公司权益与产能情况 - 截至2022年3月31日，公司拥有CQP 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益[136] - 截至2022年3月31日，公司资产平台总产能约4500万吨/年，是美国最大、全球第二大液化天然气生产商[139] 项目合同与业务合作 - 公司已签订超过95%的液化项目总产能合同至2020年代，超过90%至2030年代中期，排除期限少于10年的合同，SPA和IPM协议加权平均剩余寿命约17年[140] - 2022年3月，美国能源部授权Sabine Pass和Corpus Christi液化天然气终端分别额外出口1526.4亿立方英尺/年和1081.6亿立方英尺/年的液化天然气至非自贸协定国家至2050年12月31日[140] - 2022年5月，CCL Stage III与ARC Resources U.S. Corp签订IPM协议，以JKM为基础价格购买14万MMBtu/天天然气，期限约15年[143] - 2022年3月，CCL Stage III与Bechtel签订EPC合同，Corpus Christi Stage 3合同价格约55亿美元[143] - 2022年第一季度，公司为SPL项目6号生产线融资提供约2100万吨LNG的SPA协议和一份15年期、日购14万MMBtu天然气的IPM协议[165] 项目进展与运营成果 - 截至2022年4月30日，液化项目累计生产、装载和出口超2100批液化天然气货物，总量超1.45亿吨[144] - 2022年2月4日，SPL项目6号列车基本完工[136][144] 财务资金运用 - 2022年第一季度，公司使用11亿美元现金偿还债务，其中超8亿美元用于赎回或提前偿还长期债务[144] - 2022年第一季度，公司回购238,537股普通股，花费2500万美元，并于2月28日支付每股0.33美元的季度股息[144] 财务数据关键指标变化 - 盈利情况 - 2022年第一季度归属于普通股股东的净亏损为8.65亿美元，2021年同期净利润为3.93亿美元，减少13亿美元[148] - 2022年第一季度总营收为74.84亿美元，2021年同期为30.9亿美元，增加43.94亿美元，主要因每百万英热单位LNG收入增加和交付量提高[151] - 2022年和2021年第一季度，公司分别实现LNG终端成本抵消2.04亿美元和1.91亿美元，对应15 TBtu和25 TBtu的调试货物销售[152] - 2022年和2021年第一季度，公司分别确认衍生品工具收益和损失抵消收入2.24亿美元和0.39亿美元[153] - 2022年第一季度总运营成本和费用为80.97亿美元，2021年同期为20.26亿美元，增加60.71亿美元，主要因销售成本增加[156] - 2022年第一季度其他费用为3.59亿美元，2021年同期为4.04亿美元，减少0.45亿美元[160] - 2022年和2021年第一季度，公司分别产生总利息成本3.72亿美元和4.17亿美元，分别资本化0.23亿美元和0.61亿美元[160] - 2022年第一季度所得税收益为1.91亿美元，2021年同期所得税费用为0.89亿美元[162] - 2022年第一季度有效税率为19.7%，2021年同期为13.5%，提高6.2个百分点[162] - 2022年第一季度归属于非控股股东的净收入为8400万美元，2021年同期为1.78亿美元，主要因CQP合并净收入从3.47亿美元降至1.59亿美元[164] 财务数据关键指标变化 - 现金流情况 - 2022年第一季度经营活动提供净现金26.55亿美元，2021年同期为10.66亿美元，主要因LNG销售现金收入增加[175][176] - 2022年第一季度投资活动使用净现金1.78亿美元，2021年同期为2亿美元，主要因SPL项目6号生产线完工[175][177] - 2022年第一季度融资活动使用净现金13.88亿美元，2021年同期为5.45亿美元，2022年和2021年净偿债分别为10.4亿美元和2.88亿美元[175][178] 财务数据关键指标变化 - 债务情况 - 2022年第一季度债务发行总额为5.75亿美元，2021年为18亿美元，2022年和2021年债务发行成本分别为0和1900万美元[180] - 2022年第一季度债务赎回和偿还总额为16.15亿美元，2021年为20.88亿美元，2022年和2021年债务修改或清偿成本分别为1300万美元和4000万美元[182] 财务资金分配 - 2022年第一季度CQP向非控股股东支付分配款1.71亿美元，2021年同期为1.6亿美元；2022年第一季度公司回购约24万股普通股，花费2500万美元；2022年1月宣布并支付季度股息8600万美元，4月宣布将于5月支付相同股息[183][185] 风险测试与管理 - 公司对液化供应衍生品和LNG贸易衍生品进行压力测试，模拟天然气和LNG价格变动10%，2022年3月31日液化供应衍生品公允价值变动1.749亿美元，LNG贸易衍生品变动2600万美元[188][189] - 公司通过用不同期限的固定利率债务替换未偿还的浮动利率债务来管理利率风险[190] - 公司签订利率互换协议对冲CCH信贷安排下部分浮动利率利息支付的波动风险[190] - 管理层模拟利率衍生品剩余期限内1个月期LIBOR曲线变动10%，2022年3月31日公允价值为 - 1200万美元，变动值为100万美元；2021年12月31日公允价值为 - 4000万美元[190][191] - 公司签订外汇合约对冲美国境外业务的货币风险[192] - 管理层模拟美元与适用外币汇率变动10%，2022年3月31日外汇衍生品公允价值为2500万美元，变动值为200万美元；2021年12月31日公允价值为1200万美元，变动值为200万美元[192][193] 运营成本预期 - 公司预计运营成本和费用总体将增加，但部分成本不会与运营列车数量成比例增加，因将实现成本效率[158] 公司流动性情况 - 截至2022年3月31日，公司可用流动性总计66.62亿美元，包括现金及现金等价物24.87亿美元、受限现金及现金等价物4.19亿美元、信贷安排可用承诺37.56亿美元[169]

液化项目签约与运营情况 - 公司已签约液化项目约95%的总产能，不含10年以下合同，SPA和IPM协议加权平均剩余寿命约17年[20] - 公司已签约约95%的液化项目总产能，排除期限少于10年的合同，SPA和IPM协议截至2021年12月31日的加权平均剩余期限约为17年 [80] - 截至2022年2月18日，液化项目累计生产、装载和出口超2000船LNG，总量约1.4亿吨[25] 项目建设进度 - 截至2021年12月31日，SPL项目Train 6整体完工率99.5%，工程、采购完成率100%，分包工作完成率99.6%，建设完成率98.8%[27] 项目审批与授权情况 - 萨宾帕斯LNG终端FERC批准FTA国家天然气量1661.94 Bcf/yr（33 mtpa），非FTA国家1661.94 Bcf/yr（33 mtpa）；DOE批准FTA国家1661.94 Bcf/yr（33 mtpa），非FTA国家1509.3 Bcf/yr（30 mtpa）[28] - 科珀斯克里斯蒂LNG项目FERC批准FTA国家天然气量875.16 Bcf/yr（17 mtpa），非FTA国家875.16 Bcf/yr（17 mtpa）；DOE批准FTA国家875.16 Bcf/yr（17 mtpa），非FTA国家767 Bcf/yr（15 mtpa）[32] - 科珀斯克里斯蒂Stage 3 FERC批准FTA国家天然气量582.14 Bcf/yr（11.45 mtpa），非FTA国家582.14 Bcf/yr（11.45 mtpa）；DOE批准FTA国家和非FTA国家均为582.14 Bcf/yr（11.45 mtpa）[32] - 2019年11月，FERC授权CCP为科珀斯克里斯蒂Stage 3建设运营管道，设计输气量1.5 Bcf/d[33] - 2013年10月公司申请将SPL项目1 - 4号生产线的LNG总生产许可产能从8030亿立方英尺/年提高到10060亿立方英尺/年，2014年2月获批[45] - 2013年2月FERC批准CTPL建设新设施，使克里奥尔小径管道系统实现双向天然气流动，每天可向萨宾帕斯LNG接收站输送高达153万德卡瑟姆的原料气，2015年建设完成[46] - 2019年9月27日，CCL和SPL向FERC申请提高各终端的LNG总生产能力，2020年4月DOE批准向FTA国家出口LNG，向非FTA国家出口的授权仍在审批中，2021年10月FERC发布修订授权令[49] 终端运营能力 - 萨宾帕斯LNG终端运营再气化能力约4 Bcf/d，LNG总存储能力约17 Bcfe[30] - 萨宾帕斯LNG终端约40亿立方英尺/日的再气化能力已全部签约 [82] 客户收入贡献 - 2021年BG Gulf Coast LNG及其附属公司、Naturgy LNG GOM对公司LNG收入贡献均为12%，韩国天然气公司为10%[37] 政策法规相关 - 2022年2月18日，FERC更新1999年政策声明，新项目决策考虑温室气体排放和环境正义社区影响[42] - FERC对违反NGA及相关规则、条例或命令的行为，可处以每天约130万美元的民事和刑事罚款[51] - PHMSA对违反规定的行为可处以每天约22.5万美元的民事罚款，任何相关系列违规行为的最高行政民事罚款约为225万美元[55] - 2021年3月15日CFTC的投机头寸限制规则生效，分阶段合规日期从2022年1月1日开始，其对公司业务的影响仍不确定[57] 法律诉讼情况 - 2016年6月法院驳回对SPL项目2014年2月订单和FERC驳回重审订单的审查请愿[45] - 2016年11月4日法院驳回对CCL项目2014年12月订单和驳回重审订单的审查请愿[48] 金融市场与贸易情况 - 2020年1月1日英国脱欧过渡期结束，英国和欧盟达成贸易协议，但金融服务未涵盖其中，双方就金融服务准入谅解备忘录文本达成原则性协议，但未正式批准和公布[64] - 欧盟是否给予英国金融体系“等效性”认定尚未解决，目前看来不太可能达成一致[65] 市场需求与产能预测 - 全球天然气需求预计2020 - 2030年增长约20万亿立方英尺，2020 - 2040年增长33万亿立方英尺；LNG份额将从2020年的约11%增至2030年的约12%和2040年的14%；全球LNG需求预计2020 - 2030年增长约57% [78] - 印度承诺投资超600亿美元推动天然气经济，欧洲预留约1000亿美元用于天然气基础设施建设，中国在天然气价值链各环节投入数千亿美元 [77] - 预计到2030年全球再气化能力将使进口市场总数从2020年的43个增至约60个，2005年仅15个 [77] - 伍德麦肯兹预测2030年现有运营设施和在建新设施的LNG产量约为517百万吨/年，2040年降至456百万吨/年，2030年需新增约60百万吨/年的LNG产能，2040年约需新增279百万吨/年 [78] 公司人员情况 - 截至2022年1月31日，公司有1550名全职员工，其中1456名位于美国，94名位于美国境外（主要在英国），2021年自愿离职率为5.4% [84] - 自2016年以来，公司种族或族裔多元化员工增加20%，种族或族裔多元化管理层增加24%；过去五年女性员工比例保持在约27%，女性管理职位增加22% [90] 公司社会责任 - 2021年公司宣布向瑟古德·马歇尔学院基金提供50万美元奖学金的多年承诺 [90] 安全事故情况 - 2021年公司有1起员工可记录伤害和7起承包商可记录伤害，总可记录事故率为0.10，处于行业基准前四分之一 [93] 公司信息披露 - 公司普通股自2003年3月24日起在NYSE American以“LNG”为代码公开交易[95] - 公司主要行政办公室位于德克萨斯州休斯顿市米拉姆街700号1900室，电话(713) 375 - 5000，网址www.cheniere.com [95] - 公司会在向美国证券交易委员会提交相关报告后尽快在网站上免费提供10 - K年报、10 - Q季报、8 - K当期报告及这些报告的修正案[95] - 股东可免费向公司投资者关系部索取已提交给美国证券交易委员会的10 - K年报副本[96] - 美国证券交易委员会网站(www.sec.gov)包含发行人的报告、委托书、信息声明等信息[96] - 公司鼓励查看位于网站www.cheniere.com的企业责任报告，以了解人力资本计划和对ESG问题的应对措施[96] 财务相关 - 公司衍生品工具的最终公允价值不确定，近期其估计公允价值可能发生重大变化，尤其与大宗商品价格有关[263] - 有关最近发布的会计准则摘要，可查看合并财务报表附注中的附注2——重要会计政策摘要[264] 员工福利与保障 - 公司为员工提供健康计划，激励员工保持积极生活方式和设定个人健康目标，激励措施包括健康等方面的在线教育、健身设备和健身房会员补贴等[94] - 公司针对COVID - 19疫情实施了工作场所控制和风险降低措施，以维持运营、保障员工安全并应对新风险，还为与天气有关的灾害提供相同水平的资源、援助和支持[94]

