财务表现 - 2023年第四季度调整后EBITDA为3.88亿美元，全年为13亿美元[2] - 2023年第四季度净收入为2.15亿美元，全年为5.49亿美元[2] - 2023年第四季度调整后每股收益为1.01美元，全年为2.75美元[2] - 2023年第四季度每股收益为1.06美元，全年为2.65美元[2] - 2023年第四季度每股经营活动产生的现金流为1.36美元，全年为3.56美元[2] - 2023年，公司的每股经营活动产生的现金流大幅增加，较2022年全年翻了一番[5] - 2023年12月，公司的净收入为548,876千美元，Adjusted Net Income为206,631千美元[45] - 2023年12月，公司的Funds from operations为735,206千美元，每股FFO为3.56美元[48] - 2023年度经营活动现金流净额为824,756,000美元，较2022年的355,111,000美元和2021年的84,770,000美元均有显著增长[51] - 2023年度投资活动现金流净额为-2,904,143,000美元，主要由于资本支出较高，达到了-3,029,834,000美元[51] - 2023年度融资活动现金流净额为1,528,950,000美元，主要来源于债务融资，达到了3,005,387,000美元[51] 项目进展 - 巴西完成Barcarena和Santa Catarina终端并投入使用，预计将在2024年3月开始产生收入[3] - 波多黎各完成两座FEMA电厂的安装，总容量为350兆瓦，自安装以来的调度率约为99%[4] - Fast LNG成功将第一台装置放置到位置上，预计2024年3月将获得第一批LNG，4月将获得第一批货物[5] 目标展望 - 公司目标是在2024年全年将这些指标几乎翻倍[6] 业务指标 - "Total Segment Operating Margin"是我们的终端和基础设施部门运营利润和船舶部门运营利润的总和[25] - Illustrative Gross Capex Goal反映了管理层对于新项目或正在开发中项目相关的供应商总现金支付的预期目标[26] - Illustrative Net Capex Goal是通过从Illustrative Gross Capex Goal中减去Illustrative Financings Goal计算得出的[28] - GW表示10亿瓦特，8.7GW是公司拥有、管理或供应的最大功率的估计值[30] - 管理层对公司运营终端和正在开发中终端的潜在容量和利用率的估计[31] 财务指标 - Adjusted EBITDA是我们的Total Segment Operating Margin减去Core SG&A后的结果，是一种非GAAP财务指标[43] - Adjusted EBITDA不是GAAP下的财务表现衡量标准，应该与净收入、经营活动现金流等指标一起考虑[39] - Adjusted EBITDA是投资者广泛用来衡量公司运营绩效的指标，不应作为替代净收入和每股收益的标准[42] - 2023年12月，公司Terminals and Infrastructure和Ships两个部门的分段运营利润为1,451,690千美元，其中Terminals and Infrastructure部门为1,209,472千美元，Ships部门为242,218千美元[44]

公司设施运营情况 - 蒙特哥湾设施自2016年10月开始商业运营，每天可处理高达61,000 MMBtu的LNG，为145MW的博格发电厂供气[155] - 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的老港发电厂和其他设施供气[156] - 迈阿密设施自2016年4月开始运营，每天的液化能力约为8,300 MMBtu的LNG [162] - 拉巴斯设施预计每天为100MW的拉巴斯发电厂供应约22,300 MMBtu的LNG，天然气供应量最高可增至每天约29,000 MMBtu，以实现高达135MW的电力输出[160] - 阿尔塔米拉的140万吨/年的FLNG装置已安装并连接到天然气管道，正在进行项目调试[175] - 公司在尼加拉瓜Puerto Sandino开发海上设施，与当地电力公司签订25年PPA，预计每天使用约57,500 MMBtu的LNG为电厂供气，预计2024年完成优化[179] - 