财务数据关键指标变化 - 截至2020年12月31日，公司有16亿美元现金及现金等价物、4.49亿美元当前受限现金、11.26亿美元Cheniere循环信贷额度可用承诺、3.72亿美元延迟提取定期贷款信贷协议可用承诺、7.67亿美元CCH营运资金额度可用承诺、7.5亿美元Cheniere Partners信贷额度可用承诺、7.87亿美元修订并重述的SPL营运资金额度可用承诺，合并基础上总债务未偿余额为315亿美元[116] - 2020年全年，公司归属于普通股股东的净亏损为8500万美元，且往年也有净亏损[118] - 2020年公司收入为93.58亿美元，2019年为97.3亿美元，2018年为79.87亿美元，2017年为56.01亿美元，2016年为12.83亿美元[215] - 2020年公司净收入为5.01亿美元，2019年为12.32亿美元，2018年为12亿美元，2017年为5.63亿美元，2016年亏损6.65亿美元[215] - 2020年公司总营收为93.58亿美元，较2019年的97.30亿美元减少3.72亿美元；2019年较2018年的79.87亿美元增加17.43亿美元[245] - 2020、2019和2018年公司因销售调试货物实现对LNG终端成本的冲减分别为1900万美元、3.01亿美元和1.40亿美元[247] - 2020年、2019年、2018年总LNG收入分别为89.24亿美元、92.46亿美元、75.72亿美元[249] - 2020年、2019年、2018年作为LNG收入交付的总量分别为1488TBtu、1498TBtu、1057TBtu[249] - 2020年、2019年、2018年总运营成本和费用分别为67.27亿美元、73.69亿美元、59.63亿美元[251] - 2020年、2019年、2018年利息费用（扣除资本化利息）分别为15.25亿美元、14.32亿美元、8.75亿美元[257] - 2020年、2019年、2018年总其他费用分别为20.87亿美元、16.46亿美元、7.97亿美元[257] - 2020年、2019年、2018年所得税前和非控股权益前收入分别为5.44亿美元、7.15亿美元、12.27亿美元[262] - 2020年、2019年、2018年所得税收益（费用）分别为 - 0.43亿美元、5.17亿美元、 - 0.27亿美元[262] - 2020年、2019年、2018年有效税率分别为7.9%、 - 72.3%、2.2%[262] - 2020年、2019年、2018年归属于非控股权益的净收入分别为5.86亿美元、5.84亿美元、7.29亿美元[264] - 2020年、2019年、2018年公司分别产生总利息成本18亿美元、18亿美元、17亿美元，分别资本化2.48亿美元、4.14亿美元、8.03亿美元[258] - 2020年12月31日现金及现金等价物为16.28亿美元，2019年为24.74亿美元[271] - 2020年12月31日和2019年12月31日，公司从借款和可用承诺获得的总资本资源均为197亿美元[288] - 2020年公司确认与客户通知不提取的LNG货物相关的收入为9.69亿美元，其中3800万美元若按交付计划提货将在2020年12月31日后确认[233] - 2020年公司因应对疫情产生约6900万美元增量运营成本[235] - 2020年公司运营和调试LNG货物在财务报表中确认的总量分别为1385TBtu和3TBtu[242] - 2020年公司归属于普通股股东的净亏损为8500万美元，合每股0.34美元；2019年为净利润6.48亿美元，合每股2.53美元（基本）和2.51美元（摊薄）[242] 股权与证券相关 - 2015年3月，公司发行了本金总额6.25亿美元、利率4.25%、2045年到期的可转换优先票据，初始转换价格为每股138.38美元，若全部以普通股满足转换义务，到期转换时约将发行450万股普通股[121][122] - 公司可能出售股权或股权相关证券或资产，会稀释公司在资产、业务运营和拟议项目中的比例权益，并可能对普通股市场价格产生不利影响[120] - 19年6月董事会授权三年10亿美元股票回购计划，截至2020年12月31日，尚有5.96亿美元可用于回购[200] - 截至2020年12月31日的三年间，公司普通股市场价格在27.06美元至71.03美元之间波动[201] - 截至2021年2月19日，公司有2.54亿股普通股流通在外，由91名登记股东持有[207] - 