公司股权结构 - 截至2021年9月30日，公司拥有Cheniere Partners 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益[154] - 截至2021年9月30日，公司拥有Cheniere Partners 48.6%的有限合伙权益，形式为2.399亿个普通股单位，还拥有100%的普通合伙权益和激励分配权[242] - 公司持有Cheniere Partners 48.6%有限合伙人权益[261] 终端产能与设施情况 - Sabine Pass LNG终端总产能约3000万吨/年，有5个LNG储罐，总容量约170亿立方英尺当量，再气化能力约40亿立方英尺/天[155] - Corpus Christi LNG终端目前运营3列火车，总产能约1500万吨/年，有3个LNG储罐，总容量约100亿立方英尺当量[156][157] - 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[196] - 科珀斯克里斯蒂LNG终端CCL项目目前运营3列火车和2个海运泊位，获批从该项目输送总计约875.16 Bcf/yr（约17 mtpa）天然气[214] - 科珀斯克里斯蒂3期项目获批建设运营7列中规模火车，预计总产能达约11.45 mtpa的LNG [214] 项目合同与供应情况 - 公司已签订约90%的液化项目总产能合同，排除期限少于10年的合同，SPA和IPM天然气供应协议的加权平均剩余期限约为17.5年[158] - 2021年7月，CCL Stage III与Tourmaline Oil Marketing Corp.签订IPM天然气供应协议，每天购买140,000百万英热单位天然气，期限约15年[161] - 截至2021年10月31日，液化项目累计生产、装载和出口超1800批LNG货物，总量超1.35亿吨[163] - 截至2021年9月30日，SPL已通过长短期天然气供应合同确保了多达约5033 TBtu的天然气原料[194] - Total和Chevron各预留约10亿立方英尺/日再气化产能，每年各需支付约1.25亿美元[196] - SPL预留约20亿立方英尺/日再气化产能，每年需支付约2.5亿美元直至至少2036年5月[197] - 根据TUA，SPLNG有权保留交付至萨宾帕斯LNG终端的2%的LNG[198] - CCL与第三方签订固定价格长期SPA，加权平均剩余合同期限约18年，第三方每年最低固定费用约18亿美元[217][218] - 截至2021年9月30日，CCL通过长期合同确保最多约2798 TBtu天然气原料，CCL Stage III确保最多约3128 TBtu [219][220] - 截至2021年9月30日，公司已出售或有出售选择权的LNG约5085 TBtu，将在2021 - 2045年交付给客户[246] 债务与资本安排 - 2021 - 2024年每年回购、偿还或赎回约10亿美元现有债务，2021年第三季度开始每股0.33美元的季度股息，授权将股票回购计划增加至10亿美元[161] - 2021年10月，修订并重述12.5亿美元的Cheniere循环信贷安排，将到期日延长至2026年10月[164] - 2021年9月，Cheniere Partners发行12亿美元3.25%的2032年到期高级票据，用于赎回部分2026年到期高级票据和2022年到期高级担保票据[164] - 2021年前九个月，公司用可用现金偿还7.5亿美元债务，包括全额偿还1.48亿美元的Cheniere定期贷款安排和4.76亿美元的2021年到期可转换票据[164] - 公司偿还了1.34亿美元的Cheniere循环信贷安排和1.16亿美元的CCH信贷安排[165] - 2021年SPL签订一系列协议，拟私募发行约4.82亿美元2037年SPL私募高级有担保票据，加权平均利率3.07%[205][206] - 2020年SPL营运资金贷款额度为12亿美元，截至2021年9月30日和2020年12月31日，可用承诺分别为8.04亿美元和7.87亿美元[207] - 2019年CQP信贷安排下有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[212] - 2019 CQP信贷安排将于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[213] - 2021年9月30日和2020年12月31日，CCH集团借款和可用承诺的资本资源分别为114.32亿美元和115.48亿美元[225] - CCH高级票据本金在2021年9月30日为84.71亿美元，2020年12月31日为77.21亿美元[225] - CCH信贷安排总承诺为61亿美元，2021年9月30日和2020年12月31日未偿还贷款分别为18亿美元和26亿美元[230] - CCH营运资金安排总承诺为12亿美元，2021年9月30日和2020年12月31日可用承诺分别为8.4亿美元和7.67亿美元[233] - 公司有20亿美元2028年到期的4.625%高级担保票据，所得用于偿还部分债务及支付相关费用[235] - 公司有6.25亿美元本金的4.25%可转换优先票据，2045年到期，初始转换率为每1000美元本金对应7.2265股普通股，初始转换价格约为每股138.38美元[238] - 公司Cheniere循环信贷安排总承贷额为12.5亿美元，2021年9月30日和2020年12月31日可用承贷额分别为13亿美元和11亿美元，已发行信用证总额分别为0和1.24亿美元[240] - 2021年9月，公司董事会批准长期资本分配计划，包括每年回购、偿还或赎回约10亿美元现有债务，2021年第三季度开始每股0.33美元的季度股息[244] - 2021年9月7日，董事会批准将股票回购计划增加至10亿美元，2021年9月30日可用额度为5.89亿美元，10月1日增至10亿美元[245] - 2021年前九个月，公司出售固定资产获得6800万美元收益，发行34.5亿美元高级票据，借款6.54亿美元，赎回21.72亿美元高级票据，偿还4.76亿美元可转换票据，提前偿还18.08亿美元信贷安排借款[257] - 2020年前九个月，公司发行47.69亿美元高级票据，借款29.19亿美元，赎回20亿美元2021年SPL高级票据，赎回或回购15.13亿美元可转换票据，提前偿还28.11亿美元信贷安排借款[258] - 公司产生1.24亿美元债务发行成本和1.7亿美元债务修改或清偿成本[259] 财务评级与展望 - 2021年4月，标普全球评级将公司和Cheniere Partners的评级展望从负面上调至正面[165] 财务数据关键指标变化 - 2021年9月30日止三个月和九个月，公司净收入分别减少6.21亿美元和11亿美元[168] - 2021年9月30日止三个月和九个月，公司总营收分别增加1.74亿美元和2.736亿美元[171] - 2021年9月30日止九个月，公司实现了2.27亿美元的LNG终端成本抵消，对应31 TBtu[172] - 2021年9月30日止三个月和九个月，公司LNG销售其他收入分别为9400万美元和2.41亿美元[173] - 2021年9月30日止三个月和九个月，公司衍生品工具损益分别为-10.92亿美元和-15.15亿美元[173] - 2021年9月30日止三个月和九个月，公司总运营成本和费用分别增加4.162亿美元和6.231亿美元[177] - 2021年9月30日止三个月和九个月，公司销售成本分别增加4.1亿美元和6.113亿美元[177] - 2021年第三季度和前九个月，扣除资本化利息后的净利息费用分别为3.64亿美元和10.88亿美元，较2020年同期分别增加900万美元和减少8600万美元；总其他费用分别为4.26亿美元和12亿美元，较2020年同期分别减少2.29亿美元和5.37亿美元[180] - 2021年前九个月和2020年前九个月，公司分别产生12.16亿美元和13.56亿美元的总利息成本，分别资本化1.28亿美元和1.82亿美元[180] - 2021年9月30日止三个月和九个月的有效税率分别为67.0%和79.7%，2020年同期分别为12.9%和19.3%[183][184] - 2021年9月30日止三个月和九个月，归属于非控股股东的净收入分别为1.68亿美元和5.44亿美元，较2020年同期分别增加2.13亿美元和1.54亿美元[184] - 截至2021年9月30日，公司现金及现金等价物为22.03亿美元，较2020年12月31日的16.28亿美元有所增加[187] - 2021年和2020年前九个月，公司从子公司获得的服务总费用分别为8800万美元和8300万美元[243] - 2021年和2020年前九个月，公司经营活动产生的净现金分别为20.57亿美元和7.65亿美元，2021年较2020年增加12.92亿美元[255][256] - 2021年和2020年前九个月，公司分别支付600万美元和1.55亿美元回购约10万股和290万股普通股[261] 项目进展与影响 - SPL项目的6号列车预计2022年第一季度基本完成，截至2021年9月30日，整体项目完成率为97.1%[189][190] - SPL项目1 - 5号列车第三方SPA客户每年支付的固定费用约为29亿美元，6号列车首次商业交付后，预计将增至至少33亿美元[193] - 公司预计SPL项目6号列车2022年第一季度基本完成后，运营成本和费用总体将增加[179] - 预计SPL项目6号列车2022年第一季度投产后，公司LNG收入将增加[174] - SPL项目6号生产线EPC合同总价约25亿美元，截至2021年9月30日已产生22亿美元成本[195] 运营维护费用情况 - 2021年9月30日和2020年9月30日止的三个月，SPL在部分TUA转让协议下分别记录3200万美元运营和维护费用；九个月分别记录9700万美元[197] 衍生品公允价值情况 - 截至2021年9月30日，液化供应衍生品公允价值为 - 26.29亿美元，公允价值变动为7.63亿美元；LNG交易衍生品公允价值为 - 11.13亿美元，公允价值变动为1.68亿美元[265][266] - 截至2020年12月31日，液化供应衍生品公允价值为2.4亿美元，公允价值变动为2.04亿美元；LNG交易衍生品公允价值为 - 1.34亿美元，公允价值变动为0.44亿美元[266] - 截至2021年9月30日，CCH利率衍生品公允价值为 - 6700万美元，公允价值变动为0[268] - 截至2020年12月31日，CCH利率衍生品公允价值为 - 1.4亿美元，公允价值变动为100万美元[268] - 截至2021年9月30日，外汇衍生品公允价值为900万美元，公允价值变动为100万美元[269][270] - 截至2020年12月31日，外汇衍生品公允价值为 - 2200万美元，公允价值变动为200万美元[270]

公司股权结构 - 截至2021年6月30日，公司拥有Cheniere Partners 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益[151] - 截至2021年6月30日，公司拥有Cheniere Partners 48.6%有限合伙权益（2.399亿普通股）和100%普通合伙权益及激励分配权，2021和2020年上半年子公司服务费用分别为5700万美元和5300万美元[241] - 公司持有Cheniere Partners 48.6%的有限合伙人权益[254] 终端产能与建设情况 - Sabine Pass LNG终端总产能约为30百万吨/年，有5个运营中的液化列车和1个在建列车，预计2022年上半年基本完成建设；还有5个LNG储罐，总容量约170亿立方英尺当量，2个现有和1个在建的海运泊位，再气化能力约40亿立方英尺/天[152] - Corpus Christi LNG终端目前运营3个列车，总产能约15百万吨/年；有3个LNG储罐，总容量约100亿立方英尺当量，2个海运泊位[153] - Corpus Christi LNG终端扩建项目预计增加7个中规模列车，总产能约10百万吨/年，2019年11月获得FERC批准[155] - SPL项目Train 6截至2021年6月30日整体项目完成率为89.6%，预计2022年上半年基本完成[184] - 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[192] - CCL项目已运营3列火车和2个海运泊位，1、2、3号列车分别于2019年2月、8月和2021年3月开始商业运营，CCL Stage III正开发7列中规模火车，预计产能约1000万吨/年LNG[212] - CCL项目和Corpus Christi Stage 3分别获授权向FTA和非FTA国家出口天然气，至2050年12月31日，分别可达7670亿立方英尺/年（约1500万吨/年）和582.14亿立方英尺/年（约1100万吨/年）[213] 项目合同签约情况 - 公司已将液化项目约85%的总产能进行了长期合同签约，截至2021年6月30日，加权平均剩余期限约为17年[154] - 2021年7月，CCL Stage III与Tourmaline Oil Marketing Corp.