财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度，公司平均实现价格为每吨373美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为1.6亿美元，调整后净收入为每股0.73美元，调整后EBITDA较低主要因埃及天然气转售和销售收益减少，部分被天然气和物流成本下降抵消 [56] - 2022年，公司年度调整后EBITDA为9.32亿美元，调整后净收入为3.43亿美元或每股4.79美元，2021年和2022年是公司历史上调整后EBITDA和运营现金流最高的两年 [57] - 2022年全球甲醇需求略增至8800万吨，第四季度甲醇需求较第三季度下降约5%，主要因甲醇制烯烃（MTO）开工率降低 [57] - 2022年公司平均折扣率为21%，2023年类似，第四季度现货价格波动较小，主要在中国，折扣率从第三季度的21.5%降至20.5% [60] - 第四季度末，公司财务状况良好，现金约8.06亿美元，未动用备用流动性为6亿美元 [65] - 预计G3项目资本支出在12.5亿 - 13亿美元，截至第四季度末已支出约9.1亿美元（未含资本化利息），剩余4.15亿 - 4.65亿美元（含约7500万美元应付账款）已由手头现金全额资助 [66] - 按每吨甲醇实现价格375美元和每百万英热单位（MMBtu）天然气4美元计算，预计G3项目每年将产生约2.5亿美元的EBITDA [68] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度传统化工应用需求略有下降，主要因消费者支出减少、欧洲和亚洲年末去库存以及中国因疫情限制需求低迷；能源相关应用需求相对稳定 [58] - 第四季度公司产量高于第三季度，埃及工厂重启，智利和新西兰天然气供应增加且无计划内检修，但盖斯马、智利和特立尼达出现意外停产影响产量 [63] - 2023年公司有三个计划内检修，将依次进行并于9月完成，预计2023年生产约650万权益吨甲醇（不含G3项目），实际产量可能因检修时间、天然气供应、意外停产和突发事件而季度性波动 [64] - 第四季度公司生产产品的销售量远低于产量，预计2023年第一季度生产产品销售量和调整后EBITDA将大幅高于2022年第四季度 [67] 各个市场数据和关键指标变化 - 烯烃市场承压超一年，新产能入市和经济需求影响导致亚洲石脑油生产商和MTO的原料采购成本受影响，MTO在该时期与石脑油相比有竞争力，但该行业所有生产商都面临困境 [2] - 中国MTO市场方面，新石脑油裂解装置投产后，MTO目前比石脑油更具经济性，且MTO从伊朗以折扣价大量采购产品，使其更具吸引力，该MTO装置年消耗超200万吨产品，对需求影响大 [16] - 欧洲市场，第四季度传统化工应用下降约3%，主要受欧洲和亚洲影响，目前天然气价格下降支持了欧洲生产商和制造业，客户比三个月前更乐观，前景有适度改善 [26] - 海运甲醇需求方面，目前有超100艘船舶（若全部以甲醇为燃料运行）每年将产生300万吨需求，所有主要航运公司都在关注甲醇，该领域预计将持续增长 [35] - DME需求稳定，年需求量超400万吨，无明显增长；煤锅炉和窑炉转换主要在小型商业和商住供暖应用中持续进行，增长率约4% - 5%；车辆燃料方面，有推广甲醇汽车和重型卡车等应用的乐观营销计划 [38][39] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司在绿色甲醇方面，已在北美盖斯马工厂获得认证，活跃于可再生天然气市场，购买溢价可再生天然气生产绿色甲醇支持下游客户；正在评估美国碳捕获项目的可行性，利用《降低通胀法案》的福利和税收激励以及路易斯安那州的封存能力；还在评估新西兰工厂的小规e - 甲醇投资项目，认为可应用于多个工厂，但这些都处于可行性研究阶段，需政府支持、客户需求和支付意愿 [40][41][44] - 公司在特立尼达与国家天然气公司（NGC）就Titan和Atlas项目进行多方面讨论，NGC与上游主要企业、下游企业进行沟通，已与BP签订一份上游合同，LNG联合开发协议预计第一季度完成，为公司在石化领域的商业讨论创造了更好环境，公司今年将进行相关讨论 [6][7] - 拜登政府授予特立尼达开发委内瑞拉Dragon气田的许可证，该气田储量为4万亿立方英尺，且有更大气田与特立尼达和委内瑞拉接壤，为未来发展提供了可能性 [8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 烯烃市场何时恢复平衡难以预测，中国开放可能支持需求，但有新产能且行业需要调整开工率，目前烯烃价格极低，难再下跌，需求有积极迹象有助于平衡市场，但行业仍需调整 [3] - 公司认为当前资产组合和强劲资产负债表使其处于有利地位，G3项目资金充足，按计划安全推进，预计今年第四季度投产，将增强现金流生成能力 [32][68] - 甲醇市场中期前景乐观，随着G3项目今年第四季度投产，公司现金流生成能力将增强，在经济不确定时期，公司有能力维持强劲资产负债表，寻求增值增长机会并向股东返还多余现金 [68] 其他重要信息 - 2023年2月公司在北美的挂牌价格保持稳定，在亚洲和中国上涨 [60] - 除中国外，2023年预计无新增产能，公司G3项目预计第四季度投产 [62] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Q1盈利是否会显著高于Q4，能否量化 - 公司认为在当前利润率较高的环境下，由于第一季度生产产品销售量大幅增加，预计盈利将大幅提高，可结合生产和库存情况进行预测 [73] 问题2: 2023年新西兰和智利产量情况，以及2024年展望 - 新西兰方面，公司与天然气供应商密切合作，2023年市场相对紧张，基于供应商的钻探和维护活动，对增量天然气供应持谨慎乐观态度，中长期来看，新西兰塔拉纳基盆地资源丰富，公司作为大用户，当地对天然气发电的重视也有利于公司；智利方面，预计2023年天然气供应与2022年相似，公司与智利和阿根廷供应商合作，阿根廷内乌肯盆地和瓦卡穆尔塔油田开发、管道连接以及南部的投资项目有望改善天然气供应，但需相关项目推进 [75][77][78] 问题3: G3项目是否于1月开始调试，G1和G2从首次调试到首次生产所需时间，G3是否适用类似时间表 - 公司表示调试是随着工厂各系统完成后逐步移交给调试团队，目前供电系统正在调试并移交，预计第四季度投产，由于前期调试工作充分，启动工厂只需数周而非数月 [79] 问题4: 2023年甲醇需求增量来源，产量变化，以及成本曲线下行风险 - 需求方面，公司将需求分为传统化工应用（占50%）、MTO（占15% - 20%）和其他能源应用（占30% - 35%），约60%的需求在中国，10% - 15%在与中国经济联系紧密的其他亚洲国家，中国重新开放有望支持所有应用的需求增长，预计增长率为4% - 5%或更高；MTO需求去年底下降15%，主要因两家大型工厂，其中一家已重启，另一家因炼油厂扩建和石脑油裂解装置调试而停产，预计调试完成后将重启，且伊朗冬季后新供应可能满足部分需求；产量方面，预计中国今年新增产能150万 - 200万吨，主要来自液化气，同时低效小厂持续关闭，净增量约150万吨，对整体需求和需求增长影响不大；成本曲线方面，在高能源价格环境下，中国煤炭供应增加困难，部分因劳动力和疫情限制，且煤矿开采深度和安全问题限制产能扩张，进口煤炭占比5% - 10%，难以大幅影响煤炭价格 [85][90][91] 问题5: 2023年折扣率情况 - 公司确认2023年折扣率与第四季度相似，为21% [96] 问题6: 新西兰产量指导相对平稳的原因，是否因保守指导或天然气供应 - 公司表示新西兰天然气供应情况与去年相似 [98] 问题7: 何时考虑下一阶段资本配置，如加速或加大股票回购 - 公司认为目前资产负债表状况良好，手头约8亿美元现金，G3项目还需支出4.65亿美元，维持最低现金余额3亿美元，目前无大量多余现金，但随着甲醇价格和资产运营情况良好，将产生强劲现金流，公司有多种选择，如加速现有回购计划（当前股价下仍有超1亿美元）、扩大回购规模至公众流通股的10%（约1亿美元），并计划分阶段偿还2024年到期的3亿美元债券，首要任务是保持强劲资产负债表并确保G3项目完成 [99][100][101]