公司权益情况 - 截至2019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[140] - 截至2019年9月30日，公司拥有Cheniere Partners 48.6%有限合伙人权益，包括1.045亿普通股和1.354亿次级股，还拥有100%普通合伙人权益和激励分配权[163] 液化终端项目情况 - Sabine Pass LNG终端的1 - 5号液化列车已运营，6号正在建设，每列名义产能约4.5百万吨/年；该终端有5个LNG储罐，总容量约169亿立方英尺当量，2个泊位可容纳最大26.6万立方米的船只，再气化能力约40亿立方英尺/天[141] - Corpus Christi LNG终端的1、2号液化列车已运营，3号正在建设，每列名义产能约4.5百万吨/年；一期有3个LNG储罐，总容量约101亿立方英尺当量，2个泊位可容纳最大26.6万立方米的船只[142] - Corpus Christi Stage 3计划建设7列中规模液化列车，预期总名义产能约9.5百万吨/年和1个LNG储罐[145] 管道建设情况 - Midship Pipeline正在建设一条管道，预期日输送能力达144万德卡瑟姆[146] - 科珀斯克里斯蒂管道设计运输能力为22.5亿立方英尺/天，2018年第二季度建成[215] 天然气采购合同情况 - 2019年9月和5月，公司子公司分别与EOG Resources和Apache Corporation签订IPM交易，每日购买14万百万英热单位天然气，期限约15年[148][150] 液化项目生产与出口情况 - 截至2019年10月25日，液化项目累计生产、装载和出口超850船次，总计约6000万吨LNG[152] 票据发行情况 - 2019年10月和9月，CCH分别发行4.75亿美元3.925%和7.27亿美元4.80%的2039年到期高级有担保票据[153][154] - 2019年9月，Cheniere Partners发行15亿美元4.500%的2029年到期高级票据[154] - 2014年11月公司发行10亿美元2021年到期可转换无担保票据，2015年3月发行6.25亿美元2045年到期4.25%可转换优先票据[159] - 2019年9月Cheniere Partners发行15亿美元2029年到期高级票据，加上现有2025年到期15亿美元5.250%高级票据和2026年到期11亿美元5.625%高级票据[165] - 2019年9月，CCH私募发行4.80%高级票据，总额7.27亿美元[222] - 2019年前九个月，公司发行了总计15亿美元的2029 CQP高级票据，发行了总计7.27亿美元的4.80% CCH高级票据[244] - 2018年前九个月，公司发行了总计11亿美元的2026 CQP高级票据[245] 现金及现金等价物情况 - 2019年9月30日现金及现金等价物为25.39亿美元，2018年12月31日为9.81亿美元[157] 信贷安排情况 - 2018年12月公司将Cheniere循环信贷安排承诺总额从7.5亿美元增至12.5亿美元，2022年12月13日到期[160][161] - 2019年5月2016年CQP信贷安排剩余承诺终止，同时Cheniere Partners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[170] - 2019年CQP信贷安排下贷款按可变利率计息，LIBOR贷款适用利差为1.25% - 2.125%，基准利率贷款适用利差为0.25% - 1.125%[171] - 2019年CQP信贷安排2024年5月29日到期，可随时偿还未偿余额，无溢价或罚款[174] - 2018年5月，公司将CCH信贷工具的总承贷额从46亿美元增加到61亿美元，截至2019年9月30日和2018年12月31日，可用承贷额分别为0和10亿美元，未偿还贷款分别为53亿美元和52亿美元[227] - 2018年6月，公司将CCH营运资金工具的总承贷额从3.5亿美元增加到12亿美元，截至2019年9月30日和2018年12月31日，可用承贷额分别为6.17亿美元和7.16亿美元，已发行信用证总额分别为5.83亿美元和3.16亿美元，未偿还贷款分别为0和1.68亿美元[230][232] 服务费用与股票回购情况 - 2019年和2018年前九个月，公司从子公司获得的服务费用分别为7900万美元和5700万美元[164] - 2019年6月3日公司董事会授权一项为期三年、10亿美元的股票回购计划，截至2019年9月30日已回购250万股，花费1.59亿美元，剩余8.41亿美元额度[164] SPL项目情况 - SPL项目6号列车整体项目完成百分比为38.1%，工程、采购、分包工作和建设的完成百分比分别为83.8%、54.1%、34.3%和5.5%，预计2023年上半年基本完成[177] - 1 - 4号列车向FTA和非FTA国家出口天然气总量分别可达约803Bcf/年和203Bcf/年，5 - 6号列车可达503.3Bcf/年[177] - 2018年1月起两年内，SPL获授权向FTA和非FTA国家出口总量达600Bcf天然气，与其他订单累计不超1509Bcf/年[179] - 第三方SPA客户对1 - 4号列车年固定费用约23亿美元，5号列车2019年9月投产后增至29亿美元，6号列车投产后至少达33亿美元[182] - 截至2019年9月30日，SPL通过长短期合同确保约4108TBtu天然气原料供应[184] - 6号列车EPC合同总价约25亿美元，包括可选的第三个海运泊位费用[186] - 萨宾帕斯LNG终端再气化能力约4.0Bcf/d，LNG存储能力约16.9Bcfe，2.0Bcf/d被第三方预订，另2.0Bcf/d被SPL预订[186][187] - 