业务布局与项目进展 - 多个LNG终端和电厂项目在建或即将完工，如FLNG 1预计9月投入使用，Puerto Rico power等项目也有明确投产时间[64] - 公司在波多黎各有多项业务，2020年签署300 MW供气协议并运营终端，2023年承接应急电力项目[32][62] 财务表现与展望 - 2023年上半年调整后EBITDA达6.86亿美元，较2022年同期增加1.45亿美元，预计2023年达16亿美元，2024年达24亿美元[39] - 2023年Q2调整后EBITDA为2.46亿美元，较Q1下降1.94亿美元，主要因货运销售减少[39] - 预计随着项目投产和资本支出下降，盈利能力将显著提升，资本支出从2023年的17亿美元降至2024年的2.5亿美元[40] 市场机遇与策略 - 终端利用率和产能增长推动盈利，可通过提高利用率和进入新市场加速增长，目标ROIC超20%[8][9] - 美国政府关注波多黎各电网建设，公司可参与短期供电、电厂改造和长期电力解决方案[75][77] 氢能业务发展 - 公司布局绿色氢能业务，Beaumont项目进展良好，预计2025年实现约5500万美元年化EBITDA[114] - 计划将ZeroParks分拆上市，当前5个项目投产后预计实现约2.5亿美元绿色氢气生产[120]

设施运营与产能情况 - 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[123] - 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的老港发电厂等供气[124] - 拉巴斯设施预计运营后每天为100MW的发电厂供应约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135MW的发电量[126] - 迈阿密设施于2016年4月开始运营，每天液化能力约为8,300 MMBtu的LNG [127] - 波多黎各桑迪诺设施预计每日使用约57,500 MMBtu的液化天然气，2024年完成优化[138] - 巴尔卡雷纳设施每日处理能力达790,000 MMBtu，LNG存储量达170,000立方米，2022年基本建成，预计2023年底运营，电厂2025年运营[141] - 圣卡塔琳娜设施每日处理能力约570,000 MMBtu，LNG存储量达170,000立方米，预计2023年底运营，总潜在市场为每日1500万立方米[142][143] - 爱尔兰设施获353 MW电厂十年容量合同，电厂需在2026年10月运营，获许可后9 - 15个月完成终端建设[144] 业务规划与合同情况 - 公司拥有两家美国LNG工厂为期20年的LNG采购合同，预计分别于2026年和2027年开始执行[129] - 公司计划2023年第三季度开始自己的快速LNG生产，首座FLNG设施预计届时投入运营[129] - 公司在Energos Formation Transaction交易后拥有Energos约20%的股权[130] - 阿尔塔米拉的140万吨/年的FLNG装置预计2023年第三季度部署到位[134] - 路易斯安那州的设施申请获批后每年可出口约1450亿立方英尺天然气，相当于约280万吨/年的LNG [136] - 若与Pemex的协议生效，公司将在两年内投资开发拉卡奇气田并部署一座140万吨/年的快速LNG装置[137] - 2023年第一季度子公司获波多黎各PREPA热发电资产十年运营维护合同，预计第三季度开始服务[145] - 2023年第一、二季度与Weston Solutions达成协议，预计第二季度启用350 MW双燃料发电[145] - 公司已签订2023 - 2030年的LNG供应协议，但可能需额外购买大量LNG以满足下游客户交付义务[253] 财务交易与指标变化 - 2023年3月15日完成与Golar LNG交易，获约410万股NFE股份和1亿美元现金，此前投资亏损1.186亿美元，处置额外亏损3740万美元[145] - 2023年2月，高级有担保循环信贷额度增加3.017亿美元至7.417亿美元，未承诺信用证和偿还协议额度增至3.25亿美元[145][146] - 2023年第一季度，终端和基础设施及船舶业务合并运营利润率为3.54231亿美元，2022年12月为3.68753亿美元，2022年3月为2.50688亿美元[152][153] - 终端和基础设施业务2023年第一季度总收入较2022年12月增加4530万美元，较2022年3月增加2230万美元[158] - 2023年第一季度货物销售收入为3.494亿美元，其中1.695亿美元为客户取消未来交付的取消费用，较2022年第四季度的2.311亿美元和2022年第一季度的2.852亿美元有所变化[160][163] - 2023年第一季度交付给下游终端客户的天然气量从2022年第四季度的11.0 TBtu增至12.1 TBtu，较2022年第一季度的6.3 TBtu大幅增加[161][164] - 2023年第一季度用于向下游客户开票的平均亨利枢纽指数定价较2022年第四季度下降45%，较2022年第一季度下降31%[162][165] - 2023年第一季度销售成本较2022年第四季度减少1.586亿美元，较2022年第一季度减少1.617亿美元[167][170] - 2023年第一季度商品掉期交易结算实现收益1.461亿美元，计入销售成本的减少项，2022年第四季度为3650万美元，2022年第一季度无结算[167][170][171] - 2023年第一季度船舶板块总营收较2022年第四季度减少910万美元，较2022年第一季度减少1700万美元[178][180] - 2023年第一季度船舶运营费用较2022年第四季度基本持平，较2022年第一季度减少670万美元[181] - 2023年第一季度销售、一般和行政费用较2022年第四季度减少1800万美元，较2022年第一季度增加410万美元[182] - 2023年第一季度交易和整合成本为50万美元，较2022年第四季度的940万美元和2022年第一季度的190万美元大幅减少[183] - 2022年第四季度公司确认资产减值费用260万美元，2023年第一季度未确认[186] - 2023年第一季度利息支出较2022年第四季度减少880万美元，较2022年第一季度增加2680万美元；截至2023年3月31日，未偿贷款本金余额为53亿美元，2022年同期为40亿美元[187] - 2023年、2022年第四季度和2022年第一季度其他费用（收入）净额分别为2500万美元、-1640万美元和-1970万美元[188] - 2023年第一季度税项拨备为2900万美元，2022年第四季度为280万美元，2022年第一季度税项利益为4970万美元[189] - 2023年第一季度和2022年第四季度权益法投资收益分别为1000万美元和亏损1.178亿美元，2022年第一季度为5020万美元[190] - 2023年第一季度公司宣布并支付股息6.263亿美元，每股A类股3美元；此外，还宣布并支付季度股息2080万美元，每股A类股0.1美元[196] - 2023年第一季度经营活动现金流为2.001亿美元，较2022年同期增加8580万美元；投资活动现金流为-4.633亿美元，较2022年同期增加2.74亿美元；融资活动现金流为4320万美元，较2022年同期增加640万美元[200] - 2023年2月公司对循环信贷安排进行修订，承诺额度增加3.017亿美元，总容量达7.417亿美元，同时产生500万美元费用并资本化[202] - 2022年商品掉期交易在2023年第一季度结算实现收益1.461亿美元，2023年1月商品掉期交易在2023年第一季度确认未实现损失500万美元[207] - 市场利率100个基点的增减会使固定利率债务公允价值增减约7900万美元，会使Barcarena定期贷款年利息费用增减约200万美元[208] - 