公司愿景与使命 - 愿景是为全球数十亿缺电人口提供可负担电力[2] - 使命是提供资本、专业知识和愿景解决电力问题，为社区和环境带来积极影响[3] 财务表现 - Q2 2022调整后EBITDA为2.83亿美元，有望实现2022财年超10亿美元、2023财年超15亿美元的目标[7][8][60] - 2022财年Q2净亏损1.78亿美元，排除非现金减值费用后调整后净收入为1.46亿美元[61] 业务进展 - 终端与客户业务在全球增长，有3700万吨/年再气化、超3000兆瓦发电和800万吨/年快速LNG液化开发能力[25] - 快速LNG业务在部署和建设方面取得进展，站点从1个增至3个，关键设备按时到达[36][40] 资产出售 - 签署协议出售塞尔希培发电厂获约5.5亿美元收益，与阿波罗成立合资企业获11亿美元收益[13] 市场趋势 - 能源市场供应严重不足，价格持续上涨，预计到2030年LNG需求将超过供应1.6亿吨/年以上[16][17] 评级目标 - 朝着投资级信用评级目标前进，包括建立盈利记录、简化资产负债表和扩大净息差业务[67][68] 氢能业务 - 利用《降低通胀法案》激励措施，推进绿色和蓝色氢能项目，绿色项目准备开工，蓝色项目在进行中[71][74][77]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度EBITDA为2.83亿美元，过去四个季度EBITDA达10.5亿美元 [6] - 确认2022年EBITDA约为10亿美元，给出2023年EBITDA指引为15亿美元，且有较大上行空间 [7] - 剔除一次性非现金减值费用后，本季度净收入为1.46亿美元，每股收益为0.69美元 [64] - 预计完全建成后EBITDA可能超过40 - 50亿美元，或每股超过24美元 [67] 各条业务线数据和关键指标变化 终端业务 - 运营和开发着7个国家超3700万吨/年的下游再气化基础设施 [25] - 本季度新增与Jamalco炼油厂、Barcarena的PPA以及与CFE的合作，使2023年运行率基础上的合同量达到136TBtu，合同数量达65份，加权平均期限从约12.5年增至15年 [27] 电力业务 - 拥有并开发终端超3000兆瓦的电力 [25] - 出售Sergipe电厂50%股权，企业价值13亿美元，扣除资产层面债务后净得5.5亿美元 [32] - 本季度开始建设Barcarena 605兆瓦的电厂，签订25年PPA，气价与JKM挂钩 [34] LNG船业务 - 与Gasunie合作，将Golar Igloo FSRU租赁五年，9月初部署到荷兰Eemshaven，开启欧洲首个新再气化终端 [36] - 与Apollo达成20亿美元企业价值的合资协议，公司持有20%股权，出售11艘LNG船并长期租回 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 欧洲因俄乌冲突能源市场动荡，各国积极建设终端，公司认为欧洲是未来亮点，首个欧洲终端将于9月8日启用 [11][12] - 全球天然气市场供应短缺，欧洲天然气存储利用率不足70%，而需求为90%，预计未来几年仍将短缺 [125][126] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 核心业务是服务下游LNG需求，通过长期合同为客户提供能源安全并降低排放，为投资者带来长期稳定增长现金流 [26] - 目标是内部产生20 - 25亿美元资本实现自我融资，本季度已确认无需额外融资支持增长 [14][15] - 推进Fast LNG项目，扩大部署地点选择，与CFE、Pemex合作获取气源和基础设施 [41][43][46] - 布局氢能业务，与Plug Power合作建设首座氢工厂，预计30天内对德州绿色氢项目做出最终投资决策 [17][77] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 融资市场上半年混乱，通胀和融资挑战大，但公司实现自我融资，显示基础设施资产的重要性和团队能力 [15][16] - 认为从化石燃料直接向风能和太阳能过渡是错误危险的叙事，能源安全在欧洲已超越气候变化，应大力投资氢能 [19][20][21] - 美国拟议的能源法案将使美国成为全球氢生产领导者，公司氢能项目经济前景将大幅改善 [76][80] 其他重要信息 - 公司在巴西的Barcarena和Santa Catarina终端基本完成，爱尔兰终端许可取得重大进展 [10] - Fast LNG项目工程和材料采购完成100%，整体完成约70%，首套资产预计2024年第一季度完成并开始海上调试 [50][52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 路易斯安那州Fast LNG许可重新提交有何变化，对审批时间有何影响 - 首次与监管机构互动积极，共收到92个问题，相对其他项目是较轻的审查，重新提交后预计会有进展，无重大设计变更 [94][95][96] 问题2: 对爱尔兰终端更有信心的原因及南非项目机会 - 爱尔兰许可方面进展良好，已回答所有问题，监管机构9月给出答复，项目附带600兆瓦电力，当地有能源和电力短缺问题，增加成功可能性 [98][99] - 南非是公司长期目标市场，有较大人口和电力需求增长，目前项目处于早期阶段，选址Richards Bay，计划与自身电力开发连接 [100][101] 问题3: 氢能项目背景及IRA法案对其实际影响 - 2.5年前开始评估氢能技术和项目，选择Plug Power技术，项目选址、水电、管道等条件具备，IRA法案的3美元/千克生产税收抵免使项目从微利变为有吸引力回报 [104][106][109] 问题4: IRA法案对项目财务影响及替代最低税规定影响 - 3美元/千克生产税收抵免将使项目回报更具吸引力，预计替代最低税规定不会产生影响 [109][112][114] 问题5: 上游商业计划与下游资产的长期垂直整合效益及短期LNG供应重定向情况 - Barcarena的25年JKM挂钩PPA是垂直整合和灵活性的良好示例，可从第三方或自有FLNG供应 [117][118] - 与Pemex合作获取地下天然气分子是垂直整合的重要一步，未来可能有更多类似交易 [119][120][124] - 目前市场天然气供应短缺，公司业务在市场范围内运营，未对客户供应造成干扰，FLNG投产后将增加供应 [126][127][128]