2019年和2018年第三季度，SPL在部分TUA转让协议下运营维护费用分别为3200万美元和750万美元，前九个月分别为7200万美元和2300万美元[189] - SPL高级票据在到期前特定时间可按“全额补偿”或“可选赎回”价格赎回，2037年高级票据需满足特定条件且自2025年起每半年支付本金[196][197] - SPL可申请增加营运资金贷款额度，最高增加7.6亿美元，6号列车债务融资完成后可再增加3.9亿美元；截至2019年9月30日和2018年12月31日，可用额度分别为7.86亿美元和7.75亿美元，已开具信用证总额分别为4.14亿美元和4.25亿美元[198] CCL项目情况 - 截至2019年9月30日，CCL项目2期整体完工率68.6%，工程、采购、分包工作和建设的完工率分别为96.5%、98.2%、17.2%和37.1%，3号列车预计2021年上半年基本完工[203] - CCL项目已获授权向FTA国家出口25年、向非FTA国家出口20年，合计相当于7670亿立方英尺/年（约1500万吨/年）天然气；科珀斯克里斯蒂3期向FTA国家出口20年，相当于5140亿立方英尺/年（约1000万吨/年）天然气的申请已获批，向非FTA国家出口的申请待批[204] - CCL与9家第三方签订20年固定价格SPA，第三方客户支付的最低固定费用部分，1号列车约5.5亿美元，2号列车首次商业交付时增至约14亿美元，3号列车基本完工后进一步增至约18亿美元[207][210] - 截至2019年9月30日，CCL通过长达8年的长期天然气供应合同确保了约3065万亿英热单位天然气原料，CCL 3期通过长达约15年的合同确保了约2361万亿英热单位[211][212] - 2期EPC合同总价约24亿美元，1 - 3号列车预计总资本成本融资前在110 - 120亿美元之间，融资后在150 - 160亿美元之间[214] LNG终端成本抵消情况 - 2019年第三和前九个月，公司因销售调试货物实现LNG终端成本抵消分别为9900万美元和2.27亿美元[217] 资本资源情况 - 2019年9月30日和2018年12月31日，借款和可用承诺的资本资源分别为197亿美元和174.5亿美元[192] - 截至2019年9月30日和2018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125.18亿美元和125.88亿美元[218] 贸易融资工具情况 - 截至2019年9月30日，Cheniere Marketing的无承诺贸易融资工具可用承贷额为4.2亿美元，备用信用证和担保未偿还额为3200万美元，贷款未偿还额为1100万美元[237] 公司经营与财务指标变化情况 - 2019年和2018年前九个月，公司经营活动现金净流入分别为10.92亿美元和15.04亿美元，投资活动现金净流出分别为26.58亿美元和27.22亿美元，融资活动现金净流入分别为15.27亿美元和15.37亿美元[241] - 2019年前九个月，公司在Midship Holdings进行了7000万美元的权益法投资[243] - 2019年第三季度，公司运营和调试的液化天然气货物装载量分别为364TBtu和20TBtu，前九个月分别为1009TBtu和48TBtu[246] - 2019年第三季度，公司归属于普通股股东的合并净亏损为3.18亿美元，合每股1.25美元，而2018年同期为净利润6500万美元，合每股0.26美元[246] - 2019年前九个月归属普通股股东的净亏损为2.91亿美元，合每股1.13美元，而2018年同期净利润为4.04亿美元，合每股1.67美元（基本）和1.65美元（摊薄），净亏损增加6.95亿美元[247] - 2019年前九个月总营收为67.23亿美元，2018年同期为56.04亿美元，增加11.19亿美元；其中LNG营收2019年前九个月为63.75亿美元，2018年同期为53.27亿美元，增加10.48亿美元[250] - 2019年前九个月运营成本和费用为53.78亿美元，2018年同期为40.96亿美元，增加12.82亿美元[254] - 2019年前九个月销售成本为37.58亿美元，2018年同期为30.78亿美元，增加6.8亿美元[254] - 2019年前九个月运营和维护费用为8.24亿美元，2018年同期为4.57亿美元，增加3.67亿美元[254] - 2019年前九个月折旧和摊销费用为5.61亿美元，2018年同期为3.33亿美元，增加2.28亿美元[254] - 2019年前九个月其他费用为12.66亿美元，2018年同期为5.16亿美元，增加7.5亿美元[260] - 2019年前九个月利息费用（扣除资本化利息）为10.14亿美元，2018年同期为6.53亿美元，增加3.61亿美元[260] - 截至2019年9月30日未偿还债务（未摊销溢价、折价和债务发行成本净额之前）从2018年9月30日的283亿美元增至315亿美元[260] - 2019年前九个月实现与衍生品工具相关的收益和其他收入4.51亿美元，2018年同期为0.21亿美元[252] - 2019年债务修改或清偿损失为2700万美元，与终止7.5亿美元2019年CQP信贷安排承诺等有关；2018年该损失归因于终止约12亿美元2016年CQP信贷安排承诺产生的第三方费用和未摊销债务发行成本注销[261] - 2019年第三季度和前九个月衍生工具净损失增加，主要因长期远期LIBOR曲线不利变动[262] - 2019年第三季度和前九个月其他费用增加，主要因权益法投资损失，期间确认8700万美元投资减值损失[263] - 2019年第三季度所得税收益增加600万美元，前九个月所得税费用减少1500万美元，2019年和2018年第三季度及前九个月有效税率低于21%[264] - 2019年第三季度和前九个月归属于非控制性权益的净收入分别减少1.04亿美元和2.03亿美元，主要因合并净收入减少[267] 衍生品公允价值情况 - 对液化供应衍生品和LNG贸易衍生品进行10%商品价格变动建模，2019年9月30日液化供应衍生品公允价值为 - 5200万美元，LNG贸易衍生品为2400万美元[273] - 对CCH利率衍生品和CCH利率远期启动衍生品进行10%利率变动建模，2019年9月30日CCH利率衍生品公允价值为 - 1.04亿美元[275] - 对FX衍生品进行10%外汇汇率变动建模，2019年9月30日FX衍生品公允价值为3700万美元，公允价值变动为400万美元[276] 表外安排与会计估计情况 - 截至2019年9月30日，公司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[268] - 公司关键会计估计与2018年12月31日年度报告披露相比无重大变化[269] 液化项目产能签约情况 - 公司已将液化项目约85%的预期总名义产能进行长期签约[144] 液化天然气出售情况 - 截至2019年9月30日，公司已出售或有权出售约3380TBtu的液化天然气，交付时间为2019年至2045年[236]

公司权益情况 - 截至2019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[123] - 截至2019年6月30日，公司通过Cheniere Partners持有Sabine Pass LNG终端48.6%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%普通合伙权益和激励分配权[146] 终端设施情况 - Sabine Pass LNG终端的1 - 5号液化列车已运营，6号正在建设，每列列车名义产能约4.5百万吨/年；该终端有5个LNG储罐，总容量约169亿立方英尺当量，两个泊位可容纳最大26.6万立方米的船只，再气化能力约40亿立方英尺/天；还拥有一条94英里的管道[124] - Corpus Christi LNG终端一期的1号列车已运营，2号正在调试，3号正在建设，每列列车名义产能约4.5百万吨/年；有3个LNG储罐，总容量约101亿立方英尺当量，两个泊位可容纳最大26.6万立方米的船只；公司还在开发该终端的3期项目，预计7列中规模列车总产能约9.5百万吨/年[125][128] - 科珀斯克里斯蒂管道于2018年第二季度建成，设计输气量为22.5亿立方英尺/天[194] 项目签约与产能情况 - 公司已将液化项目约85%的预期总名义产能进行长期签约[127] - 公司与八家第三方签订至少20年期限的固定价格SPA，客户购买LNG价格含固定费用和约为亨利枢纽价格115%的可变费用[164] - 第三方SPA客户对1 - 4号列车每年固定费用约23亿美元，5号列车首次商业交付后增至29亿美元[165] - CCL与九家第三方签订20年（含延期权）固定价格SPA，客户购买LNG价格含固定费和约为Henry Hub 115%的可变费[187] - 第三方SPA客户支付的最低固定费部分，Train 1约为5.5亿美元，Train 2首商业交付日增至约14亿美元，Train 3基本完成后进一步增至约18亿美元[190] 项目建设进度 - 截至2019年6月30日，SPL项目6号列车整体完成32.4%，工程完成74.1%，采购完成48.2%，分包工作完成30.7%，建设完成2.1%，预计2023年上半年基本完成[160] - 截至2019年6月30日，CCL项目1期整体完成99.5%，2期完成62.4%[183] 天然气原料供应 - 截至2019年6月30日，公司通过长短期天然气供应合同确保约3437TBtu天然气原料[165] - 截至2019年6月30日，CCL通过长期天然气供应合同确保约2787 TBtu天然气原料供应[191] 项目合同金额 - SPL项目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[167] - CCL项目Stage 1和Stage 2的EPC合同总价分别约为78亿美元和24亿美元，Train 1 - 3预计总资本成本融资前在110 - 120亿美元之间，融资后在150 - 160亿美元之间[193] 公司资本分配与融资 - 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[135] - 2019年6月，CCH及其子公司与Allianz Global Investors GmbH签订协议，发行7.27亿美元、利率4.80%、2039年到期的高级有担保票据[136] - 2019年5月，Cheniere Partners签订15亿美元的信贷安排，包括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[136] - 2014年11月公司发行10亿美元2021年到期可转换无担保票据，2015年3月发行6.25亿美元2045年到期利率4.25%的可转换优先票据[140][141] - 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，2022年12月13日到期，需满足流动性契约[142][143] - 触发点条件达成后公司在循环信贷额度下灵活性增加，触发点条件包括特定项目完成、未偿贷款和信用证金额限制、选择遵循不超过5.75:1.00的非合并杠杆比率契约[144] - 2019年6月3日公司董事会授权一项为期3年、10亿美元的股票回购计划，截至2019年6月30日已回购44,600股，花费300万美元，加权平均每股价格68.30美元，剩余授权金额9.97亿美元[147] - Cheniere Partners发行15亿美元2025年到期利率5.250%和11亿美元2026年到期利率5.625%的高级票据，在特定条件下可赎回[150][151] - 2019年5月，2016年CQP信贷安排剩余承诺终止，同时签订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额度，2024年5月29日到期[153][157] - 