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