美元兑巴西雷亚尔贬值10%不会显著减少公司收入或费用[209] - 公司2018年净亏损约7820万美元，2019年净亏损约2.043亿美元，2020年净亏损约2.64亿美元[215] - 公司2021年实现收入9270万美元，2022年实现收入1.848亿美元[216] 公司运营风险 - 公司项目依赖第三方互联，第三方项目的延迟可能导致公司项目开发延迟和成本超支[219] - 公司项目开发若超出预计时间或修改合同，可能增加开发成本，需额外融资，降低项目盈利[220][221] - 公司基础设施、设施和船只运营面临效率、设备、人员等多方面风险[221] - 公司依赖第三方承包商、运营商和供应商，若合作出现问题，可能影响项目建设和运营[223] - 自2021年8月以来，LNG价格大幅上涨，全球事件导致能源定价波动，影响公司市场竞争力[224] - 公司业务依赖LNG在运营市场的竞争力，若LNG不具竞争力，将对公司业务产生重大不利影响[224][225] - 公司运营受高度监管，法规变化可能导致额外支出、限制和延迟，影响公司业务[226] - 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[226] - 2020年6月18日，公司收到FERC要求解释圣胡安设施不受其管辖的命令，2022年6月14日，FERC命令获上诉法院确认[226] - 2021年9月15日，公司提交圣胡安设施运营授权申请，该申请仍在审理中[226] - 公司在墨西哥已获大部分许可，但仍在等待发电厂再气化和传输许可以及运营终端所需许可；美国海事管理局对公司路易斯安那州海岸外FLNG项目申请审查多次暂停并要求补充信息[229] - 公司开发项目需投入大量资本，项目若不成功或客户不履行付款义务，可能无法收回投资，影响公司流动性、运营结果和财务状况[230] - 公司营运资金需求大，预计随业务增长而增加，若资金不足将影响增长战略和业务运营[231][232] - 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，市场价格低迷时现金流可能减少[233] - 新冠疫情可能影响客户付款能力，牙买加公用事业公司受国际货币基金组织协议限制，波多黎各电力局处于破产程序，影响公司财务状况[235] - 2022年和2023年第一季度运营结果涉及多个设施，2022年部分拉巴斯设施投入使用，业务受牙买加、墨西哥和波多黎各经济、灾害等因素影响[238] - 公司目前依赖少数客户，如JPS、SJPC、PREPA和Jamalco，失去重要客户将影响营收，且难以找到同等有利替代协议[241] - 公司积极寻求新合同，但无法保证将预期客户转化为有约束力的长协合同，“承诺”和“洽谈中”销量可能无法实现[242] - 公司与客户的合同包含多种终止权，如遇不可抗力事件客户可终止合同[243] - 公司业务受政府和监管机构许可、当地反对、规则变化等因素影响，获取和维护许可存在不确定性[227][229] - 公司面临LNG行业激烈竞争，竞争对手在资源等方面更具优势，可能影响公司业务和财务状况[246][248] - 公司合同若因特定情况终止，可能无法按理想条款替换，对业务和财务产生重大不利影响[244][245] - 公司风险管理策略无法消除所有LNG价格和供应风险，非合规操作可能导致重大财务损失[252] - 公司使用套期保值安排可能影响未来经营业绩或流动性，套期保值存在财务损失风险[253] - 公司依赖第三方LNG供应商，可能无法获得足够LNG满足交付义务，导致合同终止或承担处罚[253][254] - 公司自身LNG储备估计存在风险，向下调整可能导致未来产量降低和资产减值[253][254] - 若第三方LNG供应商和运输商违约或破产，公司可能无法满足客户交付义务，引发损失和法律诉讼[254] - 公司可能无法充分利用FSRUs和其他设施的产能[255] - 公司FSRU设施有大量闲置产能，未获全部产能承诺或影响未来营收[256] - LNG在FSRU上处理、储存和运输有损失或损坏风险，或影响公司营收和运营[256] - 公司船舶运营依赖部署到NFE码头或长期租约，长期租约时长或减少[256] - 公司依赖第三方油轮运输LNG，租约续约或受市场条件影响，不利情况或影响公司业务和财务[256] - FSRU和LNG船租赁费率波动大，市场供应增加或对费率、利用率和船舶价值有负面影响[258] - 船舶价值波动大，受多种因素影响，处置时价值低或导致亏损[259][260] - 船舶维护和运营成本随船龄增长，2022年未确认船舶减值损失，但未来可能发生[261] - 海事索赔人可扣押公司船舶，中断现金流，租约可能因此终止，影响营收和现金流[262][264] - 公司投资创新技术，可能面临开发失败、无法实现预期效益等风险[265] - 公司Fast LNG技术未经验证，实施面临多种风险，其成功和盈利依赖天然气和LNG价格波动[265] - 公司可能会因天然气或液化天然气价格波动、政治经济不稳定、客户信用风险等因素，无法实现Fast LNG解决方案的预期成本节约和收入[266] - 公司可能会因未能遵守债务契约或无法按时偿债，导致债务加速到期，影响公司获取资本市场资金的能力[266] - 公司可能会因Dodd - Frank法案、EMIR和REMIT等法规，增加衍生品合约成本，影响套期保值策略[270][271] - 公司可能会因重大负面行业或经济趋势等因素，对长期资产进行减值测试并计提减值费用[271][272] - 天气事件或自然灾害可能会对公司的运营、项目和设施造成损害，导致生产中断和成本增加[273] - 公司的业务受到环境、社会、健康和安全等法律法规的约束，可能会导致合规成本增加和运营受限[274][275][276] - 公司可能需要调整资本支出和设施开发的时间，以适应现有融资要求和额外资金的可用性[268] 行业法规与政策环境 - 2016年美国能源信息署报告显示，2015年水力压裂井提供了美国三分之二的市场天然气产量[278] - 2017年10月，美国政府问责局发布法律裁定，2013年机构间指导文件属“规则”，受国会审查法案约束[277] - 2020年2月，美洲人权法院裁定阿根廷未充分保障原住民社区权益，违反美洲人权公约[280] - 2021年2月19日，美国重新加入《巴黎协定》[277] - 自2010年起，特拉华河流域委员会对该流域水力压裂活动实施事实上的禁令[278] - 《巴黎协定》于2020年后每五年设定非约束性减排目标，有197个国家签署[277] - 公司在巴西运营需向多个机构咨询并获得授权以保护原住民权益[280] - 公司在墨西哥的海上运营受多个墨西哥监管机构的广泛监管，相关法规不断演变[281] - 公司LNG设施受相关法规约束，在建LNG设施虽不受PHMSA管辖，但所在辖区监管机构可施加类似要求[278] - 气候变化相关诉讼和许可风险增加，化石燃料生产商面临资本可用性转移风险[277] - 自2020年1月1日起，IMO法规将船舶燃油含硫量限制在0.5%重量

