设施运营情况 - 蒙特哥湾设施自2016年10月开始商业运营，每天可处理高达60,000 MMBtu的LNG，为145MW的博古发电厂供气，现场存储约7,000立方米[145] - 老港设施自2019年6月开始商业运营，每天可处理高达750,000 MMBtu的LNG，为190MW的老港发电厂供气，还为其他设施和企业供气[146] - 拉巴斯设施2021年第四季度开始商业运营，拉巴斯发电厂2023年第三季度投入使用，最大发电能力可达135MW[149] - 迈阿密设施2016年4月开始运营，每天液化能力约8,300 MMBtu的LNG，可直接销售给佛罗里达州南部工业用户及加勒比地区其他客户[150] - 公司的巴尔卡雷纳设施每天可处理超过100万MMBtu的液化天然气，储存多达16万立方米的液化天然气；已与挪威水电集团子公司签订15年天然气供应协议，预计2024年上半年开始运营；还将为630兆瓦的联合循环热电厂供气，该电厂预计2025年开始供电；2024年3月收购PortoCem，获得15年1.6吉瓦的电力购买协议，预计2026年7月开始供电[163] - 圣卡塔琳娜设施位于巴西南部海岸，每天可处理约50万MMBtu的液化天然气，储存多达13.8万立方米的液化天然气；相关管道预计2024年上半年完工并投入运营，总潜在市场为每天15万立方米[164] - 公司的零公园一号项目位于得克萨斯州博蒙特，预计使用多达200兆瓦电力，分两期建设，每期100兆瓦，每天最多生产8.6万千克清洁氢气，约3.1万吨/年，预计2025年上半年第一阶段投入运营[167] 项目签约与投产情况 - 2023年第一和第二季度，公司签订协议在波多黎各的帕洛塞科和圣胡安发电厂新增约350MW发电能力及天然气供应，其中150MW于2023年第二季度投产，200MW于2023年9月投产[147] - 2024年第一季度，公司获得与PREPA的新天然气销售协议，每年最多供应80 TBtu天然气，合同初始为期一年，可续签三年[147] - 2023年第一季度，公司子公司获得PREPA热力发电资产10年运营维护合同，服务期从2023年7月1日开始[147][148] - 2023年第一季度公司与CFE达成协议，为墨西哥塔毛利帕斯州阿尔塔米拉海岸外的一个140万吨/年的浮式液化天然气（FLNG）装置供应天然气；2024年第一季度，又达成协议为一个陆上液化天然气终端供应天然气，该终端最多配备两个140万吨/年的FLNG装置[157] - 公司考虑在路易斯安那州格兰德岛东南海岸约16海里处安装最多两个FLNG装置，该设施每年最多可出口约1450亿立方英尺天然气，相当于约280万吨/年的液化天然气[158][159] - 公司与尼加拉瓜电力分销公司签订了25年的电力购买协议（PPA），预计每天利用约57000百万英热单位（MMBtu）的液化天然气为波多圣迪诺发电厂供气，并计划在2024年完成发电效率优化[161] - 2023年4月公司获得爱尔兰输电系统运营商拍卖的一份为期10年、约353兆瓦的发电厂容量合同，电厂需在2026年10月前投入运营，但规划申请被拒，正在挑战该决定[165] 资产出售与损失情况 - 2024年3月，公司终止为波多黎各电网稳定项目提供应急电力服务的合同，出售相关涡轮机及设备给PREPA，售价3.066亿美元，还可额外6570万美元出售三台涡轮机，确认资产出售净损失7750万美元[147] - 2023年12月公司确认了1100万美元的资产减值损失，2024年第一季度和2023年第一季度无资产减值[194][198] - 2024年第一季度公司出售涡轮机及相关设备给PREPA亏损7750万美元，2023年第四季度出售巴西两家项目公司100%股份获利2150万美元[199] - 公司于2023年12月31日对一艘船舶确认了减值损失，未来可能继续确认[281] 业务板块营收与成本情况 - 2024年第一季度，公司终端与基础设施和船舶两个业务板块总营收6.90321亿美元，成本销售2.29117亿美元，船舶运营费用83.96万美元，运营与维护费用685.48万美元，运营利润率3842.6万美元[173] - 2023年第四季度，公司总营收7.58358亿美元，成本销售2.58485亿美元，船舶运营费用90.92万美元，运营与维护费用619.38万美元，运营利润率4288.43万美元[173] - 2023年第一季度，公司总营收5.79131亿美元，成本销售1.84938亿美元，船舶运营费用132.91万美元，运营与维护费用266.71万美元，运营利润率3542.31万美元[174] - 终端与基础设施业务板块2024年第一季度总营收为6.48亿美元，较2023年第四季度减少4730万美元，较2023年第一季度增加1.45亿美元[178][179] - 2024年第一季度交付给下游客户的天然气量为22.0 TBtu，2023年第四季度为22.2 TBtu，2023年第一季度为12.1 TBtu[179][180] - 2024年第一季度销售成本为2.29亿美元，较2023年第四季度减少3090万美元，较2023年第一季度增加1.55亿美元[178][184] - 2024年第一季度运营与维护费用为6850万美元，较2023年第四季度增加660万美元，较2023年第一季度增加4190万美元[178][190] - 船舶业务板块2024年第一季度总营收为4260万美元，较2023年第四季度减少2070万美元，较2023年第一季度减少5530万美元[191][192] - 2024年第一季度船舶运营费用为840万美元，较2023年第四季度减少69.6万美元，较2023年第一季度减少1080万美元[191][193] - 2024年第一季度销售、一般和行政费用为7080万美元，较2023年第四季度增加2270万美元，较2023年第一季度增加1860万美元[194][195] - 2024年第一季度折旧和摊销费用为5050万美元，较2023年第四季度减少1170万美元，较2023年第一季度增加1610万美元[194][197] - 2024年第一季度净利润为5670万美元，较2023年第四季度减少1.58亿美元，较2023年第一季度减少9490万美元[194] 财务费用与现金流情况 - 2024年第一季度利息费用较2023年第四季度增加40万美元，较2023年第一季度增加570万美元；2024年3月31日未偿还贷款本金余额为72亿美元，2023年3月31日为53亿美元；2024年第一季度借款成本较2023年第一季度增加5890万美元[200] - 2024年、2023年第四季度和2023年第一季度其他费用（收入）净额分别为1910万美元、 - 1360万美元和2500万美元[201] - 2024年第一季度公司因提前偿还设备票据确认790万美元预付保费和未摊销融资成本，因现金要约回购3.75亿美元2025年票据确认190万美元溢价[202] - 2024年第一季度、2023年第四季度和2023年第一季度公司所得税拨备分别为2160万美元、4600万美元和2900万美元[204] - 2024年第一季度公司经营、投资和融资活动产生的现金流量分别为7005万美元、 - 2.1978亿美元和1.57617亿美元，较2023年同期分别变化 - 1.3009亿美元、2.43488亿美元和1.14396亿美元[217] - 2024年第一季度投资活动所用现金流为2.198亿美元，较2023年同期的4.633亿美元减少2.435亿美元[218] - 2024年第一季度融资活动提供的现金流为1.576亿美元，较2023年同期的4320万美元增加1.144亿美元[219] 资金筹集与使用情况 - 2024年3月公司以私募方式发行7.5亿美元2029年到期的8.75%优先担保票据[221] - 2024年第一季度公司完成现金要约收购，以3.769亿美元回购3.75亿美元2025年到期票据[221] - 2024年第一季度，巴西国家开发银行信贷协议项下贷款人提供2.734亿美元贷款，利率在2.61% - 4.41%之间[222] - 截至2024年3月31日的三个月内，EB - 5贷款协议项下新增资金3630万美元[224] - 2024年4月，公司用短期信贷票据收益偿还了2810万美元的PortoCem BTG贷款[225] - 2024年3月，公司全额偿还1.884亿美元设备票据，支付3%的提前还款溢价[226] 风险因素相关情况 - 投资公司A类普通股风险高，可能导致全部或部分投资损失[235] - 公司业务受多种因素影响，包括战略实施、建设、运营、客户、市场竞争等风险[235][236] - 公司面临LNG价格和供应风险，风险管理策略无法消除所有风险[236] - 公司依赖第三方LNG供应商，自身投资组合开发存在风险[236] - 公司A类普通股市场价格和交易量可能波动，股东可能遭受重大损失[237] - 公司业务战略依赖多种因素，面临经济、竞争、监管和运营等不确定性[238][239] - 