公司资产收购与出售 - 2021年4月15日完成对Hygo和GMLP的收购，获Sergipe电厂50%权益及其他资产[184] - 2022年5月31日，公司间接子公司LNG Power与Eneva签订股份购买协议，Eneva将以61亿雷亚尔（约11.7亿美元）现金收购CELSEPAR和CEBARRA全部股份[207] - Eneva支付的收购价从2021年12月31日起按CDI + 1%计息，交易可能因特定情况终止，Eneva或需支付3亿雷亚尔反向终止费，卖方或需支付2.5亿雷亚尔终止费[208][209] - 公司因塞尔希培出售事项，确认对CELSEPAR投资的非暂时性减值损失345,447美元，CEBARRA资产确认减值损失48,109美元[210][211] - 2022年7月2日，公司关联方与AP Neptune Holdings Ltd.达成股权购买和出资协议，预计交易完成后净现金收入约11亿美元[212] 公司设施运营情况 - 蒙特哥湾设施自2016年10月运营，日处理LNG达6.1万MMBtu，有7000立方米存储[191] - 老港设施自2019年6月运营，日处理LNG达75万MMBtu，为190MW电厂供气[192] - 圣胡安设施2020年第三季度全面运营，为波多黎各用户供LNG [193] - Sergipe电厂为1.5GW联合循环电厂，Sergipe设施日处理LNG达79万MMBtu [194][196] - 拉巴斯设施2021年7月运营，预计日供LNG 2.23万MMBtu [198] - 圣卡塔琳娜设施预计日处理LNG约57万MMBtu，相关管道市场可达1500万立方米/日[201] 公司业务开发与合作 - 正在开发Fast LNG系列模块化浮动液化设施[204] - 与多地积极讨论开发项目，但不确定能否达成合同[205] - 公司正与Pemex商讨建立长期战略伙伴关系，预计两年内投资开发Lakach气田，完成7口海上油井并部署1.4 MTPA的Fast LNG装置[206] 公司船舶业务情况 - 船舶业务有6艘FSRU和5艘LNG船，Nanook与CELSE签25年租约[197] 公司财务数据关键指标变化 - 2022年第二季度，公司终端和基础设施业务总收入5.43455亿美元，船舶业务总收入1.11024亿美元，总运营收入6.54479亿美元[223] - 2022年第一季度，公司终端和基础设施业务总收入4.80349亿美元，船舶业务总收入1.14942亿美元，总运营收入5.95291亿美元[223] - 2021年上半年，公司终端和基础设施业务总收入3.27232亿美元，船舶业务总收入0.95762亿美元，总运营收入4.22994亿美元[225] - 终端与基础设施部门本季度总营收为5.43455亿美元，较上季度增加6310.6万美元；上半年总营收为10.23804亿美元，较去年同期增加6.96572亿美元[226][227] - 本季度货物销售收入为3.0903亿美元，上季度为2.85171亿美元；上半年货物销售收入为5.94201亿美元，去年同期为721.1万美元[228][229] - 本季度平均亨利枢纽指数定价较上季度增长45%，上半年较去年同期增长119%[228][229] - 本季度公司在CELSEPAR投资的收入份额为4357.6万美元，上季度为6338.9万美元；上半年为1.06965亿美元，去年同期为3176.9万美元[232] - 本季度销售成本为2.71948亿美元，较上季度增加3641.6万美元；上半年为5.0748亿美元，较去年同期增加3.07358亿美元[226][227] - 本季度为获取销售给第三方的货物支付1.15432亿美元，上季度为8646.2万美元；LNG货物市场销量增加0.5TBtus，加权平均成本从每百万英热单位8.81美元涨至11.23美元[236] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司LNG库存余额加权平均成本分别为每百万英热单位12.32美元和9.51美元[238] - 本季度船舶运营费用基本持平，上半年较去年同期增加774.7万美元[239][240] - 本季度运营与维护费用基本持平，上半年较去年同期增加1988.7万美元[241] - 上半年销售给终端客户的LNG成本增加1810万美元，交付量减少10%，加权平均成本从每百万英热单位6.37美元涨至9.66美元[242] - 船舶业务板块2022年第二季度总营收为1.11024亿美元，较第一季度的1.14942亿美元减少39.18万美元[244] - 船舶业务板块2022年上半年总营收为2.25966亿美元，较2021年上半年的9576.2万美元增加1.30204亿美元[244] - 船舶运营费用2022年第二季度为2128.8万美元，较第一季度的2594.2万美元减少465.4万美元[244] - 船舶运营费用2022年上半年为4723万美元，较2021年上半年的2017.5万美元增加2705.5万美元[244] - 销售、一般和行政费用2022年第二季度为5031万美元，较第一季度的4804.1万美元增加226.9万美元[251] - 销售、一般和行政费用2022年上半年为9835.1万美元，较2021年上半年的7815.2万美元增加2019.9万美元[251] - 交易和整合成本2022年第二季度为486.6万美元，较第一季度的190.1万美元增加296.5万美元[251] - 交易和整合成本2022年上半年为676.7万美元，较2021年上半年的4071.6万美元减少3394.9万美元[251] - 利息费用2022年第二季度为4784万美元，较第一季度的4491.6万美元增加292.4万美元[251] - 利息费用2022年上半年为9275.6万美元，较2021年上半年的5016.2万美元增加4259.4万美元[251] - 2022年上半年公司对Hilli和CELSEPAR的投资损失为322,692美元，2021年同期为收益38,941美元[267] - 2022年第二季度公司对CELSEPAR的投资发生非暂时性减值345,447美元[268] - 2022年上半年公司经营活动现金流为1.70933亿美元，较2021年同期增加2.82285亿美元[283] - 2022年上半年公司投资活动现金流为 - 4.41708亿美元，较2021年同期减少13.89225亿美元[283] - 2022年上半年公司融资活动现金流为2.26654亿美元，较2021年同期减少13.1793亿美元[283] - 2022年上半年公司现金、现金等价物和受限现金净减少44,121美元，较2021年同期减少额减少353,580美元[283] 公司项目支出情况 - 公司假设所有已完成和现有项目的总承诺支出约为20.57亿美元，截至2022年6月30日已支出约17.27亿美元[271] - 截至2022年6月30日，公司为开发宾夕法尼亚设施已花费约1.28亿美元，其中约1.06亿美元已资本化[272] 公司债务与融资情况 - 截至2021年12月31日，公司长期债务义务总计49.36353亿美元，采购义务总计52.65356亿美元，租赁义务总计4.20329亿美元[274] - 2021年8月，公司子公司South Power签订融资协议获约10万美元，2022年1月取消该协议并发行最高28.5万美元的有担保债券，截至2022年6月30日已发行12.1845万美元，未偿还总额达22.1845万美元[290][291] - South Power 2029债券年利率为6.50%，2025年8月开始按季度分期偿还，2029年5月最终偿还，本金和利息支付由NFE担保[292] - 获得CHP融资产生3243美元费用，取消该融资和发行债券视为修改，相关费用将在债券期限内摊销，2022年第一季度确认258美元费用，截至2022年6月30日和2021年12月31日，CHP融资剩余未摊销递延融资成本分别为6063美元和3180美元[294] - 