签订天然气供应协议，每天购买140,000百万英热单位天然气，期限约15年，2023年初开始[158] - 1 - 5号列车第三方SPA客户每年支付的固定费用约为29亿美元，6号列车首次商业交付后，预计将增至至少33亿美元[190] - Total和Chevron各预留约10亿立方英尺/日再气化产能，每年各需支付约1.25亿美元，为期20年，自2009年开始[193] - SPL预留约20亿立方英尺/日再气化产能，每年需支付约2.5亿美元，至少持续到2036年5月[194] - 根据TUA协议，SPLNG有权保留交付至萨宾帕斯LNG终端的2%的LNG[195] - CCL项目1 - 3号列车与客户签订20年（含延期权）固定价格长期SPA，加权平均剩余合同长度约18年（含延期权），第三方SPA客户每年最低固定费用约18亿美元[215][216] - 截至2021年6月30日，CCL和CCL Stage III分别通过长期天然气供应合同确保约2980万亿英热单位和2361万亿英热单位天然气原料供应，剩余期限分别长达10年和15年[218][219] - 截至2021年6月30日，公司已出售或有权出售约5002 TBtu LNG，交付时间为2021 - 2045年[243] 项目生产与销售数据 - 截至2021年7月31日，液化项目累计生产、装载和出口约1675批LNG货物，总计约1.15亿吨[159] - 2021年第二季度和上半年LNG收入分别为29.13亿美元和59.12亿美元，较2020年同期分别增加6.18亿美元和10.49亿美元[165] - 2021年第二季度和上半年LNG交付量分别为522TBtu和978TBtu，较2020年同期分别增加183TBtu和166TBtu[166] 财务指标变化 - 2021年第二季度和上半年归属于普通股股东的净利润分别较2020年同期减少5.26亿美元和5.08亿美元[163] - 2021年第二季度和上半年与衍生品相关的税后损失分别增加4.72亿美元和8.86亿美元[163] - 2021年第二季度和上半年总收入分别为30.17亿美元和61.07亿美元，较2020年同期分别增加6.15亿美元和9.96亿美元[165] - 2021年第二季度和上半年实现LNG终端成本抵消分别为3600万美元和2.27亿美元[166] - 2021年第二季度和上半年与衍生品相关的收入（收入抵消）分别为 - 3.4亿美元和 - 2.76亿美元，2020年同期分别为6100万美元和2.73亿美元[167] - 2021年第二季度和上半年总运营成本和费用分别为28.71亿美元和48.97亿美元，较2020年同期分别增加14.06亿美元和20.69亿美元[171] - 2021年第二季度和上半年销售成本分别为21.54亿美元和35.4亿美元，较2020年同期分别增加13.51亿美元和20.13亿美元[171] - 2021年第二季度和上半年，扣除资本化利息后的净利息支出分别为3.68亿美元和7.24亿美元，较2020年同期的4.07亿美元和8.19亿美元有所下降[174] - 2021年第二季度和上半年，债务修改或清偿损失分别为400万美元和5900万美元，2020年同期分别为4300万美元和4400万美元[174] - 2021年第二季度和上半年，利率衍生品净损失分别为200万美元和100万美元，2020年同期分别为2500万美元和2.33亿美元[174] - 2021年第二季度和上半年，其他费用总计分别为3.7亿美元和7.74亿美元，较2020年同期的4.7亿美元和10.82亿美元有所下降[174] - 2021年第二季度和上半年，有效税率分别为41.5%和 - 0.9%，2020年同期分别为13.5%和16.2%[178] - 2021年第二季度和上半年，归属于非控股股东的净收入分别为1.98亿美元和3.76亿美元，较2020年同期的2.07亿美元和4.35亿美元有所下降[179] - 截至2021年6月30日，现金及现金等价物为18.06亿美元，较2020年12月31日的16.28亿美元有所增加[182] - 2021和2020年上半年公司经营活动净现金流入分别为13.73亿美元和10.28亿美元，2021年增加3.45亿美元[251] - 2021和2020年公司现金来源总额分别为36.33亿美元和36.25亿美元，使用总额分别为34.8亿美元和40.75亿美元，净增加分别为1.53亿美元和减少4.5亿美元[250] - 2021年上半年公司出售非核心土地资产获得固定资产销售收益6800万美元[252] 债务与融资情况 - 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[159] - 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[160] - 2021年上半年，公司用5亿美元现金和部分循环信贷额度借款，全额偿还6.24亿美元未偿债务[160] - 2021年，SPL签订一系列协议，拟私募发行约3.47亿美元的2037 SPL私募高级担保票据[203] - 2020年SPL营运资金贷款额度为12亿美元，截至2021年6月30日和2020年12月31日，可用承诺分别为8.04亿美元和7.87亿美元，已发行信用证分别为3.96亿美元和4.13亿美元[204] - 若Cheniere Partners及其担保方的有担保债务总额超过15亿美元或净有形资产的10%，CQP高级票据将与2019 CQP信贷安排下的债务同等担保[209] - 2019 CQP信贷工具额度为7.5亿美元，用于SPL项目6号列车开发建设和一般公司用途，2021年6月30日和2020年12月31日可用承诺均为7.5亿美元，无信用证或贷款未偿还[210] - 2021年6月30日和2020年12月31日，CCH集团资本资源（借款和可用承诺）均为115.48亿美元，其中高级票据均为77.21亿美元[222] - CCH高级票据由子公司共同及个别担保，为高级有担保债务，在付款权上优先于未来次级债务，与其他高级有担保债务平等[223][224] - CCH信贷工具总额61亿美元，2021年6月30日和2020年12月31日无可用承诺，贷款未偿还额均为26亿美元，2024年6月30日到期[226][228] - CCH需对其高级有担保债务可变利率风险的至少65%进行套期保值，在满足一定条件前受限进行某些分配[229] - CCH营运资金工具总额12亿美元，2021年6月30日和2020年12月31日可用承诺分别为9.07亿美元和7.67亿美元，贷款未偿还额分别为0和1.4亿美元，信用证发行额均为2.93亿美元[230] - 公司有20亿美元的4.625% 2028年到期高级有担保票据，收益用于偿还部分定期贷款并支付相关费用[232] - 2023年10月15日前，公司可按100%本金加溢价和利息赎回全部或部分2028年高级票据，也可用股权发行净现金按104.625%本金加利息赎回最多40% [233] - 公司有6.25亿美元的4.25% 2045年到期可转换高级票据，转换率为每1000美元本金对应7.2265股普通股，初始转换价约138.38美元/股[236] - 公司循环信贷安排总承诺为12.5亿美元，2021年6月30日和2020年12月31日可用承诺为11亿美元，未偿还贷款分别为1.34亿美元和0 [238] - 2021年上半年公司发行2031年CQP高级票据，本金总额15亿美元，产生债务发行成本2000万美元，支付债务清偿成本4000万美元[252] - 2021年上半年公司偿还Cheniere定期贷款安排和2021年Cheniere可转换票据的未偿债务6.24亿美元，支付债务清偿成本200万美元，信贷安排净还款1亿美元[252] - 2020年上半年SPL发行2030年SPL高级票据，本金总额20亿美元，产生债务发行成本5900万美元，支付债务清偿成本4000万美元[253] - 2020年上半年公司使用信贷安排借款6亿美元赎回2025年CCH HoldCo II可转换优先担保票据等[253] 项目成本情况 - SPL项目6号生产线EPC合同总价约25亿美元，截至2021年6月30日已产生21亿美元成本[191] 股票回购情况 - 2019年6月3日公司宣布10亿美元3年股票回购计划，2020年上半年回购290万股，花费1.55亿美元，均价53.88美元/股，截至2021年6月30日剩余5.96亿美元额度[242] - 2020年上半年公司支付1.55亿美元回购约290万股普通股，2021年上半年无现金支付的股票回购[254] 贸易融资情况 - 截至2021年6月30日，Cheniere Marketing未承诺贸易融资额度为2.4亿美元，备用信用证和担保未偿还额为500万美元，贷款未偿还额为3000万美元[244] 敏感性测试情况 - 公司对液化供应衍生品和LNG贸易衍生品进行商品价格10%变动的敏感性测试，2021年6月30日液化供应衍生品公允价值变动2.46亿美元，LNG贸易衍生品公允价值变动4900万美元[258][259] - 公司对CCH利率衍生品进行利率10%变动的敏感性测试，2021年6月30日公允价值变动100万美元[260] - 公司对FX衍生品进行外汇汇率10%变动的敏感性测试，2021年6月30日公允价值无变动[261]

公司权益情况 - 截至2021年3月31日，公司拥有Cheniere Partners 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益[148] - 截至2021年3月31日，公司持有Cheniere Partners 48.6%的有限合伙人权益，形式为2.399亿股普通股单位，还持有100%的普通合伙人权益和激励分配权[236] LNG终端产能情况 - Sabine Pass LNG终端预计到2022年上半年总产能达约30百万吨/年LNG，有5个LNG储罐总容量约170亿立方英尺当量，再气化能力约40亿立方英尺/天[149] - Corpus Christi LNG终端目前运营3列火车，总产能约15百万吨/年LNG，有3个LNG储罐总容量约100亿立方英尺当量[150][151] - Corpus Christi Stage 3预计总产能约10百万吨/年LNG，2019年11月获FERC批准[152] - SPL项目目前运营五列火车和两个海运泊位，正在建设一列火车预计2022年上半年基本完成，还有一个第三海运泊位[176] - 1 - 4号生产线向FTA和非FTA国家出口天然气量分别可达每年约803 Bcf和203 Bcf，5 - 6号生产线可达每年503.3 Bcf[177] - 公司申请额外出口授权，若获批项目总出口能力将达约1662 Bcf/yr，目前已获向FTA国家出口授权，向非FTA国家出口授权待批[179] - 科珀斯克里斯蒂LNG终端CCL项目1、2、3号列车分别于2019年2月、8月和2021年3月开始商业运营，CCL Stage III正开发7列中规模列车，预计产能1000万吨/年[203] - CCL项目获授权向FTA和非FTA国家出口天然气，截至2050年合计7670亿立方英尺/年（约1500万吨/年），Corpus Christi Stage 3获授权5821.4亿立方英尺/年（约1100万吨/年）[204] 项目合同签约情况 - 公司已将液化项目约85%的总产能进行了长期合同签约，平均剩余期限约18年[151] - 1 - 6号生产线客户签订的SPA加权平均剩余合同长度约17年，LNG价格含固定费和可变费，可变费约为Henry Hub的115%[180] - 1 - 5号生产线第三方SPA客户年固定费用约29亿美元，6号生产线投产后将增至至少33亿美元[181] - CCL与第三方SPA客户的最低年度固定费用部分，1、2号列车约14亿美元，3号列车2021年3月26日基本完工后增至约18亿美元[207] 项目建设进度情况 - 项目整体完成百分比为83.0%，工程、采购、分包工作和建设的完成百分比分别为99.6%、99.9%、64.9%和61.7%，预计2022年上半年基本完成[177] - 6号生产线EPC合同总价约25亿美元，截至2021年3月31日已产生成本20亿美元[183] 项目天然气原料供应情况 - 截至2021年3月31日，公司通过长短期合同确保了多达约4974 TBtu天然气原料供应[182] - 截至2021年3月31日，CCL通过长期天然气供应合同确保最多约2923万亿英热单位天然气原料，CCL Stage III确保最多约2361万亿英热单位[209][210] 项目存储及再气化能力情况 - 码头再气化能力约4 Bcf/d，LNG存储能力约17 Bcfe，部分能力已被第三方和公司自身预订并需支付费用[184][185] 公司财务数据关键指标变化 - 2021年第一季度，归属于普通股股东的净利润为3.93亿美元，较2020年同期增加1800万美元[158] - 2021年第一季度总营收30.9亿美元，较2020年同期的27.09亿美元增加3.81亿美元[160] - 2021年第一季度LNG终端成本抵消1.91亿美元，对应25TBtu调试货物销售，2020年同期无此抵消[161] - 2021年和2020年第一季度特定未使用天然气销售及衍生品工具相关收入分别为6500万美元和2.12亿美元[162] - 2021年第一季度总运营成本和费用20.26亿美元，较2020年同期的13.63亿美元增加，主要因销售成本增加[166] - 2021年第一季度销售成本13.86亿美元，较2020年同期的7.24亿美元增加，主要因商品相关衍生品收益不再出现和天然气原料价格上涨[166][167] - 2021年第一季度其他费用4.04亿美元，较2020年同期的6.12亿美元减少2.08亿美元[168] - 2021年第一季度所得税前收入6.6亿美元，较2020年同期的7.34亿美元减少7400万美元，有效税率为13.5%，低于2020年同期的17.8%[170] - 2021年第一季度归属于非控股股东的净收入1.78亿美元，较2020年同期的2.28亿美元减少5000万美元[171] - 2021年3月31日现金及现金等价物16.67亿美元，较2020年12月31日的16.28亿美元增加[174] - 2021年和2020年第一季度，公司从子公司获得的服务费用分别为2900万美元和2500万美元[236] - 2021年和2020年第一季度，公司经营活动产生的净现金分别为10.66亿美元和5.74亿美元，增长4.92亿美元[245][246] 公司融资及债务情况 - 2021年2月，SPL达成约1.47亿美元2.95%高级有担保票据的私募协议，预计下半年发行[154] - 2021年3月，Cheniere Partners发行约15亿美元4.000%高级票据，用于再融资[154] - 2021年第一季度，公司用现金预付1.48亿美元Cheniere定期贷款[154] - 2020 SPL营运资金贷款到期日为2025年3月19日，可经贷款人同意延期，SPL在满足1.25:1.00偿债储备比率测试等要求前受限分配[195] - 