公司面临客户信用风险，信用程序和政策可能不足以消除风险[240] - 公司参与的建设项目面临工程、环境、设备供应、政府审批等风险[240] - 公司业务重点是在外国司法管辖区开发项目，面临法律、文化、政治等风险[243] - 项目开发延迟可能导致成本超支、收入延迟、客户流失和合同终止[244] - 项目建设和开发出现时间延误和成本超支情况，且未来可能继续发生类似事件[245] - 现有基础设施、设施和船只及未来业务面临多种运营风险，如效率低下、设备故障等[245] - 海洋LNG运营面临多种风险，事故可能导致人员伤亡、财产损失、收入减少等后果[247] - 依赖第三方承包商、运营商和供应商，若无法签订有利合同或承包商违约，可能影响项目建设和运营[247] - LNG价格在2021年8月至2022年底大幅上涨，全球事件导致能源价格波动，可能影响公司市场竞争力[249] - 业务受高度监管，法规变化可能导致额外支出、限制和延误，如2024年2月拜登政府暂停LNG出口审批[250] - 2020年7月15日白宫修订NEPA法规，目前正在进行全面审查，未来修订影响不确定[251] - 2020年6月18日公司收到FERC要求解释圣胡安设施管辖权的命令，2021年9月15日提交运营申请，目前仍在审批中[251] - 获得和维持政府及监管机构的许可、批准和授权过程复杂，可能面临延误和挑战，如墨西哥项目等待最终审批[252] - 美国海事管理局对公司FLNG项目申请审查多次暂停并要求补充信息，初始审查于2022年8月16日暂停，10月28日重启[252] - MARAD在2023年2月21日延长停止时钟，等待公司对2022年12月数据请求的回复澄清和额外信息[253] - 公司投资项目可能面临开发不成功、客户不履行付款义务的风险，尤其在外国司法管辖区风险更高[256] - 公司维持足够营运资金的能力对业务增长至关重要，营运资金需求随业务增加而增加，不足可能限制增长[257] - 公司营收依赖现有和未来长期协议及客户履行情况，短期合同可能导致定价波动和收益不稳定[258] - 公司缺乏资产和地域多元化，牙买加、墨西哥和波多黎各的经济波动、自然灾害、贸易限制等可能影响业务[260] - 公司可能无法成功执行向现有和未来客户供应液化天然气（LNG）的战略[268] - 众多竞争对手正在开发LNG设施，其资源优势可能对公司业务产生重大不利影响[269] - 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和客户表现产生不利影响[270] - 公司风险管理策略无法消除所有LNG价格和供应风险，违规可能导致重大财务损失[273] - 公司策略是维持LNG采购与销售或未来交付义务之间的平衡，但无法消除所有价格风险[274] - 公司依赖第三方LNG供应商，可能无法购买或接收足够数量的LNG以满足交付义务[274] - 公司自有LNG组合的开发面临各种风险和假设，储量估计可能会发生变化[274] - LNG在浮式储存再气化装置（FSRU）上加工、运输和储存可能面临损失或损坏的风险[276] - 公司依赖第三方油轮和船只进行LNG运输和转移，可能无法以有利条件签订或续签合同[276] - 远洋油轮和设备的运营存在固有风险，可能对公司业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响[277] - FSRU和LNG运输船的租赁费率会因供需平衡变化而大幅波动，全球LNG运输船队扩张或对租赁费率、船舶利用率和船舶价值产生负面影响[278] - 公司FSRU设施有未分配给特定主要客户的过剩产能，未能确保全部过剩产能的承诺可能影响未来收入[278] - 公司FSRU和LNG运输船主要策略是为NFE码头提供服务及签订长期租约，但长期租约期限可能缩短，获取长期租约竞争激烈[278] - 船舶价值会因多种因素大幅波动，处置船舶时价值较低可能导致亏损[279][280] - 随着自有船舶老化，维护和运营费用预计增加，若现金储备不足可能对业务产生不利影响[281] - 若公司违约，海事索赔人可能扣押船舶，中断现金流，导致租约终止，影响收入和现金流[281][282][283] - 公司开发创新技术如Fast LNG、绿色氢能和ISO集装箱配送系统，但这些技术未经证实，可能无法实现预期的时间和成本节约[284] - 公司业务依赖从各种来源获得大量额外资金，但资金可能无法获得或只能以不利条件获得[287] - 《多德 - 弗兰克法案》及其相关规则、EMIR和REMIT等监管规定可能增加衍生品合约成本、改变合约条款、减少衍生品可用性，影响公司套期保值能力和经营业绩[290][291] - 公司会对长期资产进行减值测试，负面行业或经济趋势等因素可能导致长期资产减值，影响经营业绩[291] - 天气事件、自然灾害或人为灾害可能损坏公司设施、中断运营

财务数据和关键指标变化 - 第一季度总营业利润为3.5亿美元,与预期一致 [6] - 第一季度调整后EBITDA为3.4亿美元 [55] - GAAP净收益为5400万美元,每股0.26美元(稀释后) [56] - 剔除非经常性损失后,净收益为1.38亿美元,每股0.67美元 [56] - 第一季度营运现金流为1.89亿美元,每股0.92美元 [56] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在波多黎各的业务规模不断扩大,已拥有世界级LNG码头、物流资产和4000兆瓦的发电资产管理平台 [20][21][22] - 波多黎各政府终止FEMA合同后,与公司签订了80 TBtu的新长期供气合同,总合同量达105 TBtu [9][10][11] - 公司在巴西拥有2座已投产的LNG码头,并已获得2.2吉瓦的长期电力合同,年化EBITDA达5亿美元 [32][33][34] - 公司首个FLNG装置即将投产,预计将在未来4年内产出280 TBtu LNG,价值约10亿美元 [49][50][51] 各个市场数据和关键指标变化 - 波多黎各电力系统目前60%依赖柴油和重油发电,电价和供电质量都很差 [25][26] - 公司将帮助波多黎各将电力系统从柴油和重油转向天然气和可再生能源,预计可为消费者节省10亿美元/年 [23][24] - 巴西电力系统80%依赖水电和可再生能源,需要天然气发电作为调峰电源 [39][40][41] - 公司在巴西南部拥有3.5吉瓦的现有电厂未签约,未来有望通过电力拍卖获得长期电力合同 [85][86] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司在波多黎各和巴西的战略是提供可靠、经济、清洁的天然气发电基础设施 [20][39][40] - 公司在波多黎各的目标是加快柴油和重油发电向天然气和可再生能源的转型 [23][24][28] - 公司在巴西的目标是利用自有的LNG码头和电力合同,在即将到来的电力拍卖中获得更多电力合同 [39][40][41][85][86] - 公司正在考虑为巴西业务引入合作伙伴或进行IPO,以验证资产价值并获得流动性 [17][18] - 公司还关注数据中心行业,希望利用自身的快速电力开发能力提供解决方案 [60][61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司财务状况良好,业务发展符合预期,对未来前景充满信心 [6] - 波多黎各政府的政策与公司战略高度一致,双方合作前景广阔 [23][24][28] - 巴西电力市场需求旺盛,公司拥有明显的竞争优势,未来增长潜力巨大 [39][40][41][85][86] - 首个FLNG装置即将投产,将为公司带来大量现金流,有助于降低公司债务成本 [49][50][51][53][54] 其他重要信息 - 公司正在与FEMA就提前终止合同的经济补偿进行谈判,预计将达成可接受的条款 [13] - 公司计划通过项目债券融资的方式,为FLNG装置提供长期低成本融资 [53][54] - 公司正在与评级机构沟通,希望获得更高的信用评级,为未来融资创造条件 [58][59] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Craig Shere 提问** 公司是否可以将波多黎各的增量业务与液化天然气价格挂钩,以应对持续高企的LNG市场价格 [63] **Wes Edens 和 Brannen McElmurray 回答** 公司与波多黎各政府的新合同采用了与柴油价格挂钩的定价机制,以确保消费者获得价格优惠 [64][65][66][67][68][69] 问题2 **Sherif Elmaghrabi 提问** 公司是否可以直接与巴西3.5吉瓦未签约电厂签订供气合同,以及巴西是否也有类似波多黎各的价格确定需求 [85][86] **Andrew Dete 回答** 巴西市场情况不同,公司更看重即将到来的电力容量拍卖,但也会考虑与未签约电厂的直接合作机会 [86][87] 问题3 **Martin Malloy 提问** 除了电力拍卖,公司在巴西是否还有其他增加天然气供应量的机会 [88] **Andrew Dete 回答** 公司正在与巴西南部大型工业用户洽谈供气合同,利用自身的运输成本优势和灵活性吸引客户 [89][90][91]

