] - 2019年公司预计的绝大部分收入将依赖位于路易斯安那州南部的Sabine Pass LNG终端[197] - SPLNG与道达尔和雪佛龙的TUAs将于2029年到期（除非延期），SPL的SPAs将于2036年开始到期（除非延期）[214] 运营风险 - 公司运营的设施面临效率低于预期、设备故障、操作失误、劳资纠纷和天气中断等运营风险[126] - 列车建设成本可能因变更订单等因素高于当前估计，且可能导致工期延长[128] - 列车建设延误可能导致收入减少或客户终止SPA合同[130] - 公司完成6号列车开发取决于能否获得额外资金，否则可能无法执行商业战略[132] - 飓风或其他灾难可能导致公司运营中断、液化项目完工延迟、建设成本增加和付款日期推迟[135] - 2005年8月和9月，卡特里娜和丽塔飓风分别导致Sabine Pass LNG终端建设临时暂停；2008年9月，艾克飓风使该终端受到轻微损坏；2017年8月，哈维飓风导致该终端建设和LNG装载作业临时暂停[136] 套期保值风险 - 公司使用套期保值安排可能因供应不足、交易对手违约或价格差异变化而遭受财务损失[115] 人员相关风险 - 截至2019年1月31日，Cheniere及其子公司有1372名全职员工，其中483人直接支持Sabine Pass LNG终端运营[142] - 公司完全依赖Cheniere提供关键人员，若无法吸引和留住合格人员，可能对业务产生不利影响[141] 关联关系风险 - 公司与Cheniere及其附属公司存在众多合同和商业关系，以及利益冲突，未来可能还有更多协议和安排[147][148] 承包商与第三方依赖风险 - 公司依赖Bechtel等承包商完成液化项目，若承包商无法按协议履行，可能导致项目延误和成本增加[150][153] - 公司依赖第三方工程师估计液化项目未来产能和性能，这些估计可能不准确[154] - 若与公司管道和设施互连的第三方管道和其他设施无法运输天然气，可能对业务产生重大不利影响[156] - 公司可能无法购买或接收足够的天然气以履行销售协议义务，这可能导致客户终止协议[158][159] 市场与行业风险 - LNG和天然气的需求和价格的周期性或其他变化，可能对公司业务、财务状况等产生重大不利影响[163] - 公司业务受LNG竞争力影响，若LNG无法成为有竞争力的能源供应替代方案，将对公司产生重大不利影响[169][172] - 多种经济和政治因素可能对LNG设施的开发、建设和运营产生负面影响，进而影响公司业务[173] - 全球LNG船只短缺可能对公司业务产生重大不利影响[175] - 公司可能无法以经济的条款确保足够的管道运输能力，影响公司业务[179] - 公司面临LNG价格竞争，多种因素可能影响Liquefaction Project的LNG潜在需求[181] 外部事件风险 - 恐怖袭击、网络事件或军事行动可能对公司业务产生不利影响[182] 法律法规风险 - 设计、建设和运营LNG设施及州际天然气管道，出口LNG需获得FERC和DOE等多个政府和监管机构的批准和许可，且无法控制审批结果[139] - 特朗普政府宣布美国退出《巴黎协定》，奥巴马政府曾承诺到2025年将美国经济范围内的温室气体排放量在2005年的基础上减少26 - 28%[186] - FERC有权对CTPL违反NGA和NGPA的行为处以每天最高130万美元的罚款[189] - 现有和未来的环境及相关法律法规可能导致公司合规成本、运营成本或建设成本增加[184] 公司治理与股权相关 - 公司普通合伙人及其关联方拥有公司80%以上普通股时，可有限行使回购普通股的权利[229] - 移除普通合伙人需至少66 2/3%的流通普通股和次级股持有人投票赞成，Cheniere持有48.6%的流通普通股和次级股，但合同禁止其投票赞成移除普通合伙人[239] - 