2018年5月CCH修订并重述CCH信贷安排，总承诺从46亿美元增至61亿美元，截至2019年6月30日和2018年12月31日，可用承诺分别为0和10亿美元，未偿还贷款分别为61亿美元和52亿美元[204] - 2018年6月CCH修订并重述CCH营运资金安排，总承诺从3.5亿美元增至12亿美元，截至2019年6月30日和2018年12月31日，可用承诺分别为8.62亿美元和7.16亿美元，已开具信用证总额分别为3.38亿美元和3.16亿美元，未偿还贷款分别为0和1.68亿美元[207] - 2019年6月CCH与安联环球投资签订协议，将发行本金总额7.27亿美元的2039年CCH优先票据[211] 公司财务数据关键指标变化 - 2019年6月30日，公司现金及现金等价物为22.79亿美元，2018年12月31日为9.81亿美元[139] - 2019年和2018年上半年公司从子公司获得的服务费用分别为3600万美元和3800万美元[147] - 2019年6月30日和2018年同期，公司在部分TUA转让协议下分别记录3200万美元和750万美元运营维护费用[169] - 2019年6月30日和2018年12月31日，公司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[172] - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，SPL工作资本贷款安排下可用承诺分别为7.85亿美元和7.75亿美元[178] - 2019年上半年公司因销售调试货物实现LNG终端成本抵消1.28亿美元，2019年第二季度无此类抵消[196] - 2019年和2018年上半年，公司经营活动现金净流入分别为7.6亿美元和9.82亿美元，2019年减少2.22亿美元[218][219] - 2019年和2018年上半年，公司投资活动现金净流出分别为15.42亿美元和14.92亿美元[218][220] - 2019年上半年，公司融资活动现金净流入为10.66亿美元，主要源于CCH信贷安排借款9.82亿美元等[218][221] - 2019年第二季度，公司归属于普通股股东的净亏损为1.14亿美元，合每股亏损0.44美元；2018年同期净亏损为1800万美元，合每股亏损0.07美元[224] - 2019年上半年，公司归属于普通股股东的净利润为2700万美元，合每股收益0.11美元；2018年同期净利润为3.39亿美元，合每股收益1.42美元（基本）和1.40美元（摊薄）[225] - 2019年第二季度和上半年，公司总营收分别为22.92亿美元和45.53亿美元，较2018年同期分别增加7.49亿美元和7.68亿美元[227] - 2019年上半年，公司因出售调试货物实现对液化天然气终端成本的抵减2.02亿美元，对应28TBtu的液化天然气[229] - 2019年Q2和H1的液化天然气（LNG）收入分别为21.73亿美元和43.16亿美元，较2018年同期的14.42亿美元和36.08亿美元有所增长[231] - 2019年Q2和H1的LNG销售量分别为357TBtu和657TBtu，较2018年同期的240TBtu和524TBtu有所增长[231] - 2019年Q2和H1的总运营成本和费用分别为18.6亿美元和35.15亿美元，较2018年同期的12.07亿美元和27.02亿美元有所增加[232] - 2019年6月30日，公司未偿债务从2018年的276亿美元增加到307亿美元，导致利息支出增加[236] - 2019年Q2和H1的其他费用分别为4.3亿美元和6.96亿美元，较2018年同期的1.89亿美元和3.21亿美元有所增加[236] - 2019年Q2和H1的所得税福利分别减少300万美元和900万美元，主要归因于英国综合营销业务的收入和税收转移定价变化[239] - 2019年Q2和H1归属于非控股股东的净收入分别为1.16亿美元和3.12亿美元，较2018年同期的1.68亿美元和4.11亿美元有所减少[240] 公司业务相关其他情况 - 截至2019年7月31日，液化项目累计生产、装载和出口超750批LNG货物[134] - DOE已授权Sabine Pass LNG终端向不同国家出口不同期限和数量的液化天然气，部分订单有三年弥补期[161][162] - 萨宾帕斯LNG终端再气化能力约4.0Bcf/d，LNG总存储能力约16.9Bcfe[167] - Total和Chevron各预留约1.0Bcf/d再气化能力，每年各支付约1.25亿美元[167] - 公司CCL项目获授权向FTA和非FTA国家出口天然气，合计767 Bcf/年（约15百万吨/年），期限分别为25年和20年；Corpus Christi Stage 3向FTA国家出口授权量为514 Bcf/年（约10百万吨/年），期限20年，向非FTA国家出口申请待批[184] - 2018年6月公司请求DOE撤销Stage 3 FTA授权并撤回Stage 3 Non - FTA申请，同时提交新申请，拟向FTA和非FTA国家出口合计582.14 Bcf/年（约11.45百万吨/年）天然气，期限分别为25年和20年[185][186] - 截至2019年6月30日，公司已出售或有权出售约5066TBtu的液化天然气，交付时间为2019 - 2045年[213] - 截至2019年6月30日，Cheniere Marketing的无承诺贸易融资额度为4.2亿美元，备用信用证和担保未偿还金额为1000万美元，贷款未偿还金额为0 [214] - 截至2019年6月30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[241] - 公司关键会计估计与2018年12月31日年度报告中披露的相比没有重大变化[243] - 