2021年7月，CELSE和CELSEPAR签订最高2亿美元的营运资金融资协议，期限12个月，2022年7月续签，截至2022年6月30日未开具备用信用证[299] 公司债务协议规定情况 - 债务和租赁协议要求部分子公司维持最低流动性3万美元、合并净资产12.395万美元、最低债务偿付覆盖率1.20:1、最高净债务与EBITDA比率6.5:1、船舶价值与相关未偿贷款余额最低比例110%或120%、负债与总资产比率低于0.70:1，截至2022年6月30日公司均符合规定[295] - GMLP的船舶定期贷款融资要求维持一定自由流动资产，EBITDA与合并债务偿付比率不低于1.15:1，净债务与EBITDA比率不高于6.50:1，合并净资产大于2.5亿美元，截至2022年6月30日GMLP符合规定[296] - 公司需遵守循环信贷和信用证融资协议的契约，包括维持债务与资本比率低于0.7:1.0，循环信贷使用率超过50%时，2021年12月31日至2023年9月30日财季债务与年化EBITDA比率低于5.0:1.0，2023年12月31日财季低于4.0:1.0，截至2022年6月30日公司均符合规定[297] 公司风险对冲情况 - 市场利率100个基点的增减将使固定利率债务公允价值增减约8.2万美元，使船舶定期贷款融资利息费用增减约3800美元[309][310] - 公司部分巴西雷亚尔汇率风险通过交叉货币利率互换进行经济对冲，基于自Hygo合并完成以来的巴西雷亚尔收支情况，美元对巴西雷亚尔贬值10%不会显著减少收入或费用[312] - 公司就出售CELSEPAR和CEBERRA业务签订外汇远期合约，以降低外汇风险，合约价值与预期收款金额挂钩，交易结束时结算[313] 公司疫情支出情况 - 2020年初至2022年6月30日，公司为应对新冠疫情已支出约240万美元用于安全措施和其他响应行动[220] 公司LNG供应情况 - 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年上半年业绩产生积极影响，且已确保未来六年旗下设施约100%的LNG供应需求[216] - 2022年上半年公司约96%的液化天然气（LNG）从第三方采购，已签订协议确保未来六年蒙特哥湾等五个设施约100%的LNG供应[268]

公司愿景与使命 - 愿景是为全球数十亿缺电人口提供可负担电力[2] - 使命是提供资本、专业知识和愿景解决电力问题，为社区和环境带来积极影响[3] 财务表现与目标 - Q1 2022调整后EBITDA为2.58亿美元，有望实现2022财年超10亿美元、2023财年超15亿美元目标[7] - Q1 2022净收入2.41亿美元，摊薄后每股收益1.13美元，均创历史新高[72] - 总净债务47.73亿美元，净债务/EBITDA为4.0倍，流动性充足达4.8亿美元[75] 市场形势 - 俄乌战争加剧全球LNG市场结构性短缺，2023 - 2025年新增产量约30 MTPA，俄罗斯对欧供气约100 MTPA[16] - 能源市场因俄乌冲突发生巨变，能源安全重要性超成本和排放，柴油、布伦特原油等价格大幅上涨[23][24] 业务机会 - FSRU：欧洲西北现有再气化能力不足，需超30艘FSRU替代俄气，公司有2艘可用、1艘改造中，船队约占市场17%[32][34][37] - Fast LNG：已提交两个1.4 MTPA装置许可申请，另有六个在筹备，首个装置预计2023年Q2完成[40][47] - 氢气：公司欲成为清洁氢气市场领导者，推进零公园项目，有望成为美国最大最有价值的清洁氢气企业[59][67]

公司收购情况 - 公司于2021年4月15日完成对Hygo和GMLP的收购，收购后获得1.5GW塞尔希培发电厂50%的权益及相关设施，还有6艘FSRU、6艘LNG运输船和浮动液化船Hilli的权益[165] 各设施运营情况 - 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，拥有约7,000立方米的现场存储能力，为145MW博盖发电厂提供天然气[172] - 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老港发电厂和CHP工厂供应天然气，CHP工厂自2020年3月开始商业运营[173] - 塞尔希培发电厂是1.5GW联合循环发电厂，通过8公里专用管道接收天然气，与26个承购方签订25年PPA，塞尔希培设施每天可处理高达790,000 MMBtu的LNG，存储高达170,000立方米的LNG，满负荷时每天向发电厂供应约230,000 MMBtu的天然气，占最大再气化能力的30%[175][177] - 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[178] - 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拉巴斯发电厂供应约22,300 MMBtu的LNG，天然气供应量可增加至每天约29,000 MMBtu以提供高达135MW的电力[181] - 圣卡塔琳娜设施预计每天处理约570,000 MMBtu的LNG，存储能力高达170,000立方米，相关管道预计总目标市场为每天1500万立方米[184][185] 公司项目开发计划 - 公司计划为斯里兰卡科伦坡的凯拉瓦拉皮蒂亚电力综合体开发海上LNG接收、存储和再气化终端，目前该综合体有310MW电力运营，另有700MW计划建设，预计初期每天提供相当于约35,000 MMBtu的LNG[187] - 公司打算在爱尔兰香农河口开发和运营LNG设施和发电厂，正在等待爱尔兰规划许可，获得必要同意并与下游客户签订足够合同后开始建设[188] - 公司开发“Fast LNG”系列模块化浮动液化设施，可降低成本并加快部署进度[189] - 公司在全球多地区积极讨论开发项目，但不确定能否达成额外合同或实现目标定价与利润率[190] 船舶业务板块情况 - 船舶业务板块包括6艘FSRU和5艘LNG运输船，其中Nanook与CELSE签订25年租约，2021年第三季度开始将1艘收购的LNG运输船用于码头运营[179] LNG价格及销售情况 - 自2021年8月以来LNG价格大幅上涨，公司有供应承诺确保未来六年旗下五座设施约100%的LNG需求，2022年第一季度完成9.7 TBtus的货物销售[191] 疫情相关费用 - 2020年初至2022年3月31日，公司为应对新冠疫情在运营中引入安全措施等已产生约220万美元费用[195] 公司总营收情况 - 2022年第一季度公司总营收为5.05118亿美元，2021年12月31日止三个月为6.48631亿美元，2021年3月31日止三个月为1.45684亿美元[199] 终端与基础设施部门营收情况 - 2022年第一季度终端与基础设施部门总营收为4.80349亿美元，较2021年12月31日止三个月减少2.09421亿美元，较2021年3月31日止三个月增加3.34665亿美元[200] - 2022年第一季度终端与基础设施部门货物销售收入为2.85171亿美元，2021年12月31日止三个月为4.2288亿美元，2022年第一季度用于向客户开票的亨利枢纽指数平均定价较2021年12月31日止三个月下降15%[201] 