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]

财务数据关键指标 - 截至2020年12月31日，公司有12亿美元现金及现金等价物、1亿美元当前受限现金、7.5亿美元循环信贷额度下可用承诺，总债务达178亿美元，不包括4.13亿美元未偿还信用证总额[111] - 2020年公司支付单位总分配额达14亿美元[213] - 2020年8月17日起，所有次级单位按1:1转换为普通股单位[214] - 截至2020年12月31日，公司合并总债务达178亿美元[219] - 2022 - 2037年公司债务到期情况：2022年10亿美元、2023年15亿美元、2024年20亿美元、2025年35亿美元、2026 - 2030年约90亿美元、2037年约8亿美元[219] - 截至2020年12月31日的三年间，公司普通股市场价格在17.75美元至49.30美元之间波动[254] - 截至2020年12月31日，Cheniere持有公司239,872,502股普通股[258] - 2017年公司提交转售黑石及其关联方持有的202,450,687股普通股的注册声明，出售这些股份可能对普通股价格产生不利影响[258] 业务合同情况 - 截至2020年12月31日，SPL与8家第三方客户签订了SPAs，SPLNG与2家第三方客户签订了TUAs[115] - SPLNG的客户可在Sabine Pass LNG终端不可抗力延误超18个月等情况下终止TUA[118] - 若重要客户不履行长期合同义务，公司业务和财务状况将受重大不利影响[114][115] - 客户合同在特定情况下可终止，公司可能无法以理想条款替换[117][118] - 2020年12月31日止年度，根据协议有17 TBtu在附属设施装载[137] - Cheniere Marketing可选择购买SPL生产的超出其他客户需求的LNG，并将以亨利枢纽价格的115%加每MMBtu 0.728美元的价格，购买2021年交付的最多30批货物[149] 公司运营风险 - 公司使用套期保值安排可能因预期供应不足、交易对手违约等情况导致财务损失[119] - 公司现有现金资源和大量债务可能导致流动性不足，影响业务和财务状况[110] - 出售股权或股权相关证券或资产可能稀释单位持有人间接权益，影响普通股市场价格[112][113] - COVID - 19全球大流行和能源市场波动可能对公司业务和财务状况产生重大不利影响[125][128] - 多德 - 弗兰克法案等法规可能影响公司套期保值能力和经营结果、现金流[121][122] - 传染病爆发如COVID - 19可能影响公司运营，防疫措施导致成本增加且持续时间不明[129] - Train 6及未来列车建设成本可能高于当前估计，变更单已导致成本增加[131] - COVID - 19可能导致列车建设放缓，若疫情大规模爆发或政府实施限制，建设可能显著延迟[132][134] - 飓风等灾害曾导致液化项目建设或运营暂停、轻微损坏，未来可能造成更大影响并增加保险成本[136][137] - 未能获得和维持政府及监管机构的批准和许可，可能阻碍运营和建设，对公司产生重大不利影响[138][140] - 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）[142][143] - 公司依赖Cheniere及其附属公司提供服务，若其无法履行协议，需寻找替代服务提供商，可能干扰运营并增加成本[151][152] - 公司未对所有运营风险和损失投保，重大未保险事件可能对业务和财务状况产生重大不利影响[162] - 液化天然气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和财务状况产生重大不利影响[163] - 公司液化项目运营依赖SPA客户从美国交付液化天然气供应，业务计划成功部分取决于液化天然气能否以低成本供应国际市场[168] - 公司液化天然气业务面临多种竞争，包括其他能源和其他来源的液化天然气，成本和价格因素可能影响其竞争力[171] - 商业开发液化天然气设施需多年和大量资本投入，可能因建设成本增加、融资困难等因素延迟[175] - 液化天然气运输可能因全球船只短缺或航运运营影响受阻，对公司业务和财务状况产生重大不利影响[176] - 公司可能无法以经济条款获得足够的管道运输能力，影响履行SPA义务和业务财务状况[178] - 