公司设施运营情况 - 蒙特哥湾终端自2016年10月开始商业运营，日处理能力达740,000加仑LNG（61,000 MMBtu），有7,000立方米现场存储能力，为145MW博古发电厂供气[140] - 老港终端自2019年6月开始商业运营，日处理约600万加仑LNG（500,000 MMBtu），为190MW老港发电厂和CHP工厂供气，CHP工厂于2020年3月3日开始商业运营[141] - 迈阿密设施自2016年4月开始运营，日液化能力约100,000加仑LNG（8,300 MMBtu）[143] - 拉巴斯终端预计日供应约455,000加仑LNG（37,565 MMBtu），已获得发电厂陆上建设所有必要许可[144] - 公司2020年第二季度开始根据与PREPA的燃料销售协议为其发电厂调试供应天然气，预计圣胡安设施2020年第三季度全面投入使用[142] 公司项目规划 - 公司预计建设约300MW天然气发电厂，日消耗约800,000加仑LNG（65,000 MMBtus），已与尼加拉瓜电力分销公司签订25年电力购买协议[145] 公司新冠疫情相关支出 - 2020年上半年，公司因新冠疫情安全措施等支出约500美元[147] 公司组织形式转换 - 公司预计2020年8月7日凌晨12:01将从有限责任公司转换为特拉华州公司，转换后普通股有望被纳入超8万亿美元行业资产使用的基准股票指数[149][150] - 2020年8月3日公司向特拉华州州务卿提交转换证书和公司章程，生效时A类普通股将转换为A类普通股股票，每股面值0.01美元[151] 公司监管相关情况 - 公司于2020年6月18日收到FERC要求解释圣胡安设施不受其管辖的命令，7月20日已回复并请求FERC尽快行动[156] 公司财务数据关键指标变化 - 2020年第二季度和上半年总营收分别为94,566美元和169,096美元，较2019年同期分别增加54,800美元和99,379美元[157] - 2020年第二季度和上半年运营收入分别为76,177美元和139,679美元，较2019年同期分别增加44,439美元和81,803美元，主要因老港码头销量增加[157][158] - 2020年第二季度和上半年其他收入分别为18,389美元和29,417美元，较2019年同期分别增加10,361美元和17,576美元，主要因波多黎各开发服务收入增加[157][160] - 2020年第二季度和上半年销售成本分别为69,899美元和138,115美元，较2019年同期分别增加25,856美元和60,723美元，主要因交付量分别增加159%和150%，部分被液化天然气成本下降抵消[157][162] - 2020年第二季度和上半年运营及维护费用分别为9,500美元和17,983美元，较2019年同期分别增加4,097美元和8,081美元，主要因租船运营成本和其他运营成本增加[157][164] - 2020年第二季度和上半年销售、一般及行政费用分别为31,846美元和60,216美元，较2019年同期分别减少323美元和21,702美元，主要因股份支付费用和专业费用降低[157][167] - 2020年第二季度和上半年合同终止费用及缓解销售损失分别为123,906美元和124,114美元，主要因终止液化天然气供应协议和销售货物损失[157][168][169] - 2020年第二季度和上半年折旧及摊销费用分别为7,620美元和12,874美元，较2019年同期分别增加5,510美元和9,073美元，主要因老港码头、热电联产厂和蒙特哥湾码头折旧增加[157][171] - 2020年第二季度和上半年运营亏损分别为148,205美元和184,206美元，较2019年同期分别增加104,246美元和80,910美元[157] - 2020年第二季度和上半年净亏损分别为166,519美元和226,574美元，较2019年同期分别增加115,286美元和115,049美元[157] - 2020年截至6月30日的三个月和六个月，利息费用分别增加10,999美元和21,605美元[172] - 2020年截至6月30日的三个月和六个月，其他费用（收入）净额分别增加79美元和3,265美元[173] - 2020年截至6月30日的三个月和六个月，债务清偿损失分别为0美元和9,557美元[174] - 2020年截至6月30日的三个月和六个月，税务费用分别为117美元和113美元，2019年同期分别为155美元和401美元[176] 公司历史融资情况 - 