公司交付量情况 - 2022年第一季度除售予第三方的LNG货物量外，公司总交付量为6.3 TBtu，2021年12月31日止三个月为6.5 TBtu，2021年3月31日止三个月为10.7 TBtu[203] 各设施销售额情况 - 老港设施2022年第一季度销售额为57603万美元，较2021年12月31日止三个月减少4888万美元，较2021年3月31日止三个月增加6065万美元[204] - 圣胡安工厂销售额从2021年12月31日止三个月的14,953美元降至2022年3月31日止三个月的10,994美元，减少了3,959美元[206] - 蒙特哥湾工厂收入从2021年12月31日止三个月的18,129美元降至2022年3月31日止三个月的10,712美元，减少了7,417美元[211] 其他业务收入情况 - 自2021年8月牙买加铝土矿精炼厂Jamalco发生火灾后未消耗天然气，热电联产厂电力和蒸汽交付收入在2022年第一季度降至1651万美元，较2021年12月31日和3月31日止三个月分别减少5713万美元和5591万美元[205] - 2022年3月31日止三个月货运销售收入为285,171美元，而2021年12月31日止三个月为422,880美元[207] - 2022年3月31日止三个月公司在CELSEPAR投资的收入份额为63,389美元，2021年12月31日止三个月为132,876美元[208] 市场LNG货物销售情况 - 2022年3月31日止三个月市场上LNG货物销售减少6.6 TBtus，从2021年12月31日止三个月的16.3 TBtus降至9.7 TBtus[212] 船舶板块营收及费用情况 - 船舶板块2022年3月31日止三个月总营收较2021年12月31日止三个月减少2,854美元[220] - 2022年3月31日止三个月船舶运营费用较2021年12月31日止三个月增加2,942美元[222] 公司各项费用情况 - 2022年3月31日止三个月销售成本较2021年12月31日止三个月减少147,284美元，较2021年3月31日止三个月增加138,861美元[210][213] - 2022年3月31日止三个月销售、一般和行政费用较2021年12月31日止三个月减少26,886美元，较2021年3月31日止三个月增加14,424美元[223][225][226] - 2022年3月31日止三个月交易和整合成本为1,901美元，2021年12月31日止三个月为2,107美元，2021年3月31日止三个月为11,564美元[223][227] 折旧、摊销及利息费用情况 - 2022年第一季度折旧和摊销较2021年第四季度增加24400美元，利息费用减少1651美元；较2021年第一季度利息费用增加26236美元[229][230] - 2022年第一季度，公司确认与承担债务相关的额外利息费用3378美元，确认收购船舶的增量折旧费用14070美元，合并中收购的有利和不利合同价值摊销8346美元[231] 公司债务情况 - 截至2022年3月31日，未偿还债务本金余额为3978250美元，较2021年3月31日的1250000美元增加[230] 其他（收入）费用净额及税收情况 - 2022年第一季度其他（收入）费用净额较2021年第四季度和2021年第一季度分别增加16033美元和19121美元[232] - 2022年第一季度公司确认税收利益49681美元，2021年第四季度为税收支出5403美元，2021年第一季度为税收利益877美元[233] 公司投资收入情况 - 2022年第一季度公司从对Hilli和CELSEPAR的投资中确认收入50235美元，2021年第四季度为亏损8515美元[236] 合并相关收入及费用情况 - 2022年第一季度，与合并相关的交叉货币利率互换和利率互换公允价值变动产生收入24409美元，资产收购中与或有付款相关的股权协议和衍生品公允价值调整产生额外费用2765美元[237] LNG采购情况 - 2022年第一季度公司约94%的液化天然气（LNG）从第三方采购，已签订供应协议确保未来六年蒙特哥湾等设施约100%的LNG需求[240] 公司项目支出情况 - 公司已承担的所有已完成和现有项目的总承诺支出约为20.8亿美元，截至2022年3月31日已支出约15.84亿美元[244] 公司债务及租赁义务情况 - 截至2021年12月31日，公司长期债务义务、采购义务和租赁义务总计10622038000美元，2022年第一季度无重大变化[245][246] 公司船舶租赁情况 - 截至2021年12月31日，公司有7艘船舶处于定期租船租赁中，剩余不可撤销期限为1个月至10年，还有一份未开始的LNG运输船租赁，不可撤销期限7年，固定付款约19.81万美元[252] 公司现金流情况 - 2022年第一季度经营活动现金流为11438.2万美元，较2021年同期的-11198.6万美元增加22636.8万美元；投资活动现金流为-18922.1万美元，较2021年同期的-9025.7万美元增加9896.4万美元；融资活动现金流为3683.6万美元，较2021年同期的-4789.1万美元增加8472.7万美元[256] 公司融资及债券情况 - 2021年8月子公司South Power获得约10000万美元融资，2022年1月协议取消该融资并发行South Power 2029债券，授权发行上限28500万美元，2022年第一季度已发行7578.3万美元，截至3月31日共计17578.3万美元[263] - South Power 2029债券年利率6.50%，2025年开始按季度支付本金，利息按季度支付，本金和利息支付由公司担保[264] 公司债务契约符合情况 - 债务和租赁协议要求部分子公司维持最低流动性3000万美元、综合净资产12395万美元，最低债务偿付覆盖率1.20:1，最高净债务与EBITDA比率6.5:1等，截至2022年3月31日公司均符合相关契约[267] 营运资金贷款安排情况 - 2021年7月CELSE和CELSEPAR设立最高2亿美元的营运资金贷款安排，期限12个月可续约，截至2022年3月31日未开具备用信用证[271] 市场利率变动影响情况 - 市场利率100个基点的变动会使固定利率债务公允价值增减约950万美元，使船舶定期贷款利息费用增减约43万美元[277][278] 公司价格风险情况 - 公司定价多基于亨利枢纽指数价格加合同价差，可限制天然气价格波动风险，但LNG价格变动风险可能影响业务，目前无商品价格衍生品安排[276] 公司汇率风险情况 - 完成Hygo合并后公司在巴西业务增加，部分汇率风险由交叉货币利率互换对冲，美元对巴西雷亚尔贬值10%不会显著影响收入或费用[281] 公司表外安排情况 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司无可能对综合财务状况或经营成果产生重大影响的表外安排[272]