财务数据和关键指标变化 - 第一季度营收6.01亿美元，调整后EBITDA为4.4亿美元，自由现金流为1.85亿美元 [5][82] - 2023年预计营收35亿美元，调整后EBITDA为20亿美元，净利润12亿美元，自由现金流14亿美元，较去年有显著增长 [6][15] - 2023年自由现金流利润率预计为37% [16] - 第一季度调整后净利润为1.87亿美元，每股0.90美元 [61] 各条业务线数据和关键指标变化 - 终端业务2021年营收2.36亿美元，2022年为2.21亿美元，2023年指导为13亿美元，较去年增加超10亿美元 [10] - 货物销售在过去一段时间相对平稳，船舶业务略有下降，核心SG&A基本持平 [10] - 调整后EBITDA从2021年的6.05亿美元增长至2022年的10.71亿美元 [10] - 2023年LNG总供应量将达到152 TBtus，较2022年的88 TBtus增长75%，终端业务有机增长34 TBtus，同比增长约40% [56][57] - 2023年已签订销售合同122 TBtus，占比约80%，开放量约30 TBtus；2024年预计增长至217 TBtus，其中已签订销售合同180 TBtus [77] 各个市场数据和关键指标变化 - 欧洲天然气价格在去年冬季后供应担忧缓解，价格和波动性均大幅下降 [76] - Henry Hub天然气价格从去年同期的8美元/MMBtu降至目前的2美元/MMBtu以下，预计未来几年将保持平稳 [53] - Henry Hub与TTF之间的价差目前约为10美元/MMBtu，到2023年底将扩大至15美元/MMBtu，并在2024年保持 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过建立终端和运营，为有能源和电力需求的国家提供服务，以实现业务增长 [39] - 公司认为垂直整合是其竞争优势，能够提高自由现金流转化率，相比单一业务公司更具优势 [79][106] - 公司计划将Altamira LNG进口终端改造为280万吨/年的LNG出口终端，预计2024年投入运营 [31][75] - 公司董事会授权向SEC提交Zero Parks公司的注册声明，预计今年夏天将该公司分发给股东 [59] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源价格已回归到一个新的正常水平，客户活动和咨询显著增加，对公司业务有利 [8] - 公司认为市场仍处于供应不足和价格波动的状态，但Henry Hub与TTF之间的价差对公司业务有支持作用 [33][34] - 公司预计随着FLNG项目的上线，未来业务将有显著增长，特别是在终端业务方面 [20][56] 其他重要信息 - 公司第一季度完成了Hilli交易，出售了50%的权益，获得1亿美元现金、410万股股票（已注销），并解除了3.25亿美元的表外债务 [61] - 公司过去两周与评级机构会面，希望继续提升评级，目标是达到投资级 [86] - 公司拥有充足的流动性，能够为未来两年的发展提供资金支持 [62] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于FLNG项目对Louisiana、MARAD和Lakach流程的影响，以及Altamira项目的运营经济和利润分享情况 - 公司仍在与MARAD就Louisiana项目进行沟通，争取获得许可证；Lakach项目正在进行工程设计和与Pemex的谈判 [68] - Altamira项目团队正在进行工程设计和合同签订工作，预计几个星期内达成最终协议；运营经济方面，预计陆上项目更高效，但利润分享情况仍在与CFE讨论中 [72][91] 问题2: Altamira陆上LNG项目从意向书到正式交易的里程碑，以及陆上与海上项目的许可路径差异 - 团队正在与终端运营商和CFE进行工程设计和合同签订工作，预计几个星期内达成最终协议；许可方面，与CFE合作顺利，得到了各方支持 [72][115] 问题3: 公司在整个价值链商业运营中看到的情况，特别是工业市场中天然气的增长前景 - 虽然全球都在努力引入可再生能源，但在许多新兴国家，能源供应仍然稀缺，天然气需求巨大；公司的垂直整合模式具有经济优势，能够提供更好的服务和产品 [105][106] 问题4: FLNG单元在公司业务中的定位，以及2024年货物销售的假设 - FLNG是公司LNG产品的来源之一，与第三方合同供应的LNG共同构成公司的LNG成本；公司将综合成本分配到终端，通过终端收入计算净价差 [116] 问题5: Louisiana项目是否有天然气采购或采购承诺，以及对项目时间表的影响 - 公司在Louisiana项目上没有采购义务和承诺，不会影响项目时间表 [124] 问题6: 2024年新终端的情况，以及与当前利润率的比较 - 2024年将开启三个新终端，平均利润率与当前相比可能较低，但随着产能利用率的提高，利润率将逐渐改善 [127][128] 问题7: FLNG 2和3项目改为陆上后，是否会释放海洋基础设施，以及对Louisiana项目许可流程的影响 - 是的，会释放海洋基础设施；但公司目前专注于现有项目，没有计划改变解决方案 [147][148] 问题8: 2023年资本支出的情况，以及FLNG项目的成本范围 - 2023年资本支出预计会下降，包括完成FLNG一、二、三号项目以及已投入在四号和五号项目的资金 [157] 问题9: 第一个FLNG项目的剩余许可情况和非建设时间表 - 公司已获得所有建设许可证，正在等待运营许可证，预计本月内获得；FTA出口许可证和DOE许可证已获得，墨西哥出口许可证预计下周底获得 [137] 问题10: Altamira项目从海上转向陆上的讨论过程和原因 - 模块是关键，可部署在任何平台；陆上项目更便宜、更快，能够利用现有基础设施；与CFE沟通后，得到了他们的支持 [138][139] 问题11: 终端业务利润率的影响因素和变化趋势 - 新终端在开始阶段利润率较低，随着业务发展和基础设施成本的分摊，利润率将逐渐提高 [144][145] 问题12: 绿色氢气项目的情况，以及对蓝色氢气和绿色氢气的看法 - 公司在Beaumont, Texas的绿色氢气项目规模为120兆瓦，预计短期内完成产品销售；公司一直关注绿色氢气，认为IRA的实施将使绿色氢气项目更具经济可行性 [153][162] 问题13: 天然气采购的时间和监管批准的前置时间 - 公司在Louisiana项目上没有采购承诺，能够从管道获取天然气供应，预计不会出现供应问题 [164]

财务业绩 - 2023年Q1调整后EBITDA达4.4亿美元，确认2023年20亿美元的指引，2023财年细分市场收入指引为35亿美元，高于2022年的26亿美元[4] - 2023年Q1净收入1.5亿美元，自由现金流1.85亿美元，较上一季度增长84% [4] - 预计2023 - 2024年调整后EBITDA分别为20亿和23亿美元，净收入分别为12亿和17亿美元，自由现金流分别为14亿和19亿美元[4] 终端业务 - 终端业务盈利大幅增长，预计2023 - 2024年终端（天然气与电力）收入分别为13亿和19亿美元[30] - 以波多黎各圣胡安终端为例，有机增长增加了客户数量和业务时长，现有基础设施使公司能在合同授予60天内安装发电装置[27][32][38] FLNG业务 - 2021年1月推出FLNG解决方案，模块化建设更快（2年vs 4 - 5年）、更便宜（成本的70 - 80%）[43][44] - FLNG 1预计2023年7月首次供气，8月达到商业运营日期；FLNG 2和3预计2024年下半年准备好安装，成本均约0.9亿美元，产量均为140万吨/年[58][60] LNG市场与供应 - 美国天然气与LNG价差显著且扩大，当前远期曲线显示HH - TTF价差到2023年扩大至约15美元/百万英热单位，并持续到2025年[68][69] - 2022 - 2024年LNG供应预计增长约150%，2023 - 2024年合同销售分别占总供应的约80% [77] 财务状况 - 公司认为有足够流动性完成资本项目，无需外部融资，目标是到2023年底杠杆率低于2倍，升级信用评级至BB+ [99][109] - 2023年Q1运营亮点包括交付25 TBtu，5个主要LNG终端可靠性达99%，无重大安全事故[114]