液化项目面临液化天然气价格竞争风险，多种因素可能影响潜在需求和新SPA签订[181] - 恐怖袭击、网络事件或军事行动可能影响公司业务，导致建设延迟、设施关闭和成本增加[182] - 违反FERC管理法规，每次违规最高面临每日130万美元罚款[189] 公司人员情况 - 截至2021年1月31日，Cheniere及其子公司有1519名全职员工，其中490人直接支持Sabine Pass LNG终端运营[145] 公司未来收入依赖 - 2021年公司预计收入主要依赖萨宾帕斯LNG终端[200] 公司债务协议限制 - SPL债务协议限制其向公司分配，需满足存入偿债准备金账户且偿债覆盖率达1.25:1.00等条件[222] 公司费用与分配情况 - 公司向普通合伙人及其关联方支付管理费和报销费用，会减少可分配现金[226] - 公司现金分配主要取决于现金流而非仅盈利能力[228] - 公司需进行增值收购或资本扩张项目以维持或增加普通股单位分配[229] 公司股权相关权利 - 公司普通合伙人及其关联方拥有公司80%以上普通股时可行使有限赎回权并购买普通股[233] - 公司普通合伙人由Cheniere拥有和控制，Cheniere持有公司48.6%的流通普通股，但合同禁止其投票赞成罢免普通合伙人[233][243] - 罢免公司普通合伙人需至少66 2/3%的流通普通股持有人投票通过[243] - 持有公司20%或以上任何类别单位（普通合伙人及其关联方除外）的持有人投票权受限[245][246] - 未经普通合伙人批准，收购公司15%或以上有限合伙人单位的持有人（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[247][248] - 公司可在未经持有人批准的情况下发行无限数量的有限合伙人权益，会稀释持有人的所有权[252] 公司融资情况 - 公司获取收购或资本扩张项目融资可能受美国信贷市场限制，且融资条件可能无法令公司接受[231] 公司关联方利益冲突 - 公司与Cheniere及其关联方可能存在额外协议和安排，会产生利益冲突[234][235] - Cheniere可自由开发、运营和处置LNG设施等资产，无需向公司提供开发或收购机会[236][237] 公司税务相关情况 - 若公司被视为联邦所得税目的的公司，将按企业税率缴纳联邦所得税，向单位持有人的分配可能会被再次征税，可分配现金将大幅减少[261] - 非美国单位持有人出售普通股时，受让方通常需代扣转让方所得金额的10%，除非转让方证明其不是外国人士，2022年1月1日后通过经纪商进行的转让，代扣义务由转让方的经纪商承担[284][285] - 公司按每月第一个工作日的普通股所有权比例，在转让方和受让方之间分摊收入、收益、损失和扣除项目，若IRS成功质疑该方法或发布新法规，公司可能需改变分摊方式[271] - 若IRS对公司2017年12月31日后的所得税申报表进行审计调整，可能直接向公司征收税款，公司可选择直接支付或让单位持有人承担，若公司承担支付，可分配现金可能大幅减少[274][275][277] - 单位持有人可能需对其在公司应税收入中的份额纳税，即使未收到现金分配[278][279] - 公司确定单位持有人的收入、收益、损失和扣除项目分配时采用的估值方法，可能受到IRS质疑，成功质疑将对单位持有人产生不利影响[289][290][291] - 若IRS成功质疑公司采取的联邦所得税立场，可能对普通股市场产生不利影响，相关成本由单位持有人和普通合伙人承担[272][273] - 免税实体投资普通股可能面临独特税务问题，产生不利税务后果[282] - 建议单位持有人咨询税务顾问修改经纪账户协议，避免证券借贷带来的税务风险[295] 公司法规政策影响 - 2009年EPA颁布并敲定强制温室气体报告规则，2010年将液化天然气终端纳入报告义务范围；2021年拜登行政命令或使温室气体排放规则更严格[186] 公司法律诉讼情况 - 公司子公司与LDEQ就Sabine Pass LNG终端运营和液化项目调试的偏差问题进行讨论，偏差时间为2012年1月1日至2016年3月25日，2016年4月11日收到合规令，预计最终制裁不会对财务结果产生重大不利影响[298] - 2018年2月PHMSA因Sabine Pass LNG终端两个储罐泄漏向SPL发布纠正行动令，4月20日双方达成同意令，2019年7月9日PHMSA和FERC发布联合信提出恢复运营条件，预计相关处理不会对财务结果或运营产生重大不利影响[299] - 公司未来可能参与各类法律诉讼，会分析信息并为可能的负债计提准备金[297]