财务数据和关键指标变化 - 2019年调整后EBITDA为负1.15亿美元，2020年首次转正为3300万美元，2021年为6.05亿美元，2022年第一季度为2.58亿美元，公司有望实现今年约10亿美元调整后EBITDA的目标 [7] - 2023年公司指导目标为15亿美元调整后EBITDA，且有大幅上行空间 [8] - 第一季度终端业务运营利润率为2.11亿美元，船舶业务为8900万美元 [66] - 第一季度SG&A因一次性项目较高，公司实施节约措施后预计该数字将降至3000 - 3200万美元 [67] - 第一季度净收入为2.41亿美元，包含7700万美元递延税负债减少的非现金调整，每股收益为1.13美元，剔除税收调整后为0.77美元，为历史最高 [68] - 目前杠杆率约为4倍，预计FLNG 1投产后将降至3倍以下，公司希望今年评级升至BB、BB平或BB +，2023年进入投资级 [70] 各条业务线数据和关键指标变化 FSRU业务 - 全球FSRU船队共45 - 46艘，公司拥有9艘，占比约20% [21] - 目前有2艘FSRU可在2022年部署，未来9 - 12个月有设备可将另一艘船改装为FSRU [30] - FSRU租赁费率同比上涨100%，每天增加5 - 10万美元，每艘船每年收益增加约2500万美元 [30] Fast LNG业务 - 3月30日申请2个140万吨/年的装置许可，4月26日收到美国海岸警卫队和海事管理局通知，申请被判定完整 [34] - 计划6月申请在得克萨斯州海岸外的6个装置许可，目标是7月1日前完成 [35] - 与合作伙伴埃尼在刚果部署一个装置的谈判进入最后阶段，预计明年下半年部署 [36] - 8个装置将产生1120万吨产能，与美国承诺向欧洲提供的天然气增量相当 [37] 氢气业务 - 公司计划成为美国最大的清洁氢气生产商和供应商，正在构建涵盖氢气价值链的可扩展业务 [56] - 正在敲定与电解槽合作伙伴的协议，建设可再生能源电力组合，确保有可靠、长期、低成本的电力供应，寻找适合绿色氢气项目开发的最佳场地，组建世界级专业团队 [58][59][60] - 目前有24个场地数据库，约6个被认为是绿色氢气生产的优质候选场地 [63] - 预计6月30日前在墨西哥湾沿岸的首个场地实现最终投资决策（FID），之后破土动工，18个月建设期，预计明年年底投入运营 [64] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019 - 2022年公司交付给客户的天然气量分别为12 TBtus、36 TBtus、61 TBtus、预计80 TBtus，其中2022年有6 TBtus（约2船）未承诺 [9] - 2023年下半年公司FLNG预计生产39 TBtus，其中24 TBtus未承诺，2024年为268 TBtus，2025年为520 TBtus [10] - 全球LNG总产量约4亿吨，欧洲目前从俄罗斯进口约40%的天然气，相当于1亿吨 [13] - 2022 - 2025年全球预计新增LNG供应很少，公司的Fast LNG项目是近期唯一可见的增量 [15] - 过去一年半能源价格大幅上涨，柴油从10美元涨至30美元，布伦特原油从51美元涨至110美元，TTF从7美元涨至32美元，亨利枢纽从2.58美元涨至8.41美元，煤炭从2美元涨至11美元 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略和发展方向 - 从发展阶段进入生产阶段，目标是将市场销量转化为客户销量，与客户签订长期承购协议 [7][52][53] - 利用FSRU业务满足欧洲增加再气化能力的需求，获取商业机会 [21] - 推进Fast LNG项目，实现工业化生产，提高效率和质量，满足全球能源需求 [22] - 布局氢气业务，成为美国最大的清洁氢气生产商和供应商，构建涵盖氢气价值链的可扩展业务 [56] 行业竞争 - 在FSRU市场，公司是市场领导者，拥有全球约20%的FSRU船队，且有开放的租赁位置 [21] - Fast LNG项目是行业变革性应用，公司提前布局，在当前能源短缺的情况下具有优势 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 俄乌冲突前全球能源已短缺，冲突后欧洲能源安全问题凸显，对LNG的需求大幅增加，但全球LNG供应短期内难以大幅增长，公司的Fast LNG项目将受益 [12][13][15] - 能源危机不仅影响能源价格，还会对农业、食品价格和通货膨胀产生深远影响，同时延缓气候变化目标的实现 [16][18][19] - 公司业务受能源市场变化的影响积极，FSRU、Fast LNG和氢气业务都有良好的发展前景，预计未来盈利将大幅增长 [21][22][23] 其他重要信息 - 公司预计通过内部产生的现金流为业务增长提供资金，资产交易预计贡献20 - 25亿美元新收益，可用于再投资、偿还债务或回报股东 [69] - 第一季度公司将循环信贷额度增加至5亿美元，并新增1.25亿美元承诺 [70] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：Fast LNG项目的资金筹集以及是否考虑引入合作伙伴 - 公司内部资产销售、融资和首个单元的收益足以支持项目资金需求，引入合作伙伴更多是出于战略考虑，如与拥有天然气资源的公司合作 [78][79] 问题2：Zero Parks业务的经济价值和资产拆分价值 - 典型的100兆瓦绿色氢气生产设施每天生产约4.5万公斤氢气，目前微利，未来1 - 2年将更盈利，每个设施预计产生3000 - 4000万美元年现金流，建设成本约1.5亿美元 [84] - 该业务是风险投资业务，未来有望发展为基础设施业务，计划作为独立公司运营 [85] 问题3：FSRU业务在欧洲以外市场的商业活动更新 - 公司参与了欧洲所有相关讨论，目前处于第二波更集中的终端建设阶段，有望在未来有令人兴奋的公告 [88][90] 问题4：FLNG项目是否可能获得美国政府更直接的参与和融资支持 - 公司未与美国政府讨论融资问题，主要在许可方面与政府有积极互动，认为自身有能力自筹资金 [92][94] 问题5：FSRU船只转换时间和Fast LNG项目资本支出需求及不同平台成本差异 - 目前有2艘FSRU可用，1艘已开始转换，预计9 - 12个月后可投入运营 [98] - FLNG项目第一单元已花费近50%成本，对剩余成本有85% - 90%的信心，2 - 9号单元成本相对相似，固定平台设计可能更具成本优势 [100][101] 问题6：Fast LNG项目额外6个装置长周期设备的供应可见性 - 长周期设备主要是压缩机串和涡轮机，公司已为前3 - 4个单元采购，与供应商就后续6个单元进行了深入讨论，通过长期承诺确保供应，预计1 - 3号装置2023年投产，2024 - 2025年年中按季度安装 [106][108] 问题7：Fast LNG项目5 - 6美元生产成本中运营成本和天然气成本的分解 - 运营成本约1 - 1.2美元，天然气长期曲线约4美元，运输成本约0.4美元，总成本约5.5美元 [110] - 历史上天然气与石油的能量当量关系为天然气约为石油的六分之一，长期稳定水平预计为15 - 18美元，能源安全窗口期内价格可能更高 [111][112]