设施运营与产能情况 - 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的博古发电厂供气，拥有约7,000立方米的现场存储能力[182] - 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[183] - 拉巴斯设施预计运营后每天为100MW的发电厂供应约22,300 MMBtu的LNG，天然气供应量最高可增至每天约29,000 MMBtu以支持135MW的电力供应[186] - 迈阿密设施自2016年4月开始运营，每天液化能力约为8,300 MMBtu的LNG [187] - 尼加拉瓜的波多圣蒂诺设施预计每天使用约57,500 MMBtu的LNG为发电厂供气，预计2024年完成优化[198] - Barcarena设施日处理能力达79万MMBtu，LNG存储能力达17万立方米，预计2023年底运营；Barcarena电厂预计2025年运营[200] - Santa Catarina设施日处理能力约57万MMBtu，LNG存储能力达17万立方米，预计2023年运营，相关设施和管道日潜在市场总量为1500万立方米[201] - 爱尔兰设施预计在获得许可后9 - 15个月完成，预计2024年上半年运营[202] - 路易斯安那州的设施每年可出口约1450亿立方英尺的天然气，相当于约280万吨的LNG [195] LNG采购与供应合同 - 公司已确保为下游终端100%的预期承诺量采购和接收LNG，并签订了两份20年期的LNG供应合同，预计分别于2026年和2027年开始[189] - 2022年公司约97%的LNG量从第三方采购[211] 业务板块构成 - 船舶业务板块包括五艘FSRU和五艘LNG运输船，其中一艘LNG运输船和FSRU目前用于码头运营[190] 装置部署计划 - 公司预计2023年部署首个Fast LNG装置，2024年部署更多装置[193] - 计划在墨西哥阿尔塔米拉部署的每个FLNG装置年产量为140万吨[194] 重大交易与收益 - 2022年8月15日公司完成Energos Formation交易，获约18.5亿美元现金收益，持有Energos约20%股权[206] - 2022年10月3日公司完成Sergipe出售交易，获约13亿美元，外汇远期合约结算获利2.04亿美元[208] - 2023年2月公司与Golar LNG达成协议，出售Hilli权益，获约410万股NFE股票和1亿美元现金[203] 资产减值情况 - 2022年公司对CELSEPAR投资确认3.692亿美元非暂时性减值，对CEBARRA资产确认5070万美元减值损失[209] - 2022年资产减值损失为5070万美元，与塞尔希培出售相关资产减值有关[249] 公司合并情况 - 2021年4月15日公司完成Hygo和GMLP合并，获得多个设施和船只权益[210] 循环信贷额度变化 - 2023年2月循环信贷额度增加3.017亿美元至7.417亿美元，未承诺信用证和偿还协议额度增至3.25亿美元[203] 财务关键指标变化 - 2022年第四季度，公司总营收为5.46369亿美元，2022年第三季度为7.3193亿美元，2022年全年为23.68272亿美元，2021年全年为13.2281亿美元[214][215] - 2022年第四季度，公司综合业务运营利润率（非GAAP）为3.68753亿美元，2022年第三季度为2.95749亿美元，2022年全年为11.88526亿美元，2021年全年为5.81807亿美元[214][215] - 2022年第四季度销售成本较第三季度减少1.70022亿美元，其中收购销售给第三方货物的成本从1.857亿美元降至9780万美元，LNG加权平均成本从18.26美元/MMBtu降至10.52美元/MMBtu[221][224][225] - 2022年第四季度，销售给下游客户的第三方采购LNG成本减少3330万美元，交付量减少15%，加权平均成本从12.17美元/MMBtu降至10.95美元/MMBtu[226] - 2022年第四季度，公司结算一笔商品掉期交易，以61.87美元/MMBtu的固定价格交换约1.5TBtus的2023年1月部分交付量的市场定价风险，获利3650万美元[227] - 2022年全年销售成本较2021年增加3.53305亿美元，主要因LNG货物销售成本增加，收购销售给第三方的LNG货物成本从1.913亿美元增至4.854亿美元[221][228] - 2022年全年，销售给终端客户的第三方采购LNG成本增加1.415亿美元，交付量减少6%，加权平均成本从7.09美元/MMBtu增至10.84美元/MMBtu[229][230] - 塞尔希培出售完成后，2022年第四季度公司不再确认对CELSEPAR的投资收益，2022年第三季度为4130万美元，2022年全年为1.483亿美元，2021年全年为2.992亿美元[223] - 2022年船舶成本较2021年增加5300万美元，因业务扩张增加了船舶使用[231] - 公司对CELSEPAR投资的销售成本份额从2021年的1.758亿美元降至2022年的2860万美元[232] - 2022年12月31日和2021年12月31日，公司运营中使用的液化天然气库存加权平均成本分别为每百万英热单位10.42美元和9.71美元[235] - 船舶业务板块2022年总营收较2021年增加1.15亿美元，因该板块全年纳入运营结果[240][241] - 船舶运营费用2022年较2021年增加2620万美元，因船舶业务板块全年纳入运营结果[240][243] - 销售、一般和行政费用2022年较2021年增加3620万美元，因业务持续扩张带来更高工资和专业费用[244] - 交易和整合成本2022年为2180万美元，较2021年的4470万美元减少，因GMLP和Hygo整合取得进展[247] - 折旧和摊销2022年较2021年增加4430万美元，包括并购船舶全年折旧及合同价值摊销[248] - 利息费用2022年较2021年增加8250万美元，因未偿还本金总额增加及更高借款成本[250] - 2022年债务清偿损失为1500万美元，2021年为1100万美元[252] - 2022年第四季度和第三季度权益法投资损失分别为1.178亿美元和3170万美元，2022年全年为4.722亿美元，2021年为收益1440万美元[253] - 2022年第四季度和第三季度税收拨备分别为280万美元和1000万美元，2022年股票薪酬超额收益为2440万美元，CELSEPAR投资带来离散收益1989万美元[254] - 2022年经营、投资和融资活动现金流分别为3.551亿美元、-8270万美元和3.22亿美元，较2021年分别增加2.703亿美元、减少21.908亿美元和减少14.95亿美元[267] 码头和基础设施业务板块数据变化 - 码头和基础设施业务板块2022年第四季度总营收较第三季度减少2.30113亿美元，主要因LNG货物销售和亨利枢纽指数下降，货物销售收入从3.506亿美元降至2.311亿美元，亨利枢纽指数定价下降24%，交付量从12.9TBtus降至11.0TBtus[214][215][221] - 码头和基础设施业务板块2022年全年总营收较2021年增加8.02423亿美元，主要因LNG货物销售和亨利枢纽指数上升，货物销售收入从4.627亿美元增至11.759亿美元，亨利枢纽指数定价上升73%，交付量从41.8TBtus降至39.5TBtus[215][221][222] 债务发行与融资情况 - 2021年4月发行15亿美元2026年票据，2022年2月和5月分别增加循环信贷额度1.15亿美元和1.25亿美元，总额达4.4亿美元[257] - 2022年1月发行南方电力2029年债券，获2.218亿美元；8月完成Energos组建交易，获18.5亿美元，用8.825亿美元偿还现有贷款；第四季度塞尔希培出售交易获5.3亿美元[258][259] - 2022年第三和第四季度为建设巴卡雷纳发电厂借款2亿美元[260] - 2020年9月公司发行100万美元6.75%的2025年优先担保票据，12月又发行25万美元同类票据，2022年末和2021年末未摊销递延融资成本分别为6649美元和8804美元[268] - 