公司运营与项目建设 - [公司运营五个天然气液化列车并在建一个，总产能约3000万吨/年LNG，拥有约170亿立方英尺等效天然气存储容量、约40亿立方英尺/天再气化能力及94英里管道][142] - [截至2020年10月31日，液化项目累计生产、装载和出口超1075批LNG货物，总量约7500万吨][146] - [液化项目正在运营五列火车和两个海运泊位，正在建设一列火车，截至2020年9月30日，火车6整体项目完成百分比为70.9%，预计2022年下半年基本完成][167] - [美国能源部已授权从Sabine Pass LNG终端出口国产LNG至FTA和非FTA国家，不同火车组合有不同的出口量和期限限制，公司还申请增加出口量，部分已获FTA国家授权，非FTA国家授权待批][167][168][169] - [SPL与八家第三方就液化项目火车1 - 6签订长期固定价格销售协议，加权平均剩余合同长度约17年，提供约占总产能75%的LNG，有望增至约85%，第三方客户每年固定费用部分约29亿美元，增加协议后至少达33亿美元][171][172] - [Cheniere Marketing与SPL有协议，可选择购买SPL生产的超额LNG，还可按特定价格购买2020年最多43批货物][173] - [截至2020年9月30日，公司通过长短期天然气供应合同确保了约5051TBtu天然气原料，剩余合同期限最长达10年][174] - [液化项目6号列车EPC合同总价约25亿美元，截至2020年9月30日已产生18亿美元费用][176] - [萨宾帕斯LNG接收站再气化能力约4Bcf/d，LNG总存储能力约17Bcfe，其中约2Bcf/d再气化能力已被第三方长期预订][177] - [道达尔和雪佛龙各预订约1Bcf/d再气化能力，每年需支付约1.25亿美元，合同期限20年，自2009年开始，道达尔和雪佛龙公司分别为其义务提供最高25亿美元和80%费用的担保][179] 财务融资与债务情况 - [2020年5月，SPL发行20亿美元4.500%的2030年到期高级担保票据，赎回所有2021年到期5.625%高级担保票据][147] - [2020年3月，SPL签订12亿美元的循环信贷和信用证偿还协议，降低利率并延长到期日至2025年3月][147] - [公司有15亿美元2025年到期5.250%高级票据、11亿美元2026年到期5.625%高级票据和15亿美元2029年到期4.500%高级票据][152] - [在特定日期前，公司可按一定价格赎回部分或全部CQP优先票据，赎回价格与本金、适用溢价和应计未付利息有关，还可用特定股权发行净现金收益赎回最多35%的票据][153] - [若公司和CQP担保人的有担保债务总额超过15亿美元或有形净资产的10%，CQP优先票据将按2019 CQP信贷安排同等程度担保][156] - [CQP担保人的担保为全额无条件担保，但有特定释放条款，持有人对担保人的权利可能受美国破产法或州欺诈性转让法律限制][157][158] - [2019年5月公司签订2019 CQP信贷安排，包括7.5亿美元定期贷款和7.5亿美元循环信贷安排，截至2020年9月30日和2019年12月31日，可用承付款为7.5亿美元，无信用证或贷款未偿还][162] - [2019 CQP信贷安排于2024年5月29日到期，可随时偿还余额，包含信贷条件和契约，限制公司进行受限付款][163][165] - [2020年3月，公司终止2015年SPL营运资金安排剩余承诺，截至2019年12月31日，有7.86亿美元可用承诺和4.14亿美元已开具信用证][189] - [2020年3月，公司签订2020年SPL营运资金安排，总承诺为12亿美元，截至2020年9月30日，有7.87亿美元可用承诺和4.13亿美元已开具信用证][190] - [2020年9月30日和2019年12月31日，公司借款和可用承诺的总资本资源均为197亿美元][183] - [2020年和2019年前九个月，公司经营现金净流入分别为13.33亿美元和9.77亿美元，2020年较2019年增加3.56亿美元，主要因运营成本和费用减少][196][197] - [2020年前九个月融资现金净流出10.89亿美元，主要因发行20亿美元2030年SPL高级票据、3900万美元债务清偿成本、3400万美元债务发行成本和10.11亿美元向单位持有人分配][200] - [2019年9月30日止九个月，融资现金净流入5.31亿美元，主要源于2019年CQP信贷安排下的7.3亿美元借贷与还款、发行15亿美元2029年CQP优先票据、3300万美元债务发行成本及向单位持有人分配9.35亿美元][201] 