公司愿景与使命 - 愿景是为全球数十亿缺电人口提供可负担电力[2] - 使命是提供资本、专业知识和愿景解决电力问题，为社区和环境带来积极影响[3] 财务表现与目标 - Q1 2022调整后EBITDA为2.58亿美元，有望实现2022财年超10亿美元、2023财年超15亿美元目标[7] - Q1 2022净收入2.41亿美元，摊薄后每股收益1.13美元，均创历史新高[72] - 总净债务47.73亿美元，净债务/EBITDA为4.0倍，流动性充足达5.4亿美元[75] 市场形势 - 俄乌战争加剧全球LNG市场结构性短缺，2023 - 2025年新增产量约30 MTPA，欧洲缺俄气约100 MTPA[15][16] - 能源市场因俄乌冲突混乱，能源安全重要性超成本和排放，柴油等能源价格大幅上涨[23][24] 业务进展 - FSRU方面，欧洲西北现有再气化能力不足，公司有2艘可用、1艘改造中，船队约占市场17%[32][37] - Fast LNG已提交两个1.4 MTPA装置许可申请，六个待提交，首套装置预计2023年Q2完成[40][47] - 氢能业务致力于成为清洁氢市场领导者，推进零公园项目，有望实现首个项目FID并动工[59][67]

项目进展 - 2021年1月宣布对Fast LNG项目做出最终投资决策（FID），并与潜在气源伙伴广泛沟通[2] - 2022年2月宣布与埃尼集团（Eni）在刚果达成20年合作协议[2] - 2022年3月向美国海事管理局（MARAD）提交在路易斯安那州建设280万吨/年海上液化装置的申请[3] 商业模式 - Fast LNG业务模式主要包括收费加工（Tolling）和贸易销售（Merchant）两种[4][6][7] - 收费加工模式为高信用质量交易对手提供20年基础设施服务，可带来长期稳定现金流；贸易销售模式目标于2023年初首次部署，为投资组合提供市场份额[8] 项目优势 - 采用工厂化建造和模块化方法，结合现有海洋基础设施，具有可扩展性、经济性和速度优势，有望成为全球最大的海上液化公司之一[9][11] - 与传统液化设施相比，Fast LNG解决方案建设速度快50% - 70%，成本低30% - 50%，环境足迹小[22] 市场需求与项目作用 - 欧洲若要减少30% - 50%以上从俄罗斯进口的天然气，全球需要额外3500 - 5000万吨/年的液化天然气（LNG）供应，但当前LNG供应受限，预计到2030年需求将超过供应达1.64亿吨/年[27] - Fast LNG项目可在12 - 18个月内向市场提供大量LNG，对支持美国向欧洲额外供应150亿立方米LNG的承诺发挥关键作用[28] 审批流程 - 向MARAD、美国海岸警卫队及合作机构提交了8000页的深水港申请，审批流程需356天，有加速可能[18][19]

公司收购信息 - 2021年4月15日完成对Hygo和GMLP的收购，支付5.8亿美元现金并发行31372549股A类普通股给Hygo股东，以每股3.55美元收购GMLP，总计2.51亿美元[296] - 截至收购日，公司承担的Hygo子公司未偿还债券和可变利益实体未偿还债务总计630,563美元[366] - 合并中承担间接子公司发行的本金约45000美元的巴西无抵押债券贷款[409] - 合并中承担四艘船舶的售后回租安排[421] - 合并中承担Nanook号售后回租义务，季度付款2943美元，到期气球付款约94000美元[423] - 截至收购日，Nanook长期贷款未偿还本金余额为202,249美元，合并日确认该贷款公允价值为201,484美元，贷款利率为2.5%[424] - Penguin售后回租需每季度支付1,890美元，共24期，利率为LIBOR加3.6%，到期气球付款约63,000美元；截至收购日，其长期贷款未偿还本金余额为104,882美元，合并日确认该贷款及应付母公司款项公允价值为105,126美元，贷款利率为LIBOR加1.7%[425][426] - Celsius售后回租需每季度支付2,679美元，共28期，利率为LIBOR加3.9%，到期气球付款约45,000美元；截至收购日，其长期贷款未偿还本金余额为121,379美元，合并日确认该贷款公允价值为121,308美元，部分贷款利率为LIBOR加1.8%，部分为4.0%[427][429] - 截至GMLP收购日，Eskimo长期贷款未偿还本金余额为160,520美元，确认该贷款公允价值为158,072美元，贷款利率为LIBOR加2.66%；2021年11月公司回购Eskimo支付190,518美元，确认债务清偿损失10,975美元[430][431] 公司设施运营信息 - 蒙特哥湾设施自2016年10月开始商业运营，每天可处理高达740000加仑LNG（61000 MMBtu），现场存储约7000立方米[303] - 老港设施自2019年6月开始商业运营，每天可处理约600万加仑LNG（500000 MMBtus），为190MW老港发电厂供气[304] - 圣胡安设施于2020年第三季度全面投入运营，为波多黎各的PREPA圣胡安发电厂和其他工业终端用户提供天然气[305] - 塞尔希培发电厂是1.5GW联合循环发电厂，通过8公里专用管道从塞尔希培设施接收天然气，与26个承购方签订25年PPA[306] - 塞尔希培设施每天可处理高达790000 MMBtu，存储高达170000立方米LNG，满负荷时每天向塞尔希培发电厂供应约230000 MMBtu/d（占最大再气化能力的30%）天然气[309] - 迈阿密设施自2016年4月开始运营，每天液化能力约为100000加仑LNG（8300 MMBtu）[310] - 拉巴斯设施于2021年7月开始商业运营，初始每天为发电厂供应约250000加仑LNG（20700 MMBtu），后续有望增加供应[313] - 预计2022年开始桑蒂诺港设施商业运营，每天将使用约695000加仑LNG（57500 MMBtu）为桑蒂诺港发电厂供气[314] - 巴卡雷纳设施预计2025年开始为605MW联合循环热电厂供气，该电厂与9个承购方签订25年PPA[315] 公司电力销售信息 - 公司拥有15年总功率288MW的购电协议，2022年1月开始通过远期销售协议售电[318] 公司销售业绩信息 - 2021年第三和第四季度完成18.5TBtus的货物销售，增加了公司收入[322] - 2021年公司终端与基础设施、船舶和合并及其他业务的总营收分别为13.66142亿美元、3.29608亿美元和 - 3.7294亿美元，合并营收为13.2281亿美元[330] - 2021年终端与基础设施业务总营收较2020年增加9.14492亿美元，运营利润率增加3.55905亿美元[333] - 2021年公司各设施交付总量为4.961亿加仑（41.8TBtu），较2020年增加6730万加仑（6.2TBtu）[336] - 2021年PREPA圣胡安电厂销售额从2020年的1.29753亿美元增至1.91674亿美元，增加6192.1万美元[337] - 2021年货物销售带来4.62695亿美元收入，2020年无此类交易[338] - 2021年公司在塞尔希培设施的投资带来2.99168亿美元收入[339] - 