财务数据关键指标同比变化 - 2024年第一季度调整后EBITDA为3.401亿美元，2023年3月31日为4.4亿美元，2023年12月31日为3.876亿美元[2][8] - 2024年第一季度净收入为5670万美元，2023年3月31日为1.516亿美元，2023年12月31日为2.149亿美元[8] - 2024年第一季度摊薄后每股收益为0.26美元，2023年3月31日为0.71美元，2023年12月31日为1.06美元[8] - 2024年第一季度调整后每股收益为0.67美元，2023年3月31日为0.9美元，2023年12月31日为1.01美元[2][8] - 2024年第一季度，公司总营收为6.90321亿美元，较2023年同期的5.79131亿美元增长19.20%[37] - 2024年第一季度，公司总运营费用为5.05817亿美元，较2023年同期的3.11907亿美元增长62.17%[37] - 2024年第一季度，公司运营收入为1.84504亿美元，较2023年同期的2.67224亿美元下降30.95%[37] - 2024年第一季度，公司净利润为5667万美元，较2023年同期的1.51566亿美元下降62.61%[37] - 2024年第一季度，公司基本每股净收益为0.26美元，较2023年同期的0.72美元下降63.89%[37] - 2024年第一季度，公司经营活动提供的净现金为7005万美元，较2023年同期的2.0014亿美元下降65.00%[38] - 2024年第一季度，公司投资活动使用的净现金为2.1978亿美元，较2023年同期的4.63268亿美元下降52.56%[38] - 2024年第一季度，公司融资活动提供的净现金为1.57617亿美元，较2023年同期的4322.1万美元增长264.67%[38] - 截至2024年3月31日，公司现金、现金等价物和受限现金为3.14933亿美元，较2023年同期的6.36124亿美元下降50.49%[38] 财务数据关键指标环比变化 - 2024年第一季度总营收6.90321亿美元，较2023年第四季度的7.58358亿美元下降9%[26] - 2024年第一季度净利润5667万美元，较2023年第四季度的2.14872亿美元下降74%[26] - 2024年第一季度基本每股收益0.26美元，较2023年第四季度的1.06美元下降75%[26] - 2024年第一季度调整后EBITDA为3.40148亿美元，较2023年第四季度的3.87572亿美元下降12%[31] - 2024年第一季度调整后净收入为1.38443亿美元，较2023年第四季度的2.06631亿美元下降33%[34] - 2024年第一季度调整后每股收益为0.67美元，较2023年第四季度的1.01美元下降34%[34] - 2024年第一季度运营资金为1.88934亿美元，较2023年第四季度的2.68795亿美元下降29%[35] - 2024年第一季度运营资金每股收益为0.92美元，较2023年第四季度的1.31美元下降30%[35] - 2024年第一季度销售、一般和行政费用为7075.4万美元，较2023年第四季度的4805.6万美元增长47%[26] - 截至2024年3月31日，公司总资产为1.0880362亿美元，较2023年12月31日的1.0501245亿美元增长3.61%[36] 财务数据目标与股息 - 2024年全年调整后EBITDA目标约为20亿美元[2] - 2024年5月7日，公司董事会批准每股0.1美元股息，记录日期为6月15日，支付日期为6月27日[7] 各条业务线进展 - 公司第一座浮式液化天然气（FLNG）装置建设完成，预计本月产出首批LNG，6月交付首船完整货物[2] - 公司在巴西的两个LNG终端开始运营，有2.2吉瓦电力项目在建[2] - 公司完成波多黎各为联邦应急管理局（FEMA）开发的发电厂出售，同时赢得80万亿英热单位全岛天然气合同[3] 各条业务线数据关键指标 - 2024年第一季度终端与基础设施业务板块运营利润率为3.50072亿美元，船舶业务板块为3418.8万美元[32] 其他财务数据 - 2024年第一季度完全摊薄后运营资金每股为0.92美元[2][4]

公司设施情况 - 蒙特哥湾设施为牙买加北侧供气，能处理60,000 MMBtu/d的LNG，有7,000立方米存储量，服务145MW博格电厂[285] - 老港设施能处理750,000 MMBtu/d的LNG，为190MW老港电厂等供气[286] - 拉巴斯设施2021年四季度运营，拉巴斯电厂2023年三季度投用，最大容量135MW[290] - 迈阿密设施2016年4月运营，液化能力约8,300 MMBtu/d的LNG[292] - 波多黎各桑迪诺设施预计每天使用约57,000 MMBtu的LNG为电厂供气，预计2024年完成优化[309] - 巴尔卡雷纳设施每天可处理超100万MMBtu的LNG，储存达160,000立方米LNG，预计2024年上半年开始运营[310] - 圣卡塔琳娜设施每天可处理约500,000 MMBtu的LNG，储存达138,000立方米LNG，预计2024年上半年开始运营[314] - 爱尔兰设施于2023年4月获得约353 MW发电容量合同，电厂需在2026年10月投入运营，但项目开发不确定[315] - 零公园一号预计使用200 MW电力，每天生产达86,000千克清洁氢气，预计2025年上半年第一阶段运营[317] 公司业务协议与项目进展 - 2023年一二季度公司与韦斯顿达成协议，为波多黎各电厂新增约350MW电力，二季度投产150MW，9月投产200MW[288] - 2023年一季度子公司获波多黎各电力局热发电资产10年运维合同，7月1日起收取管理费和绩效激励费[289] - 2022年8月公司向Energos转让11艘船，获约18.5亿美元现金和20%股权，2024年2月出售大部分股权[296] - 阿尔塔米拉项目与CFE协议供应1.4 MTPA的FLNG装置，首套已安装并连接管道，正调试[304] - 公司与CFE达成非约束性谅解备忘录，开发运营最多四个1.4 MTPA的FLNG装置的陆上LNG终端[305] - 路易斯安那项目考虑安装最多两套FLNG装置，建成后每年可出口约1450亿立方英尺天然气，相当于约280万吨LNG[306] - 公司与Pemex关于Lakach深水天然气田的初始协议于2023年第四季度终止，但仍在积极讨论开发或变现海上项目[308] - 公司2023年第四季度达成协议，以新发行的5%可赎回A系列可转换优先股换取1.6GW的PPA，预计2026年7月开始供电[312] - 2024年2月14日，公司出售Energos大部分股份，获得约1.364亿美元收益，2023年确认530万美元投资减值[318] - 2024年2月28日，公司获得7亿美元融资承诺，用于完成墨西哥阿尔塔米拉陆上FLNG项目[319] 公司财务数据关键指标变化 - 2023年第四季度，公司终端和基础设施及船舶业务总营收7.58358亿美元，综合运营利润率4.28843亿美元[328] - 2023年第四季度末，终端与基础设施业务总营收较第三季度末增加2.472亿美元，主要因波多黎各交付量增加和亨利枢纽指数上升[334][335] - 2023年全年，终端与基础设施业务总营收较2022年减少2750万美元，主要因液化天然气货物销售减少、无CELSEPAR投资收益和亨利枢纽指数降低[334][336] - 2023年全年，第三方液化天然气货物销售较2022年减少5.574亿美元，从11.759亿美元降至6.185亿美元[337] - 2023年第四季度，下游终端客户交付量从第三季度的20.1万亿英热单位增至22.2万亿英热单位[338] - 2023年第四季度末，用于向客户开票的亨利枢纽指数平均定价较第三季度末上涨13%[338] - 2023年第四季度末，销售成本较第三季度末增加5130万美元[341] - 2023年全年，销售成本较2022年减少3.775亿美元[342] - 2023年第四季度末，从第三方购买用于销售给下游客户的液化天然气成本较第三季度末增加2570万美元，交付量增加10%，加权平均成本从6.78美元/百万英热单位涨至7.08美元/百万英热单位[343] - 截至2023年和2022年12月31日，公司运营用液化天然气库存加权平均成本分别为7.33美元/百万英热单位和10.42美元/百万英热单位[345] - 