市场需求与收入情况 - [2019年LNG年需求增长约13%至约3.6亿吨，IHS Markit预计2020年需求达3.63亿吨，同比增长低于1%，低于疫情前约5%的增长预期][148] - [2020年第三和前九个月，公司分别确认1.09亿美元和5.13亿美元与客户通知不提取的LNG货物相关的收入][148] - [2020年第三季度LNG收入排除2.44亿美元前期取消货物的收入，因客户提前通知不提取而在前期确认加速收入][148] - [2020年9月30日，公司现金及现金等价物为12.54亿美元，受限现金1.57亿美元，可用信贷承诺23.91亿美元][151] - [2020年9月30日，公司现金及现金等价物为12.54亿美元，2019年12月31日为17.81亿美元；2020年前九个月总收入为6.19亿美元，净收入为1.76亿美元][161] - [2020年7 - 9月，公司合并净亏损6700万美元，合每股亏损0.08美元；2019年同期净利润1.1亿美元，合每股盈利0.19美元，同比减少1.77亿美元][212] - [2020年1 - 9月，公司合并净利润7.74亿美元，合每股盈利1.55美元；2019年同期净利润7.27亿美元，合每股盈利1.38美元，同比增加4700万美元][213] - [2020年7 - 9月总营收9.82亿美元，2019年同期14.76亿美元，同比减少4940万美元；2020年1 - 9月总营收41.7亿美元，2019年同期49.3亿美元，同比减少7600万美元][217] - [2020年7 - 9月LNG销售量为132TBtu，2019年同期277TBtu，同比减少145TBtu；2020年1 - 9月LNG销售量为666TBtu，2019年同期845TBtu，同比减少179TBtu][217] - [2019年1 - 9月，公司实现LNG终端成本抵消4800万美元，对应10TBtu的调试货物销售；2020年1 - 9月和2020年7 - 9月及2019年7 - 9月未实现此类抵消][218] - [2020年7 - 9月和2019年7 - 9月，公司分别确认与相关交易有关的收入1.3亿美元和3500万美元；2020年1 - 9月和2019年1 - 9月，分别确认2.11亿美元和1.14亿美元][218] 成本与费用情况 - [2020年第三和前九个月，公司分别产生约100万美元和3600万美元与疫情应对措施相关的增量运营成本][150] - [2020年7 - 9月总运营成本和费用为8.3亿美元，2019年同期11.3亿美元，同比减少3000万美元；2020年1 - 9月总运营成本和费用为26.7亿美元，2019年同期35.66亿美元，同比减少8.96亿美元][222] - [销售成本方面，2020年三季度较2019年三季度下降，主要因天然气原料量减少；2020年前九个月较2019年前九个月下降，主要因天然气原料价格和量均减少，但部分被衍生品工具成本增加和商品衍生品损失增加抵消；关联方销售成本在2020年三季度和前九个月较2019年同期增加，因运营中断时从关联方采购货物成本增加][223] - [运营和维护费用方面，2020年三季度较2019年三季度下降，因第三方服务和维护合同成本及其他运营成本减少；2020年前九个月较2019年前九个月增加，因TUA预订费用增加和天然气运输及存储容量需求费用增加，部分被周转及相关活动成本减少抵消，且包含应对新冠疫情成本][224] - [折旧和摊销费用在2020年前九个月较2019年前九个月增加，因液化项目5号列车相关资产于2019年3月基本完工后开始折旧][225] - [其他费用（收入）方面，2020年三季度利息费用净额为22100万美元，较2019年三季度的23100万美元减少1000万美元；2020年前九个月利息费用净额为69100万美元，较2019年前九个月的64800万美元增加4300万美元；2020年三季度债务修改或清偿损失为0，较2019年三季度的1300万美元减少1300万美元；2020年前九个月债务修改或清偿损失为4300万美元，较2019年前九个月的1300万美元增加3000万美元；2020年三季度其他收入净额为 - 200万美元，较2019年三季度的 - 800万美元增加600万美元；2020年前九个月其他收入净额为 - 800万美元，较2019年前九个月的 - 2400万美元增加1600万美元；2020年三季度总其他费用为21900万美元，较2019年三季度的23600万美元减少1700万美元；2020年前九个月总其他费用为72600万美元，较2019年前九个月的63700万美元增加8900万美元][226] - [2020年三季度利息费用净额较2019年三季度减少，因6号列车建设开始使符合资本化条件的利息成本增加；2020年前九个月利息费用净额较2019年前九个月增加，因2019年9月发行2029 CQP高级票据导致利息成本增加，2020年三季度部分被符合资本化条件的利息成本增加抵消；2020年和2019年三季度总利息成本均为2.46亿美元，分别资本化2500万美元和1500万美元；2020年和2019年前九个月总利息成本分别为7.59亿美元和7.18亿美元，分别资本化6800万美元和7000万美元][228] - [2020年三季度债务修改或清偿损失较2019年同期减少，2019年损失与终止2019 CQP信贷安排下7.5亿美元承诺有关；2020年前九个月债务修改或清偿损失较2019年同期增加，因确认4300万美元债务清偿成本，与赎回2021 SPL高级票据相关][229] 其他事项 - [2020年10月27日，公司宣布向普通股单位持有人每股分配0.65美元，将于11月13日支付][202] - [2020年8月17日起，公司所有次级单位按1:1自动转换为普通股单位，次级期限终止][203] - [截至2020年9月30日，公司无符合定义且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][230] - [公司编制合并财务报表时需管理层进行会计估计和假设，自2019年12月31日财年年度报告披露后，关键会计估计无重大变化][231] - [关于近期会计准则，可查看合并财务报表附注中注1 - 业务性质和列报基础的描述][232] - [公司进行液化供应衍生品公允价值对天然气价格变化的敏感性测试，假设商品价格变动10%，2020年9月30日液化供应衍生品公允价值为 - 1200万美元，公允价值变动为500万美元；2019年12月31日公允价值为2400万美元，公允价值变动为100万美元][233] 资金需求与融资计划 - [公司预计液化项目的资本资源需求将通过项目债务、借款、SPA现金流和股权出资来融资，认为有足够资金满足1 - 6号列车的相关需求][182]

公司资产与运营情况 - 公司运营的Sabine Pass LNG终端总产能约3000万吨/年LNG，拥有5个LNG储罐，总容量约170亿立方英尺，两个现有泊位和一个在建泊位，再气化能力约40亿立方英尺/天，还拥有一条94英里的管道[153] - 截至2020年7月31日，液化项目累计生产、装载和出口超1025船LNG，总量超7000万吨[154] - 液化项目Train 6截至2020年6月30日整体项目完成率为63.9%，预计2022年下半年基本完成[174] - 公司获得多个美国能源部授权从Sabine Pass LNG终端出口液化天然气，总出口能力可达约1509 Bcf/年，另有申请待批，获批后总出口能力可达约1662 Bcf/年[176][178] - SPL与八家第三方签订长期销售协议，为液化项目Trains 1 - 6提供约75%的液化天然气，2020年底有望增至约85%，第三方客户每年固定费用部分至少达33亿美元[179][180] - 截至2020年6月30日，SPL通过长短期天然气供应合同确保了约4855 TBtu的天然气原料[183] - SPL与Bechtel签订Liquefaction Project Trains 1 - 6的总包合同，Train 6合同总价约25亿美元，截至2020年6月30日已产生16亿美元费用[184][185] - 萨宾帕斯LNG终端再气化产能约40亿立方英尺/日，LNG总存储容量约1700亿立方英尺当量，其中约20亿立方英尺/日产能被第三方长期预订，每年收取约1.25亿美元费用[186] - SPL预订剩余约20亿立方英尺/日产能，每年支付约2.5亿美元费用至2036年5月，2020年和2019年6月30日止三个月分别记录3300万美元和3200万美元运营维护费用，六个月分别记录6500万美元和4000万美元[187] - SPLNG有权保留交付至萨宾帕斯LNG终端2%的LNG[188] 公司财务状况 - 2020年5月，SPL发行20亿美元4.500%的2030年到期高级担保票据，赎回所有2021年到期的5.625%高级票据[156] - 