预计未来随着SPL项目6号列车以及CCL项目2号和3号列车的完工，运营成本和费用将总体增加，但部分成本不会与运营列车数量成比例增加[236] 公司风险敏感度测试 - 公司对液化供应衍生品和LNG交易衍生品进行商品价格敏感度测试，假设天然气和LNG商品价格变动10%，2019年6月30日液化供应衍生品公允价值为3000万美元，变动值为1.27亿美元；LNG交易衍生品公允价值为4700万美元，变动值为3900万美元；2018年12月31日液化供应衍生品公允价值为 - 4200万美元，变动值为600万美元；LNG交易衍生品公允价值为 - 2400万美元，变动值为900万美元[246][247] - 公司对CCH利率衍生品和CCH利率远期启动衍生品进行利率敏感度测试，假设远期1个月LIBOR曲线变动10%，2019年6月30日CCH利率衍生品公允价值为 - 8800万美元，变动值为2500万美元；CCH利率远期启动衍生品公允价值为 - 700万美元，变动值为2000万美元；2018年12月31日CCH利率衍生品公允价值为1800万美元，变动值为3700万美元[248][249] - 公司对FX衍生品进行外汇汇率敏感度测试，假设美元与适用外币汇率变动10%，2019年6月30日FX衍生品公允价值为1000万美元，变动值为100万美元；2018年12月31日公允价值为1500万美元，变动值为100万美元[250]

公司权益情况 - 截至2019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[119] - 截至2019年3月31日，公司通过Cheniere Partners持有Sabine Pass LNG终端48.6%的有限合伙权益，包括10450万普通单位和13540万次级单位，还拥有100%的普通合伙权益和激励分配权[138] 终端产能及设施情况 - Sabine Pass LNG终端的每列火车名义产能约为450万吨/年LNG，调整后运行速率名义产能约为450 - 490万吨/年LNG；终端拥有5个LNG储罐，总容量约169亿立方英尺天然气当量，两个可容纳最大26.6万立方米船舶的海运泊位，再气化能力约40亿立方英尺/天[120] - Corpus Christi LNG终端一期三列火车预计总名义产能约1350万吨/年LNG，拥有3个LNG储罐，总容量约101亿立方英尺天然气当量，两个可容纳最大26.6万立方米船舶的海运泊位[121] - Corpus Christi Stage 3申请的七个中规模火车预计总名义产能约950万吨/年LNG，还有1个LNG储罐[124] - Midship Pipeline建设的管道预计日产能达144万德卡瑟姆[125] - 科珀斯克里斯蒂管道设计运输能力为22.5亿立方英尺/天，2018年第二季度建成[184] 项目运营情况 - 截至2019年4月30日，SPL项目和CCL项目累计生产、装载和出口超650批LNG货物，交付至全球32个国家和地区[129] - 2019年3月，公司与BG Gulf Coast LNG, LLC关于SPL项目4号火车的20年销售与购买协议（SPA）达成首次商业交付[129] - 公司在Sabine Pass LNG终端的SPL项目中，Train 1 - 5已分别于2016 - 2019年实现实质性完工并开始运营[148] - 截至2019年3月31日，CCL项目1期整体完成98.4%，2期完成51.6%；预计2号列车2019年下半年、3号列车2021年下半年基本完工[174] 财务数据关键指标变化 - 2019年3月31日现金及现金等价物为10.93亿美元，2018年12月31日为9.81亿美元[132] - 2019年和2018年第一季度，公司从子公司获得的服务费用均为2000万美元[139] - 截至2019年3月31日，CQP Credit Facilities仅剩下1.15亿美元的循环信贷安排且未提取[145] - 2019年第一季度，公司实现与调试货物销售相关的LNG终端成本抵消7400万美元，2018年同期无此类抵消[162] - 截至2019年3月31日和2018年12月31日，公司借款和可用承诺的总资本资源均为174.5亿美元[163] - SPL营运资本信贷安排于2020年12月31日到期，截至2019年3月31日和2018年12月31日，可用承诺分别为7.79亿美元和7.75亿美元，已开具信用证总额分别为4.21亿美元和4.25亿美元[169] - 截至2019年3月31日和2018年12月31日，CCH集团借款和可用承诺的总资本资源均为125.88亿美元[187] - 2019年第一季度公司实现液化天然气终端成本抵消1.28亿美元，与调试货物销售有关[186] - 2018年5月，CCH信用额度从46亿美元增至61亿美元，截至2019年3月31日和2018年12月31日，可用承诺分别为4.91亿美元和10亿美元，未偿还贷款分别为56亿美元和52亿美元[195] - 2018年6月，CCH营运资金额度从3.5亿美元增至12亿美元，截至2019年3月31日和2018年12月31日，可用承诺分别为8.79亿美元和7.16亿美元，已发行信用证分别为3.21亿美元和3.16亿美元，未偿还贷款分别为0和1.68亿美元[198] - 截至2019年3月31日，公司已出售或有选择权出售约5536万亿英热单位液化天然气，交付时间为2019 - 2045年[204] - 截至2019年3月31日，Cheniere Marketing未承诺贸易融资额度可用承诺为4.2亿美元，备用信用证和担保未偿还金额为1000万美元，贷款未偿还金额为0 [205] - 2019年和2018年第一季度经营现金净流入分别为4.12亿美元和4.69亿美元，投资现金净流出分别为6.51亿美元和7.76亿美元，融资现金净流入分别为9400万美元和1.16亿美元[208] - 2019年第一季度融资现金净流入9400万美元，2018年同期为1.16亿美元[212][213] - 