设施运营情况 - 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，拥有约7,000立方米的现场储存能力[132] - 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的老港发电厂和其他设施供气[133] - 圣胡安设施于2020年第三季度全面投入运营，2023年第一、二季度与韦斯顿解决方案公司达成协议，将在波多黎各的发电厂增加约350MW的发电量，其中150MW已于2023年第二季度投入使用，剩余200MW预计在第三季度投入使用[134] - 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的发电厂供应约22,300 MMBtu的LNG，最高可增加至约29,000 MMBtu以实现135MW的发电量[136] - 迈阿密设施于2016年4月开始运营，每天的液化能力约为8,300 MMBtu的LNG[137] - 巴尔卡雷纳设施每天可处理高达790000百万英热单位的天然气，储存高达170000立方米的液化天然气，预计2023年底开始运营，巴尔卡雷纳发电厂预计2025年开始运营[151] - 圣卡塔琳娜设施预计2024年第一季度完成并开始运营，每天处理能力约为570000百万英热单位，液化天然气储存能力高达170000立方米，相关管道和设施总潜在市场为每天1500万立方米[152] 业务合作与项目计划 - 2022年8月，公司与阿波罗全球管理公司的关联方完成交易，将11艘船只所有权转让给Energos，获得约18.5亿美元现金和20%的股权[140] - 公司计划在2023年第三季度开始从自己的快速LNG设施生产，未来两年随着更多快速LNG装置上线将扩大产能[139] - 公司与CFE达成协议，为位于墨西哥阿尔塔米拉海岸的140万吨/年的快速LNG装置供应天然气，预计2023年第三季度部署该装置[144] - 公司计划在路易斯安那州格兰德岛东南海岸约16海里处安装多达两个快速LNG装置，该设施每年可出口约1450亿立方英尺的天然气，相当于约280万吨/年的LNG[145] - 2022年第四季度，公司与墨西哥石油公司达成协议，建立长期战略合作伙伴关系，开发拉卡奇深水天然气田[146] - 若协议生效，NFE将在两年内投资Lakach气田开发，完成7口海上油井并部署140万吨/年的快速液化天然气装置[147] - 公司与尼加拉瓜电力分销公司签订25年购电协议，预计每天使用约57500百万英热单位的液化天然气为波多圣蒂诺发电厂供气[148] - 2023年4月，公司获得爱尔兰输电系统运营商拍卖的为期10年、约353兆瓦发电量的发电厂开发容量合同，发电厂需在2026年10月前投入运营[153] - 2023年8月3日，公司签订定期贷款信贷协议，贷款人提供总计4亿美元定期贷款，贷款于2024年8月1日到期，年利率为调整后定期担保隔夜融资利率加3.50%[154] - 2022年8月公司与Apollo旗下基金或投资工具成立合资企业Energos，公司拥有20%股权[283] 财务数据关键指标变化 - 2023年第二季度，公司终端与基础设施和船舶两个业务板块总营收为5.61345亿美元，综合业务运营利润率为29043.7万美元[158] - 2023年上半年，公司总营收为11.40476亿美元，综合业务运营利润率为64466.8万美元[159] - 2023年第二季度和上半年，公司在成本销售的细分指标中分别确认了390万美元的已实现损失和1.419亿美元的未实现收益[159] - 2023年第二季度和上半年，公司在衍生品交易的市值计价中分别确认了280万美元的未实现收益和1.083亿美元的未实现损失[160] - 2023年第二季度LNG货物销售收入为2.678亿美元，较第一季度的3.494亿美元减少，其中1.625亿美元为客户取消未来交付的费用[165] - 2023年第二季度用于向下游客户开票的亨利枢纽指数平均定价较第一季度下降39%，2023年上半年较2022年同期下降54%[166][173] - 2023年第二季度交付给下游终端客户的天然气量从第一季度的12.1万亿英热单位增至14.0万亿英热单位，2023年上半年为26.1万亿英热单位，较2022年同期的15.6万亿英热单位增加[167][171] - 2022年上半年来自CELSEPAR的投资收入为1.07亿美元，2023年不再确认该投资收入[170] - 2023年第二季度销售成本较第一季度增加1.486亿美元，2023年上半年较2022年同期减少2.113亿美元[174][178] - 