2023年第四季度末，运营与维护成本较第三季度末增加1750万美元，主要因终端运营中产生额外船舶成本[347] - 2023年运营与维护成本增加3680万美元，主要因波多黎各业务活动增加，部分被出售CELSEPAR投资后成本排除所抵消[348][349] - 2023年从第三方购买用于LNG货物销售的成本减少3.103亿美元，用于下游客户销售的成本增加4800万美元，交付量增加74%，采购价格从2022年的每百万英热单位10.84美元降至2023年的7.23美元[348] - 2023年商品掉期交易结算实现收益1.391亿美元，计入销售成本减少项[348] - 船舶业务板块2023年第四季度总营收较第三季度减少330万美元，全年较2022年减少1.51亿美元，主要因部分船舶出售和租约结束[350][353][354] - 船舶业务板块2023年第四季度船舶运营费用较第三季度减少250万美元，全年较2022年减少3920万美元，主要因Hilli交易、部分船舶用于终端运营和Nanook出售[350][357][358] - 2022年第四季度对Hilli LLC投资确认损失1.186亿美元，2023年第一季度Hilli交易完成后确认处置损失3740万美元[351] - 2023年7月出售船舶Spirit获利780万美元，12月签订出售船舶Mazo协议，2024年第一季度完成交易，2023年底确认减值1090万美元[352] - 销售、一般和行政费用2023年第四季度较第三季度减少110万美元，全年较2022年减少3090万美元，主要因股份支付费用、专业费用和筛选成本降低[360][361][362] - 折旧和摊销费用2023年第四季度较第三季度增加1350万美元，全年较2022年增加4470万美元，主要因波多黎各电厂资产投入使用[360][365][366] - 利息费用2023年第四季度较第三季度增加1210万美元，主要因2023年10月和11月发行的贷款和债券借款成本增加[360][369] - 2023年利息费用较2022年增加4100万美元，2023年末未偿贷款本金余额为69亿美元，2022年末为46亿美元[370] - 2023年第四季度和2023年第三季度其他收入净额分别为1360万美元和560万美元，2023年和2022年其他费用净额分别为1040万美元和4800万美元[372] - 2023年和2022年股权法投资收益分别为1000万美元和亏损4.722亿美元，2022年主要因对CELSEPAR和Hilli LLC的投资产生4.878亿美元非暂时性减值损失[376] - 2023年和2022年税务拨备分别为1.155亿美元和税务利益1.234亿美元[377] - 公司预计未来12个月及可预见的未来有足够流动性，剩余承诺资本支出约为13.65亿美元，已获得约10.72亿美元融资承诺[379][383] - 预计每个完全建成的Fast LNG装置成本在10亿至16亿美元之间[384] - 截至2023年12月31日，公司为宾夕法尼亚工厂开发已花费约1.286亿美元，其中约2250万美元已费用化，约1.061亿美元已资本化[385] - 2023年第一季度支付股息6.263亿美元，2023年全年支付季度股息8.1976万美元，2023年第三季度董事会恢复每股0.10美元的季度股息政策[386] - 截至2023年12月31日，长期债务、采购和租赁义务总计25.075742亿美元，其中未来1年需支付2864.033万美元[388] - 2023年经营、投资和融资活动现金流量分别为8.248亿美元、-29.041亿美元和15.2895亿美元，较2022年分别增加4.696亿美元、增加28.214亿美元和增加12.0699亿美元[395] - 2023年融资活动提供的现金流为15.29亿美元，较2022年的3.22亿美元增加12.07亿美元[399] 公司融资与借款情况 - 2020年9月发行10亿美元6.75%的2025年高级担保票据，2020年12月又发行2500万美元同类票据[401][403] - 2021年4月发行15亿美元6.50%的2026年高级担保票据[404] - 2021年4月签订2亿美元的循环信贷协议，2022年和2023年分别增加2.4亿美元和5.1亿美元，总容量达95亿美元，2023年提取8.666亿美元[408][409][410] - 2021年7月设立7500万美元的信用证额度，2022 - 2023年多次上调，最终达3.5亿美元[413] - 2023年8月获得4亿美元的过渡定期贷款，10月获得8.56亿美元的定期贷款B，发行折价后实收7.875亿美元[416][417] - 2022年1月子公司可发行最高2.85亿美元的2029年南方电力债券，截至2023年和2022年12月31日，均有2.218亿美元已发行并流通[421] - 2022年第三季度间接子公司获得最高2亿美元的巴尔卡雷纳定期贷款，2023年10月巴西子公司签订两项长期融资安排偿还该贷款[424][426] - 2023年12月31日前发行1.8亿美元的巴尔卡雷纳可转换债券，年利率12%，第三年发行后每年增加1.25%[427] - 与巴西开发银行签订信贷协议，可借款最高18亿雷亚尔，截至2023年12月31日未提取资金[431] - 2023年6月公司与贷方签订设备票据协议，可借款最高2亿美元，二、三季度借满，利率约7.7%，2026年7月到期[433] - 2023年7月21日公司签订EB - 5贷款协议，最高可借1亿美元，固定利率4.75%，2023年底已发放6290万美元[435] - 截至2023年12月31日，公司短期借款安排下未偿还金额为1.823亿美元[437] - 2023年12月公司出售并回租四艘拖船，获4670万美元，有效利率约16.92%[438] 公司风险与协议条款 - 市场利率100个基点的增减会使公司固定利率债务公允价值增减约7400万美元[448] - 市场利率100个基点的增减会使公司Barcarena定期贷款和定期贷款B的年利息费用增减约1100万美元[449] - 美元兑巴西雷亚尔贬值10%不会显著减少公司的收入或费用[450] - 设备票据包含常规陈述与保证、肯定和否定契约，无限制性财务契约，NFE提供担保[434] - EB - 5贷款协议包含常规陈述与保证、肯定和否定契约，无限制性财务契约，NFE提供担保[436] - 公司目前无衍生品工具来缓解LNG价格波动影响，未来可能会增加[447]

财务数据和关键指标变化 - 2023年全年EBITDA达到13亿美元,同比增长20% [9] - 2023年每股收益和经营活动现金流(FFO)均超过2022年的两倍 [9][12][13] - 2024年FFO预计超过6美元,未来两年有望达到8美元以上的水平 [13][14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2023年第四季度和全年没有公开市场的货物销售,收益全部来自终端客户销售和租船 [10][11] - 公司拥有8.689GW的发电能力,是一家大型发电公司 [22] - 公司的天然气业务主要通过长期合同锁定,不受市场价格波动影响 [22] - 公司的终端码头目前利用率较低,分别为:牙买加10%、波多黎各25%、墨西哥10%、尼加拉瓜20%、巴西40%,有很大的上升空间 [23] 各个市场数据和关键指标变化 巴西 - 巴卡雷纳和圣卡塔琳娜两个终端已投入运营,预计将贡献5亿美元以上的EBITDA [15][54] - 巴西未来几年将有8GW以上的新发电容量招标,公司有望在天然气供应和发电项目中获得大量订单 [43][53] - 公司在南部地区的新终端是该地区唯一的天然气进口点,具有很强的竞争优势 [50] 波多黎各 - 公司在波多黎各建设了两座FEMA应急电厂,提供了15%的电力供给,可靠性超过98% [29][30][31][32] - 公司还通过收购PREPA的热电资产,管理了该岛85%的发电能力 [32] - 公司正在实施燃料转换和补充电力等策略,未来有1GW的转换机会 [34][35] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司的三大支柱业务为发电、天然气和终端码头,三者结合形成了强大的竞争优势 [21][23][24] - 公司的终端码头是进入市场和阻止竞争对手进入的关键,建设这些终端需要大量时间,是公司的可持续竞争优势 [107][108] - 公司在巴西和波多黎各等市场都处于主导地位,未来有望进一步扩大市场份额 [109] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司2023年业绩创历史新高,2024年FFO有望超过6美元,未来两年有望达到8美元以上 [9][13][14] - 公司的业务已从开发转向运营,收益来源更加稳定和可预测 [10][11][125] - 