2020年3月，SPL签订12亿美元的循环信贷和信用证偿还协议，降低利率并将到期日延长至2025年3月[157] - 截至2020年6月30日，公司现金及现金等价物为13.41亿美元，受限现金1.67亿美元，可用信贷额度7.91亿美元[161] - 公司有15亿美元2025年到期、11亿美元2026年到期和15亿美元2029年到期的高级票据，在特定时间可按不同价格赎回[162][163] - 截至2020年6月30日和2019年12月31日，公司总资产分别为41.85亿美元和46.57亿美元，总负债分别为44.30亿美元和44.49亿美元[169] - 2020年上半年公司总收入为4.23亿美元，营业收入为2.33亿美元，净利润为1.26亿美元[170] - 2019年5月公司签订2019 CQP信贷安排，包括7.5亿美元定期贷款和7.5亿美元循环信贷安排，截至2020年6月30日和2019年12月31日，可用承付款为7.5亿美元，无信用证或贷款未偿还[171] - 2020年6月30日和2019年12月31日，公司借款和可用承诺的资本资源总计均为197亿美元，包括高级票据、信用证等[192] - 2020年5月，SPL发行20亿美元2030年SPL高级票据，年利率4.5%，半年付息一次[194] - 2020年3月，SPL终止2015年SPL营运资金安排剩余承诺，2019年12月31日有7.86亿美元可用承诺和4.14亿美元已发行信用证[201] - 2020年3月，SPL签订2020年SPL营运资金安排，承诺总额12亿美元，可增加至8亿美元，2020年6月30日有7.91亿美元可用承诺和4.09亿美元已发行信用证[202] - 2020年和2019年6月30日止六个月，公司经营现金净流入分别为8.74亿美元和6.4亿美元，投资现金净流出分别为5.81亿美元和5.86亿美元[209] - 2020年6月30日止六个月，融资现金净流出7.47亿美元，主要因发行2030年SPL高级票据、债务清偿成本等；2019年同期净流入1700万美元，主要因借款和分配给单位持有人[212][213] - 2020年第二季度公司合并净收入为4.06亿美元，合每股0.78美元；2019年同期为2.32亿美元，合每股0.44美元，同比增加1.74亿美元[226] - 2020年上半年公司合并净收入为8.41亿美元，合每股1.62美元；2019年同期为6.17亿美元，合每股1.19美元，同比增加2.24亿美元[227] - 2020年第二季度总营收为14.7亿美元，2019年同期为17.05亿美元，同比减少2.35亿美元；2020年上半年总营收为31.88亿美元，2019年同期为34.54亿美元，同比减少2.66亿美元[230] - 2020年第二季度LNG营收为13.32亿美元，2019年同期为11.71亿美元，同比增加1.61亿美元；2020年上半年LNG营收为27.81亿美元，2019年同期为25.38亿美元，同比增加2.43亿美元[230] - 2020年第二季度运营总成本和费用为7.86亿美元，2019年同期为12.5亿美元，同比减少4.64亿美元；2020年上半年运营总成本和费用为18.4亿美元，2019年同期为24.36亿美元，同比减少5.96亿美元[233] - 2020年上半年折旧和摊销费用较2019年同期增加，因液化项目5号生产线相关资产于2019年3月基本完工后开始折旧[238] - 2020年第二季度和上半年利息费用净额较2019年同期增加，第二季度分别为2.36亿美元和2.30亿美元，上半年分别为4.70亿美元和4.17亿美元[239] - 2020年第二季度和上半年债务修改或清偿损失较2019年同期增加，2020年确认的损失归因于与2021年SPL高级票据相关的4300万美元债务清偿成本[240] 行业市场情况 - 2019年LNG年需求增长约13%至约3.6亿吨，IHS Markit预计2020年需求达3.63亿吨，同比增长低于1%，低于疫情前约5%的增长预期[158] - 2020年第二季度，荷兰TTF均价1.76美元，较2019年同期下降60%；日本韩国标杆JKM均价2.68美元，较2019年同期下降50%[158] 疫情影响情况 - 截至2020年6月30日，公司因疫情防控措施产生约3500万美元的增量运营成本[159] 公司债务相关条款 - CQP高级票据与其他现有和未来无担保债务享有同等受偿权，若特定担保债务超过15亿美元或有形净资产的10%，CQP高级票据将获得同等担保[164] - CQP担保人的担保为全额无条件担保，但在特定情况下可解除，持有人对担保人的权利可能受美国破产法或州欺诈性转让法律限制[166][167] 公司分配与股份转换 - 2020年7月28日，公司宣布每股普通股和次级股分配0.645美元，将于8月14日支付[215] - 自2020年8月17日起，所有次级股将按1:1的比例自动转换为普通股，次级股期限终止[216] 公司LNG装载与成本抵消情况 - 2020年上半年LNG装载量为700TBtu，2019年同期为578TBtu[224] - 2019年上半年公司实现LNG终端成本抵消4800万美元，对应10TBtu的LNG调试货物销售；2020年第二季度和上半年以及2019年第二季度未实现任何抵消[231] 公司未来预期 - 公司预计液化项目6号列车投产后，未来LNG收入将增加[230] 公司其他情况 - 截至2020年6月30日，公司和SPL遵守所有债务协议相关契约，预计2021年底逐步淘汰LIBOR，公司将与贷款人合作修订相关债务协议[205][207] - 截至2020年6月30日，公司无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表外安排[241] - 公司关键会计估计与2019年12月31日财年年度报告披露相比无重大变化[243] - 公司对液化供应衍生品公允价值进行敏感性测试，假设天然气商品价格变动10%，2020年6月30日公允价值为5000万美元，变动值为100万美元；2019年12月31日公允价值为2400万美元，变动值为100万美元[245] 公司收入确认情况 - 2020年第二季度和上半年，公司分别确认3.88亿美元和4.04亿美元与客户通知不提取的LNG货物相关的收入，其中2.44亿美元原计划在6月30日后确认[158]

液化项目生产与进度 - 截至2020年4月27日，液化项目累计生产、装载和出口超975批LNG货物，总量超6500万吨[156] - 截至2020年3月31日，液化项目6号列车整体项目完成率为53.9%，工程、采购、分包工作和建设完成率分别为93.8%、78.4%、39.5%和15.0%，预计2023年上半年基本完成[168] - 液化项目6号列车EPC合同总价约25亿美元，截至2020年3月31日已产生13亿美元费用[178] 信贷与融资安排 - 2020年3月，SPL签订12亿美元的循环信贷和信用证偿还协议，降低利率并将到期日延至2025年3月[157] - 公司发行15亿美元2025年到期、利率5.250%的高级票据，11亿美元2026年到期、利率5.625%的高级票据，15亿美元2029年到期、利率4.500%的高级票据[161] - 在特定日期前，公司可按一定价格赎回部分高级票据，最高可赎回35%的本金金额[163] - 2019年公司签订2019 CQP信贷安排，包括7.5亿美元定期贷款和7.5亿美元循环信贷安排，到期日为2024年5月29日[165][166] - 2020年3月，公司终止2015 SPL营运资金信贷安排剩余承付款项，2019年12月31日，可用承付款项为7.86亿美元，已开具信用证总额为4.14亿美元，无未偿还借款[189] - 2020年3月，公司签订2020 SPL营运资金信贷安排，承付款项总额为12亿美元，取代2015 SPL营运资金信贷安排，可申请增加最高8亿美元承付款项，2020年3月31日，可用承付款项为7.86亿美元，已开具信用证总额为4.14亿美元，无未偿还借款[190] - 2020年3月31日和2019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，包括高级票据、信用证等[184] - SPL高级票据以SPL所有成员权益和大部分资产的担保权益按同等优先顺序担保，在特定时间可按规定价格赎回[186][187] LNG市场需求与价格 - 2019年LNG年需求量增长13%至约3.6亿吨，IHS Markit预计2020年达3.63亿吨，同比增长约0.8%，低于疫情前4.7%的预期[158] - 2020年第一季度，荷兰TTF天然气均价3.35美元，较2019年同期下降51%；亚洲JKM液化天然气均价4.82美元，较2019年同期下降43%[158] 公司财务数据关键指标变化 - 2020年第一季度，公司确认与取消的LNG货物相关的收入约1600万美元[158] - 截至2020年4月28日，公司因疫情防控措施产生约1700万美元的额外成本[159] - 