公司从未支付过普通股现金股息，未来股息政策调整由董事会决定[207] - 2020年10 - 12月公司共回购8542股，平均每股价格50.31美元，2019年6月3日董事会授权的10亿美元股票回购计划中，仍有5.95952809亿美元可用于购买股票[209] 业务合同与客户关系 - 截至2020年12月31日，SPL与8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）[124] - 公司客户合同在特定情况下可被终止，如发生不可抗力事件、公司未能提供指定货物数量、商业运营延迟等，公司可能无法按理想条款或根本无法替换这些合同[125] - 公司已将液化项目约85%的总产能进行了长期合同签约，截至2020年12月31日，平均剩余合同期限约18年[224] - CCL就项目与九家第三方签订20年（含延期权）固定价格长期销售协议，加权平均剩余合同长度约19年（含延期权），价格含固定费用和约115%亨利中心的可变费用[307] - Cheniere Marketing与CCL签订协议，每年购买约15 TBtu的LNG，期限约23年，还可选择购买CCL为其他客户生产多余的LNG，并根据CCL与EOG Resources的IPM天然气供应协议购买约44 TBtu的LNG，期限最长7年[309] 债务协议与限制 - SPL在其债务协议规定下，通常在满足向偿债储备账户存款且偿债覆盖率达到1.25:1.00等要求前，受限无法进行分配[127] - CCH在其债务协议规定下，通常在CCL项目1至3号列车建设完成、为偿债储备账户提供相当于六个月债务服务的资金且实现历史偿债覆盖率和固定预计偿债覆盖率至少达到1.25:1.00等要求前，受限无法进行分配[127] - SPL在满足债务服务储备账户存款要求和1.25:1.00债务服务覆盖率测试等要求前不得进行分配，2020年SPL营运资金信贷安排也有类似限制[289][294] - 2037年SPL优先票据自2025年9月15日起每年3月15日和9月15日进行半年期本金支付，按固定摊销计划全额摊销[291] - 2026年CQP优先票据在2021年10月1日前、2029年CQP优先票据在2024年10月1日前，Cheniere Partners可赎回部分票据，还可用特定股权发行净现金收益赎回最多35%票据，赎回价格分别为105.625%和104.5%[298] - 若Cheniere Partners及其担保方有担保债务总额超过15亿美元或净有形资产的10%，CQP优先票据将按2019年CQP信贷安排同等程度担保[299] 风险管理与法规影响 - 公司使用套期保值安排，包括期货、掉期和期权合约，以减少利率、商品相关营销和价格风险以及外汇波动的影响，但可能放弃价格有利变动的收益，还可能面临供应不足、交易对手违约等风险[131] - 公司的衍生品金融工具按公允价值记录在合并资产负债表上，公允价值变动会影响收益，且使用衍生品可能需向交易对手方提供现金抵押品，影响营运资金[132] - 多德 - 弗兰克法案及相关规则、欧洲和英国特定法规可能对公司业务、财务状况等产生不利影响，增加成本和风险[133][136] - 若公司未来需为未清算掉期交易缴纳保证金，进入和维持掉期交易的成本将增加[135] - 英国与欧盟贸易协议于2021年1月1日生效，但金融服务需另行协商，初始截止日期为2021年3月[137] - 列车建设成本可能超预期，新冠疫情可能导致建设放缓或延迟[139][140] - 列车建设延迟可能导致成本增加、需额外融资，还可能使客户终止销售与购买协议[141][149] - 飓风等灾害可能导致公司运营中断、项目受损和保险成本增加[144] - 公司需获得并维持政府和监管机构的批准和许可，否则可能影响业务[146] - 公司依赖承包商完成液化项目，承包商表现不佳可能导致项目延迟和成本增加[150] - 若第三方管道和设施无法运输天然气，公司业务和财务状况可能受不利影响[153] - 公司需维持管道完整性测试项目，若违规可能面临重大处罚和罚款[159] - 第三方管道容量或分配减少、连接不可用，会导致公司管道运输量下降，影响收入和现金流[159][160] - 公司依赖第三方设计液化项目，若实际建设未达预期，会影响商业启动日期和公司多方面情况[163] - 公司综合营销面临交易对手履约和信用风险，供应商和对手违约会影响经营结果、流动性和融资渠道[164] - 