2026、2029、2031年到期的CQP高级票据分别在2021年10月1日、2024年10月1日、2026年3月1日前可按100%本金赎回，还可分别在上述日期前用特定股权发行净现金收益按105.625%、104.5%、104.000%本金赎回最多35%[198] - 若公司及CQP担保人有担保债务总额超15亿美元或净有形资产的10%，CQP高级票据将按2019 CQP信贷安排同等程度担保[199] - 2019 CQP信贷安排有7.5亿美元循环信贷额度，到期日为2024年5月29日，截至2021年3月31日和2020年12月31日可用额度7.5亿美元，无信用证或贷款未偿还[200] - 2019年11月，FERC授权CCP为Corpus Christi Stage 3建设运营管道，设计输气量15亿立方英尺/天[211] - 2021年3月31日和2020年12月31日，CCH集团CCL项目借款和可用承诺的资本资源总计均为115.48亿美元，高级票据均为77.21亿美元[214] - CCH高级票据由子公司共同及个别担保，契约包含限制条款，优先于次级债务受偿，可按规定价格赎回[215][216][217] - CCH信贷安排总额61亿美元，截至2021年3月31日和2020年12月31日，无可用额度，贷款余额26亿美元，2024年6月30日到期，需对冲至少65%可变利率风险[218][221] - CCH营运资金安排总额12亿美元，截至2021年3月31日和2020年12月31日，可用额度分别为9.07亿美元和7.67亿美元，贷款余额分别为0和1.4亿美元，信用证总额2.93亿美元，2023年6月29日到期[222] - 公司有20亿美元4.625%高级担保票据，2028年10月到期，2023年10月15日前可按规定价格赎回，最高可赎回40%[224][225] - 公司有10亿美元4.875%可转换无担保票据，2021年5月到期，2020年7月回购8.44亿美元[228] - 公司有6.25亿美元4.25%可转换高级票据，2045年到期，2020年3月15日后可按规定赎回，转换率为每1000美元本金对应7.2265股普通股[229] - 公司循环信贷安排总额12.5亿美元，截至2021年3月31日和2020年12月31日，可用额度分别为13亿美元和11亿美元，无贷款余额，信用证总额分别为0和1.24亿美元，2022年12月13日到期[231] - 公司定期贷款安排于2020年6月设立，7月增至26.95亿美元，用于赎回和回购票据，2020年9月预付约21亿美元，截至2021年3月31日和2020年12月31日，可用额度3.72亿美元，贷款余额分别为0和1.48亿美元，2023年6月18日到期[234] - CCH信贷安排和营运资金安排以资产和股权作担保，公司高级担保票据、循环信贷安排和定期贷款安排以资产和股权作第一优先担保[218][222][227][233][235] - CCH信贷安排还款基于19年定制摊销，需达到最低预计固定债务偿付覆盖率1.50:1，公司循环信贷安排有流动性和杠杆率契约要求[220][232] - 2021年2月公司签订协议拟私募发行约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[193] - 2021年第一季度，Cheniere Partners发行15亿美元的2031 CQP高级票据，产生1900万美元发行成本，赎回2025 CQP高级票据并支付4000万美元债务清偿成本[246] 公司股票回购情况 - 2019年6月3日，董事会授权一项为期3年、规模10亿美元的股票回购计划，截至2021年3月31日，该计划剩余可用金额为5.96亿美元[236][237] - 2020年第一季度，公司花费1.55亿美元回购约300万股普通股，加权平均每股价格为53.88美元[237][248] 公司LNG销售情况 - 截至2021年4月30日，液化项目累计生产、装载和出口超1525批LNG货物，总计约1.05亿公吨LNG[154] - 截至2021年3月31日，公司已出售或有权出售约5005 TBtu的LNG，交付时间为2021 - 2045年[239] 公司贸易融资情况 - 截至2021年3月31日，Cheniere Marketing的未承诺贸易融资额度为2.48亿美元，备用信用证和担保余额为2700万美元，2020年12月31日为3400万美元[240] 公司衍生品测试情况 - 对商品价格、利率和外汇汇率进行10%的变动测试，液化供应衍生品、LNG交易衍生品、CCH利率衍生品和外汇衍生品的公允价值及变动有相应数据体现[252][253][254][255] 公司合规情况 - 截至2021年3月31日，公司各发行人遵守所有债务协议相关契约，无重大表外安排，关键会计估计无重大变化[242][249][250]

财务数据关键指标变化 - 截至2020年12月31日，公司有16亿美元现金及现金等价物、4.49亿美元当前受限现金、11.26亿美元Cheniere循环信贷额度可用承诺、3.72亿美元延迟提取定期贷款信贷协议可用承诺、7.67亿美元CCH营运资金额度可用承诺、7.5亿美元Cheniere Partners信贷额度可用承诺、7.87亿美元修订并重述的SPL营运资金额度可用承诺，合并基础上总债务未偿余额为315亿美元[116] - 2020年全年，公司归属于普通股股东的净亏损为8500万美元，且往年也有净亏损[118] - 2020年公司收入为93.58亿美元，2019年为97.3亿美元，2018年为79.87亿美元，2017年为56.01亿美元，2016年为12.83亿美元[215] - 2020年公司净收入为5.01亿美元，2019年为12.32亿美元，2018年为12亿美元，2017年为5.63亿美元，2016年亏损6.65亿美元[215] - 2020年公司总营收为93.58亿美元，较2019年的97.30亿美元减少3.72亿美元；2019年较2018年的79.87亿美元增加17.43亿美元[245] - 2020、2019和2018年公司因销售调试货物实现对LNG终端成本的冲减分别为1900万美元、3.01亿美元和1.40亿美元[247] - 2020年、2019年、2018年总LNG收入分别为89.24亿美元、92.46亿美元、75.72亿美元[249] - 2020年、2019年、2018年作为LNG收入交付的总量分别为1488TBtu、1498TBtu、1057TBtu[249] - 2020年、2019年、2018年总运营成本和费用分别为67.27亿美元、73.69亿美元、59.63亿美元[251] - 2020年、2019年、2018年利息费用（扣除资本化利息）分别为15.25亿美元、14.32亿美元、8.75亿美元[257] - 2020年、2019年、2018年总其他费用分别为20.87亿美元、16.46亿美元、7.97亿美元[257] - 2020年、2019年、2018年所得税前和非控股权益前收入分别为5.44亿美元、7.15亿美元、12.27亿美元[262] - 2020年、2019年、2018年所得税收益（费用）分别为 - 0.43亿美元、5.17亿美元、 - 0.27亿美元[262] - 2020年、2019年、2018年有效税率分别为7.9%、 - 72.3%、2.2%[262] - 2020年、2019年、2018年归属于非控股权益的净收入分别为5.86亿美元、5.84亿美元、7.29亿美元[264] - 2020年、2019年、2018年公司分别产生总利息成本18亿美元、18亿美元、17亿美元，分别资本化2.48亿美元、4.14亿美元、8.03亿美元[258] - 2020年12月31日现金及现金等价物为16.28亿美元，2019年为24.74亿美元[271] - 2020年12月31日和2019年12月31日，公司从借款和可用承诺获得的总资本资源均为197亿美元[288] - 2020年公司确认与客户通知不提取的LNG货物相关的收入为9.69亿美元，其中3800万美元若按交付计划提货将在2020年12月31日后确认[233] - 2020年公司因应对疫情产生约6900万美元增量运营成本[235] - 2020年公司运营和调试LNG货物在财务报表中确认的总量分别为1385TBtu和3TBtu[242] - 2020年公司归属于普通股股东的净亏损为8500万美元，合每股0.34美元；2019年为净利润6.48亿美元，合每股2.53美元（基本）和2.51美元（摊薄）[242] 股权与证券相关 - 2015年3月，公司发行了本金总额6.25亿美元、利率4.25%、2045年到期的可转换优先票据，初始转换价格为每股138.38美元，若全部以普通股满足转换义务，到期转换时约将发行450万股普通股[121][122] - 公司可能出售股权或股权相关证券或资产，会稀释公司在资产、业务运营和拟议项目中的比例权益，并可能对普通股市场价格产生不利影响[120] - 19年6月董事会授权三年10亿美元股票回购计划，截至2020年12月31日，尚有5.96亿美元可用于回购[200] - 截至2020年12月31日的三年间，公司普通股市场价格在27.06美元至71.03美元之间波动[201] - 截至2021年2月19日，公司有2.54亿股普通股流通在外，由91名登记股东持有[207] - 公司从未支付过普通股现金股息，未来股息政策调整由董事会决定[207] - 2020年10 - 12月公司共回购8542股，平均每股价格50.31美元，2019年6月3日董事会授权的10亿美元股票回购计划中，仍有5.95952809亿美元可用于购买股票[209] 业务合同与客户关系 - 截至2020年12月31日，SPL与8家第三方客户有销售与购买协议（SPAs），CCL与9家第三方客户有SPAs，综合营销部门与少数第三方客户有SPAs，SPLNG与2家第三方客户有运输使用协议（TUAs）[124] - 公司客户合同在特定情况下可被终止，如发生不可抗力事件、公司未能提供指定货物数量、商业运营延迟等，公司可能无法按理想条款或根本无法替换这些合同[125] - 公司已将液化项目约85%的总产能进行了长期合同签约，截至2020年12月31日，平均剩余合同期限约18年[224] - CCL就项目与九家第三方签订20年（含延期权）固定价格长期销售协议，加权平均剩余合同长度约19年（含延期权），价格含固定费用和约115%亨利中心的可变费用[307] - Cheniere Marketing与CCL签订协议，每年购买约15 TBtu的LNG，期限约23年，还可选择购买CCL为其他客户生产多余的LNG，并根据CCL与EOG Resources的IPM天然气供应协议购买约44 TBtu的LNG，期限最长7年[309] 债务协议与限制 - SPL在其债务协议规定下，通常在满足向偿债储备账户存款且偿债覆盖率达到1.25:1.00等要求前，受限无法进行分配[127] - CCH在其债务协议规定下，通常在CCL项目1至3号列车建设完成、为偿债储备账户提供相当于六个月债务服务的资金且实现历史偿债覆盖率和固定预计偿债覆盖率至少达到1.25:1.00等要求前，受限无法进行分配[127] - SPL在满足债务服务储备账户存款要求和1.25:1.00债务服务覆盖率测试等要求前不得进行分配，2020年SPL营运资金信贷安排也有类似限制[289][294] - 2037年SPL优先票据自2025年9月15日起每年3月15日和9月15日进行半年期本金支付，按固定摊销计划全额摊销[291] - 2026年CQP优先票据在2021年10月1日前、2029年CQP优先票据在2024年10月1日前，Cheniere Partners可赎回部分票据，还可用特定股权发行净现金收益赎回最多35%票据，赎回价格分别为105.625%和104.5%[298] - 若Cheniere Partners及其担保方有担保债务总额超过15亿美元或净有形资产的10%，CQP优先票据将按2019年CQP信贷安排同等程度担保[299] 风险管理与法规影响 - 公司使用套期保值安排，包括期货、掉期和期权合约，以减少利率、商品相关营销和价格风险以及外汇波动的影响，但可能放弃价格有利变动的收益，还可能面临供应不足、交易对手违约等风险[131] - 公司的衍生品金融工具按公允价值记录在合并资产负债表上，公允价值变动会影响收益，且使用衍生品可能需向交易对手方提供现金抵押品，影响营运资金[132] - 多德 - 弗兰克法案及相关规则、欧洲和英国特定法规可能对公司业务、财务状况等产生不利影响，增加成本和风险[133][136] - 若公司未来需为未清算掉期交易缴纳保证金，进入和维持掉期交易的成本将增加[135] - 英国与欧盟贸易协议于2021年1月1日生效，但金融服务需另行协商，初始截止日期为2021年3月[137] - 列车建设成本可能超预期，新冠疫情可能导致建设放缓或延迟[139][140] - 列车建设延迟可能导致成本增加、需额外融资，还可能使客户终止销售与购买协议[141][149] - 飓风等灾害可能导致公司运营中断、项目受损和保险成本增加[144] - 公司需获得并维持政府和监管机构的批准和许可，否则可能影响业务[146] - 公司依赖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[150] - 若第三方管道和设施无法运输天然气，公司业务和财务状况可能受不利影响[153] - 公司需维持管道完整性测试项目，若违规可能面临重大处罚和罚款[159] - 第三方管道容量或分配减少、连接不可用，会导致公司管道运输量下降，影响收入和现金流[159][160] - 公司依赖第三方设计液化项目，若实际建设未达预期，会影响商业启动日期和公司多方面情况[163] - 公司综合营销面临交易对手履约和信用风险，供应商和对手违约会影响经营结果、流动性和融资渠道[164] - 