老港工厂销售额从2020年的189,196美元增至2021年的235,503美元，增加了46,307美元[340] - 电力和蒸汽交付收入从2020年的23,415美元增至2021年的29,248美元，增加了5,833美元[340] - 蒙特哥湾工厂销售额从2020年的93,236美元增至2021年的97,303美元，增加了4,067美元[340] - 公司在2021年第四季度出售部分承诺货物，增加了收入和经营业绩[473] 公司成本费用信息 - 2021年公司因新冠疫情防控措施支出约80万美元[326] - 2021年销售成本较2020年增加510,302美元[342] - 2021年和2020年12月31日，公司用于牙买加和波多黎各业务的液化天然气库存加权平均成本分别为每加仑0.80美元（每百万英热单位9.71美元）和每加仑0.40美元（每百万英热单位4.81美元）[343] - 2021年船舶业务板块总收入为329,608,000美元，船舶运营费用为64,385,000美元，板块运营利润为265,223,000美元[348] - 2021年销售、一般和行政费用为199,881,000美元，较2020年的120,142,000美元增加79,739,000美元[357] - 2021年交易和整合成本为44,671,000美元，较2020年的4,028,000美元增加40,643,000美元[357] - 2020年合同终止费用和减损销售损失为124,114,000美元，2021年无此类交易[357][364] - 2021年利息费用为154,324,000美元，较2020年的65,723,000美元增加88,601,000美元，主要因未偿还本金总额增加，2021年12月31日未偿还本金余额为3,896,155,000美元，2020年为1,250,000,000美元[357][365] - 2021年，公司确认与承担可变利益实体债务相关的额外利息费用为11,766美元[367] - 2021年其他（收入）费用净额较2020年增加22,155美元，2021年债务清偿损失为10,975美元[368] - 2021年公司确认收购船舶的增量折旧费用为38,950美元，收购合同价值摊销为16,658美元，圣胡安设施折旧增加5,179美元，热电联产厂折旧增加2,536美元[369] - 2021年公司确认的税项拨备为12,461美元，较2020年的4,817美元有所增加[372] 公司投资收益信息 - 2021年公司权益证券投资收益为8,254美元，交叉货币利率互换和利率互换公允价值变动带来额外收入5,562美元[370] - 2021年公司从对Hilli和CELSEPAR的投资中确认收入14,443美元，权益法核算的收益份额为36,866美元，被基础差异摊销22,423美元所抵消[373] 公司承诺支出与债务信息 - 截至2021年12月31日，公司已承担所有已完成和现有项目的总承诺支出约为19.13亿美元，其中约14.39亿美元已支出[377] - 截至2021年12月31日，公司长期债务义务总计49.36353亿美元，采购义务为52.65356亿美元，租赁义务为4.20329亿美元[378] 公司现金流信息 - 2021年公司经营活动现金流为84,770美元，较2020年的 - 125,566美元增加210,336美元；投资活动现金流为 - 22.73561亿美元，较2020年减少21.1593亿美元；融资活动现金流为18.16944亿美元，较2020年增加9.97446亿美元[387] - 2021年投资活动使用现金2273561美元，较2020年的157631美元增加2115930美元[389] - 2021年融资活动提供现金1816944美元，较2020年的819498美元增加997446美元[391] 公司融资信息 - 2020年9月发行1000000美元6.75%的2025年高级有担保票据[393] - 2021年4月发行1500000美元6.50%的2026年高级有担保票据[399] - 2021年9月间接子公司获得初始金额430000美元的船舶定期贷款安排，最高可增至725000美元[402] - 2021年8月子公司获得约100000美元的热电联产设施融资[411] - 2021年4月签订200000美元的高级有担保循环信贷安排[415] 公司其他债务信息 - GMLP发行的8.75% A系列累积可赎回优先股仍未赎回，清算优先权为每股25美元，2022年10月31日后可按每股25美元加累计未付股息赎回[432] - 截至2021年12月31日，CELSE Facility不同贷款机构的未偿还本金及有效利率分别为：IFC为8.994亿雷亚尔（1.603亿美元），利率为IPCA加9.69%；美洲开发银行为7.441亿雷亚尔（1.326亿美元），利率为IPCA加9.79%；IDB Invest为3570万美元，利率为3个月LIBOR加5.4%；IDC中国基金为4690万美元，利率为3个月LIBOR加5.4%[435] - CELSE发行的债券本金总额为33.7亿雷亚尔（发行日净收益8.972亿美元），利率为9.85%，2021年12月31日本金余额为31.13亿雷亚尔（5.547亿美元）[436] - CELSEPAR的GE Credit Facility贷款金额为120,000美元，利率为LIBOR加11.4%，2024年11月30日到期[440] - 2021年7月CELSE和CELSEPAR的营运资金贷款额度最高为2亿美元，截至2021年12月31日，为CELSE开具的备用信用证总额为1.06亿美元[441] - 截至2021年12月31日，公司对Hilli Corp 50%的债务份额为3.645亿美元，Hilli Corp贷款利率为LIBOR加4.15%[442] 公司供应协议信息 - 公司2020年执行四份长期LNG供应协议，价格预计显著低于2018年供应合同价格[473] - 公司2021年执行一份供应协议附录，确保2030年前蒙特哥湾、老港、圣胡安、拉巴斯和波多黎各桑迪诺设施100%的LNG供应需求[473] 公司市场与风险信息 - 2020年油价创历史低价，目前LNG价格处于历史高位，公司认为长期来看LNG和天然气仍将是有竞争力的燃料来源[471] - 公司2021年第四季度完成年度商誉减值定性评估分析，未发现商誉减值迹象[483][484] - 公司对长期资产进行可收回性评估，若资产未通过测试，账面价值将调整为公允价值并确认减值损失[466][474] - 公司估计RSUs和PSUs公允价值基于授予日标的股票收盘价和其他公允价值调整，PSUs需重新评估业绩指标实现概率[475][476] - 公司对符合业务合并的收购采用收购法核算，交易成本在发生时费用化，超额部分确认为商誉[479] - 公司面临商品和利率等市场风险，可通过合同定价限制天然气价格波动风险，可能使用衍生品工具应对LNG价格波动[486][487] - 公司将运输和处理成本视为履约前活动，销售税按净额列报，不包含在报告收入中[454][455] - 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反向变动约1.02亿美元[488] - 市场利率100个基点的增减会使公司利息费用反向变动约4300美元[489] - 