截至2018年12月31日，Cheniere持有1.04488671亿股普通股和1.35383831亿股次级股，所有次级股将在次级期结束时转换为普通股，也可能提前转换[254] - 公司为黑石及其关联方持有的2.02450687亿股普通股提交了转售登记声明，这些股票的出售可能对普通股价格产生不利影响[254] - 合伙协议限制持有20%或以上任何类别单位（普通合伙人及其关联方除外）的有限合伙人的投票权[241][242] - 未经普通合伙人批准，收购15%或以上有限合伙人单位的有限合伙人（普通合伙人及其关联方除外）三年内不得与公司进行业务合并[243][245] - 公司在次级期内，经普通合伙人董事会冲突委员会批准，可在无需有限合伙人批准的情况下发行无限数量的有限合伙人权益；次级期结束后，可无限制发行[248] - 普通合伙人可在无需有限合伙人同意的情况下将其普通合伙人权益转让给第三方，或其所有者可转让部分或全部所有权权益[240] 税务风险 - 若公司被视为联邦所得税目的的公司，将按公司税率缴纳联邦所得税，向有限合伙人的分配将作为公司股息再次征税，可分配现金将大幅减少[257] - 现行州法律的变化可能使公司受到个别州的额外实体层面征税，合伙协议规定可调整初始季度分配金额和目标分配金额以反映法律影响[261] - 2017年12月22日颁布的《减税与就业法案》（TCJA）对联邦所得税规则做出重大改变，包括对个人或其他非公司单位持有人从公开交易合伙企业获得的某些收入的税率调整[264] - 根据TCJA，2017年12月31日后开始的纳税年度，公司“业务利息”扣除限额为业务利息收入加上“调整后应税收入”的30%[278] - TCJA对非美国单位持有人出售或处置普通股单位所得金额征收10%的预扣税，美国国税局已暂时暂停对公开交易权益（包括公司普通股单位）销售预扣税要求的实施[284] - 公司每月根据每月第一个工作日普通股单位的所有权，在转让方和受让方之间分摊收入、收益、损失和扣除项目，而非根据特定单位的转让日期[267] - 若美国国税局成功质疑公司采用的联邦所得税立场或方法，可能对公司普通股单位市场产生不利影响，相关费用由单位持有人和普通合伙人承担[268][271] - 若美国国税局对公司2017年12月31日后开始的纳税年度所得税申报表进行审计调整，可能直接向公司征收税款（包括适用的罚款和利息），这可能大幅减少可分配给单位持有人的现金[272][273] - 单位持有人可能需对其在公司应税收入中的份额纳税，即使未收到公司的现金分配[274][275] - 免税实体投资公司普通股单位可能面临独特税务问题，如大部分分配的收入将被视为无关业务应税收入并需纳税[281] - 非美国单位持有人就其持有公司普通股单位的收入和收益需缴纳美国税款并可能被预扣税[282][283] 收购相关风险 - 公司可能收购额外的LNG终端、天然气管道及相关资产，但存在谈判、融资和获得同意等方面的不确定性[201] - 收购可能对公司业务和向单位持有人分配的能力产生不利影响，存在整合、流动性等潜在风险[202] 资产减值风险 - 公司长期资产可能发生减值，减值分析结果可能导致在确定减值存在的期间记录收益费用，影响经营业绩[204] 合规相关事件 - 公司某些子公司与LDEQ就Sabine Pass LNG终端运营和液化项目调试的自我报告偏差进行讨论，涉及2012年1月1日至2016年3月25日期间，预计最终制裁不会对财务结果产生重大不利影响[296] - 2018年2月，PHMSA就萨宾帕斯LNG终端两个储罐的小泄漏问题向SPL发布整改行动令[297] - 2018年4月20日，SPL和PHMSA签署同意协议和命令取代整改行动令[298] - 公司认为同意协议及相关分析、维修和补救工作不会对财务业绩或运营产生重大不利影响[298]