公司预计通过综合营销出售超额LNG，全球LNG价格与亨利枢纽指数价差崩溃会影响销售盈利[165] - 公司火车成本估计可能因成本超支等因素改变，若资金不足无法完成建设会影响业务和增长[167][168] - LNG和天然气需求及价格的周期性或其他变化会对公司业务等多方面产生重大不利影响[168] - 公司液化项目运营依赖SPA客户从美国交付LNG，LNG需具成本竞争力[171] - 公司LNG业务面临多种经济和政治因素影响，可能阻碍设施开发、建设和运营[177] - 公司可能无法以经济条款获得足够管道运输能力，影响履行SPA义务和公司多方面情况[181] - 新冠疫情及其对全球和地区经济的影响不确定，可能对公司业务、财务状况等产生重大不利影响[185][186] - 公司设施面临建设和运营风险，且未对所有风险和损失投保[189][190] - 公司业务受联邦、州和地方法律法规约束，违反规定可能导致重大责任和损失[191] - 公司依赖熟练劳动力，劳动力短缺或成本增加可能影响业务[196] - 公司可能对商誉或长期资产进行减值测试，减值可能影响经营业绩[199] 业务运营与项目进展 - 2021年公司预计收入将主要依赖Sabine Pass LNG和Corpus Christi LNG两个终端[198] - 截至2020年12月31日，公司拥有Sabine Pass LNG终端100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益，还全资拥有Corpus Christi LNG终端[221] - Sabine Pass LNG终端目前运营5条天然气液化生产线，在建1条，预计2022年下半年基本完成，总产能约3000万吨/年[222] - Corpus Christi LNG终端目前运营2条生产线，1条正在调试，总产能约1500万吨/年[223] - 公司正在通过子公司CCL Stage III开发Corpus Christi LNG终端的扩建项目，预计总产能约1000万吨/年，2019年11月已获得FERC批准[226] - 截至2021年2月19日，液化项目累计生产、装载和出口约1425船LNG，总量超9500万吨[228] - 2021年2月，SPL签订约1.47亿美元2.95%优先担保票据的购买协议，预计12月发行[228] - 2020年12月31日止年度，根据协议在附属设施装载了17 TBtu[145] - SPL项目6号列车整体项目完成百分比为77.6%，工程完成99.0%，采购完成99.9%，分包工作完成54.9%，建设完成49.2%，预计2022年下半年基本完成[274] - 1 - 5号列车第三方SPA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将至少增至33亿美元[279] - 截至2020年12月31日，SPL通过长短期天然气供应合同确保了多达约4950 TBtu的天然气原料[280] - SPL项目6号列车EPC合同总价格约为25亿美元，截至2020年12月31日已产生19亿美元费用[281] - 萨宾帕斯LNG终端再气化产能约为4 Bcf/d，LNG总存储容量约为17 Bcfe[282] - Total和Chevron每年分别需向SPLNG支付约1.25亿美元的再气化容量费用，为期20年[282] - SPL每年需向SPLNG支付约2.5亿美元的再气化容量费用，持续至至少2036年5月[283] - 2020 - 2018年，SPL在部分TUA转让协议下分别记录了1.29亿美元、1.04亿美元和0.3亿美元的运营和维护费用[283][285] - SPL在2020年3月终止2015年营运资金信贷安排剩余承诺，2019年12月31日有7.86亿美元可用承诺、4.14亿美元已开具信用证总额且无未偿还借款[292] - SPL在2020年3月签订2020年营运资金信贷安排，总承诺为12亿美元，可申请增加最多8亿美元承诺，2020年12月31日有7.87亿美元可用承诺、4.13亿美元已开具信用证总额且无未偿还借款[293] - 截至2020年12月31日，CCL项目3号列车整体项目完成率99.6%，工程、采购完成率100%，分包工作完成率99.9%，建设完成率99.0%，预计2021年第一季度基本完成[304] - CCL项目获授权向FTA和非FTA国家出口天然气，至2050年12月31日合计可达7670亿立方英尺/年（约1500万吨/年），Corpus Christi Stage 3可达5821.4亿立方英尺/年（约1100万吨

公司股权与权益情况 - 截至2020年9月30日，公司拥有Cheniere Partners 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益[113] - 截至2020年9月30日，公司持有Cheniere Partners 48.6%有限合伙权益，即2.399亿普通股 [193] 各LNG终端产能与建设情况 - Sabine Pass LNG终端总产能约为30百万吨/年，拥有约170亿立方英尺当量的LNG储罐和40亿立方英尺/天的再气化能力[114] - Corpus Christi LNG终端总产能约为15百万吨/年，全部建成后将有100亿立方英尺当量的LNG储罐[115][116] - Corpus Christi LNG终端扩建项目预计总产能约为10百万吨/年，于2019年11月获得FERC批准[118] - 截至2020年9月30日，SPL项目Train 6整体完工百分比为70.9%，其中工程完工97.8%，采购完工98.2%，分包工作完工48.0%，建设完工34.6%，预计2022年下半年基本完工[128] - CCL项目3号列车整体项目完成百分比为96.7%，预计2021年第一季度基本完成[157] - CCL项目授权出口量达7670亿立方英尺/年（约1500万吨/年）天然气，科珀斯克里斯蒂3期项目为5821.4亿立方英尺/年（约1100万吨/年）天然气[158] 液化项目签约与生产情况 - 公司已将液化项目约85%的总产能进行了长期合同签约[117] - 截至2020年10月31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[120] 公司融资与债务情况 - 2020年9月，公司用现金预付2.695亿美元延迟提取定期贷款信贷协议项下1亿美元未偿借款，并赎回3亿美元2025年到期的11.0%可转换优先担保票据[120] - 2020年9月，公司发行20亿美元2028年到期的4.625%优先担保票据，净收益用于预付约2亿美元Cheniere定期贷款信贷协议项下未偿债务[120] - 2020年8月，CCH发行约7.69亿美元2039年到期的3.52%优先担保票据，净收益用于偿还部分CCH信贷安排项下未偿借款等[120] - 2020年5月，SPL发行20亿美元2030年到期的4.500%优先担保票据，净收益和可用现金用于赎回所有2021年到期的5.625%优先担保票据[121] - 2020年3月，SPL终止2015年SPL营运资金安排剩余承诺，该安排截至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；2020年SPL营运资金安排额度为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[147] - 2020年3月和7月，CCH HoldCo II分别赎回3亿美元和剩余未偿本金的2025 CCH HoldCo II可转换优先票据[171] - 2020年9月，公司发行20亿美元2028年高级有担保票据，所得款项用于偿还部分定期贷款并支付相关费用 [182] - 2020年7月，公司回购8.44亿美元2021年可转换无担保票据 [185] - 2018年12月，公司将循环信贷额度从7.5亿美元增至12.5亿美元，截至2020年9月30日和2019年12月31日，可用额度分别为6.93亿美元和6.65亿美元，已发行信用证总额分别为1.82亿美元和5.85亿美元，未偿还贷款分别为3.75亿美元和0 [188] - 2020年6月，公司签订定期贷款协议，7月额度增至26.95亿美元，9月偿还约21亿美元，截至2020年9月30日，可用额度为3.72亿美元，未偿还贷款为2.48亿美元 [191] LNG市场需求与价格情况 - 2019年LNG年需求量约360百万吨/年，同比增长约13%；IHS Markit预计2020年LNG需求达363百万吨/年，低于疫情前约377百万吨/年的预期，同比增长率低于1%，而疫情前预期约为5%[122] - 截至2020年9月30日的九个月里，全球LNG需求较2019年同期增长约3%；10月荷兰TTF天然气结算价为4.23美元/百万英热单位，较6月高3.09美元/百万英热单位；日本韩国标杆价格（JKM）为4.31美元/百万英热单位，较7月高2.25美元/百万英热单位[122] 公司收入与成本情况 - 2020年第三和前九个月，公司分别确认与客户通知不提取的LNG货物相关收入1.71亿美元和9.32亿美元，其中4700万美元若按交付计划提货应在9月30日后确认；2020年第三季度LNG收入排除了若按交付计划提货应确认的4.58亿美元前期取消货物收入[122] - 2020年第三和前九个月，公司因疫情防控措施分别产生约600万美元和6800万美元增量运营成本[123] - 2020年第三季度归属于普通股股东的综合净亏损为4.63亿美元，合每股1.84美元；2019年同期为3.18亿美元，合每股1.25美元[213] - 2020年前9个月归属于普通股股东的综合净收入为1.09亿美元，合每股0.43美元；2019年同期为净亏损2.91亿美元，合每股1.13美元[214] - 2020年第三季度总营收14.6亿美元，2019年同期为21.7亿美元，减少7.1亿美元；2020年前9个月总营收65.71亿美元，2019年同期为67.23亿美元，减少1.52亿美元[216] - 2020年第三季度和前9个月LNG收入中，与客户通知不提取的LNG货物相关的收入分别为1.71亿美元和9.32亿美元[216] - 2019年第三季度和前9个月，液化项目调试货物销售实现对LNG终端成本的抵消分别为9900万美元和3.01亿美元，2020年无此类抵消[217] - 2020年第三季度和前9个月，与特定交易相关的收入分别为2.72亿美元和5.45亿美元，2019年同期分别为1.34亿美元和4.51亿美元[218] - 2020年前9个月LNG装载量为920TBtu，2019年为1057TBtu[212] - 2020年第三季度和前九个月LNG总收入分别为13.73亿美元和62.36亿美元，2019年同期分别为20.59亿美元和63.75亿美元[219] - 2020年第三季度和前九个月LNG总交付量分别为199TBtu和1011TBtu，2019年同期分别为372TBtu和1029TBtu[219] - 2020年第三季度和前九个月运营成本和费用分别为13.88亿美元和42.16亿美元，2019年同期分别为18.63亿美元和53.78亿美元[221] - 2020年第三季度和前九个月利息费用（扣除资本化利息）分别为3.55亿美元和11.74亿美元，2019年同期分别为3.95亿美元和10.14亿美元[225] - 2020年第三季度和前九个月债务修改或清偿损失分别为1.71亿美元和2.15亿美元，2019年同期分别为0.27亿美元和0.27亿美元[225] - 2020年第三季度和前九个月利率衍生品净损失分别为0和2.33亿美元，2019年同期分别为0.78亿美元和1.87亿美元[225] - 2020年第三季度和前九个月其他费用净额分别为1.29亿美元和1.15亿美元，2019年同期分别为0.7亿美元和0.38亿美元[225] - 2020年第三季度和前九个月所得税前收入（亏损）分别为 - 5.83亿美元和6.18亿美元，2019年同期分别为 - 2.63亿美元和0.79亿美元[230] - 2020年第三季度和前九个月所得税收益（费用）分别为0.75亿美元和 - 1.19亿美元，2019年同期分别为0.03亿美元和0[230] - 2020年第三季度和前九个月有效税率分别为12.9%和19.3%，2019年同期分别为1.1%[230] - 2020年第三季度非控股股东净亏损4500万美元，2019年同期净利润为5800万美元，变动为-1.03亿美元；2020年前九个月非控股股东净利润为3.9亿美元，2019年同期为3.7亿美元，变动为2000万美元[233] 公司现金与资本资源情况 - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，公司现金及现金等价物分别为20.91亿美元和24.74亿美元；受限现金中SPL项目分别为1.57亿美元和1.81亿美元，CCL项目分别为1.45亿美元和8000万美元，其他分别为2.2亿美元和2.59亿美元[125] - 截至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，其中高级票据均为177.5亿美元，信用证分别为4.13亿美元和4.14亿美元，信贷安排下的可用承诺分别为15.37亿美元和15.36亿美元[142] - 2020年9月30日和2019年12月31日，CCH集团来自借款和可用承诺的总资本资源分别为115.48亿美元和124.35亿美元[170] - 2018年5月，CCH将CCH信贷工具的总承诺从46亿美元增加到61亿美元，2020年9月30日和2019年12月31日的未偿还贷款分别为26亿美元和33亿美元[176] - CCH营运资金贷款额度从3.5亿美元增至12亿美元，截至2020年9月30日和2019年12月31日，可用额度分别为7.66亿美元和7.29亿美元，已发行信用证总额分别为2.93亿美元和4.71亿美元，未偿还贷款分别为1.41亿美元和0 [179] - 截至2020年9月30日，Cheniere Marketing未承诺贸易融资额度为2.54亿美元，备用信用证和担保未偿还金额为2100万美元，2019年12月31日为4100万美元，均无未偿还贷款 [197] - 2020年前9个月经营现金净流入7.65亿美元，2019年为10.92亿美元，减少3.27亿美元[203][204] - 2020年前9个月投资现金净流出15.45亿美元，2019年为26.58亿美元[203][205] - 2020年前9个月融资现金净流出3.99亿美元，2019年为净流入15.27亿美元[203][206][208] 项目费用与收益情况 - 第三方SPA客户为Trains 1 - 5支付的年度固定费用约为29亿美元，Train 6首次商业交付后，年度固定费用将增至至少33亿美元[133] - SPL项目Train 6的EPC合同总价约25亿美元，截至2020年9月30日已产生18亿美元成本[136] - 萨宾帕斯LNG终端再气化产能约40亿立方英尺/天，LNG总存储容量约170亿立方英尺当量；约20亿立方英尺/天的再气化产能已通过两份长期第三方TUA协议预留，Total和Chevron各预留约10亿立方英尺/天，每年需支付约1.25亿美元容量费[137] - SPL约20亿立方英尺/日的产能已通过TUA协议预留，每年需向SPLNG支付约2.5亿美元的产能费用，直至至少2036年5月[138] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月里，SPL在部分TUA转让协议下的运营和维护费用均为3200万美元；九个月里，分别为9700万美元和7200万美元[139] - 第三方SPA客户为1号和2号列车支付的最低年度固定费用约为14亿美元，3号列车基本完成后将增至约18亿美元[162] - 3号列车EPC合同总价格约为24亿美元，截至2020年9月30日已产生23亿美元费用[167] 公司票据与信贷安排约束情况 - SPL高级票据受相关契约约束，债务服务覆盖率测试需达到1.25:1.00，部分票据在特定时间可按特定价格赎回[143][144][145] - 2020年SPL营运资金安排于2025年3月19日到期，可经贷款人同意延期，债务服务储备比率测试需达到1.25:1.00 [148][149] - CQP高级票据由Cheniere Partners子公司担保，受相关契约约束，部分票据在特定时间可按特定价格赎回，当担保债务超过一定金额时将获得同等担保[150][151][152] - 2019年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日有7.5亿美元可用承诺，于2024年5月29日到期[153][154] - 2019年CQP信贷安排由Cheniere Partners和CQP担保人无条件担保，以第一优先留置权担保[155] - CCH信贷工具要求对不低于65%的高级有担保债务的可变利率风险进行套期保值[178] - CCH信贷工具将于2024年6月30日到期，还款计划基于19年定制摊销，旨在实现最低预计固定债务偿付覆盖率为1.50:1[177] 公司其他业务情况 - 截至2020年9月30日，SPL通过长短期天然气供应合同确保了多达约5051太英热单位的天然气原料，剩余合同期限最长达10年[134] - SPLNG有权保留交付至萨宾帕斯LNG终端的LNG的2% [140] - 截至2020年9月30日，CCL通过长期天然气供应合同确保了多达约3026万亿英热单位的天然气原料，CCL Stage III为约2361万亿英热单位[164][165] - 2020年和2019年前九个月，公司从子公司获得服务费用分别为8300万美元和7900万美元 [195] - 2019年6月，公司

公司股权与权益 - 截至2020年6月30日，公司拥有Cheniere Partners 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益[135] - 截至2020年6月30日，公司拥有Cheniere Partners 48.6%的有限合伙权益，包括1.045亿普通单位和1.354亿次级单位，还拥有100%的普通合伙权益和激励分配权[231] 终端产能与设施 - Sabine Pass LNG终端总产能约30百万吨/年，拥有约170亿立方英尺当量的LNG储罐总容量、约40亿立方英尺/天的再气化能力，以及一条94英里的管道[136] - Corpus Christi LNG终端总产能约15百万吨/年，完全建成后将拥有约100亿立方英尺当量的LNG储罐总容量和两个可容纳最大266,000立方米船舶的泊位[137][139] - Corpus Christi LNG终端扩建项目预计总产能约10百万吨/年，于2019年11月获得FERC批准[141] - 萨宾帕斯LNG终端再气化能力约4Bcf/d，LNG存储能力约17Bcfe，2Bcf/d已被第三方预订，另2Bcf/d被SPL预订[165][166] 项目生产与出口 - 截至2020年7月31日，液化项目累计生产、装载和出口了超过1175批、总计超过8000万吨的LNG货物[143] - 1 - 4号列车FTA和非FTA国家授权出口量分别达约803Bcf/yr和203Bcf/yr，5 - 6号列车为503.3Bcf/yr，2020年1月起2年授权出口量达600Bcf，申请额外出口量约153Bcf/yr [156][157][158] - CCL项目获授权向FTA国家出口25年、向非FTA国家出口20年，天然气年出口量合计相当于7670亿立方英尺（约1500万吨）[193] - Corpus Christi Stage 3获授权向FTA国家出口25年、向非FTA国家出口20年，天然气年出口量相当于5821.4亿立方英尺（约1100万吨）[193] - 2019年9月提交申请，CCL项目拟额外向FTA国家出口25年、向非FTA国家出口20年，天然气年出口量达约1080亿立方英尺，使CCL项目总出口量达8751.6亿立方英尺；FTA国家授权已获批，非FTA国家申请待审批[195] 项目合同签约 - 公司已将液化项目约85%的总产能进行了长期合同签约[140] - 公司与九家第三方签订20年（含延期权）的CCL项目1 - 3号生产线固定价格长期销售与购买协议（SPAs），客户按离岸价购买液化天然气，价格含固定费用和约为亨利中心价格115%的可变费用[196] 市场需求与价格 - 2019年LNG年需求量增长约13%至约360百万吨/年，IHS Markit预计2020年为363百万吨/年，同比增长率低于1%，而疫情前估计约为5%[147] - 2020年第二季度，荷兰TTF天然气平均价格为1.76美元，较2019年同期下降60%；亚洲JKM LNG平均价格为2.68美元，较2019年同期下降50%[147] 财务信贷与资金 - 2020年6月，公司签订26.2亿美元延迟提取定期贷款信贷协议，7月增加至26.95亿美元[144] - 2020年6月30日现金及现金等价物为20.39亿美元，2019年12月31日为24.74亿美元[151] - 2020年6月30日和2019年12月31日，高级票据均为177.5亿美元，信用证分别为4.09亿美元和4.14亿美元，信贷安排可用承诺分别为15.41亿美元和15.36亿美元，总资本资源均为197亿美元[170] - 2020年5月，SPL发行2030 SPL高级票据，本金总额20亿美元，年利率4.500%，每半年付息一次[172] - 截至2019年12月31日，SPL的2015 SPL营运资金信贷安排有7.86亿美元可用承付款项，已开具信用证总额4.14亿美元，无未偿还借款[179] - 2020年3月，SPL签订2020 SPL营运资金信贷安排，承付款项总额12亿美元，取代2015 SPL营运资金信贷安排；截至2020年6月30日，有7.91亿美元可用承付款项，已开具信用证总额4.09亿美元，无未偿还借款[180] - 2019年5月，Cheniere Partners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，有7.5亿美元可用承付款项，无已开具信用证或未偿还贷款[187] - 截至2020年6月30日和2019年12月31日，CCH集团来自借款和可用承诺的总资本资源分别为121.35亿美元和124.35亿美元[208] - 2020年3月和7月，CCH HoldCo II分别赎回3亿美元和剩余未偿本金的2025年可转换优先票据[210] - 2018年5月，CCH将信贷安排总承诺从46亿美元增加到61亿美元，截至2020年6月30日和2019年12月31日，贷款未偿还额均为33亿美元[215] - 2018年6月，CCH将营运资金安排总承诺从3.5亿美元增加到12亿美元，截至2020年6月30日和2019年12月31日，可用承诺分别为6.67亿美元和7.29亿美元[218] - 2014年11月公司发行10亿美元2021年可转换无担保票据，2015年3月发行6.25亿美元2045年可转换优先票据，2020年7月回购8.44亿美元2021年可转换无担保票据[222] - 2018年12月公司将循环信贷额度从7.5亿美元提高到12.5亿美元，截至2020年6月30日和2019年12月31日，可用承诺分别为5.62亿美元和6.65亿美元[223] - 2020年6月公司签订定期贷款协议，7月额度增至26.95亿美元，7月借款用于赎回2025年可转换优先票据、回购2021年可转换无担保票据等[226] 项目进度与费用 - SPL项目6号列车截至2020年6月30日整体项目完成率为63.9%，工程完成率96.5%，采购完成率91.1%，分包工作完成率44.3%，建设完成率25.3%，预计2022年下半年基本完成[154] - SPL项目6号列车EPC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[165] - 截至2020年6月30日，CCL项目3号列车整体项目完成率90.5%，工程完成率100.0%，采购完成率100.0%，分包工作完成率83.2%，建设完成率77.5%，预计2021年上半年基本完成[192] - 正在建设的3号生产线EPC合同总价约24亿美元，截至2020年6月30日已产生22亿美元费用[204] 项目费用与收入 - 1 - 5号列车第三方SPA客户年固定费用约29亿美元，预计6号列车首次商业交付后增至至少33亿美元[160] - Total和Chevron每年分别支付约1.25亿美元容量费，SPL每年支付约2.5亿美元容量费[165][166] - 第三方SPA客户每年支付的最低固定费用部分，1号和2号生产线约为14亿美元，3号生产线基本完工后增至约18亿美元[199] 天然气原料供应 - 截至2020年6月30日，SPL通过长短期合同确保约4855TBtu天然气原料供应[163] - 截至2020年6月30日，CCL通过长期天然气供应合同确保了多达约2935TBtu的天然气原料，剩余期限最长达10年；CCL第三阶段确保了多达约2361TBtu，剩余期限最长约15年[201][202] 项目授权与规定 - SPL高级票据和2037 SPL高级票据契约规定，满足偿债储备账户存款要求和1.25:1.00的偿债覆盖率测试后，SPL才可进行分配[173][177] - 2025 CQP高级票据、2026 CQP高级票据和2029 CQP高级票据在特定日期前，Cheniere Partners可按特定价格赎回部分票据，赎回比例最高35% [185] - CCH需对其高级有担保债务的至少65%可变利率风险进行套期保值[217] 公司其他业务 - 2019年11月，联邦能源管理委员会（FERC）授权CCP建设和运营科珀斯克里斯蒂第三阶段的管道，设计输气量为15亿立方英尺/天[205] 公司贸易融资 - 截至2020年6月30日，Cheniere Marketing的贸易融资额度为2.09亿美元，备用信用证和担保分别为1000万美元和4100万美元，贷款分别为600万美元和0[236] 公司服务费用与回购 - 2020年和2019年上半年，公司从子公司获得的服务费用分别为5300万美元和3600万美元[232] - 2019年6月3日公司董事会授权10亿美元的股票回购计划，2020年上半年回购290万股，花费1.55亿美元，截至2020年6月30日，还有5.96亿美元可用[233] 公司LNG销售 - 截至2020年6月30日，公司已出售或有权出售约4746 TBtu的LNG，交付时间为2020 - 2045年[234] 公司现金流情况 - 2020年和2019年上半年，公司经营活动现金净流入分别为10.28亿美元和7.6亿美元，投资活动现金净流出分别为10.9亿美元和15.42亿美元，融资活动现金净流出分别为3.88亿美元和净流入10.66亿美元[242] - 2020年上半年公司运营现金流增加2.68亿美元，主要因LNG货物收入增加；投资现金流主要用于液化项目建设；融资现金流流出主要因发行和赎回票据等[243][244][245] 公司净收入情况 - 2020年Q2公司归属于普通股股东的合并净收入为1.97亿美元，合每股0.78美元；2019年同期净亏损1.14亿美元，合每股0.44美元，净收入增加3.11亿美元[249][250] - 2020年上半年公司归属于普通股股东的合并净收入为5.72亿美元，合每股基本2.27美元、摊薄2.26美元；2019年同期为2700万美元，合每股0.11美元，净收入增加5.45亿美元[251] 公司营收情况 - 2020年Q2和上半年LNG收入分别为22.95亿美元和48.63亿美元，较2019年同期分别增加1.22亿美元和5.47亿美元[253] - 