2019年第一季度运营和调试LNG货物总确认量分别为282TBtu和28TBtu[214] - 2019年第一季度归属于普通股股东的净利润为1.41亿美元，合每股0.55美元（基本）和0.54美元（摊薄），2018年同期为3.57亿美元，合每股1.52美元（基本）和1.50美元（摊薄），减少2.16亿美元[214] - 2019年第一季度总营收为22.61亿美元，2018年同期为22.42亿美元[216] - 2019年第一季度实现LNG终端成本抵消2.02亿美元，对应28TBtu的LNG，2018年同期无此抵消[217] - 2019年和2018年第一季度分别实现衍生品交易等收益1.34亿美元和4200万美元[218] - 2019年第一季度总运营成本和费用为16.55亿美元，2018年同期为14.95亿美元，增加1.6亿美元[222] - 2019年第一季度其他费用为2.66亿美元，2018年同期为1.32亿美元，增加1.34亿美元[227] - 2019年和2018年第一季度分别发生总利息成本4.48亿美元和4.04亿美元，分别资本化2.01亿美元和1.88亿美元[228] - 2019年第一季度所得税拨备为300万美元，2018年同期为1500万美元，减少1200万美元，有效税率从2.4%降至0.9%[229] - 2019年第一季度归属于非控股股东的净利润为1.96亿美元，2018年同期为2.43亿美元，减少了0.47亿美元[230] - 2019年第一季度Cheniere Partners确认的合并净收入为3.85亿美元，2018年同期为3.35亿美元，增加了0.5亿美元[230] 融资及票据发行情况 - 2014年11月，公司发行总计10亿美元2021年到期的可转换无担保票据；2015年3月，发行总计6.25亿美元2045年到期、利率4.25%的可转换优先票据[133] - 2018年12月，公司将Cheniere循环信贷安排的总承贷额从7.5亿美元增至12.5亿美元[134] - Cheniere Partners发行了15亿美元2025年到期、利率5.250%的高级票据和11亿美元2026年到期、利率5.625%的高级票据[140] - SPL高级票据包括不同利率和到期日的多种票据，如5.625% 2021年到期、6.25% 2022年到期等[163] - 2015年5月，CCH HoldCo II发行10亿美元11.0%可转换优先担保票据，2025年到期[189] 销售与购买协议情况 - SPL与六家第三方签订了至少20年的固定价格SPA，为Trains 1 - 5提供的LNG量约占预期总调整名义产能的80% - 95%，第三方每年支付的固定费用从Trains 1 - 4的约23亿美元增加到Train 5投入商业运营后的29亿美元[153][154] - CCL已与九家第三方签订20年（含延期权）的固定价格SPA协议，为1 - 3号列车提供相当于预期总调整名义产能75% - 85%的LNG [178] - 第三方SPA客户支付的最低固定费用部分，1号列车约为5.5亿美元，2号列车约为14亿美元，3号列车基本完工后约为18亿美元[180] 天然气原料供应情况 - 截至2019年3月31日，SPL通过长短期天然气供应合同确保了约3542 TBtu的天然气原料供应[155] - 截至2019年3月31日，CCL已通过长期天然气供应合同确保了约2805万亿英热单位的天然气原料[181] 合同价格情况 - SPL项目Train 6的EPC合同总价约为25亿美元，包括可选的第三个海运泊位费用[157] - 一期和二期EPC合同总价分别约为78亿美元和24亿美元，1 - 3号生产线预计总资本成本融资前在110 - 120亿美元之间，融资后在150 - 160亿美元之间[183] 再气化产能预订情况 - Sabine Pass LNG终端的再气化产能约为40亿立方英尺/天，LNG总存储容量约为169亿立方英尺当量，约20亿立方英尺/天的再气化产能已被第三方长期预订[159] - Total和Chevron各预订了约10亿立方英尺/天的再气化产能，每年需向SPLNG支付约1.25亿美元的容量费，为期20年，Total S.A.为Total的义务担保最高25亿美元，Chevron Corporation为Chevron的义务担保最高80%的费用[159] - SPL剩余约20亿立方英尺/日的产能已通过TUA协议保留，每年需向SPLNG支付约2.5亿美元的产能费用，直至2036年5月[160] 其他情况 - SPLNG有权保留交付至萨宾帕斯LNG终端的LNG的2% [161] - 截至2019年3月31日，公司没有符合资产负债表外安排定义的交易[231] - 公司关键会计估计与2018年年报相比无重大变化[232] - 公司对液化供应衍生品和LNG交易衍生品进行10%的商品价格变动测试，2019年3月31日液化供应衍生品公允价值为3.5亿美元，LNG交易衍生品公允价值为3.4亿美元[236][237] - 公司对CCH利率衍生品进行10%的1个月LIBOR曲线变动测试，2019年3月31日公允价值为 - 1.9亿美元，变动值为3.3亿美元[238] - 公司对外汇衍生品进行10%的汇率变动测试，2019年3月31日公允价值为2.3亿美元，变动值为0.2亿美元[239]

