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60,000 MMBtu的LNG，为145MW的博古发电厂供气，现场存储约7,000立方米[145] - 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的老港发电厂供气，还为其他设施和企业供气[146] - 拉巴斯设施2021年第四季度开始商业运营，拉巴斯发电厂2023年第三季度投入使用，最大发电能力可达135MW[149] - 迈阿密设施2016年4月开始运营，每天液化能力约8,300 MMBtu的LNG，可直接销售给佛罗里达州南部工业用户及加勒比地区其他客户[150] - 公司的巴尔卡雷纳设施每天可处理超过100万MMBtu的液化天然气，储存多达16万立方米的液化天然气；已与挪威水电集团子公司签订15年天然气供应协议，预计2024年上半年开始运营；还将为630兆瓦的联合循环热电厂供气，该电厂预计2025年开始供电；2024年3月收购PortoCem，获得15年1.6吉瓦的电力购买协议，预计2026年7月开始供电[163] - 圣卡塔琳娜设施位于巴西南部海岸，每天可处理约50万MMBtu的液化天然气，储存多达13.8万立方米的液化天然气；相关管道预计2024年上半年完工并投入运营，总潜在市场为每天15万立方米[164] - 公司的零公园一号项目位于得克萨斯州博蒙特，预计使用多达200兆瓦电力，分两期建设，每期100兆瓦，每天最多生产8.6万千克清洁氢气，约3.1万吨/年，预计2025年上半年第一阶段投入运营[167] 项目签约与投产情况 - 2023年第一和第二季度，公司签订协议在波多黎各的帕洛塞科和圣胡安发电厂新增约350MW发电能力及天然气供应，其中150MW于2023年第二季度投产，200MW于2023年9月投产[147] - 2024年第一季度，公司获得与PREPA的新天然气销售协议，每年最多供应80 TBtu天然气，合同初始为期一年，可续签三年[147] - 2023年第一季度，公司子公司获得PREPA热力发电资产10年运营维护合同，服务期从2023年7月1日开始[147][148] - 2023年第一季度公司与CFE达成协议，为墨西哥塔毛利帕斯州阿尔塔米拉海岸外的一个140万吨/年的浮式液化天然气（FLNG）装置供应天然气；2024年第一季度，又达成协议为一个陆上液化天然气终端供应天然气，该终端最多配备两个140万吨/年的FLNG装置[157] - 公司考虑在路易斯安那州格兰德岛东南海岸约16海里处安装最多两个FLNG装置，该设施每年最多可出口约1450亿立方英尺天然气，相当于约280万吨/年的液化天然气[158][159] - 公司与尼加拉瓜电力分销公司签订了25年的电力购买协议（PPA），预计每天利用约57000百万英热单位（MMBtu）的液化天然气为波多圣迪诺发电厂供气，并计划在2024年完成发电效率优化[161] - 2023年4月公司获得爱尔兰输电系统运营商拍卖的一份为期10年、约353兆瓦的发电厂容量合同，电厂需在2026年10月前投入运营，但规划申请被拒，正在挑战该决定[165] 资产出售与损失情况 - 2024年3月，公司终止为波多黎各电网稳定项目提供应急电力服务的合同，出售相关涡轮机及设备给PREPA，售价3.066亿美元，还可额外6570万美元出售三台涡轮机，确认资产出售净损失7750万美元[147] - 2023年12月公司确认了1100万美元的资产减值损失，2024年第一季度和2023年第一季度无资产减值[194][198] - 2024年第一季度公司出售涡轮机及相关设备给PREPA亏损7750万美元，2023年第四季度出售巴西两家项目公司100%股份获利2150万美元[199] - 公司于2023年12月31日对一艘船舶确认了减值损失，未来可能继续确认[281] 业务板块营收与成本情况 - 2024年第一季度，公司终端与基础设施和船舶两个业务板块总营收6.90321亿美元，成本销售2.29117亿美元，船舶运营费用83.96万美元，运营与维护费用685.48万美元，运营利润率3842.6万美元[173] - 2023年第四季度，公司总营收7.58358亿美元，成本销售2.58485亿美元，船舶运营费用90.92万美元，运营与维护费用619.38万美元，运营利润率4288.43万美元[173] - 2023年第一季度，公司总营收5.79131亿美元，成本销售1.84938亿美元，船舶运营费用132.91万美元，运营与维护费用266.71万美元，运营利润率3542.31万美元[174] - 