2020年Q2和上半年总营收分别为24.02亿美元和51.11亿美元，较2019年同期分别增加1.1亿美元和5.58亿美元[253] 公司成本抵消情况 - 2019年上半年公司实现LNG终端成本抵消2.02亿美元，对应28TBtu的LNG调试货物销售；2019年Q2、2020年Q2和上半年未实现抵消[254] 公司衍生品收入情况 - 2020年Q2和上半年与衍生品工具及其他交易相关的收入分别为6200万美元和2.73亿美元，2019年同期分别为1.83亿美元和3.17亿美元[255] 公司成本费用情况 - 2020年Q2和上半年运营成本和费用分别为14.65亿美元和28.28亿美元，较2019年同期分别减少3.95亿美元和6.87亿美元[257] - 2020年Q2和上半年销售成本分别为8.03亿美元和15.27亿美元，较2019年同期分别减少4.74亿美元和9.64亿美元[257] - 2020年Q2和上半年运营和维护费用分别为3.55亿美元和6.71亿美元，较2019年同期分别增加6000万美元和1.55亿美元[257] - 2020年Q2和上半年折旧和摊销费用分别为2.33亿美元和4.66亿美元，较2019年同期分别增加2900万美元和1.18亿美元[257] 公司利息费用与损失情况 - 2020年3月和6月止三个月及六个月，扣除资本化利息后的利息费用分别从37200万美元和61900万美元增至40700万美元和81900万美元[262] - 2020年3月和6月止三个月及六个月，债务修改或清偿损失分别为4300万美元和4400万美元，预计2020年第三季度将增加[262][263] - 2020年3月止三个月利率衍生品净损失从7400万美元降至2500万美元，6月止六个月从10900万美元增至23300万美元[262] 公司其他收入与所得税情况 - 2020年3月和6月止三个月及六个月，其他收入净额分别从-1600万美元和-3200万美元增至-500万美元和-1400万美元[262] - 2020年3月和6月止三个月及六个月，所得税前收入分别从200万美元和3.42亿美元增至4.67亿美元和12.01亿美元[265] - 2020年3月和6月止三个月及六个月，所得税拨备分别为-6300万美元和-1.94亿美元，有效税率分别为13.5%和16.2%[265] 公司非控股股东净收入情况 - 2020年3月和6月止三个月及六个月，归属于非控股股东的净收入分别从1.16亿美元和3.12亿美元增至2.07亿美元和4.35亿美元[267] 公司衍生品公允价值变动情况 - 假设天然气和LNG商品价格变动10%，2020年6月30日液化供应衍生品和LNG贸易衍生品公允价值分别变动1.84亿美元和500万美元[271][272] - 假设利率变动10%，2020年6月30日CCH利率衍生品和CCH利率远期启动衍生品公允价值分别变动200万美元和700万美元[273][274] - 假设外汇汇率变动10%，2020年6月30日外汇衍生品公允价值变动200万美元[2

公司权益情况 - 截至2020年3月31日，公司拥有Cheniere Partners 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益[125] - 截至2020年3月31日，公司拥有Cheniere Partners 48.6%的有限合伙权益，包括1.045亿普通股和1.354亿次级股，还拥有100%的普通合伙权益和激励分配权[213] 终端产能与签约情况 - Sabine Pass LNG终端总产能约3000万吨/年，Corpus Christi LNG终端总产能约1500万吨/年，公司已将液化项目约85%的总产能进行了长期签约[126][127][129] - 公司正在开发Corpus Christi LNG终端扩建项目，预计总产能约1000万吨/年，2019年11月已获FERC批准[130] - 萨宾帕斯LNG终端再气化产能约4 Bcf/d，LNG储存总容量约17 Bcfe，其中约2 Bcf/d已被第三方预订[151] - CCL项目获授权向FTA国家出口25年、向非FTA国家出口20年，合计相当于每年7670亿立方英尺天然气；Corpus Christi Stage 3获授权向FTA国家出口25年、向非FTA国家出口20年，相当于每年5821.4亿立方英尺天然气[176] 项目生产与出口情况 - 截至2020年4月27日，液化项目累计生产、装载和出口超1100批LNG货物，总量超7500万吨[132] 财务协议与资金安排 - 2020年3月，SPL签订12亿美元的周转信贷和信用证偿还协议，2020年3月，CCH HoldCo II以现金赎回3亿美元的可转换优先担保票据[133] - 公司预计未来至少十二个月，各独立资本结构的现金需求将通过项目债务、运营现金流、股权贡献、债务或股权发行等方式满足[138] - 2020年3月SPL终止2015年营运资金信贷安排剩余承付款项，2019年12月31日有7.86亿美元可用承付款项、4.14亿美元已开具信用证总额且无未偿还借款[162] - 2020年3月SPL签订2020年营运资金信贷安排，承付款项总额12亿美元，可申请增加最多8亿美元承付款项，2020年3月31日有7.86亿美元可用承付款项、4.14亿美元已开具信用证总额且无未偿还借款[163] - 2020年营运资金信贷安排于2025年3月19日到期，可经贷款人同意延期，有强制性提前还款规定[164] - 2019年5月Cheniere Partners签订2019年信贷安排，包括7.5亿美元定期贷款和7.5亿美元循环信贷安排，2020年3月31日和2019年12月31日有7.5亿美元可用承付款项且无已开具信用证或未偿还贷款[170] - 2019年信贷安排于2024年5月29日到期，可随时偿还未偿还余额，有信贷展期先决条件和限制支付规定[171] - 2020年3月，CCH HoldCo II以现金赎回3亿美元的2025 CCH HoldCo II可转换优先票据[194] - 2018年5月，CCH将CCH信贷工具总承诺从46亿美元增加到61亿美元，截至2020年3月31日和2019年12月31日，贷款余额均为33亿美元[200] - 2018年6月，CCH将CCH营运资金工具总承诺从3.5亿美元增加到12亿美元，截至2020年3月31日和2019年12月31日，可用承诺分别为6.6亿美元和7.29亿美元[203][204] - 2014年11月，公司发行10亿美元的2021年Cheniere可转换无担保票据，2015年3月发行6.25亿美元的2045年Cheniere可转换优先票据[207] - 2018年12月，公司将Cheniere循环信贷工具总承诺从7.5亿美元增加到12.5亿美元，截至2020年3月31日和2019年12月31日，可用承诺分别为4.3亿美元和6.65亿美元[208] - 公司需确保无限制现金与未提取承诺金额之和至少等于2亿美元或循环信贷安排承诺的20%中的较低者[209] 市场需求与价格情况 - 2019年LNG年需求量增长13%至约3.6亿吨，IHS Markit预计2020年LNG需求达3.63亿吨，同比增长率约0.8%，低于疫情前4.7%的增长预期[134] - 2020年第一季度，荷兰TTF天然气平均价格为3.35美元，较2019年同期下降51%；亚洲JKM LNG现货平均价格为4.82美元，较2019年同期下降43%[134] 公司收入与成本情况 - 2020年第一季度，公司确认与取消的LNG货物相关的收入约5300万美元[136] - 截至2020年4月28日，公司因应对疫情已产生约3000万美元的额外成本[137] - 2020年和2019年第一季度，公司从子公司获得的服务费用分别为2500万美元和2000万美元[214] - 2019年6月3日，董事会授权了一项为期3年、价值10亿美元的股票回购计划，截至2020年3月31日，已回购290万股，花费1.55亿美元，剩余可用金额为5.96亿美元[215] - 截至2020年3月31日，公司已出售或有权出售约4856 TBtu的LNG，交付时间为2020 - 2045年[216] - 截至2020年3月31日，Cheniere Marketing的未承诺贸易融资安排可用承诺为4.2亿美元，备用信用证和担保分别为400万美元和4100万美元，贷款分别为0和7100万美元[217] - 2020年和2019年第一季度，公司经营活动现金净流入分别为5.74亿美元和4.12亿美元，投资活动现金净流出分别为6.54亿美元和6.51亿美元，融资活动现金净流出分别为8500万美元和净流入9400万美元[224] - 2020年第一季度，公司归属于普通股股东的净利润为3.75亿美元，每股基本收益为1.48美元，摊薄后每股收益为1.43美元，而2019年同期分别为1.41亿美元、0.55美元和0.54美元[232] - 2020年第一季度，公司LNG收入为25.68亿美元，再气化收入为6700万美元，其他收入为7400万美元，总收入为27.09亿美元，较2019年同期增加4.48亿美元[236] - 2019年第一季度公司实现液化天然气终端成本抵消2.02亿美元，对应28TBtu，2020年同期未实现抵消[237] - 2020年和2019年第一季度，公司与衍生品工具及相关交易的其他收入分别为2.65亿美元和1.34亿美元[238] - 2020年和2019年第一季度，公司液化天然气收入分别为25.68亿美元和21.43亿美元[240] - 2020年和2019年第一季度，公司总运营成本和费用分别为13.63亿美元和16.55亿美元，减少2.92亿美元[241] - 2020年和2019年第一季度，公司其他费用分别为6.12亿美元和2.66亿美元，增加3.46亿美元[246] - 2020年和2019年第一季度，公司所得税前收入分别为7.34亿美元和3.4亿美元，增加3.94亿美元；所得税拨备分别为 - 1.31亿美元和 - 0.03亿美元，减少1.28亿美元；有效税率分别为17.8%和0.9%[248] - 《CARES法案》将2019年和2020年企业利息扣除的调整后应税收入限制从30%提高到50%[249] - 2020年和2019年第一季度，公司归属于非控股股东的净收入分别为2.28亿美元和1.96亿美元，增加0.32亿美元[250] 项目进度情况 - 截至2020年3月31日，SPL项目6号列车整体项目完成率为53.9%，工程、采购、分包工作和建设的完成率分别为93.8%、78.4%、39.5%和15.0%，预计2023年上半年基本完成[142] - 截至2020年3月31日，CCL项目3号列车整体项目完成率83.7%，工程完成率99.2%，采购完成率99.6%，分包工作完成率69.5%，建设完成率63.0%，预计2021年上半年基本完成[175] 原料供应情况 - 截至2020年3月31日，SPL通过长短期天然气供应合同确保了约5300 TBtu的天然气原料[149] - 截至2020年3月31日，CCL通过剩余期限最长10年的长期天然气供应合同确保了最多约3.182万亿英热单位天然气原料[184] - CCL Stage III已通过长期天然气供应合同确保约2361 TBtu天然气原料，剩余合同期限最长约15年[185] 费用支付与合同情况 - 第三方SPA客户对1 - 5号列车的年度固定费用约为29亿美元，2020年底新SPA生效后，年度固定费用将至少增至33亿美元[147] - SPL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13亿美元成本[151] - Total和Chevron各预订约1 Bcf/d再气化产能，每年需支付约1.25亿美元，合同期限20年，自2009年开始[151] - SPL预订剩余约2 Bcf/d产能，每年需支付约2.5亿美元，持续至至少2036年5月[153] - 2020年和2019年第一季度，SPL在部分TUA转让协议下的运营和维护费用分别为3200万美元和750万美元[153] - Train 3的EPC合同总价格约24亿美元，截至2020年3月31日已产生21亿美元费用[187] - 2019年11月，FERC授权CCP建设和运营管道，设计运输能力为15亿立方英尺/天[188] - CCL与九家第三方签订20年（含延期权）固定价格长期销售协议，第三方客户为1号列车支付的最低固定费用约5.5亿美元，2号列车首次商业交付日增至约14亿美元，3号列车基本完成后进一步增至约18亿美元[179][182] - Cheniere Marketing与CCL签订协议，每年购买15万亿英热单位LNG，期限约23年，可选择购买CCL为其他客户生产多余的LNG，还签订了与CCL和EOG的IPM天然气供应协议相关的每年0.85百万吨LNG、期限最长7年的协议[183] 衍生品公允价值情况 - 截至2020年3月31日，液化供应衍生品公允价值为6.78亿美元，LNG交易衍生品公允价值为1.85亿美元；若商品价格变动10%，液化供应衍生品公允价值变动1.8亿美元，LNG交易衍生品公允价值变动0.02亿美元[256] - 截至2020年3月31日，CCH利率衍生品公允价值为 - 1.97亿美元，CCH利率远期启动衍生品公允价值为 - 0.92亿美元；若利率变动10%，CCH利率衍生品公允价值变动0.04亿美元，CCH利率远期启动衍生品公允价值变动0.09亿美元[258] - 公司签订外汇合约对冲美国以外业务的汇率风险[259] - 管理层模拟美元与适用外币汇率变动10%对FX衍生品公允价值的敏感性[259] - 2020年3月31日FX衍生品公允价值为2300万美元[259] - 2020年3月31日FX衍生品公允价值变动为200万美元[259] - 2019年12月31日FX衍生品公允价值为400万美元[259] 新项目情况 - Midship项目于2019年第一季度开工，2020年4月投入使用，预计日产能达144万Dekatherms[220] 财务数据关键指标变化 - 2020年3月31日和2019年12月31日，公司现金及现金等价物分别为23.99亿美元和24.74亿美元[139] - 2020年3月31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[156] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，CCH集团借款和可用承诺的总资本资源分别为121.35亿美元和124.35亿美元[191] - CCH需对冲至少65%的高级有担保债务的可变利率风险[202]