公司在巴西和波多黎各等市场有巨大的增长潜力,将成为公司未来的主要增长动力 [15][43][53][109] - 公司的终端码头是进入市场和阻止竞争对手的关键,是公司的可持续竞争优势 [107][108] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Chris Robertson 提问** FEMA电厂合同到期后,对波多黎各电价和公司未来投资的影响 [81] **Brannen McElmurray 回答** FEMA电厂将转由波多黎各政府接管,这将为电价带来约10%的下降,为公司未来投资创造更多机会 [84][85][141] 问题2 **Sam Margolin 提问** 公司在巴西和波多黎各的竞争优势及维护市场地位的策略 [102] **Wes Edens 回答** 公司在巴西和波多黎各等市场处于主导地位,终端码头是公司的可持续竞争优势,未来有望进一步扩大市场份额 [103][107][108][109] 问题3 **Craig Shere 提问** 未来2-3年公司LNG供需平衡情况,是否会成为制约下游业务增长的瓶颈 [111] **Wes Edens 回答** 公司未来2-3年LNG供应有保障,不会成为制约下游业务增长的瓶颈,反而终端码头将成为更稀缺的资源 [113][114][115]

财务表现 - 2023年第四季度调整后EBITDA为3.88亿美元，全年为13亿美元[2] - 2023年第四季度净收入为2.15亿美元，全年为5.49亿美元[2] - 2023年第四季度调整后每股收益为1.01美元，全年为2.75美元[2] - 2023年第四季度每股收益为1.06美元，全年为2.65美元[2] - 2023年第四季度每股经营活动产生的现金流为1.36美元，全年为3.56美元[2] - 2023年，公司的每股经营活动产生的现金流大幅增加，较2022年全年翻了一番[5] - 2023年12月，公司的净收入为548,876千美元，Adjusted Net Income为206,631千美元[45] - 2023年12月，公司的Funds from operations为735,206千美元，每股FFO为3.56美元[48] - 2023年度经营活动现金流净额为824,756,000美元，较2022年的355,111,000美元和2021年的84,770,000美元均有显著增长[51] - 2023年度投资活动现金流净额为-2,904,143,000美元，主要由于资本支出较高，达到了-3,029,834,000美元[51] - 2023年度融资活动现金流净额为1,528,950,000美元，主要来源于债务融资，达到了3,005,387,000美元[51] 项目进展 - 巴西完成Barcarena和Santa Catarina终端并投入使用，预计将在2024年3月开始产生收入[3] - 波多黎各完成两座FEMA电厂的安装，总容量为350兆瓦，自安装以来的调度率约为99%[4] - Fast LNG成功将第一台装置放置到位置上，预计2024年3月将获得第一批LNG，4月将获得第一批货物[5] 目标展望 - 公司目标是在2024年全年将这些指标几乎翻倍[6] 业务指标 - "Total Segment Operating Margin"是我们的终端和基础设施部门运营利润和船舶部门运营利润的总和[25] - Illustrative Gross Capex Goal反映了管理层对于新项目或正在开发中项目相关的供应商总现金支付的预期目标[26] - Illustrative Net Capex Goal是通过从Illustrative Gross Capex Goal中减去Illustrative Financings Goal计算得出的[28] - GW表示10亿瓦特，8.7GW是公司拥有、管理或供应的最大功率的估计值[30] - 管理层对公司运营终端和正在开发中终端的潜在容量和利用率的估计[31] 财务指标 - Adjusted EBITDA是我们的Total Segment Operating Margin减去Core SG&A后的结果，是一种非GAAP财务指标[43] - Adjusted EBITDA不是GAAP下的财务表现衡量标准，应该与净收入、经营活动现金流等指标一起考虑[39] - Adjusted EBITDA是投资者广泛用来衡量公司运营绩效的指标，不应作为替代净收入和每股收益的标准[42] - 2023年12月，公司Terminals and Infrastructure和Ships两个部门的分段运营利润为1,451,690千美元，其中Terminals and Infrastructure部门为1,209,472千美元，Ships部门为242,218千美元[44]

公司设施运营情况 - 蒙特哥湾设施自2016年10月开始商业运营，每天可处理高达61,000 MMBtu的LNG，为145MW的博格发电厂供气[155] - 老港设施自2019年6月开始商业运营，每天可处理高达750,000 MMBtu的LNG，为190MW的老港发电厂和其他设施供气[156] - 迈阿密设施自2016年4月开始运营，每天的液化能力约为8,300 MMBtu的LNG [162] - 拉巴斯设施预计每天为100MW的拉巴斯发电厂供应约22,300 MMBtu的LNG，天然气供应量最高可增至每天约29,000 MMBtu，以实现高达135MW的电力输出[160] - 阿尔塔米拉的140万吨/年的FLNG装置已安装并连接到天然气管道，正在进行项目调试[175] - 公司在尼加拉瓜Puerto Sandino开发海上设施，与当地电力公司签订25年PPA，预计每天使用约57,500 MMBtu的LNG为电厂供气，预计2024年完成优化[179] - 巴西Barcarena设施可处理高达790,000 MMBtu/天的天然气，储存170,000立方米LNG，预计2024年第一季度开始运营，Barcarena电厂预计2025年完工并运营[180] - 巴西Santa Catarina设施处理能力约为570,000 MMBtu/天，LNG储存能力达170,000立方米，预计2024年第一季度完工并运营，相关设施总潜在市场为1500万立方米/天[182] - 公司San Juan设施被FERC认定受其管辖，公司已提交运营申请，2023年7月申请修改相关命令以建设和连接220英尺管道，FERC表示不阻止[196][197] 公司业务合作与项目开发 - 2023年第一和二季度，公司与韦斯顿解决方案公司达成协议，为波多黎各的帕洛塞科发电厂和圣胡安发电厂增加约350MW的电力供应，其中150MW于2023年第二季度投入使用，剩余200MW于2023年9月投入使用[158] - 2022年8月，公司完成与阿波罗全球管理公司关联方的交易，将11艘船只所有权转让给Energos，获得约18.5亿美元现金和Energos 20%的股权[167] - 公司与CFE达成非约束性谅解备忘录，开发和运营一个陆上液化天然气终端，最多配备四个140万吨/年的FLNG装置[176] - 公司考虑在路易斯安那州大岛东南海岸约16海里处安装多达两个FLNG装置，该设施每年可出口约1450亿立方英尺的天然气，相当于约280万吨/年的LNG [177] - 公司已获得两份来自美国LNG设施的20年期LNG供应合同，预计2027年开始执行[164] - 公司与Pemex达成开发Lakach深水天然气田的长期战略伙伴关系协议，若协议生效，公司将在两年内投资完成七口海上油井，并部署1.4 MTPA的Fast LNG装置[178] - 公司在爱尔兰获得约353 MW发电能力的电厂十年容量合同，电厂需在2026年10月前运营，但LNG终端和电厂开发申请被拒，公司正在挑战该决定[183] - 公司巴西子公司10月达成两项长期融资安排，为Barcarena电厂建设提供资金，可从BNDES借款高达18亿雷亚尔，利率2.61% - 4.41%加固定利率，2026年4月前无需偿还本金[184][185][186] 公司融资情况 - 公司发行高达2亿美元的可转换债券，年利率12%，发行三年后每年增加1.25%，2028年10月到期[188] - 10月30日公司签订信贷协议，获得8.56亿美元定期贷款B，用于偿还过桥贷款等，2024年3月开始每季度偿还约210万美元本金，利率为调整后Term SOFR加5.0%[191][193] - 2023年8月3日公司签订4亿美元过渡定期贷款信贷协议，贷款已用定期贷款B收益全额偿还[274] - 2023年6月公司签订最高2亿美元设备票据协议，二、三季度借满，利率约7.7% [276] - 2023年7月21日公司签订最高1亿美元EB - 5贷款协议，三季度已发放3790万美元，固定利率4.75% [278] - 截至2023年9月30日，公司短期回购安排欠款1.618亿美元，加权平均利率9.74% [280] - 