公司2019年2月4日完成首次公开募股，净筹集资金268,010美元；2019年3月21日提取定期贷款额度剩余资金，截至2019年12月31日，未偿还本金为495,000美元；2019年9月5日发行约117,000美元高级有担保债券和高级无担保债券；2019年12月发行额外63,000美元高级有担保债券；2020年1月根据信贷协议借款800,000美元并还清定期贷款额度[177] 公司项目支出情况 - 公司预计所有已完成和现有项目总支出约8.55亿美元，截至2020年6月30日已花费约7.24亿美元；开发宾夕法尼亚设施已花费约1.55亿美元，约2000万美元建设和开发成本已费用化，约1.35亿美元土地、工程、设备及相关融资成本已资本化[178] 公司协议终止费用 - 2020年第三季度，公司将支付105,000美元取消费以终止与液化天然气供应商的供应协议[179] 公司现金流量情况 - 2020年截至6月30日的六个月，经营活动现金流量为 - 80,323美元，较2019年同期减少11,745美元；投资活动现金流量为 - 95,344美元，较2019年同期减少136,533美元；融资活动现金流量为306,025美元，较2019年同期减少175,085美元[180] 公司信贷协议情况 - 2020年1月10日，公司签订信贷协议借款800,000美元，2023年1月到期，利息按季度支付，利率基于伦敦银行同业拆借利率，可随时提前还款[186] 公司债券发行情况 - 2019年9月2日，公司子公司发行73,317美元高级有担保债券和43,683美元高级无担保债券，高级有担保债券年利率8.25%，15年到期，前七年无本金还款；高级无担保债券年利率11%，2036年9月到期，前九年无本金还款[196] 公司债券费用情况 - 公司发行高级有担保债券和高级无担保债券支付约3892美元费用，截至2020年6月30日，未摊销递延融资成本为3657美元[201] 公司债务及采购、租赁义务情况 - 截至2020年6月30日，公司长期债务义务总计13.99922亿美元，其中1年内到期3960万美元，2 - 3年到期1.89125亿美元，4 - 5年到期8.54334亿美元，超过5年到期3.16863亿美元[203] - 截至2020年6月30日，公司采购义务总计14.52703亿美元，其中1年内到期365.4万美元，2 - 3年到期3.80656亿美元，4 - 5年到期3.03121亿美元，超过5年到期7.65272亿美元[203] - 截至2020年6月30日，公司经营租赁义务总计1163.38万美元，其中1年内到期147.37万美元，2 - 3年到期537.05万美元，4 - 5年到期141.16万美元，超过5年到期337.8万美元[203] 公司LNG采购合同情况 - 2018年12月，公司与Centrica LNG签订合同，原计划2019年6月至2021年12月购买29船11亿加仑（8670万MMBtu）LNG，2020年6月支付1.05亿美元终止2020年剩余采购义务，截至2020年6月30日，公司仍需在2021年购买12船LNG[206] - 2020年2月7日，公司与国际天然气供应商签订长期供应协议，2022年1月至2030年1月每年购买27.5 TBtu LNG，价格与亨利枢纽指数挂钩[207] 公司会计准则相关情况 - 公司作为新兴成长公司（EGC），可延迟采用某些会计准则，将保持EGC身份直至满足特定条件，如年度总收入达10.7亿美元等[230][231] 公司股票单位公允价值估计 - 公司估计授予员工和非员工的受限股票单位（RSUs）和绩效股票单位的公允价值，基于授予日标的股票收盘价及其他公允价值调整，调整基于Finnerty模型[229] 公司长期资产评估 - 公司对长期资产进行可收回性评估，当资产账面价值可能无法收回时进行，若未通过测试，将资产账面价值调整至公允价值并确认减值损失[221][228] 公司收入确认方式 - 公司与客户的合同包含一项或多项履约义务，收入确认方式根据交付产品不同而不同，天然气、电力和蒸汽按产出法在一段时间内确认收入，LNG在交付时确认收入[215] 公司市场风险情况 - 公司面临商品价格和利率等重大市场风险[233] - 公司通过基于亨利枢纽指数价格加合同价差的定价方式限制天然气价格波动风险，LNG价格变化或对业务产生不利影响，暂无商品价格波动的衍生品安排[234] - 截至2020年6月30日，信贷协议利率1%的增减对利息费用的影响约为每年8000美元[235] - 高级有担保债券和高级无担保债券按固定利率发行，市场利率100个基点的增减会使固定利率债务公允价值减少或增加1250万至1400万美元[237] - 公司暂无应对未偿债务利率波动的衍生品安排[238] - 公司主要以美元开展业务，目前运营结果和现金流未受外汇汇率波动重大影响，近期国际业务有望持续增长，暂无外汇汇率波动的衍生品安排[239]