公司预计通过综合营销出售超额LNG，全球LNG价格与亨利枢纽指数价差崩溃会影响销售盈利[165] - 公司火车成本估计可能因成本超支等因素改变，若资金不足无法完成建设会影响业务和增长[167][168] - LNG和天然气需求及价格的周期性或其他变化会对公司业务等多方面产生重大不利影响[168] - 公司液化项目运营依赖SPA客户从美国交付LNG，LNG需具成本竞争力[171] - 公司LNG业务面临多种经济和政治因素影响，可能阻碍设施开发、建设和运营[177] - 公司可能无法以经济条款获得足够管道运输能力，影响履行SPA义务和公司多方面情况[181] - 新冠疫情及其对全球和地区经济的影响不确定，可能对公司业务、财务状况等产生重大不利影响[185][186] - 公司设施面临建设和运营风险，且未对所有风险和损失投保[189][190] - 公司业务受联邦、州和地方法律法规约束，违反规定可能导致重大责任和损失[191] - 公司依赖熟练劳动力，劳动力短缺或成本增加可能影响业务[196] - 公司可能对商誉或长期资产进行减值测试，减值可能影响经营业绩[199] 业务运营与项目进展 - 2021年公司预计收入将主要依赖Sabine Pass LNG和Corpus Christi LNG两个终端[198] - 截至2020年12月31日，公司拥有Sabine Pass LNG终端100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益，还全资拥有Corpus Christi LNG终端[221] - Sabine Pass LNG终端目前运营5条天然气液化生产线，在建1条，预计2022年下半年基本完成，总产能约3000万吨/年[222] - Corpus Christi LNG终端目前运营2条生产线，1条正在调试，总产能约1500万吨/年[223] - 公司正在通过子公司CCL Stage III开发Corpus Christi LNG终端的扩建项目，预计总产能约1000万吨/年，2019年11月已获得FERC批准[226] - 截至2021年2月19日，液化项目累计生产、装载和出口约1425船LNG，总量超9500万吨[228] - 2021年2月，SPL签订约1.47亿美元2.95%优先担保票据的购买协议，预计12月发行[228] - 2020年12月31日止年度，根据协议在附属设施装载了17 TBtu[145] - SPL项目6号列车整体项目完成百分比为77.6%，工程完成99.0%，采购完成99.9%，分包工作完成54.9%，建设完成49.2%，预计2022年下半年基本完成[274] - 1 - 5号列车第三方SPA客户每年固定费用约为29亿美元，6号列车首次商业交付后将至少增至33亿美元[279] - 截至2020年12月31日，SPL通过长短期天然气供应合同确保了多达约4950 TBtu的天然气原料[280] - SPL项目6号列车EPC合同总价格约为25亿美元，截至2020年12月31日已产生19亿美元费用[281] - 萨宾帕斯LNG终端再气化产能约为4 Bcf/d，LNG总存储容量约为17 Bcfe[282] - Total和Chevron每年分别需向SPLNG支付约1.25亿美元的再气化容量费用，为期20年[282] - SPL每年需向SPLNG支付约2.5亿美元的再气化容量费用，持续至至少2036年5月[283] - 2020 - 2018年，SPL在部分TUA转让协议下分别记录了1.29亿美元、1.04亿美元和0.3亿美元的运营和维护费用[283][285] - SPL在2020年3月终止2015年营运资金信贷安排剩余承诺，2019年12月31日有7.86亿美元可用承诺、4.14亿美元已开具信用证总额且无未偿还借款[292] - SPL在2020年3月签订2020年营运资金信贷安排，总承诺为12亿美元，可申请增加最多8亿美元承诺，2020年12月31日有7.87亿美元可用承诺、4.13亿美元已开具信用证总额且无未偿还借款[293] - 截至2020年12月31日，CCL项目3号列车整体项目完成率99.6%，工程、采购完成率100%，分包工作完成率99.9%，建设完成率99.0%，预计2021年第一季度基本完成[304] - CCL项目获授权向FTA和非FTA国家出口天然气，至2050年12月31日合计可达7670亿立方英尺/年（约1500万吨/年），Corpus Christi Stage 3可达5821.4亿立方英尺/年（约1100万吨