2023年前三季度公司循环信贷额度增加4.266亿美元，总额达8.666亿美元，产生700万美元费用[281] 公司财务数据关键指标变化 - 2023年第三季度与第二季度相比，公司总营收从5.61345亿美元降至5.14462亿美元，综合业务运营利润率从29043.7万美元降至25011万美元[200] - 2023年前九个月，公司合并总营收为16.54938亿美元，2022年同期为18.21903亿美元[202][205] - 2023年前九个月，公司合并销售成本为6.02626亿美元，2022年同期为8.74529亿美元[202][205] - 2023年前九个月，公司合并运营利润率为8947.78万美元，2022年同期为8197.73万美元[202][205] - 2023年前九个月运营维护成本较2022年同期增加3130万美元，主要因Genera可报销薪资和运营成本及波多黎各业务租赁成本增加[221] - 销售、一般和行政费用2023年第三季度较二季度减少670万美元，前九个月较2022年同期减少890万美元[231] - 交易和整合成本2023年前九个月为480万美元，较2022年同期的1240万美元减少760万美元[231] - 折旧和摊销2023年第三季度较二季度增加660万美元，前九个月较2022年同期增加1870万美元[231] - 利息费用2023年第三季度较二季度增加42.6万美元，前九个月较2022年同期增加4450万美元，2023年9月30日未偿贷款本金余额为62亿美元，2022年同期为45亿美元[231] - 2023年第三季度税项拨备为2520万美元，有效税率28.8%，前九个月税项拨备为6950万美元，2022年同期为税务利益1.262亿美元[231] - 2023年第三和第二季度，权益法投资收益分别为0.5百万美元和2.3百万美元，2023年前九个月为12.7百万美元，2022年前九个月亏损354.4百万美元[247][249] - 截至2023年9月30日，公司已为所有已完成和现有项目承担约61.62亿美元的总承诺支出，其中约48.15亿美元已支付[255] - 截至2023年9月30日，公司为开发宾夕法尼亚设施已花费约1.286亿美元，其中约2250万美元建设和开发成本已费用化，约1.061亿美元已资本化[256] - 2023年第一季度支付股息6.263亿美元，每股A类股3.00美元；前九个月支付季度股息共计6150万美元，每股A类股0.10美元[257] - 截至2023年9月30日，长期债务义务、采购义务和租赁义务总计24.094165亿美元，其中不到1年需支付9.18204亿美元[259] - 2023年前九个月经营活动现金流为5.372亿美元，较2022年的9110万美元增加4.461亿美元[266][267] - 2023年前九个月投资活动现金流为 - 20.656亿美元，较2022年的 - 1.96亿美元增加18.696亿美元[266][269] - 2023年前九个月融资活动现金流为9.241亿美元，较2022年的2.497亿美元增加6.744亿美元[266][271] - 2023年公司额外借款17.687亿美元，主要用于Fast LNG项目和波多黎各电网稳定项目，同时偿还债务1.045亿美元[271] - 2022年商品互换交易在2023年一季度结算实现收益1.461亿美元，2023年1月交易截至9月30日未实现损失180万美元[286] - 市场利率100个基点变动会使固定利率债务公允价值变动约6900万美元[287] - 市场利率100个基点变动会使Barcarena定期贷款年利息费用变动约200万美元[288] - 美元对巴西雷亚尔贬值10%不会显著影响公司巴西业务收入和费用[289] 各条业务线数据关键指标变化 - 2023年前九个月，终端与基础设施业务总营收为14.46017亿美元，较2022年同期的17.11241亿美元减少2.65224亿美元[210] - 2023年前九个月，终端与基础设施业务销售成本为4.88512亿美元，较2022年同期的9.09938亿美元减少4.21426亿美元[210] - 2023年前九个月，终端与基础设施业务运营利润率为8363.18万美元，较2022年同期的7002.64万美元增加1360.54万美元[210] - 2023年第三季度较第二季度，终端与基础设施业务总营收减少4759.9万美元，主要因LNG货物销售减少，部分被波多黎各天然气销售增加和亨利枢纽指数上升抵消[210][211] - 2023年前九个月较2022年同期，终端与基础设施业务总营收减少2.65224亿美元，主要因LNG货物销售降低、无CELSEPAR投资收益和亨利枢纽指数下降，部分被下游终端客户销售增加抵消[210][213] - 2023年前九个月较2022年同期，终端与基础设施业务销售成本减少4.21426亿美元，主要因LNG货物销售成本降低、实现商品掉期交易收益和船舶成本降低等[210][217][219] - 公司第三季度确认PREPA热发电资产运营维护的薪资和其他运营成本1630万美元，成本转嫁给PREPA并确认为收入[220] - 船舶业务板块2023年第三季度总收入较二季度增加71.6万美元，2023年前九个月较2022年同期减少1.07311亿美元[222] - 2023年3月15日公司完成Hilli Exchange交易，获得约410万股NFE股票和1亿美元现金，此前已确认Hilli投资损失1.186亿美元，交易完成又确认处置损失3740万美元[223] - 截至2023年9月30日，四艘FSRU和两艘LNG船租给客户，2023年7月出售Golar Spirit轮获1580万美元，收益780万美元[224]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总收入为5.14亿美元,总营业利润为2.5亿美元 [38] - 下游业务营业利润为1.95亿美元,较上季度增长4倍,较上年同期增长13倍 [38] - 预计第四季度下游营业利润将近翻倍 [38] - 2022年全年预计调整后EBITDA为16亿美元,2023年预计为24亿美元 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - FLNG1项目已完成机械安装,正在进行最后的调试和投产 [7][17][18][19] - 位于波多黎各的两座发电厂已全部投产,为当地电网提供了10%以上的电力供给 [8][27][28] - 位于巴西的两座LNG码头已完成机械安装,预计2024年初投产 [20][21][22][23][24] 各个市场数据和关键指标变化 - 波多黎各电价最高,电网最不可靠,公司建设的350兆瓦电厂是该市场最便宜、最可靠的电力来源 [26][27][28] - 巴西天然气市场使用量仅为美国的5%,公司在该市场拥有主导地位 [88][89] - 公司正在评估在爱尔兰建设LNG码头的可能性,这将是该国唯一的LNG进口设施 [91][92] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司未来几年将专注于完成现有项目的建设和投产,不会大规模拓展新的海外市场 [90][91] - 公司正在快速发展氢能业务,预计将成为北美最大、最赢利的绿色氢生产商 [47][48][49][50][51][52][53] - 公司在基础设施建设和运营方面具有明显优势,在行业内处于领先地位 [116][117] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司已完成大部分基础设施建设,未来几年将专注于提高现有资产的利用率和盈利能力 [90][91] - 公司预计未来几年收入和利润将大幅增长,现金流转换率也将大幅提高 [43][44][45] - 公司目前估值偏低,但随着业绩的持续改善,预计未来估值将得到大幅提升 [114][115][116][117] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Chris Robertson 提问** 询问第四季度EBITDA预期中是否包含非经常性收益 [105][106] **Christopher Guinta 回答** 第四季度EBITDA预期中包含约2亿美元的资产出售收益 [105] 问题2 **Chris Robertson 提问** 询问公司在波多黎各获得的新合同的具体内容 [111][112][113][114] **Brannen McElmurray 回答** 公司被选入两个联合体,参与美国陆军工程兵团5亿美元的基础设施建设项目,预计未来会获得类似于已完成的350兆瓦电厂项目的新合同 [111][112][113][114] 问题3 **Ryan Levine 提问** 询问公司FLNG项目的许可申请情况 [99][100][101][102][103] **Wesley Edens 回答** 公司已经获得了offshore FLNG项目的相关许可,onshore FLNG项目的许可申请是为了探索在陆地上部署FLNG设备的可能性,与offshore项目的许可无关 [99][100][101][102][103]