2023年第二季度交付给下游客户的天然气量增加约16%，交付成本从第一季度的每百万英热单位7.23美元增至8.08美元，2023年上半年交付量较2022年同期增加67%，采购价格从每百万英热单位9.66美元降至7.66美元[166][181] - 2023年第二季度船舶运营费用较第一季度减少780万美元，2023年上半年较2022年上半年减少1650万美元[190] - 2023年第二季度销售、一般和行政费用较第一季度增加370万美元，2023年上半年较2022年上半年增加960万美元[191][192] - 2023年上半年交易和整合成本为200万美元，较2022年上半年的680万美元减少480万美元[193] - 2023年第二季度折旧和摊销较第一季度增加770万美元，2023年上半年较2022年上半年增加580万美元[194] - 2022年上半年资产减值费用为4810万美元，2023年上半年无此类费用[195] - 2023年第二季度利息费用较第一季度减少730万美元，2023年上半年较2022年上半年增加4330万美元，2023年6月30日未偿还贷款本金余额为55亿美元，2022年6月30日为42亿美元[196] - 2023年第二季度其他（收入）费用净额为 - 660万美元，第一季度为2500万美元；2023年上半年为1840万美元，2022年上半年为 - 4180万美元[197] - 2023年第二季度税项拨备为1530万美元，第一季度为2900万美元；2023年上半年为4430万美元，2022年上半年为税项利益1.362亿美元[198] - 2023年第二季度权益法投资收益为230万美元，第一季度为1000万美元；2023年上半年为1220万美元，2022年上半年为亏损3.227亿美元[200] - 2023年上半年经营活动现金流为5.039亿美元，较2022年同期增加3.329亿美元[209][210] - 2023年上半年投资活动现金流为 - 13.671亿美元，较2022年同期增加9.254亿美元[209][210] - 2023年上半年融资活动现金流为2.226亿美元，较2022年同期减少0.41亿美元[209][210] - 2022年商品互换交易实现收益1.461亿美元，2023年1 - 6月未实现损失0.29亿美元[219] - 截至2022年12月31日和2023年6月30日，公司合并基础上的未偿债务本金总额分别约为45亿美元和55亿美元[280] 各条业务线数据关键指标变化 - 终端与基础设施板块2023年第二季度总营收较第一季度减少710万美元，2023年上半年较2022年同期减少2570万美元[164][168] - 船舶板块2023年第二季度总营收较第一季度减少3210万美元，2023年上半年较2022年同期减少6220万美元[188][189] - 2023年第一季度末完成Hilli交易后，不再确认Hilli的收入，2023年不再确认Nanook的收入[188][189] - 截至2023年6月30日，四艘浮式储存再气化装置和四艘LNG运输船已租给客户，Spirit和Mazo处于冷停状态，未产生租赁收入[188] 成本与资金相关 - 公司为波多黎各电网稳定项目部署350MW临时电力，产生大量资本成本[206] - 截至2023年6月30日，公司总承诺支出约49.97亿美元，已支付约35.26亿美元[206] - 预计每个Fast LNG装置成本在11 - 13亿美元之间[206] - 2023年6月执行设备票据协议，可借款20万美元，截至6月30日已借10万美元，利率约7.4%[212] - 2023年2月循环信贷额度增加3.017亿美元，总额达7.417亿美元[215] 风险因素 - 公司业务战略受多种因素影响，包括无法实现天然气和LNG采购、液化和出口目标成本及长期合同目标定价等[228] - 公司基础设施建设项目面临工程、环境、地质问题等多种风险，可能导致项目延迟或成本超支[230] - 公司基础设施、设施和船只运营面临效率低下、设备故障等多种风险[233] - 公司依赖第三方LNG供应商，自身投资组合开发存在风险[226] - 少数原始投资者可主导多数股票投票，其利益可能与其他股东冲突[226] - 公司LNG业务面临多种风险，如海洋灾害、机械故障等，可能导致成本增加或收入降低[234] - 船只维修期间的收益损失会降低公司运营业绩，事故的媒体报道可能对公司声誉等产生重大不利影响[235] - 公司海上运营费用受多种因素影响，未来运营成本可能上升，影响公司运营业绩[236] - 