公司因合并承担了债券贷款并采用交叉货币利率互换防范债券贷款利率不利变动[490] - 公司获得利率互换以管理权益法投资对象Hilli LLC债务利率不利变动风险[490] - 公司目前没有针对其他未偿债务利率波动的衍生品安排[490]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度调整后EBITDA为3.34亿美元，全年为6.05亿美元；2019年全年调整后EBITDA为负1.15亿美元，2020年基本盈亏平衡为3300万美元 [7] - 2022年预测调整后EBITDA超10亿美元，约85%已基本确定 [8] - 2021年第四季度营收8.08亿美元，全年超17亿美元；第四季度调整后EBITDA 3.34亿美元，全年超6亿美元；第四季度SG&A为3900万美元，预计未来每季度降至3000 - 3200万美元；第四季度净利润1.51亿美元，每股收益0.72美元；全年净利润9700万美元，摊薄后每股约0.47美元 [65][66] - 2021年公司获标普评级从BB - 升至BB - 且展望稳定，正朝着投资级企业目标迈进，2022年目标是企业债务与调整后EBITDA比率达3倍 [64][67] - 公司获批将企业循环信贷额度从2亿美元增至4亿美元，目标将信用证额度增至2亿美元并预计30天内完成 [68] 各条业务线数据和关键指标变化 下游业务 - 2021年收购Hygo花费31亿美元，收购GMLP花费19亿美元；7月墨西哥终端上线并向CFE电厂供气；塞尔希培发电厂全面运营，运行超4000小时，消耗超30 TBtu天然气；与Alunorte签订15年30 TBtu供应协议；巴西的巴拉卡雷纳和圣卡塔琳娜终端预计2022年第二季度完工 [20][21] - 2021年第四季度日均销量290万加仑，高于去年同期的180万加仑；共有65份合同，加权平均期限15年，合同收入净现值超140亿美元 [23] - 2020年可寻址市场约900万吨/年，有3个终端建成、2个在建共5个终端；如今可寻址市场达4200万吨/年，有11个终端 [25] 中游业务 - 2020年底公司控制和拥有5艘船，如今拥有20艘，包括FSRU和运输船，增强了物流能力 [31] 天然气业务 - 自2021年初以来，天然气组合增加超200%，目前有290万吨，其中220万吨从市场签约，70万吨将于2023年由Fast LNG生产 [41] - 预计2022年第二季度完成Fast LNG和长期LNG供应协议，使年LNG基础组合达400 - 500万吨 [42] 氢能业务 - 计划在美国建设清洁氢生产设施，首个100兆瓦绿色氢工厂位于美国墨西哥湾沿岸，可扩展至500兆瓦，正敲定长期可再生能源电力合同，预计60 - 90天内实现FIT并动工 [54][59] - 目前绿氢生产成本约3美元/千克，售价3 - 4美元/千克，未来随着可再生能源成本下降、电解槽效率提高和政府激励措施，成本有望降至1美元/千克 [56] 各个市场数据和关键指标变化 - LNG价格在2023年冬季结束前不低于30美元，之后约20美元，市场存在严重错位 [40] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 下游业务继续从现有终端实现有机增长，如牙买加Jamalco炼油厂、波多黎各电厂转换和墨西哥CFE合同扩展；完成巴西终端建设；推进香农LNG终端和600兆瓦电厂的FID [26][28][29] - 天然气业务通过Fast LNG增加供应，采用两种商业模式，一是提供安装服务并与交易对手签约，二是与资源所有者合作获取LNG产量并在当地市场销售天然气 [43][44] - 氢能业务专注在美国确定和保障优质场地建设清洁氢生产设施，开发项目组合，最终将Zero Parks独立融资并剥离 [51][53] 行业竞争 - 公司认为全球天然气供应不足，市场结构短缺，自身业务模式能利用市场波动，具有债券般的下行保护和股权般的上行潜力 [16][38] - Fast LNG有望成为海上生产标准，公司通过开发相关IP，将在市场增长中成为重要参与者 [82] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球能源转型面临能源贫困和气候变化两大问题，公司关注能源贫困市场，同时认为天然气是过渡燃料，全球天然气供应不足，市场环境适合公司业务发展 [35][37][38] - 公司业务模式具有稳定性和灵活性，能应对市场波动，未来盈利前景乐观，预计2022年调整后EBITDA超10亿美元，2023年有望进一步增长 [7][8][99] 其他重要信息 - 公司采用调整后EBITDA衡量财务表现，能更好反映业务现金流 [61][62] - 迈阿密液化厂产量超铭牌产能，预计到2022年底该项目增加3000万美元收益；波多黎各、牙买加和墨西哥的终端进行维护和战略改进以提高生产力和功能性 [72][73] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请阐述Fast LNG 1的经济潜力和剩余开发步骤，包括资本支出及与ENI的分摊情况 - 租赁协议有基本收费和获取一半产量，综合回报良好，虽未披露具体条款，但符合公司回报门槛；该项目为整个计划提供融资能力，有助于资本高效开发其他FLNG单元 [77][78] 问题2: Fast LNG 2是否采用类似收费结构，有何额外细节 - 第二座FLNG已达成FID，购买两艘Savant船用于该项目，成本与第一座相近，铭牌产能140万吨；正在就收费和市场机会进行深入谈判，预计项目会持续扩展，FLNG将成海上生产标准 [79][80][82] 问题3: 非洲沿海未开发气田情况及从框架协议到正式合同的后续步骤 - 海洋12气田由ENI生产，规模大；ENI将对气田进行大量增量投资，双方已就合作达成框架协议，预计30天内完成最终文件签署，交易确定 [86][87] 问题4: 爱尔兰对独立天然气采购的兴趣是否因欧洲能源形势变化而改变 - 爱尔兰对项目兴趣大增，项目处于规划委员会审批最后阶段，有望短期内成功获批；该项目将为爱尔兰提供第二气源，实现供应多元化，600兆瓦电厂将成为有价值的可调度资源，市场对供应安全的关注将影响公司商业策略 [89][90][92] 问题5: 国际LNG价格高企对公司盈利能力和净多头头寸的影响 - 公司核心业务是匹配客户需求和天然气供应，有适度多头头寸在第四季度获得良好回报；2022年预测超10亿美元收益大部分已确定，2023年FLNG产量将带来额外上行空间；业务架构有下游组合作为缓冲，能灵活处理市场波动 [97][98][99] 问题6: FLNG单元采购价格的定价基础 - 与ENI构建的采购价格是基于亨利枢纽、TTF和JKM三个指数的组合，旨在接近市场价格；公司目标是成为投资级企业，以获取长期供应且无需额外提供大量信贷 [103] 问题7: FLNG项目FID的推进速度及新设计能否在不同地点以相同速度实施 - 公司认为有多种合适的海洋基础设施，第二座FLNG已达成FID；虽全球有大量天然气储量，但适合公司需求的情况较少，项目是对现有天然气供应的补充，不追求成为大型生产商 [110][111][113]