设施运营情况 - 蒙特哥湾设施于2016年10月开始商业运营，每天可处理高达61,000 MMBtu的LNG，为145MW的博古发电厂供气，拥有约7,000立方米的现场储存能力[132] - 老港设施于2019年6月开始商业运营，每天可处理高达750,000 MMBtu的LNG，为190MW的老港发电厂和其他设施供气[133] - 圣胡安设施于2020年第三季度全面投入运营，2023年第一、二季度与韦斯顿解决方案公司达成协议，将在波多黎各的发电厂增加约350MW的发电量，其中150MW已于2023年第二季度投入使用，剩余200MW预计在第三季度投入使用[134] - 拉巴斯设施于2021年7月开始商业运营，运营后预计每天向100MW的发电厂供应约22,300 MMBtu的LNG，最高可增加至约29,000 MMBtu以实现135MW的发电量[136] - 迈阿密设施于2016年4月开始运营，每天的液化能力约为8,300 MMBtu的LNG[137] - 巴尔卡雷纳设施每天可处理高达790000百万英热单位的天然气，储存高达170000立方米的液化天然气，预计2023年底开始运营，巴尔卡雷纳发电厂预计2025年开始运营[151] - 圣卡塔琳娜设施预计2024年第一季度完成并开始运营，每天处理能力约为570000百万英热单位，液化天然气储存能力高达170000立方米，相关管道和设施总潜在市场为每天1500万立方米[152] 业务合作与项目计划 - 2022年8月，公司与阿波罗全球管理公司的关联方完成交易，将11艘船只所有权转让给Energos，获得约18.5亿美元现金和20%的股权[140] - 公司计划在2023年第三季度开始从自己的快速LNG设施生产，未来两年随着更多快速LNG装置上线将扩大产能[139] - 公司与CFE达成协议，为位于墨西哥阿尔塔米拉海岸的140万吨/年的快速LNG装置供应天然气，预计2023年第三季度部署该装置[144] - 公司计划在路易斯安那州格兰德岛东南海岸约16海里处安装多达两个快速LNG装置，该设施每年可出口约1450亿立方英尺的天然气，相当于约280万吨/年的LNG[145] - 2022年第四季度，公司与墨西哥石油公司达成协议，建立长期战略合作伙伴关系，开发拉卡奇深水天然气田[146] - 若协议生效，NFE将在两年内投资Lakach气田开发，完成7口海上油井并部署140万吨/年的快速液化天然气装置[147] - 公司与尼加拉瓜电力分销公司签订25年购电协议，预计每天使用约57500百万英热单位的液化天然气为波多圣蒂诺发电厂供气[148] - 2023年4月，公司获得爱尔兰输电系统运营商拍卖的为期10年、约353兆瓦发电量的发电厂开发容量合同，发电厂需在2026年10月前投入运营[153] - 2023年8月3日，公司签订定期贷款信贷协议，贷款人提供总计4亿美元定期贷款，贷款于2024年8月1日到期，年利率为调整后定期担保隔夜融资利率加3.50%[154] - 2022年8月公司与Apollo旗下基金或投资工具成立合资企业Energos，公司拥有20%股权[283] 财务数据关键指标变化 - 2023年第二季度，公司终端与基础设施和船舶两个业务板块总营收为5.61345亿美元，综合业务运营利润率为29043.7万美元[158] - 2023年上半年，公司总营收为11.40476亿美元，综合业务运营利润率为64466.8万美元[159] - 2023年第二季度和上半年，公司在成本销售的细分指标中分别确认了390万美元的已实现损失和1.419亿美元的未实现收益[159] - 2023年第二季度和上半年，公司在衍生品交易的市值计价中分别确认了280万美元的未实现收益和1.083亿美元的未实现损失[160] - 2023年第二季度LNG货物销售收入为2.678亿美元，较第一季度的3.494亿美元减少，其中1.625亿美元为客户取消未来交付的费用[165] - 2023年第二季度用于向下游客户开票的亨利枢纽指数平均定价较第一季度下降39%，2023年上半年较2022年同期下降54%[166][173] - 2023年第二季度交付给下游终端客户的天然气量从第一季度的12.1万亿英热单位增至14.0万亿英热单位，2023年上半年为26.1万亿英热单位，较2022年同期的15.6万亿英热单位增加[167][171] - 2022年上半年来自CELSEPAR的投资收入为1.07亿美元，2023年不再确认该投资收入[170] - 2023年第二季度销售成本较第一季度增加1.486亿美元，2023年上半年较2022年同期减少2.113亿美元[174][178] - 2023年第二季度交付给下游客户的天然气量增加约16%，交付成本从第一季度的每百万英热单位7.23美元增至8.08美元，2023年上半年交付量较2022年同期增加67%，采购价格从每百万英热单位9.66美元降至7.66美元[166][181] - 2023年第二季度船舶运营费用较第一季度减少780万美元，2023年上半年较2022年上半年减少1650万美元[190] - 2023年第二季度销售、一般和行政费用较第一季度增加370万美元，2023年上半年较2022年上半年增加960万美元[191][192] - 2023年上半年交易和整合成本为200万美元，较2022年上半年的680万美元减少480万美元[193] - 2023年第二季度折旧和摊销较第一季度增加770万美元，2023年上半年较2022年上半年增加580万美元[194] - 2022年上半年资产减值费用为4810万美元，2023年上半年无此类费用[195] - 2023年第二季度利息费用较第一季度减少730万美元，2023年上半年较2022年上半年增加4330万美元，2023年6月30日未偿还贷款本金余额为55亿美元，2022年6月30日为42亿美元[196] - 2023年第二季度其他（收入）费用净额为 - 660万美元，第一季度为2500万美元；2023年上半年为1840万美元，2022年上半年为 - 4180万美元[197] - 2023年第二季度税项拨备为1530万美元，第一季度为2900万美元；2023年上半年为4430万美元，2022年上半年为税项利益1.362亿美元[198] - 2023年第二季度权益法投资收益为230万美元，第一季度为1000万美元；2023年上半年为1220万美元，2022年上半年为亏损3.227亿美元[200] - 2023年上半年经营活动现金流为5.039亿美元，较2022年同期增加3.329亿美元[209][210] - 2023年上半年投资活动现金流为 - 13.671亿美元，较2022年同期增加9.254亿美元[209][210] - 2023年上半年融资活动现金流为2.226亿美元，较2022年同期减少0.41亿美元[209][210] - 2022年商品互换交易实现收益1.461亿美元，2023年1 - 6月未实现损失0.29亿美元[219] - 截至2022年12月31日和2023年6月30日，公司合并基础上的未偿债务本金总额分别约为45亿美元和55亿美元[280] 各条业务线数据关键指标变化 - 终端与基础设施板块2023年第二季度总营收较第一季度减少710万美元，2023年上半年较2022年同期减少2570万美元[164][168] - 船舶板块2023年第二季度总营收较第一季度减少3210万美元，2023年上半年较2022年同期减少6220万美元[188][189] - 2023年第一季度末完成Hilli交易后，不再确认Hilli的收入，2023年不再确认Nanook的收入[188][189] - 截至2023年6月30日，四艘浮式储存再气化装置和四艘LNG运输船已租给客户，Spirit和Mazo处于冷停状态，未产生租赁收入[188] 成本与资金相关 - 公司为波多黎各电网稳定项目部署350MW临时电力，产生大量资本成本[206] - 截至2023年6月30日，公司总承诺支出约49.97亿美元，已支付约35.26亿美元[206] - 预计每个Fast LNG装置成本在11 - 13亿美元之间[206] - 2023年6月执行设备票据协议，可借款20万美元，截至6月30日已借10万美元，利率约7.4%[212] - 2023年2月循环信贷额度增加3.017亿美元，总额达7.417亿美元[215] 风险因素 - 公司业务战略受多种因素影响，包括无法实现天然气和LNG采购、液化和出口目标成本及长期合同目标定价等[228] - 公司基础设施建设项目面临工程、环境、地质问题等多种风险，可能导致项目延迟或成本超支[230] - 