财务数据关键指标变化 - 截至2019年12月31日，公司合并基础上有现金及现金等价物25亿美元、当前受限现金5.2亿美元、未偿还总债务315亿美元，不包括15亿美元未偿还信用证总额[124] - 2017年12月31日止年度，公司归属于普通股股东的净亏损为3.93亿美元，且此前数年也有亏损[126] - 2019年公司营收97.3亿美元，运营收入23.61亿美元，净利息支出14.32亿美元，归属于普通股股东的净利润6.48亿美元[270] - 2019年公司基本每股收益2.53美元，摊薄每股收益2.51美元，基本加权平均流通股数2.562亿股，摊薄加权平均流通股数2.581亿股[270] - 2019年末公司固定资产净值296.73亿美元，总资产354.92亿美元，流动净债务为0，长期净债务307.74亿美元[272] - 2018年公司营收79.87亿美元，运营收入20.24亿美元，净利息支出8.75亿美元，归属于普通股股东的净利润4.71亿美元[270] - 2017年公司营收56.01亿美元，运营收入13.88亿美元，净利息支出7.47亿美元，归属于普通股股东的净亏损3.93亿美元[270] - 2019年12月31日，公司现金及现金等价物为24.74亿美元，2018年为9.81亿美元[291] - 2019年和2018年借款和可用承诺的总资本资源分别为197亿美元和174.5亿美元[305] - 截至2019年和2018年12月31日，可用承诺分别为7.86亿和7.75亿美元，已发行信用证分别为4.14亿和4.25亿美元[310] 债务发行与转换情况 - 2014年11月，公司向RRJ Capital II Ltd等发行本金总额10亿美元2021年到期可转换无担保票据；2015年3月，向特定投资者发行本金总额6.25亿美元、利率4.25%的2045年到期可转换优先票据；2015年5月，CCH HoldCo II向EIG Management Company, LLC发行本金总额10亿美元、利率11.0%的2025年到期可转换优先担保票据[131] - 若公司选择以普通股满足2021年和2045年可转换票据全部转换义务，假设票据在到期时转换且2021年可转换无担保票据所有利息实物支付，将发行约1910万股普通股；2025年可转换优先担保票据转换时最多可发行4710.8466万股普通股（如有股票拆分可能调整）[133] - 2019年11月，CCH发行15亿美元3.700%的2029年到期高级担保票据；10月，发行4.75亿美元3.925%的2039年到期高级担保票据；9月，发行7.27亿美元4.80%的2039年到期高级担保票据；同月，Cheniere Partners发行15亿美元4.500%的2029年到期高级票据[287][288] 业务合作协议情况 - 截至2019年12月31日，SPL与8家第三方客户、CCL与9家第三方客户有销售与购买协议（SPAs），综合营销部门与少数第三方客户有SPAs，SPLNG与2家第三方客户有终端使用协议（TUAs）[136] - 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，客户按离岸价购买液化天然气，价格含固定费用和约为亨利中心价格115%的可变费用[296] 分配限制条件 - SPL一般需在向偿债储备账户存款且偿债覆盖率达到1.25:1.00等要求满足后，才不受协议限制进行分配[139] - CCH一般需在CCL项目1至3号列车建设完成、为偿债储备账户提供相当于六个月偿债金额资金且历史偿债覆盖率和预计固定偿债覆盖率至少达到1.25:1.00等要求满足后，才不受协议限制进行分配[140] - CCH HoldCo II一般需在历史偿债覆盖率和预计固定偿债覆盖率达到1.20:1.00等要求满足后，才不受协议限制向公司进行分配[141] 套期保值风险与监管影响 - 公司使用期货、掉期和期权合约等对冲安排，在预期供应少于对冲量、对冲合约交易对手违约或对冲协议基础价格与实际收到价格差异变化等情况下，可能面临财务损失风险[147] - CFTC重新提议的头寸限制规则若最终确定，可能限制公司执行上述套期保值策略的能力[150] - 多德 - 弗兰克法案等监管要求或增加公司互换合约成本、改变合约条款、降低衍生品可用性及公司执行套期保值策略的能力[153][154] - 美联储拟议规则若通过，或限制公司交易对手、服务获取能力及市场流动性[155] - 欧洲和英国相关法规会增加公司业务成本和风险，违规可能面临调查、罚款和刑事犯罪指控[156] - 英国脱欧后金融和商品市场监管制度的相互作用存在不确定性，可能带来额外监管风险[157] 运营与建设风险 - 萨宾帕斯液化天然气终端等设施面临运营风险，包括效率低下、设备故障、操作失误等[161] - 列车建设可能出现成本超支、延误，公司可能无法获得足够融资，影响业务和财务状况[162][164] - 飓风等灾害可能导致公司运营中断、项目延迟、设施损坏和保险成本增加[167][168] - 公司需获得并维持政府和监管机构的批准和许可，否则可能影响项目运营和投资回收[170][172] - 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[173] - 公司依赖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[174][178] - 违反FERC管理的法规，每次违规最高面临每日130万美元的民事罚款[184] - 管道安全完整性计划和维修可能带来高额成本和责任，需开展多项工作维护管道完整性[186] - 第三方管道容量或分配减少、连接不可用，会影响公司管道运输量、收入和现金流[188][189] - 若失去第三方土地上铺设管道的权利或需搬迁管道，公司业务将受重大不利影响[190] - 液化项目未来产能和性能依赖估算，可能不准确，若未达预期会影响商业启动日期和公司多方面情况[191][192] - 交易对手违约会影响公司经营业绩、流动性和融资渠道[193][194] - 公司可能无法为超过SPL和CCL第三方SPA年度合同量的LNG找到客户，价差崩溃会影响销售盈利[196][197] - 公司可能无法建设或运营部分拟议的LNG设施或列车，成本超支等会影响项目完成和公司增长[198][200] - LNG和天然气需求及价格的周期性或其他变化会对公司多方面产生重大不利影响[201] - 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义务和公司多方面情况[217][218] - 公司面临恐怖袭击、网络事件、军事行动等风险，可能影响业务、增加成本和减少现金流[221] - 公司面临建设和运营风险、环境法规风险、健康安全风险、劳动力成本和人员流失风险等[222,225,231,233] 股票相关情况 - 2019年6月董事会授权三年期10亿美元股票回购计划，截至2019年12月31日，尚有7.51亿美元可用于回购[240] - 2015 - 2019年三年间，公司普通股市场价格在40.36美元至71.03美元之间波动[242] - 2019年第四季度，公司股票回购情况为：10月回购324,138股，均价62.15美元；11月回购372,766股，均价60.98美元；12月回购784,815股，均价60.33美元；总计回购1,481,719股，均价60.89美元[261] - 以2014年12月31日投资100美元且股息全部再投资计算，2019年公司普通股总回报为86.75，标普500指数为173.80，新同行组为107.19，旧同行组为103.49[265] - 截至2020年2月19日，公司有2.54亿股流通普通股，由96名登记股东持有[259] 项目产能与授权情况 - Sabine Pass LNG终端总产能约3000万吨/年，Corpus Christi LNG终端总产能约1500万吨/年，公司已将液化项目约85%的总产能进行了长期合同签约[276][277][278] - 2019年11月，公司获得FERC批准开发Corpus Christi Stage 3项目，预计总产能约1000万吨/年[280][282] - 截至2020年2月21日，液化项目累计生产、装载和出口超1000批LNG货物，总量超7000万吨[286] - DOE授权Sabine Pass LNG终端向FTA和非FTA国家出口LNG，不同批次授权的天然气总量分别约为803 Bcf/年、203 Bcf/年、503.3 Bcf/年等[293] - 2019年9月提交申请，请求授权SPL项目向FTA国家25年、非FTA国家20年额外出口约153 Bcf/年的天然气，申请待DOE审批[295] 项目费用与合同情况 - 1 - 5号列车第三方销售协议客户年固定费用约29亿美元，2020年底生效新协议后，6号列车首次商业交付时年固定费用至少增至33亿美元[297] - 截至2019年12月31日，公司通过长短期天然气供应合同确保最多约3850TBtu天然气原料，部分受先决条件限制[298] - 6号列车工程采购施工总承包合同总价约25亿美元，含可选第三海运泊位费用，截至2019年12月31日已产生11亿美元费用[300] - 萨宾帕斯液化天然气终端再气化产能约4Bcf/d，液化天然气储存能力约17Bcfe，约2Bcf/d再气化产能被第三方预订，每年支付约1.25亿美元[301] - 剩余约2Bcf/d产能由公司预订，每年支付约2.5亿美元，2019 - 2017年分别记录1.04亿、0.3亿和0.023亿美元运营维护费用[302] - 根据运输使用协议，公司有权保留交付至终端液化天然气的2% [303] 信贷安排与契约情况 - 2015年9月公司签订12亿美元营运资金信贷安排，2019年5月修订，截至2019年和2018年12月31日，可用承诺分别为7.86亿和7.75亿美元，已发行信用证分别为4.14亿和4.25亿美元[310] - 切尼尔合伙人高级票据由子公司联合及个别担保，相关契约包含限制条款[314] - 2020年10月1日前、2021年10月1日前和2024年10月1日前，公司可按100%本金加适用溢价和应计未付利息赎回2025、2026和2029年CQP高级票据；也可用不超特定股权发行净现金收益赎回最多35%本金，赎回价分别为105.250%、105.625%和104.5%本金加应计未付利息[315] - 若公司及CQP担保人有担保债务总额超15亿美元或净有形资产的10%，CQP高级票据将按2019年CQP信贷安排同等程度担保[316] - 2019年5月，公司终止2016年CQP信贷安排剩余承诺[317] - 2019年5月，公司签订2019年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[317] - 2019年CQP信贷安排贷款按LIBOR或基准利率加适用利差计息，CQP循环信贷安排中LIBOR贷款适用利差为1.25% - 2.125%，基准利率贷款为0.25% - 1.125%[319] - 公司按LIBOR贷款利差的30%乘以未提取承诺平均每日金额支付承诺费，按季支付[320] - 2019年CQP信贷安排于2024年5月29日到期，可随时偿还余额，无溢价或罚款，但有利率中断成本[321] - 2019年CQP信贷安排包含信贷展期先决条件、肯定和否定契约，限制公司进行受限付款[321] 法律诉讼情况 - 2015年公司子公司CLNGT借给Parallax Enterprises约4600万美元，到期未还，已提起诉讼[249,251] - 2012年1月1日至2016年3月25日，公司子公司与LDEQ就Sabine Pass LNG终端运营偏差问题进行讨论，预计最终制裁不会对财务结果产生重大不利影响[247] - 2018年2月PHMSA就Sabine Pass LNG终端泄漏问题发布整改令，后续达成同意令，预计不会对财务结果和运营产生重大不利影响[248] - 2016年3月11日，Parallax Enterprises起诉公司和CLNGT，索赔4亿美元经济损失并要求撤销有担保票据，2016年8月22日该诉讼被自愿撤诉[252] 其他情况 - 2020年公司预计收入主要依赖Sabine Pass LNG和Corpus Christi LNG两个终端[237] - 2009年EPA颁布温室气体报告规则，2010年扩展到LNG终端，后续部分规则被搁置或废除，但未来可能有变化[229] - 公司可能对商誉或长期资产进行减值测试，减值可能影响经营业绩[238] - 2019年公司新同行组包含27家公司，旧同行组包含29家公司[263] - 2019年6月，公司宣布资本分配框架，包括优先投资液化平台增长、改善综合杠杆指标和实施三年10亿美元的股票回购计划[288] - 截至2019年12月31日，公司拥有Cheniere Partners 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益[275] - 截至2019年12月31日，SPL项目Train 6整体项目完成率为43.7%，预计2023年上半年基本完成[293]