2021年4月公司发行15亿美元6.50%的2026年优先担保票据，发行成本2520万美元，2022年末和2021年末未摊销递延融资成本分别为1840万美元和2250万美元[269][270] - 2022年8月15日公司将Energos组建交易按失败的售后回租处理，记录14亿美元融资义务，有效利率约15.9%，租赁期最长20年，相关费用1000万美元，融资成本700万美元，2022年末未摊销递延融资成本690万美元[272][273][274] - 2021年8月子公司South Power获得约1亿美元CHP融资，2022年1月改为发行最高2.85亿美元的2029年债券，2022年发行12.1824万美元，年末余额22.1824万美元，年利率6.50%，2022年末和2021年末未摊销递延融资成本分别为5600万美元和3200万美元[275] - 2022年第三季度子公司签订最高2亿美元的Barcarena定期贷款协议，年末已全额放款，利率为SOFR加4.70%，未使用额度承诺费1.9%，费用400万美元，2022年末未摊销递延融资成本310万美元[276][277] - 2021年9月子公司获得4.3亿美元船舶定期贷款，利率为LIBOR加3%，2022年8月增额1.15亿美元，年末余额4.989亿美元，因Energos交易还清贷款，确认540万美元债务清偿损失[278] - 公司在Hygo合并中承担4460万美元巴西债券贷款，2022年第三季度偿还3920万美元，确认50万美元债务清偿损失[279] - 2021年4月公司签订2亿美元循环信贷协议，2022年两次增加额度至4.4亿美元，2023年2月再次增加至7.417亿美元，利率根据使用情况而定，2022年末和2021年末未摊销递延融资成本分别为520万美元和380万美元[280][281] - 2021年7月公司签订最高7500万美元的信用证协议，2022年7月扩大至2.5亿美元且可增1亿美元，2023年2月扩大至3.25亿美元[289] 长期债务与义务情况 - 截至2022年12月31日，长期债务、采购和租赁义务总计28.436439亿美元，其中长期债务义务7.106259亿美元，采购义务20.833093亿美元，租赁义务497087万美元[263] 资金使用与流向 - 2022年投资活动现金流出用于项目开发，资本支出11.74亿美元部分由出售资产所得资金提供；融资活动现金主要来自债务发行，部分用于偿还债务、支付股息等[267] 公司融资安排与债务契约 - 2018年9月Nanook号被出售并租回，SPV有美元长期贷款，固定利率2.5%[283] - 2019年12月Penguin号被出售并租回，SPV有美元长期贷款，利率为LIBOR加1.7%[284] - 公司行使回购选择权，以3.802亿美元总价回购Penguin、Celsius和Nanook船只，退出融资安排确认损失910万美元[285] - GMLP发行的8.75% A类累积可赎回优先股仍未赎回，按每年8.75%的清算优先权支付股息，清算时每股可获25美元及累计未支付股息，2022年10月31日后可按此价格赎回[286][287] - 公司对Hilli Corp 6.465亿美元债务的50%份额为3.233亿美元，需遵守至少3000万美元自由流动资产、最高6.5:1的净债务与EBITDA比率和1.24亿美元有形净资产等契约[288] - Celsius的SPV有两笔美元长期贷款，第一笔利率为LIBOR加1.8%，第二笔与母公司的贷款利率为4.0%[285] - Hilli Corp按LIBOR加4.15%的利率向Fortune支付利息[288] 投资公允价值评估 - 2022年公司出售CELSEPAR股权投资，2023年一季度宣布将Hilli LLC权益换为现金和NFE股份，触发对其账面价值可收回性分析，评估Hilli投资公允价值时使用11.5% - 13.5%的折现率[291][292] - 公司评估Hilli投资公允价值时考虑11.5% - 13.5%的折现率范围[292] 商品掉期交易收益 - 2022年第三季度公司进行两笔商品掉期交易结算，共获收益5750万美元；第四季度进行一笔商品掉期交易，确认未实现收益1.048亿美元[303] 市场风险影响 - 市场利率变动100个基点，公司固定利率债务公允价值将增减约8300万美元[304] - 市场利率变动100个基点，公司Barcarena定期贷款的年度利息费用将增减约200万美元[304] - 美元兑巴西雷亚尔贬值10%，不会显著减少公司基于巴西雷亚尔的收入或支出[305] 商誉减值评估 - 2022年第四季度公司完成年度商誉减值定性评估，未发现商誉减值迹象[300] 内部控制情况 - 截至2022年12月31日，公司披露控制和程序有效[306] - 截至2022年12月31日季度内，公司财务报告内部控制无重大变化[307] - 截至20

财务业绩 - 2022财年调整后EBITDA达11亿美元，较2021财年的6.05亿美元接近翻倍，预计2023年再接近翻倍至20亿美元以上[31][53] - 2022财年调整后净利润为5.76亿美元，较2021财年的9700万美元增长77%，预计2023年增长87%至12亿美元以上[53] - 2022财年调整后每股收益为2.74美元，较2021财年的0.47美元增长超500%[4] 业务运营 - 拥有或控制29艘船舶，满足当前海运需求且有增长空间[1] - 2022年第四季度运营亮点包括完成100%客户提名量、主要终端99%可靠性、无重大安全事故等[28] - 下游LNG需求与天然气供应基本匹配，2023年约80%的LNG供应已与下游客户签订合同[67] 市场情况 - 2022年LNG市场价格波动剧烈且处于历史高位，反映全球市场供需紧张，目前价格已与其他燃料趋同[38][39][51] - 预计2022 - 2024年供应和需求将接近翻倍，但仍有约80%的供应已签约[83] 项目进展 - FLNG 1建设完成约80%，预计6月部署到阿尔塔米拉，7月开始生产首批LNG[88][9] - 签署PREPA合同接管波多黎各电力系统运营、维护和燃料供应；巴西码头接近完工；快速LNG液化装置取得重大进展[55] 资金状况 - 自2021年底以来，营运资金额度增加超8亿美元，循环信贷额度增至约7.5亿美元，信用证额度增至3.25亿美元[16][7][8]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年调整后EBITDA为11亿美元，符合预期；第四季度调整后EBITDA为2.39亿美元 [73] - 2022年全年净收入为5.76亿美元，每股2.74美元（排除减值费用），较2021年增长超500%；第四季度净收入为1.83亿美元，每股0.87美元（排除减值费用） [73] - 第四季度总销量为22TBtus，平均运营利润率约为每MMBtu 13美元 [73] - 2022年调整后EBITDA为11亿美元时，杠杆率约为3倍；基于2023年收益估计，杠杆率将低于2倍 [87] - 截至12月31日，公司拥有超13亿美元现金，加上循环信贷额度增加至7.5亿美元及信用证额度增加至3.25亿美元后的可用资金，流动性充足；同时出售Hilli资产预计将减少约3.25亿美元表外债务 [109] 各条业务线数据和关键指标变化 终端业务 - 2022年终端业务运营利润率为1.96亿美元 [73] - 第四季度再气化终端资产可靠性保持在99%左右，持续优化物流和终端运营，小规模交付成本显著降低 [74] 船舶业务 - 2022年船舶业务运营利润率为8600万美元 [73] 液化天然气业务 - 供应方面，2021年为74TBTUs，预计2024年将达184TBTUs，超两倍增长；需求方面，2021年供需匹配，预计也将翻倍增长；目前约15% - 20%的投资组合为开放量 [67] - FLNG 1预计2023年5月机械完工，6月完成海上连接，7月开始生产LNG，8月达到商业运营日期 