财务数据关键指标变化 - 截至2018年12月31日，公司合并基础上有现金及现金等价物9.81亿美元、当前受限现金22亿美元、未偿还总债务292亿美元，不包括7.41亿美元未偿还信用证[128] - 2017年和2016年公司归属于普通股股东的净亏损分别为3.93亿美元和6.1亿美元[132] - 2018年12月31日结束的三年期间，公司普通股市场价格在22.80美元至71.03美元之间波动[249] - 截至2019年2月20日，公司有2.574亿股普通股流通在外，由109名登记股东持有[264] - 2018年10 - 12月，公司分别回购133,205股、14,623股和1,108股普通股，均价分别为65.85美元、61.65美元和61.37美元[266] - 2018年公司营收79.87亿美元，2017年为56.01亿美元，2016年为12.83亿美元，2015年为2.71亿美元，2014年为2.68亿美元[272] - 2018年公司运营收入20.24亿美元，2017年为13.88亿美元，2016年亏损3000万美元，2015年亏损4.49亿美元，2014年亏损2.72亿美元[272] - 2018年公司归属于普通股股东的净利润为4.71亿美元，2017年亏损3.93亿美元，2016年亏损6.1亿美元，2015年亏损9.75亿美元，2014年亏损5.48亿美元[272] - 2018年公司基本每股收益1.92美元，摊薄后每股收益1.90美元；2017年基本和摊薄后每股亏损均为1.68美元[272] - 截至2018年12月31日，公司物业、厂房及设备净值为272.45亿美元，2017年为239.78亿美元，2016年为206.35亿美元，2015年为161.94亿美元，2014年为92.47亿美元[273] - 截至2018年12月31日，公司总资产为319.87亿美元，2017年为279.06亿美元，2016年为237.03亿美元，2015年为188.09亿美元，2014年为124.33亿美元[273] - 公司在2016 - 2018年从子公司获得的服务费用分别为1.19亿美元、1.06亿美元和7600万美元[304] - 2018年12月31日公司现金及现金等价物为9.81亿美元，受限现金中萨宾帕斯项目为7.56亿美元等[297] 债务发行与转换情况 - 2014年11月公司发行10亿美元2021年到期可转换无担保票据，2015年3月发行6.25亿美元4.25%的2045年到期可转换优先票据，2015年5月CCH HoldCo II发行10亿美元11.0%的2025年到期可转换优先担保票据[136] - 若公司选择用普通股满足2021年和2045年可转换票据的全部转换义务，按初始转换价格，假设票据到期转换且2021年票据利息实物支付，将发行约1910万股普通股；2025年可转换票据转换最多可发行4710.8466万股普通股（可能因股票拆分调整）[140] - 2045年可转换优先票据在2044年12月15日前满足特定条件可转换，之后可自由转换，初始转换价格为每股138.38美元；2021年可转换无担保票据初始转换价格为93.64美元[137] 业务合作协议情况 - 截至2018年12月31日，SPL与7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）[142] - 2018年公司签订多份销售协议，包括与马来西亚国家石油公司20年销售协议，销售约110万吨/年液化天然气；与波兰国有石油和天然气公司24年销售协议，销售约145万吨/年液化天然气等[284][285] - 2018年6月和3月，萨宾帕斯项目3号和4号火车分别与BG和GAIL达成20年销售协议的首次商业交付日期[294][295] - SPL与六家第三方签订了至少20年的固定价格SPA，为1 - 5号列车提供的LNG量约占预期调整后名义产能的80% - 95%，第三方每年固定费用部分在不同阶段分别约为22亿美元、23亿美元和29亿美元[320][321] 债务协议分配要求 - SPL在其债务协议规定下，一般要满足存入偿债储备账户、偿债覆盖率达到1.25:1.00等要求后才能进行分配[146] - CCH在其债务协议规定下，一般要完成CCL项目1 - 3号列车建设、为偿债储备账户提供相当于六个月债务服务的资金、实现历史偿债覆盖率和预计固定偿债覆盖率至少1.25:1.00等要求后才能进行分配[148] - CCH HoldCo II在其债务协议规定下，一般要CCL项目1号和2号列车投入商业运营、实现历史偿债覆盖率和预计固定偿债覆盖率达到1.20:1.00等要求后才能向公司进行分配[149] 协议终止相关规定 - SPLNG的长期TUAs规定，若萨宾帕斯LNG终端不可抗力延误超过18个月、未按客户重新交付提名重新交付指定数量天然气或未接受和卸载指定数量客户拟议LNG货物，客户可终止协议[144] 法规对公司影响 - 多德 - 弗兰克法案及相关规则或使公司进行互换交易时需通过衍生品清算组织清算，若无法获得最终用户例外资格，可能需缴纳保证金，增加交易和维护成本[160] - 若未来公司需为未清算互换交易缴纳保证金，进入和维持互换交易的成本将增加，交易对手可能提高交易成本或要求公司提供抵押品[161] - 多德 - 弗兰克法案及相关规则会增加衍生品合约成本、改变合约条款、减少衍生品可用性，影响公司对冲策略执行，减少互换交易使用可能使经营结果和现金流更不稳定[162] - 公司若未遵守FERC管理的法规，可能面临最高每天130万美元的罚款[196] - 现有和未来环境法规可能增加公司合规、运营或建设成本并带来限制[235] 公司运营风险 - 公司LNG终端、项目、管道及其他设施面临运营风险，包括设施效率低下、设备故障、操作失误、劳资纠纷和天气影响等[169] - 列车建设可能出现成本超支和延误，导致公司需额外融资，可能无法获得融资或需接受不利条款，还可能导致收入减少或客户终止合同[170][172][173] - 公司启动SPL项目6号列车建设需大量资金，可能无法获得可产生正经济效益的资金，建设延误可能导致收入延迟或客户流失[177] - 飓风等灾害会导致公司运营中断、项目建设延迟、成本增加和付款日期推迟，如2005 - 2017年多次飓风对公司设施造成影响[178][179] - 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可能影响项目投资回收和公司经营[181][183] - 公司依赖Bechtel等承包商完成SPL和CCL项目，承包商表现受多种因素影响，若无法按约履行，可能导致项目延误和成本增加[185][187] - 