巴西Barcarena设施可处理高达790,000 MMBtu/天的天然气，储存170,000立方米LNG，预计2024年第一季度开始运营，Barcarena电厂预计2025年完工并运营[180] - 巴西Santa Catarina设施处理能力约为570,000 MMBtu/天，LNG储存能力达170,000立方米，预计2024年第一季度完工并运营，相关设施总潜在市场为1500万立方米/天[182] - 公司San Juan设施被FERC认定受其管辖，公司已提交运营申请，2023年7月申请修改相关命令以建设和连接220英尺管道，FERC表示不阻止[196][197] 公司业务合作与项目开发 - 2023年第一和二季度，公司与韦斯顿解决方案公司达成协议，为波多黎各的帕洛塞科发电厂和圣胡安发电厂增加约350MW的电力供应，其中150MW于2023年第二季度投入使用，剩余200MW于2023年9月投入使用[158] - 2022年8月，公司完成与阿波罗全球管理公司关联方的交易，将11艘船只所有权转让给Energos，获得约18.5亿美元现金和Energos 20%的股权[167] - 公司与CFE达成非约束性谅解备忘录，开发和运营一个陆上液化天然气终端，最多配备四个140万吨/年的FLNG装置[176] - 公司考虑在路易斯安那州大岛东南海岸约16海里处安装多达两个FLNG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 [177] - 公司已获得两份来自美国LNG设施的20年期LNG供应合同，预计2027年开始执行[164] - 公司与Pemex达成开发Lakach深水天然气田的长期战略伙伴关系协议，若协议生效，公司将在两年内投资完成七口海上油井，并部署1.4 MTPA的Fast LNG装置[178] - 公司在爱尔兰获得约353 MW发电能力的电厂十年容量合同，电厂需在2026年10月前运营，但LNG终端和电厂开发申请被拒，公司正在挑战该决定[183] - 公司巴西子公司10月达成两项长期融资安排，为Barcarena电厂建设提供资金，可从BNDES借款高达18亿雷亚尔，利率2.61% - 4.41%加固定利率，2026年4月前无需偿还本金[184][185][186] 公司融资情况 - 公司发行高达2亿美元的可转换债券，年利率12%，发行三年后每年增加1.25%，2028年10月到期[188] - 10月30日公司签订信贷协议，获得8.56亿美元定期贷款B，用于偿还过桥贷款等，2024年3月开始每季度偿还约210万美元本金，利率为调整后Term SOFR加5.0%[191][193] - 2023年8月3日公司签订4亿美元过渡定期贷款信贷协议，贷款已用定期贷款B收益全额偿还[274] - 2023年6月公司签订最高2亿美元设备票据协议，二、三季度借满，利率约7.7% [276] - 2023年7月21日公司签订最高1亿美元EB - 5贷款协议，三季度已发放3790万美元，固定利率4.75% [278] - 截至2023年9月30日，公司短期回购安排欠款1.618亿美元，加权平均利率9.74% [280] - 2023年前三季度公司循环信贷额度增加4.266亿美元，总额达8.666亿美元，产生700万美元费用[281] 公司财务数据关键指标变化 - 2023年第三季度与第二季度相比，公司总营收从5.61345亿美元降至5.14462亿美元，综合业务运营利润率从29043.7万美元降至25011万美元[200] - 2023年前九个月，公司合并总营收为16.54938亿美元，2022年同期为18.21903亿美元[202][205] - 2023年前九个月，公司合并销售成本为6.02626亿美元，2022年同期为8.74529亿美元[202][205] - 2023年前九个月，公司合并运营利润率为8947.78万美元，2022年同期为8197.73万美元[202][205] - 2023年前九个月运营维护成本较2022年同期增加3130万美元，主要因Genera可报销薪资和运营成本及波多黎各业务租赁成本增加[221] - 销售、一般和行政费用2023年第三季度较二季度减少670万美元，前九个月较2022年同期减少890万美元[231] - 交易和整合成本2023年前九个月为480万美元，较2022年同期的1240万美元减少760万美元[231] - 折旧和摊销2023年第三季度较二季度增加660万美元，前九个月较2022年同期增加1870万美元[231] - 