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年LNG市场波动创纪录，俄乌冲突及俄罗斯管道爆炸使价格大幅上涨，后因燃料转换和暖冬价格回落，但仍高于初始水平 [5] - 当前天然气价格在每MMBtu 10多美元至20美元左右有支撑，全球LNG货物在此价格水平有销售，天然气发电与其他燃料达到平价后重启 [10] - 2022年天然气价格过高，部分国家生产商转向更便宜燃料，最终煤炭、柴油和天然气价格在每MMBtu 20美元左右趋同，这对公司下游业务是积极信号 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略方向 - 专注终端、客户和运营，减少对市场波动的暴露，发展下游电力业务 [7] - 以谨慎态度匹配增量供应与增量需求，通过增加下游终端和模块化电力单元等方式增加需求，进而增加供应 [22] - 计划在2023年执行战略，实现供应和需求的增长，目标是使供应和需求基本匹配 [67] - 推进氢气零项目，目标是在上半年使项目落地并可能分拆为独立公司 [43] 行业竞争 - 公司认为终端资产是其相对于其他公司最具竞争力的优势，建设终端需要大量时间和精力 [4] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年市场波动大，但公司财务业绩出色，2023年预测结果约为2021 - 2022年的两倍，且盈利质量持续提高 [63] - 虽然当前LNG市场价格有所回落，但危机未结束，2023年冬季及未来仍可能出现市场混乱 [6] - 全球对天然气和电力的需求短缺，公司在多地建设终端和电厂，有信心将更多市场转化为终端，实现高质量盈利和增长 [54] 其他重要信息 - 公司签署了波多黎各PREPA发电资产的10年合同，预计年中全面接管服务，有成本节约分成的潜在收益 [3][64][78] - 巴西两个主要终端基本完成，南部圣卡塔琳娜终端接近完工，北部巴尔卡雷纳终端基本完工，有重要客户 [4] - 公司接近购买首个模块化电力单元组合，若成功将能为各国和公用事业提供更快的天然气和电力解决方案 [81] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: FLNG产量预期及许可进展 - 墨西哥许可进展积极，团队与当局合作良好，按计划推进所有许可里程碑 [113] - 公司采取谨慎态度部署新的FLNG供应，希望在增加产量前有合同承购协议，而非纯贸易量 [24][114] 问题2: 2023年指导中现货价格假设及货物销售锁定情况 - 不披露具体套期保值头寸，当前市场风险敞口在TTF价格降至中高 teens 时较小，预计15% - 20%的总量为开放量，且假设无增量下游活动 [117] 问题3: 资本支出节奏及股息支付考虑 - FLNG 1剩余资本支出约2.5亿美元，大部分在第二季度支出；非FLNG资本支出较少，巴西两个终端及维护支出少于5000万美元，FSRU转换约2000万美元，巴尔卡雷纳电厂预计未来18 - 24个月内由贷款全额资助建设 [28][32] - 股息支付目标为40%，会根据资本支出和市场情况综合考虑 [118] 问题4: FLNG设备采购及资本支出构成 - 已购买长周期设备，有最大灵活性推进建设；资本支出中约30%为采购和工程，70%为建设和准备工作 [99][119] 问题5: 2023年非FLNG资本支出分配 - FLNG 1使用的天然气来自德克萨斯州，通过与CFE的合同获得管道容量，天然气供应充足且价格灵活 [121] - 巴尔卡雷纳电厂预计在未来18 - 24个月内由贷款全额资助建设，2023年非FLNG资本支出较少 [32][120]

公司收购与资产交易 - 公司于2021年4月15日完成对Hygo和GMLP的收购，获得Sergipe电厂50%权益及其他资产[186] - 2022年5月31日，公司子公司LNG Power等与Eneva签订股份购买协议，Eneva以61亿雷亚尔（约11亿美元）现金收购CELSEPAR和CEBARRA全部股份，交易于10月3日完成，Eneva支付68亿雷亚尔（约13亿美元），公司获外汇远期收益20,394美元[215][216] - 2022年8月15日，公司与AP Neptune Holdings Ltd.成立合资企业并完成船舶融资交易，获约18.5亿美元现金收益，公司持有Energos约20%股权[219] 设施运营与产能情况 - 蒙特哥湾设施每日可处理高达6.1万MMBtu的LNG，为145MW的Bogue电厂供气[193] - 老港设施每日可处理高达75万MMBtu的LNG，为190MW的老港电厂等供气[194] - 塞尔希培电厂是1.5GW的联合循环电厂，与26个承购方签订25年PPA[196] - 拉巴斯设施预计每日供应约2.23万MMBtu的LNG，可为100MW电厂供电[199] - 迈阿密设施每日液化能力约为8300MMBtu的LNG[201] - 波多桑迪诺设施预计每日使用约5.75万MMBtu的LNG为电厂供气[208] - 巴尔卡雷纳设施每日可处理高达79万MMBtu的LNG，为605MW电厂供气[209] - 圣卡塔琳娜设施每日处理能力约为57万MMBtu的LNG，相关管道市场规模可达1500万立方米/日[210] 业务发展计划 - 公司计划在爱尔兰香农河口开发运营LNG设施和发电厂，正获取最终规划许可，获必要同意并与下游客户签订足够合同后开工建设[211] - 2022年第四季度公司与CFE敲定天然气供应协议，计划部署多个1.4 MTPA的FLNG装置，首套预计2023年部署至阿尔塔米拉[212] - 公司正与Pemex商讨建立长期战略伙伴关系开发拉卡奇深水天然气田，若合作，公司预计两年内投资大量资金完成七口海上油井，并部署1.4 MTPA的Fast LNG装置[213] 船舶业务板块情况 - 船舶业务板块有6艘FSRU和5艘LNG运输船用于租赁[202] - 船舶业务板块本季度总营收为1.1166亿美元，较上季度增加63.6万美元；九个月总营收为3.37626亿美元，较去年同期增加1.25814亿美元[244] - 船舶业务板块本季度船舶运营费用为2379.9万美元，较上季度增加251.1万美元；九个月船舶运营费用为7102.9万美元，较去年同期增加2964.4万美元[244] 财务数据关键指标变化 - 2022年第三季度，公司终端和基础设施、船舶业务总营收7.99097亿美元，运营利润率为3.3933亿美元；第二季度总营收6.54479亿美元，运营利润率为3.27448亿美元[228] - 2022年前九个月，公司终端和基础设施、船舶业务总营收20.48867亿美元，运营利润率为9.66861亿美元[229] - 终端与基础设施业务板块九个月总营收从2021年的6.76372亿美元增至2022年的17.11241亿美元，增长10.34869亿美元[232] - 终端与基础设施业务板块三个月总营收从2022年6月30日的5.43455亿美元增至9月30日的6.87437亿美元，增长1.43982亿美元[231] - 九个月销售成本从2021年的4.06253亿美元增至2022年的9.09938亿美元，增长5.03685亿美元[232] - 三个月销售成本从2022年6月30日的2.71948亿美元增至9月30日的4.02458亿美元，增长1.3051亿美元[231] - 九个月船舶运营费用从2021年的0美元增至2022年的1117.8万美元，增长1117.8万美元[232] - 2022年9月30日止三个月与6月30日止三个月相比，下游客户使用的亨利枢纽指数平均定价上涨14%[233] - 2022年9月30日止九个月与2021年同期相比，下游客户使用的亨利枢纽指数平均定价上涨113%[234] - 2022年9月30日止九个月与2021年同期相比，向终端客户交付的液化天然气加权平均成本从每百万英热单位6.58美元增至10.78美元[234] - 