公司依赖第三方承包商等，若无法签订有利合同或承包商违约，可能影响资产建设和运营[237] - 自2021年8月以来，LNG价格大幅上涨，全球事件导致能源价格波动，影响公司市场竞争力和产品需求[239] - 公司业务受政府高度监管，法规变化可能导致额外支出、限制和延误，影响公司运营[241] - 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[241] - 2020年6月18日，公司收到FERC要求解释圣胡安设施管辖权的命令，2022年6月14日该命令获美国上诉法院确认[241] - 2022年8月16日，MARAD暂停对公司FLNG项目申请的356天审查期，后续多次发布停止通知和数据请求[244] - 公司申请许可证过程复杂，可能面临当地反对、规则变化等问题，无法保证及时获得有利许可[244] - 公司投资项目若开发不成功或客户不履行付款义务，可能无法收回投资资本，影响流动性、经营业绩和财务状况[245] - 公司营运资金需求大，若不足可能限制增长，影响业务、财务状况和经营业绩[246][247] - 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，疫情等因素增加客户违约风险[248] - 牙买加受IMF公共支出限制，JPS和SJPC付款能力或受限；PREPA处于破产程序，付款依赖联邦资金，若客户不履约将影响公司财务[249] - 2022年和2023年上半年经营成果涉及蒙特哥贝等设施，缺乏资产和地域多元化，当地经济、灾害等因素会影响公司[250] - 公司业绩依赖少数客户，失去重要客户会影响营收，且难找到同等有利替代协议[253] - 公司积极拓展新合同，但非约束性协议不一定能转化为有约束力合同，预计销量可能无法实现[254][255] - 公司与客户合同含多种终止权，合同终止可能无法找到理想替代，影响公司多方面情况[256][258] - LNG行业竞争激烈，竞争对手资源更优，多种竞争因素可能使公司难以签订新合同或拓展客户关系[259][261] - 公司供应LNG战略可能无法成功执行，竞争对手开发的LNG设施将与公司竞争[260][261] - 天然气和LNG价格受多种因素影响而波动，如北美等地再气化产能增加、中国等征收关税等[262][263] - 新冠疫情和欧佩克行动致油价波动，或影响潜在客户签订天然气购买新合同意愿和能力[264] - 目前市场条件使LNG价值升至历史高位，卖方可能违约不交付货物[264] - 公司FSRU设施有大量未专用的过剩产能，可能无法全部获得使用承诺[270] - LNG在FSRU上加工和储存可能因设备故障等受损，影响电力生产和公司营收[270] - 公司FSRU和LNG船长期租约时长可能减少，获取长期租约竞争激烈[270] - 公司依赖第三方油轮和船只运输LNG，可能无法以有利条款签订或续签合同[270][271] - 油轮市场动态变化、运力短缺等因素可能对公司业务和客户产生不利影响[272] - 租船费率波动可能导致公司收益下降，全球LNG运输船船队扩张或对租船费率、船舶利用率和船舶价值产生负面影响[274] - 船舶价值波动大，若处置时价值低公司可能亏损，且船舶维护和运营费用随船龄增长而增加[275][277] - 若公司船舶相关义务违约，相关方可能行使海事留置权扣押船舶，中断现金流并影响收入[278] - 公司投资创新技术可能无法实现预期的时间和成本节约，Fast LNG技术未经验证，实施存在诸多风险[279] - 天然气和LNG价格波动或使Fast LNG采购的LNG对客户来说过于昂贵，影响技术盈利[280] - 公司Fast LNG业务可能面临政治、经济、社会和法律不稳定等风险，以及更高的客户信用风险[280] - 公司业务依赖从各种来源获得大量额外资金，无法保证能以可接受的条件获得资金[281][282] - 若无法获得额外资金或只能以不可接受的条件获得，公司可能无法全面执行商业计划，影响财务状况和经营成果[282] - 公司债务条款中的限制性契约可能限制其经营、融资和开展业务活动的能力，违约可能导致债务加速到期[280] - 《多德 - 弗兰克法案》及其相关规则、EMIR和REMIT等法规可能增加公司套期保值成本，减少衍生品可用性，影响经营结果和现金流[284] - 重大负面行业或经济趋势等因素可能导致公司长期资产减值，影响经营结果[284][285] - 天气事件和自然灾害可能损坏公司设施、中断运营、增加建设成本，如2020年1月波多黎各地震致当地项目临时延迟[28