终端与基础设施业务板块2024年第一季度总营收为6.48亿美元，较2023年第四季度减少4730万美元，较2023年第一季度增加1.45亿美元[178][179] - 2024年第一季度交付给下游客户的天然气量为22.0 TBtu，2023年第四季度为22.2 TBtu，2023年第一季度为12.1 TBtu[179][180] - 2024年第一季度销售成本为2.29亿美元，较2023年第四季度减少3090万美元，较2023年第一季度增加1.55亿美元[178][184] - 2024年第一季度运营与维护费用为6850万美元，较2023年第四季度增加660万美元，较2023年第一季度增加4190万美元[178][190] - 船舶业务板块2024年第一季度总营收为4260万美元，较2023年第四季度减少2070万美元，较2023年第一季度减少5530万美元[191][192] - 2024年第一季度船舶运营费用为840万美元，较2023年第四季度减少69.6万美元，较2023年第一季度减少1080万美元[191][193] - 2024年第一季度销售、一般和行政费用为7080万美元，较2023年第四季度增加2270万美元，较2023年第一季度增加1860万美元[194][195] - 2024年第一季度折旧和摊销费用为5050万美元，较2023年第四季度减少1170万美元，较2023年第一季度增加1610万美元[194][197] - 2024年第一季度净利润为5670万美元，较2023年第四季度减少1.58亿美元，较2023年第一季度减少9490万美元[194] 财务费用与现金流情况 - 2024年第一季度利息费用较2023年第四季度增加40万美元，较2023年第一季度增加570万美元；2024年3月31日未偿还贷款本金余额为72亿美元，2023年3月31日为53亿美元；2024年第一季度借款成本较2023年第一季度增加5890万美元[200] - 2024年、2023年第四季度和2023年第一季度其他费用（收入）净额分别为1910万美元、 - 1360万美元和2500万美元[201] - 2024年第一季度公司因提前偿还设备票据确认790万美元预付保费和未摊销融资成本，因现金要约回购3.75亿美元2025年票据确认190万美元溢价[202] - 2024年第一季度、2023年第四季度和2023年第一季度公司所得税拨备分别为2160万美元、4600万美元和2900万美元[204] - 2024年第一季度公司经营、投资和融资活动产生的现金流量分别为7005万美元、 - 2.1978亿美元和1.57617亿美元，较2023年同期分别变化 - 1.3009亿美元、2.43488亿美元和1.14396亿美元[217] - 2024年第一季度投资活动所用现金流为2.198亿美元，较2023年同期的4.633亿美元减少2.435亿美元[218] - 2024年第一季度融资活动提供的现金流为1.576亿美元，较2023年同期的4320万美元增加1.144亿美元[219] 资金筹集与使用情况 - 2024年3月公司以私募方式发行7.5亿美元2029年到期的8.75%优先担保票据[221] - 2024年第一季度公司完成现金要约收购，以3.769亿美元回购3.75亿美元2025年到期票据[221] - 2024年第一季度，巴西国家开发银行信贷协议项下贷款人提供2.734亿美元贷款，利率在2.61% - 4.41%之间[222] - 截至2024年3月31日的三个月内，EB - 5贷款协议项下新增资金3630万美元[224] - 2024年4月，公司用短期信贷票据收益偿还了2810万美元的PortoCem BTG贷款[225] - 2024年3月，公司全额偿还1.884亿美元设备票据，支付3%的提前还款溢价[226] 风险因素相关情况 - 投资公司A类普通股风险高，可能导致全部或部分投资损失[235] - 公司业务受多种因素影响，包括战略实施、建设、运营、客户、市场竞争等风险[235][236] - 公司面临LNG价格和供应风险，风险管理策略无法消除所有风险[236] - 公司依赖第三方LNG供应商，自身投资组合开发存在风险[236] - 公司A类普通股市场价格和交易量可能波动，股东可能遭受重大损失[237] - 公司业务战略依赖多种因素，面临经济、竞争、监管和运营等不确定性[238][239] - 公司面临客户信用风险，信用程序和政策可能不足以消除风险[240] - 公司参与的建设项目面临工程、环境、设备供应、政府审批等风险[240] - 公司业务重点是在外国司法管辖区开发项目，面临法律、文化、政治等风险[243] - 