2022年9月30日止三个月与6月30日止三个月相比，向第三方销售的液化天然气加权平均成本从每百万英热单位11.23美元增至18.26美元[234] - 2022年9月30日止九个月与2021年同期相比，公司对CELSEPAR投资的销售成本份额从7504.2万美元降至2855万美元[240] - 销售、一般和行政费用本季度为6760.1万美元，较上季度增加1729.1万美元；九个月为1.65952亿美元，较去年同期增加4099.8万美元[252] - 交易和整合成本本季度为562万美元，较上季度增加75.4万美元；九个月为1238.7万美元，较去年同期减少3017.7万美元[252] - 折旧和摊销费用本季度为3579.3万美元，较上季度减少56.3万美元；九个月为1.06439亿美元，较去年同期增加3835.9万美元[252] - 资产减值费用本季度为0，较上季度减少4810.9万美元；九个月为4810.9万美元，较去年同期增加4810.9万美元[252] - 利息费用本季度为6358.8万美元，较上季度增加1574.8万美元；九个月为1.56344亿美元，较去年同期增加4858.7万美元[252] - 其他费用（收入）净额本季度为1021.4万美元，上季度为 - 2210.2万美元；九个月为 - 3161.3万美元，去年同期为 - 1345.8万美元[252] - 债务清偿损失本季度和九个月均为1499.7万美元，去年同期无此项损失[252] - 税收拨备本季度为997.1万美元，上季度为税收优惠8653.9万美元[252] - 2022年前九个月，公司经营活动现金流为91105美元，较2021年增加230792美元；投资活动现金流为 - 195960美元，较2021年增加1835198美元；融资活动现金流为249710美元，较2021年减少1624439美元；现金及现金等价物和受限现金净增加144855美元，较2021年增加441551美元[284] - 2022年前9个月投资活动现金流为195,960美元，较2021年同期的2,031,158美元减少1,835,198美元[286] - 2022年前9个月融资活动现金流为249,710美元，较2021年同期的1,874,149美元减少1,624,439美元[288] 税收相关情况 - 2022年第三季度税收拨备变化受收入增加驱动，股票薪酬超额收益19445美元部分抵消[266] - 2022年前九个月税收拨备变化主要源于股票薪酬意外收益、递延所得税负债重计量和投资减值税收优惠，股票薪酬超额收益24381美元，投资减值带来离散收益198900美元，部分被税前收入增加抵消[267] 投资亏损与减值情况 - 2022年第三季度和第二季度，公司对Hilli和CELSEPAR投资分别亏损31734美元和322692美元，CELSEPAR投资非暂时性减值分别为23760美元和345447美元[268] - 2022年前九个月，公司对Hilli和CELSEPAR投资亏损354426美元，2021年前九个月为收入22958美元，亏损主要因CELSEPAR投资非暂时性减值369207美元[269] - 2022年第三季度完成船舶融资交易，收到1418632美元融资，预计未来确认额外利息费用；10月完成塞尔希培出售后，不再将CELSEPAR投资结果纳入财务报表，2022年前三季度分别亏损44559美元和397874美元，塞尔希培电厂贡献运营利润率分别为31249美元和95554美元，投资非暂时性减值369207美元[270] 资金与成本情况 - 2022年前九个月，公司约97%的液化天然气从第三方采购，已签订供应协议确保未来六年约100%的预期需求，预计降低供应成本[270] - 公司预计总承诺支出约26.27亿美元，截至2022年9月30日已花费约18.99亿美元，预计用手头现金、运营现金流、塞尔希培出售和船舶融资交易收益等资金支持项目[272] - 截至2022年9月30日，公司为宾夕法尼亚工厂开发花费约1.28亿美元，约2200万美元成本已费用化，约1.06亿美元成本已资本化，约1700万美元工程和设备已重新用于快速液化天然气项目[273] 债务与融资情况 - 截至2022年9月30日，公司长期债务义务、采购义务和租赁义务总计3.3000238亿美元，其中长期债务义务52.40395亿美元，采购义务272.35607亿美元，租赁义务5.24236亿美元[275] - 2022年第一和第二季度，South Power发行121,824美元的South Power 2029债券，截至9月30日，未偿还总额为221,824美元，年利率为6.50% [291][292] - 船舶融资交易的融资义务有效利率约为16% [295] - 2022年8月3日，公司动用船舶定期贷款安排的增额功能，提取115,000美元，使未偿还本金总额增至498,929美元[296] - 截至2022年6月30日，Debenture Loan未偿还金额为3790万美元，2022年第三季度已偿还[297] - 2022年第三季度，公司间接子公司签订Barcarena Term Loan融资协议，可借款最高200,000美元，初始本金为100,238美元，利率为SOFR加4.70%，未提取余额承诺费为1.9% [298] 市场风险与交易情况 - 市场利率每变动100个基点，公司固定利率债务公允价值将增减约78,000美元[313] - 2022年第三季度，公司签订商品掉期交易，对2023年1月约1.5 TBtus的交付量进行定价互换[312] - 美元兑巴西雷亚尔贬值10%，不会显著减少公司收入或费用[316] 其他事项 - 公司San Juan Facility被FERC认定受其管辖，公司于2021年9月15日提交运营授权申请，该申请仍在审理中[227] - 自2021年8月以来，LNG价格大幅上涨，公司优化供应组合出售部分货物，对2022年前三季度业绩产生积极影响，公司有供应承诺确保未来六年旗下五个设施约100%的LNG需求[222] - 2020年初至2022年9月30日，公司为应对新冠疫情已支出约250万美元用于安全措施和其他响应行动[225]

财务表现 - Q3 2022 调整后 EBITDA 为 2.91 亿美元，有望实现 2022 财年约 11 亿美元的目标，2023 财年目标从 15 亿美元上调至超 25 亿美元[6] - 2022 年第三季度总营收 7.99 亿美元，总运营利润率 3.39 亿美元，调整后净利润 8600 万美元，调整后每股收益 0.41 美元[84] - 简化资产负债表后流动性充足，总债务从 47.22 亿美元降至 29.72 亿美元，现金及可用额度从 1.64 亿美元增至 14.44 亿美元[87] 供应情况 - 预计到 2025 年，NFE 将为供应组合增加约 350 TBtu，总供应量达 464 TBtu[25] - 首个 Fast LNG 装置预计 2023 年年中部署至阿尔塔米拉，5 个装置预计 2024 年年中完成建设[33][36] 商业进展 - 自 2016 年以来，已收购、开发和供应超 3110 MW 电力容量，电力供应占运营量约 90%[43][44][45] - 长期来看，FLNG 产量将为新电力资产提供燃料，预计 2025 年后新增供应可满足约 3300 MW 新电力需求[47][49] 氢气业务 - 已开始在德克萨斯州博蒙特建设 120 MW 绿色氢气工厂，预计将成为美国同类工厂中最大的[69] - 《2022 年降低通胀法案》预计将推动美国能源供应基础设施未来 10 年超 4 万亿美元资本投资，有利于氢气生产[73] 市场环境 - 全球 LNG 市场供应严重不足，欧美天然气价格存在显著差异，预计供应安全问题将持续到 2023 年及以后[22] - 俄罗斯天然气供应中断造成巨大供应缺口，全球 LNG 价格相应上涨，欧洲需新增 20 多个 LNG 终端来替代 100 + MTPA 的供应[60][61]