公司依赖第三方管道和设施运输天然气，若这些设施不可用，可能限制公司履行合同义务和运输天然气的能力，减少收入[190][191] - 公司若未能购买或接收足量天然气，可能使受影响的SPA客户有权终止合同，对公司业务等产生重大不利影响[194] - 公司依赖第三方管道和设施，若连接中断，可能限制天然气运输，减少收入[200] - 公司若失去在第三方土地上铺设管道的权利，业务可能受到重大不利影响[202] - 公司可能无法为超过SPL和CCL第三方SPA年度合同量的LNG找到买家，影响经营业绩等[206] - 公司可能无法建设或运营部分拟建LNG设施，限制增长前景[208] - 公司Train成本估计可能因成本超支等因素变化，若超支或延误，可能影响业务和增长[209] - LNG和天然气价格受多种因素影响而波动，可能对公司业务等产生重大不利影响[211] - LNG若不是有竞争力的能源来源，可能影响客户和公司业务等[215] - 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SPAs义务和公司业务[226] - 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[230] - 公司LNG终端和管道建设运营面临爆炸、污染等风险，且未对所有风险投保[232][233] - 重大健康安全事件可能导致潜在责任和声誉损失[239] - 公司可能面临劳动力成本增加、关键人员变动等问题，影响业务结果[241] 公司设施产能情况 - 萨宾帕斯液化天然气终端每列火车名义产能约450万吨/年，调整后运行速率名义产能约450 - 490万吨/年，再气化设施有5个总容量约169亿立方英尺天然气的储罐、2个可容纳最大26.6万立方米船舶的泊位，再气化能力约40亿立方英尺/天[277] - 科珀斯克里斯蒂液化天然气终端一期预计总名义产能约1350万吨/年，有3个总容量约101亿立方英尺天然气的储罐和2个可容纳最大26.6万立方米船舶的泊位[278] - 科珀斯克里斯蒂液化天然气终端3期申请建设7列火车，预计总名义产能约950万吨/年和1个储罐[281] - 米德希普项目预计产能高达144万德卡瑟姆/天，将连接阿纳达科盆地新天然气生产与墨西哥湾沿岸市场[282] 公司项目生产与出口情况 - 截至2019年2月20日，萨宾帕斯项目和科珀斯克里斯蒂项目累计生产、装载和出口超575批液化天然气货物，2018年萨宾帕斯项目就有超270批货物运往32个国家和地区[289] 公司债务交易情况 - 2018年公司完成多笔债务交易，包括12月将陈尼尔循环信贷额度增至12.5亿美元；9月陈尼尔合作伙伴发行11亿美元5.625% 2026年到期高级票据等[290][291] - 2018年9月，Cheniere Partners发行了总计11亿美元的2026年CQP高级票据，2025年到期的15亿美元5.250%高级票据和2026年CQP高级票据由子公司担保[305] 公司股权结构与合并情况 - 截至2018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[276] - 2018年9月公司完成陈尼尔控股与全资子公司合并，陈尼尔控股公众持股股东每股获0.4750股公司普通股[294] - 截至2018年12月31日，公司通过Cheniere Partners持有Sabine Pass LNG终端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，还持有100%的普通合伙权益和激励分配权[303] 信贷安排相关情况 - 2016年2月，Cheniere Partners签订的CQP信贷安排最初包括4.5亿美元CTPL定期贷款、约21亿美元SPLNG定期贷款、1.25亿美元偿债储备金贷款和1.15亿美元循环信贷安排，截至2018年12月31日仅剩余1.15亿美元未提取的循环信贷安排[310] - CQP信贷安排要求Cheniere Partners对冲至少50%的可变利率风险，保持最低债务偿付覆盖率为1.15倍，预计债务偿付覆盖率为1.55倍才能产生额外债务[311] 项目完工情况 - 截至2018年12月31日，SPL项目5号列车整体完工率为99.7%，工程和采购完工率为100%，分包工作完工率为98.0%，建设完工率为99.6%，预计2019年第一季度基本完工[314] 出口授权情况 - DOE授权Sabine Pass LNG终端出口国产LNG，1 - 4号列车对FTA和非FTA国家有不同期限和数量的授权，5 - 6号列车对FTA和非FTA国家20年期限授权总量达503.3 Bcf/yr[315][317] 天然气原料供应情况 - 截至2018年12月31日，SPL通过长短期天然气供应合同确保了约3464 TBtu的天然气原料[322] 法律诉讼情况 - 2015年公司子公司CLNGT借给Parallax Enterprises约4600万美元，对方到期未还引发诉讼[258] - 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[259] 政府处罚情况 - 2018年2月，PHMSA就CCP管道建设焊接问题提出总计20万美元的民事处罚，9月撤回[256] 票据赎回情况 - 在特定时间前，Cheniere Partners可按规定价格赎回部分或全部CQP高级票据，2025年票据在2020年10月1日前、2026年票据在2021年10月1日前可赎回不超过35%的本金[306] 政府环保承诺 - 奥巴马政府承诺美国到2025年将全经济范围内的温室气体排放量在2005年的基础上减少26 - 28%[237] 2019年公司预计收入依赖情况 - 2019年公司预计收入主要依赖Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端两个设施[246]