公司基础设施、设施和船只运营面临效率低下、设备故障等多种风险[233] - 公司依赖第三方LNG供应商，自身投资组合开发存在风险[226] - 少数原始投资者可主导多数股票投票，其利益可能与其他股东冲突[226] - 公司LNG业务面临多种风险，如海洋灾害、机械故障等，可能导致成本增加或收入降低[234] - 船只维修期间的收益损失会降低公司运营业绩，事故的媒体报道可能对公司声誉等产生重大不利影响[235] - 公司海上运营费用受多种因素影响，未来运营成本可能上升，影响公司运营业绩[236] - 公司依赖第三方承包商等，若无法签订有利合同或承包商违约，可能影响资产建设和运营[237] - 自2021年8月以来，LNG价格大幅上涨，全球事件导致能源价格波动，影响公司市场竞争力和产品需求[239] - 公司业务受政府高度监管，法规变化可能导致额外支出、限制和延误，影响公司运营[241] - 2020年7月15日，白宫环境质量委员会发布修订NEPA法规的最终规则，其未来修订影响不确定[241] - 2020年6月18日，公司收到FERC要求解释圣胡安设施管辖权的命令，2022年6月14日该命令获美国上诉法院确认[241] - 2022年8月16日，MARAD暂停对公司FLNG项目申请的356天审查期，后续多次发布停止通知和数据请求[244] - 公司申请许可证过程复杂，可能面临当地反对、规则变化等问题，无法保证及时获得有利许可[244] - 公司投资项目若开发不成功或客户不履行付款义务，可能无法收回投资资本，影响流动性、经营业绩和财务状况[245] - 公司营运资金需求大，若不足可能限制增长，影响业务、财务状况和经营业绩[246][247] - 公司营收依赖长协合同及客户履约，短期合同会使定价波动、收益不稳定，疫情等因素增加客户违约风险[248] - 牙买加受IMF公共支出限制，JPS和SJPC付款能力或受限；PREPA处于破产程序，付款依赖联邦资金，若客户不履约将影响公司财务[249] - 2022年和2023年上半年经营成果涉及蒙特哥贝等设施，缺乏资产和地域多元化，当地经济、灾害等因素会影响公司[250] - 公司业绩依赖少数客户，失去重要客户会影响营收，且难找到同等有利替代协议[253] - 公司积极拓展新合同，但非约束性协议不一定能转化为有约束力合同，预计销量可能无法实现[254][255] - 公司与客户合同含多种终止权，合同终止可能无法找到理想替代，影响公司多方面情况[256][258] - LNG行业竞争激烈，竞争对手资源更优，多种竞争因素可能使公司难以签订新合同或拓展客户关系[259][261] - 公司供应LNG战略可能无法成功执行，竞争对手开发的LNG设施将与公司竞争[260][261] - 天然气和LNG价格受多种因素影响而波动，如北美等地再气化产能增加、中国等征收关税等[262][263] - 新冠疫情和欧佩克行动致油价波动，或影响潜在客户签订天然气购买新合同意愿和能力[264] - 目前市场条件使LNG价值升至历史高位，卖方可能违约不交付货物[264] - 公司FSRU设施有大量未专用的过剩产能，可能无法全部获得使用承诺[270] - LNG在FSRU上加工和储存可能因设备故障等受损，影响电力生产和公司营收[270] - 公司FSRU和LNG船长期租约时长可能减少，获取长期租约竞争激烈[270] - 公司依赖第三方油轮和船只运输LNG，可能无法以有利条款签订或续签合同[270][271] - 油轮市场动态变化、运力短缺等因素可能对公司业务和客户产生不利影响[272] - 租船费率波动可能导致公司收益下降，全球LNG运输船船队扩张或对租船费率、船舶利用率和船舶价值产生负面影响[274] - 船舶价值波动大，若处置时价值低公司可能亏损，且船舶维护和运营费用随船龄增长而增加[275][277] - 若公司船舶相关义务违约，相关方可能行使海事留置权扣押船舶，中断现金流并影响收入[278] - 公司投资创新技术可能无法实现预期的时间和成本节约，Fast LNG技术未经验证，实施存在诸多风险[279] - 天然气和LNG价格波动或使Fast LNG采购的LNG对客户来说过于昂贵，影响技术盈利[280] - 公司Fast LNG业务可能面临政治、经济、社会和法律不稳定等风险，以及更高的客户信用风险[280] - 公司业务依赖从各种来源获得大量额外资金，无法保证能以可接受的条件获得资金[281][282] - 若无法获得额外资金或只能以不可接受的条件获得，公司可能无法全面执行商业计划，影响财务状况和经营成果[282] - 公司债务条款中的限制性契约可能限制其经营、融资和开展业务活动的能力，违约可能导致债务加速到期[280] - 《多德 - 弗兰克法案》及其相关规则、EMIR和REMIT等法规可能增加公司套期保值成本，减少衍生品可用性，影响经营结果和现金流[284] - 重大负面行业或经济趋势等因素可能导致公司长期资产减值，影响经营结果[284][285] - 天气事件和自然灾害可能损坏公司设施、中断运营、增加建设成本，如2020年1月波多黎各地震致当地项目临时延迟[28

财务数据和关键指标变化 - 第二季度收入为5.61亿美元,调整后EBITDA为2.46亿美元,较第一季度有所下降,主要是由于部分货物销售时间的差异 [11] - 与去年上半年相比,今年上半年EBITDA从5.41亿美元增加到6.86亿美元,大幅增长 [12] - 公司预计2023年EBITDA为16亿美元,2024年为24亿美元,略有下调,主要是由于部分项目延迟交付 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 终端业务EBITDA为2.39亿美元,船舶业务为5400万美元 [83] - 公司总销量为25 TBtu,平均EBITDA利润率约为10美元/MMBtu [84] 各个市场数据和关键指标变化 - 波多黎各电力业务:公司已接管83%的发电系统,约5吉瓦装机容量,并在短期内安装了350兆瓦的应急电力 [68][69][70] - 巴西终端:巴卡雷纳终端将于今年第四季度投产,与挪威海德鲁公司签约;圣卡塔琳娜终端也将于明年第一季度投产 [146][147][148] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司正在建设5个大型基础设施项目,总投资32亿美元,将在未来30-60天内全部投产,这将极大地提升公司的收入潜力和现金流质量 [13][14][15][19][22] - 新市场拓展方面,公司将进入波多黎各、巴西和爱尔兰等市场,大幅增加总体产能 [16][17][18] - 公司未来将更多依靠长期合同客户销售,而非短期商业销售,提高收益的稳定性和可预测性 [15] - 公司未来几年将进入投资级别,大幅降低债务水平 [22] - 公司正在开发氢能业务,已在美国东南部建立首个绿氢生产设施,并计划在其他地区复制 [157][158][159][160] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司正处于关键转折点,将从建设项目转变为收益稳定的运营资产,未来几年内将大幅提升收益和现金流 [13][14][15][19][22] - 公司正在进入新的大型市场,如波多黎各、巴西和爱尔兰,具有巨大的增长潜力 [16][17][18] - 公司的资产负债表非常健康,未来几年内将大幅降低债务水平,有望很快达到投资级别 [154][155][156] - 公司正在开发氢能业务,这将成为未来重要的增长点 [157][158][159][160] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Chris Robertson 提问** 询问2024年资本支出预测下调的原因 [94][95][96][97][98][99][100] **公司高管回答** 公司已经投入了大部分FLNG 2和3的建设资金,剩余部分可以通过债务融资解决,同时随着基础设施项目陆续投产,未来资本支出将大幅下降 [94][95][96][97][98][99][100] 问题2 **Michael Patterson 提问** 询问公司关于戈尔LNG优先股的处理 [110][111][112][113][114][115] **公司高管回答** 公司一直在按照要求提供相关信息披露,对于优先股的具体处理公司愿意与投资者进一步沟通 [110][111][112][113][114][115] 问题3 **Cameron Lochridge 提问** 询问波多黎各和巴西业务的未来贡献 [126][127][128][129][130][131] **公司高管回答** 公司不会提供具体的分部业务指引,但波多黎各和巴西业务都有很大的增长潜力,未来几年内将成为公司重要的收入来源 [126][127][128][129][130][131]