财务数据和关键指标变化 - Q3调整后EBITDA为2.91亿美元，按过去12个月计算约为12亿美元，较去年同期的1.7亿美元显著增长，公司有望实现全年11亿美元的目标 [8][97] - 公司将明年的业绩指引从15亿美元上调至25亿美元 [11] - Q3净收入为8600万美元，剔除一次性项目后每股约0.41美元 [98] - Q3总销量为24 TBtus，平均运营利润率约为每MMBtu 15美元 [99] - 公司目前现金储备为14亿美元，未来三年预计运营现金流约为100亿美元，扣除资本支出后，预计未来三年将产生超过50亿美元的流动性 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 LNG供应业务 - 供应合同量从2021年的74 TBtu增加到2022年的88 TBtu，预计2023 - 2025年将达到114 TBtu，加上FLNG产量，短期内将新增350 TBtu（约700万吨/年） [32] - 首个FLNG单元将于2023年5月或6月开始运营，其余五个将在2024年9月底前投入使用，2023年FLNG产量将达到161 TBtu，2025年将增长至464 TBtu [33] 电力业务 - 公司目前已供应、转换、收购和建设了超过3000兆瓦的电力资产，分布在八个不同的发电厂 [56] - 目前运营量的90%与电力相关，预计2024年新增334 TBtu的LNG供应将转化为约3300兆瓦的新电力需求，公司已在开发其中1700兆瓦的项目 [59][60][61] 氢能业务 - 公司正在德克萨斯州博蒙特建设一座120兆瓦的绿色制氢工厂，预计2024年投入运营，届时将成为美国同类工厂中规模最大的，每天可生产50吨绿色氢气，约合每年1.8万吨 [83] - 公司计划打造一个纯多资产清洁氢能基础设施业务，并在近期进行独立融资，初期规模预计相当于五个博蒙特项目，即每年9万吨 [92][94] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021 - 2022年，欧洲市场俄罗斯管道天然气供应量从1.22亿吨降至6700万吨，预计2023年将降至零，这意味着需要约1500船LNG货物和20多个新的LNG接收站来替代 [68] - 欧洲目前有大约30个LNG接收站，每年约有3000个LNG货物泊位，市场以TTF指数价格进行交易 [72] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略和发展方向 - 公司致力于扩大全球清洁能源的可及性，通过整合LNG供应和电力生产，实现长期可持续的差异化利润 [51][56] - 公司计划在未来将LNG产量提高到950万吨/年，并将其与下游电力需求相结合，以实现业务增长 [50][62] - 公司看好氢能在清洁能源未来中的作用，特别是在工业经济中难以减排的领域，计划打造领先的工业规模清洁氢能业务 [79][80][94] 行业竞争 - 全球97%的LNG目前在陆地上生产，3%在海上生产，公司正在建设的五个FLNG项目将使其成为全球海上LNG生产的领导者 [142] - 公司通过建设终端、基础设施和发电厂，提供下游服务，实现了比传统天然气生产商更高的利润率和更好的信用状况 [131][132][135] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球能源市场的混乱为公司提供了短期的LNG市场机会，公司正在利用这一机会建立长期的LNG供应和电力业务 [67][70] - 公司认为欧洲能源市场的新常态可能是天然气价格略高于或显著高于以往水平，这将对公司的利润率产生积极影响 [27] - 公司对氢能业务的未来前景持乐观态度，认为美国的《降低通胀法案》将推动清洁氢能项目的发展，使公司的氢能业务从微利变为盈利，并具有经济规模 [88][90] 其他重要信息 - 公司在第三季度实现了资产可靠性高于98%，并在飓风期间安全关闭和恢复运营，且未发生安全事故，保持了0.0的总可记录事故率 [105][106] - 公司计划在12月15日左右向股东明确其股息政策和资本使用计划 [21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: FLNG项目的部署地点和MARAD审批流程是否会受影响 - 公司已与墨西哥政府签署协议，确定将FLNG项目部署在阿尔塔米拉，该项目在审批流程上略领先于路易斯安那项目，但公司目标是明年在两地都部署资产 [111][115] - 公司正在对路易斯安那项目的浮动和固定平台进行许可申请，预计两种方式均可实施，且液化器的实质内容不受海洋基础设施的影响 [116][117] 问题2: 爱尔兰项目的进展情况 - 爱尔兰项目正在进行最终审查，尽管此前许可当局公布的日期有所延长，但公司认为目前处于有利地位，政府对LNG的支持以及安全供应审查的结果都对项目有利，公司有信心在年底前完成许可审批，包括终端和600兆瓦的发电厂 [118][119] 问题3: 成为主要LNG生产商后，资产负债表和流动性如何管理营运资金 - 公司预计不会出现较大的营运资金压力，目前因非投资级评级需预付LNG货物款项，而未来的天然气供应合同将采用欠款支付方式，且设备启动成本不高，公司还在扩大循环信贷和信用证额度，以提供更多灵活性 [126][127][128] 问题4: 公司在推进长期业务时，如何与竞争产能竞争 - 公司通过建设终端、基础设施和发电厂，提供下游服务，解决客户的实际问题，实现了比传统天然气生产商更高的利润率和更好的信用状况，尽管需要更多的资源、资本和时间投入，但下游业务与上游业务互补，能够产生更高的利润并解决实际问题 [130][131][135] 问题5: 阿尔塔米拉项目的出口成本与美国海湾地区现有竞争对手相比如何 - 公司认为，无论是在阿尔塔米拉还是路易斯安那生产LNG，其经济效益大致相同，虽然存在盆地差异、运输成本等因素，但总体上具有竞争力 [141] - 公司正在与墨西哥国家石油公司合作的项目将是首次直接从海上生产井购买天然气，这对公司的长期发展具有非凡意义，有望获取真正的搁浅天然气资源 [144] 问题6: 公司目前七个终端和2024年新增两个终端分别是哪些 - 目前的七个终端分别是老港、卡莫贝、圣胡安、拉巴斯、尼加拉瓜的波多桑迪诺、巴尔卡雷纳和圣卡塔琳娜，预计2024年将完成爱尔兰和南非的终端开发，使终端数量达到九个 [153] 问题7: MARAD审批流程的可重复性和是否可以加快 - 公司认为MARAD审批流程涉及多个机构，这些机构专业且响应迅速，该流程具有高度可重复性，模块化的液化装置建设和现有海洋基础设施的利用使得该项目成本更低、速度更快，未来有可能在墨西哥湾扩大快速LNG项目的规模 [156][158][159] 问题8: 博蒙特氢能工厂的产品销售和扩产计划 - 博蒙特周边地区对氢气的需求巨大，仅三四个炼油厂每天的氢气需求量就超过1000吨，而公司初期产量为每天50吨，因此有很多销售选择，包括与Entergy合作满足其电力需求 [166][167][168] - 电解槽的扩产相对简单，主要是增加设备单元，公司计划先优化第一阶段的生产，随着需求的增加再逐步扩产 [169] 问题9: 公司获得投资级评级的进展和是否需要等待快速LNG项目投运 - 公司认为目前就应该获得投资级评级，公司的现金流生成和EBITDA向自由现金流的转化能力显著，且未来现金流增长潜力巨大，公司与评级机构保持良好沟通，对长期获得投资级评级持乐观态度 [177][178][183] 问题10: FLNG项目的规模是否受限于满足公司自身项目需求，还是会在公开市场销售天然气 - 公司最初规划FLNG产量是为了满足所服务市场的可见需求，但这些市场的实际需求远未得到满足，因此有机增长的潜力巨大 [187][188] - 下游电力业务为公司提供了业务的持续性和灵活性，能够应对市场的不确定性，公司认为上游供应和下游需求的结合是管理业务的必要条件，能够产生显著不同的利润率 [189][190][194]