2020年3月31日，公司现金及现金等价物为17.34亿美元，2019年12月31日为17.81亿美元[160] - 2020年3月31日，液化项目受限现金为1.09亿美元，2019年12月31日为1.81亿美元[160] - 2020年第一季度，公司经营活动现金净流入为5.35亿美元，2019年同期为3.44亿美元，增加1.91亿美元；投资活动现金净流出为3.17亿美元，2019年同期为2.84亿美元；融资活动现金净流出为3.37亿美元，2019年同期为3.04亿美元[196][197][198][199] - 2020年第一季度，公司向单位持有人分配现金3.3亿美元，2020年4月27日，宣布向普通股和次级股单位分配0.64美元[200][201] - 2020年第一季度，公司合并净收入为4.35亿美元，合每股0.84美元，2019年同期为3.85亿美元，合每股0.75美元，增加5000万美元[205] - 2020年第一季度，公司总营收为17.18亿美元，2019年同期为17.49亿美元，减少3100万美元；LNG营收为14.49亿美元，2019年同期为13.67亿美元，增加8200万美元；LNG销售量为327 TBtu，2019年同期为263 TBtu，增加64 TBtu[207] - 2019年第一季度，公司因销售调试货物实现对LNG终端成本的抵减4800万美元，对应10 TBtu的LNG，2020年第一季度未实现此类抵减[208] - 2020年第一季度，公司与衍生工具及相关交易确认的收入为5600万美元，2019年同期为4500万美元[209] - 2020年第一季度，公司总运营成本和费用为10.54亿美元，2019年同期为11.86亿美元，减少1.32亿美元[210] - 2020年第一季度，公司销售成本为6.99亿美元，2019年同期为8.79亿美元，减少1.8亿美元；运营和维护费用为1.52亿美元，2019年同期为1.38亿美元，增加1400万美元；折旧和摊销费用为1.38亿美元，2019年同期为1.14亿美元，增加2400万美元[210] - 2020年第一季度利息费用（扣除资本化利息）为2.34亿美元，2019年同期为1.87亿美元，增加了0.47亿美元[214] - 2020年第一季度债务修改或清偿损失为100万美元，2019年同期为0[214] - 2020年第一季度其他收入净额为 - 600万美元，2019年同期为 - 900万美元，增加了300万美元[214] - 2020年第一季度其他费用总计为2.29亿美元，2019年同期为1.78亿美元，增加了0.51亿美元[214] - 2020年第一季度和2019年第一季度，公司分别产生了2.54亿美元和2.35亿美元的总利息成本，分别资本化了2000万美元和4800万美元[214] - 截至2020年3月31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[215] - 公司关键会计估计与2019年12月31日年度报告中披露的相比无重大变化[216] - 2020年3月31日液化供应衍生品公允价值为4000万美元，2019年12月31日为2400万美元[219] - 2019年12月31日至2020年3月31日，液化供应衍生品公允价值变化为100万美元[219] 液化项目业务相关协议 - 美国能源部授权公司在2020年1月起的两年内从萨宾帕斯LNG终端向自贸协定和非自贸协定国家出口总量达6000亿立方英尺天然气的LNG，与其他订单累计出口量不超1509亿立方英尺/年[170] - 公司与八家第三方签订20年（含延期权）固定价格长期销售协议，为液化项目1 - 6号列车提供LNG，目前占总产能75%，2020年底有望增至约85%[172][173] - 第三方销售协议客户为1 - 5号列车支付的年度固定费用约为29亿美元，2020年底获得新协议后将增至至少33亿美元[174] - 截至2020年3月31日，公司通过长短期天然气供应合同确保了约530万亿英热单位天然气原料，部分受先决条件限制[176] 终端产能情况 - 萨宾帕斯LNG终端再气化产能约40亿立方英尺/天，LNG储存能力约170亿立方英尺，部分产能被第三方预订，公司也预订部分产能并支付费用[179][180] 衍生品敏感性测试 - 公司对液化供应衍生品公允价值进行敏感性测试，假设天然气商品价格变动10% [219]

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]