项目开发延迟可能导致成本超支、收入延迟、客户流失和合同终止[244] - 项目建设和开发出现时间延误和成本超支情况，且未来可能继续发生类似事件[245] - 现有基础设施、设施和船只及未来业务面临多种运营风险，如效率低下、设备故障等[245] - 海洋LNG运营面临多种风险，事故可能导致人员伤亡、财产损失、收入减少等后果[247] - 依赖第三方承包商、运营商和供应商，若无法签订有利合同或承包商违约，可能影响项目建设和运营[247] - LNG价格在2021年8月至2022年底大幅上涨，全球事件导致能源价格波动，可能影响公司市场竞争力[249] - 业务受高度监管，法规变化可能导致额外支出、限制和延误，如2024年2月拜登政府暂停LNG出口审批[250] - 2020年7月15日白宫修订NEPA法规，目前正在进行全面审查，未来修订影响不确定[251] - 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，2021年9月15日提交运营申请，目前仍在审批中[251] - 获得和维持政府及监管机构的许可、批准和授权过程复杂，可能面临延误和挑战，如墨西哥项目等待最终审批[252] - 美国海事管理局对公司FLNG项目申请审查多次暂停并要求补充信息，初始审查于2022年8月16日暂停，10月28日重启[252] - MARAD在2023年2月21日延长停止时钟，等待公司对2022年12月数据请求的回复澄清和额外信息[253] - 公司投资项目可能面临开发不成功、客户不履行付款义务的风险，尤其在外国司法管辖区风险更高[256] - 公司维持足够营运资金的能力对业务增长至关重要，营运资金需求随业务增加而增加，不足可能限制增长[257] - 公司营收依赖现有和未来长期协议及客户履行情况，短期合同可能导致定价波动和收益不稳定[258] - 公司缺乏资产和地域多元化，牙买加、墨西哥和波多黎各的经济波动、自然灾害、贸易限制等可能影响业务[260] - 公司可能无法成功执行向现有和未来客户供应液化天然气（LNG）的战略[268] - 众多竞争对手正在开发LNG设施，其资源优势可能对公司业务产生重大不利影响[269] - LNG和天然气需求及价格的周期性或其他变化可能对公司业务和客户表现产生不利影响[270] - 公司风险管理策略无法消除所有LNG价格和供应风险，违规可能导致重大财务损失[273] - 公司策略是维持LNG采购与销售或未来交付义务之间的平衡，但无法消除所有价格风险[274] - 公司依赖第三方LNG供应商，可能无法购买或接收足够数量的LNG以满足交付义务[274] - 公司自有LNG组合的开发面临各种风险和假设，储量估计可能会发生变化[274] - LNG在浮式储存再气化装置（FSRU）上加工、运输和储存可能面临损失或损坏的风险[276] - 公司依赖第三方油轮和船只进行LNG运输和转移，可能无法以有利条件签订或续签合同[276] - 远洋油轮和设备的运营存在固有风险，可能对公司业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响[277] - FSRU和LNG运输船的租赁费率会因供需平衡变化而大幅波动，全球LNG运输船队扩张或对租赁费率、船舶利用率和船舶价值产生负面影响[278] - 公司FSRU设施有未分配给特定主要客户的过剩产能，未能确保全部过剩产能的承诺可能影响未来收入[278] - 公司FSRU和LNG运输船主要策略是为NFE码头提供服务及签订长期租约，但长期租约期限可能缩短，获取长期租约竞争激烈[278] - 船舶价值会因多种因素大幅波动，处置船舶时价值较低可能导致亏损[279][280] - 随着自有船舶老化，维护和运营费用预计增加，若现金储备不足可能对业务产生不利影响[281] - 若公司违约，海事索赔人可能扣押船舶，中断现金流，导致租约终止，影响收入和现金流[281][282][283] - 公司开发创新技术如Fast LNG、绿色氢能和ISO集装箱配送系统，但这些技术未经证实，可能无法实现预期的时间和成本节约[284] - 公司业务依赖从各种来源获得大量额外资金，但资金可能无法获得或只能以不利条件获得[287] - 《多德 - 弗兰克法案》及其相关规则、EMIR和REMIT等监管规定可能增加衍生品合约成本、改变合约条款、减少衍生品可用性，影响公司套期保值能力和经营业绩[290][291] - 公司会对长期资产进行减值测试，负面行业或经济趋势等因素可能导致长期资产减值，影响经营业绩[291] - 天气事件、自然灾害或人为灾害可能损坏公司设施、中断运营