利息费用2023年第三季度较二季度增加42.6万美元，前九个月较2022年同期增加4450万美元，2023年9月30日未偿贷款本金余额为62亿美元，2022年同期为45亿美元[231] - 2023年第三季度税项拨备为2520万美元，有效税率28.8%，前九个月税项拨备为6950万美元，2022年同期为税务利益1.262亿美元[231] - 2023年第三和第二季度，权益法投资收益分别为0.5百万美元和2.3百万美元，2023年前九个月为12.7百万美元，2022年前九个月亏损354.4百万美元[247][249] - 截至2023年9月30日，公司已为所有已完成和现有项目承担约61.62亿美元的总承诺支出，其中约48.15亿美元已支付[255] - 截至2023年9月30日，公司为开发宾夕法尼亚设施已花费约1.286亿美元，其中约2250万美元建设和开发成本已费用化，约1.061亿美元已资本化[256] - 2023年第一季度支付股息6.263亿美元，每股A类股3.00美元；前九个月支付季度股息共计6150万美元，每股A类股0.10美元[257] - 截至2023年9月30日，长期债务义务、采购义务和租赁义务总计24.094165亿美元，其中不到1年需支付9.18204亿美元[259] - 2023年前九个月经营活动现金流为5.372亿美元，较2022年的9110万美元增加4.461亿美元[266][267] - 2023年前九个月投资活动现金流为 - 20.656亿美元，较2022年的 - 1.96亿美元增加18.696亿美元[266][269] - 2023年前九个月融资活动现金流为9.241亿美元，较2022年的2.497亿美元增加6.744亿美元[266][271] - 2023年公司额外借款17.687亿美元，主要用于Fast LNG项目和波多黎各电网稳定项目，同时偿还债务1.045亿美元[271] - 2022年商品互换交易在2023年一季度结算实现收益1.461亿美元，2023年1月交易截至9月30日未实现损失180万美元[286] - 市场利率100个基点变动会使固定利率债务公允价值变动约6900万美元[287] - 市场利率100个基点变动会使Barcarena定期贷款年利息费用变动约200万美元[288] - 美元对巴西雷亚尔贬值10%不会显著影响公司巴西业务收入和费用[289] 各条业务线数据关键指标变化 - 2023年前九个月，终端与基础设施业务总营收为14.46017亿美元，较2022年同期的17.11241亿美元减少2.65224亿美元[210] - 2023年前九个月，终端与基础设施业务销售成本为4.88512亿美元，较2022年同期的9.09938亿美元减少4.21426亿美元[210] - 2023年前九个月，终端与基础设施业务运营利润率为8363.18万美元，较2022年同期的7002.64万美元增加1360.54万美元[210] - 2023年第三季度较第二季度，终端与基础设施业务总营收减少4759.9万美元，主要因LNG货物销售减少，部分被波多黎各天然气销售增加和亨利枢纽指数上升抵消[210][211] - 2023年前九个月较2022年同期，终端与基础设施业务总营收减少2.65224亿美元，主要因LNG货物销售降低、无CELSEPAR投资收益和亨利枢纽指数下降，部分被下游终端客户销售增加抵消[210][213] - 2023年前九个月较2022年同期，终端与基础设施业务销售成本减少4.21426亿美元，主要因LNG货物销售成本降低、实现商品掉期交易收益和船舶成本降低等[210][217][219] - 公司第三季度确认PREPA热发电资产运营维护的薪资和其他运营成本1630万美元，成本转嫁给PREPA并确认为收入[220] - 船舶业务板块2023年第三季度总收入较二季度增加71.6万美元，2023年前九个月较2022年同期减少1.07311亿美元[222] - 2023年3月15日公司完成Hilli Exchange交易，获得约410万股NFE股票和1亿美元现金，此前已确认Hilli投资损失1.186亿美元，交易完成又确认处置损失3740万美元[223] - 截至2023年9月30日，四艘FSRU和两艘LNG船租给客户，2023年7月出售Golar Spirit轮获1580万美元，收益780万美元[224]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总收入为5.14亿美元,总营业利润为2.5亿美元 [38] - 下游业务营业利润为1.95亿美元,较上季度增长4倍,较上年同期增长13倍 [38] - 预计第四季度下游营业利润将近翻倍 [38] - 2022年全年预计调整后EBITDA为16亿美元,2023年预计为24亿美元 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - FLNG1项目已完成机械安装,正在进行最后的调试和投产 [7][17][18][19] - 位于波多黎各的两座发电厂已全部投产,为当地电网提供了10%以上的电力供给 [8][27][28] - 位于巴西的两座LNG码头已完成机械安装,预计2024年初投产 [20][21][22][23][24] 各个市场数据和关键指标变化 - 波多黎各电价最高,电网最不可靠,公司建设的350兆瓦电厂是该市场最便宜、最可靠的电力来源 [26][27][28] - 巴西天然气市场使用量仅为美国的5%,公司在该市场拥有主导地位 [88][89] - 公司正在评估在爱尔兰建设LNG码头的可能性,这将是该国唯一的LNG进口设施 [91][92] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司未来几年将专注于完成现有项目的建设和投产,不会大规模拓展新的海外市场 [90][91] - 公司正在快速发展氢能业务,预计将成为北美最大、最赢利的绿色氢生产商 [47][48][49][50][51][52][53] - 公司在基础设施建设和运营方面具有明显优势,在行业内处于领先地位 [116][117] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司已完成大部分基础设施建设,未来几年将专注于提高现有资产的利用率和盈利能力 [90][91] - 公司预计未来几年收入和利润将大幅增长,现金流转换率也将大幅提高 [43][44][45] - 公司目前估值偏低,但随着业绩的持续改善,预计未来估值将得到大幅提升 [114][115][116][117] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Chris Robertson 提问** 询问第四季度EBITDA预期中是否包含非经常性收益 [105][106] **Christopher Guinta 回答** 第四季度EBITDA预期中包含约2亿美元的资产出售收益 [105] 问题2 **Chris Robertson 提问** 询问公司在波多黎各获得的新合同的具体内容 [111][112][113][114] **Brannen McElmurray 回答** 公司被选入两个联合体,参与美国陆军工程兵团5亿美元的基础设施建设项目,预计未来会获得类似于已完成的350兆瓦电厂项目的新合同 [111][112][113][114] 问题3 **Ryan Levine 提问** 询问公司FLNG项目的许可申请情况 [99][100][101][102][103] **Wesley Edens 回答** 公司已经获得了offshore FLNG项目的相关许可,onshore FLNG项目的许可申请是为了探索在陆地上部署FLNG设备的可能性,与offshore项目的许可无关 [99][100][101][102][103]

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

财务数据和关键指标变化 - 第二季度收入为5.61亿美元,调整后EBITDA为2.46亿美元,较第一季度有所下降,主要是由于部分货物销售时间的差异 [11] - 与去年上半年相比,今年上半年EBITDA从5.41亿美元增加到6.86亿美元,大幅增长 [12] - 公司预计2023年EBITDA为16亿美元,2024年为24亿美元,略有下调,主要是由于部分项目延迟交付 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 终端业务EBITDA为2.39亿美元,船舶业务为5400万美元 [83] - 公司总销量为25 TBtu,平均EBITDA利润率约为10美元/MMBtu [84] 各个市场数据和关键指标变化 - 波多黎各电力业务:公司已接管83%的发电系统,约5吉瓦装机容量,并在短期内安装了350兆瓦的应急电力 [68][69][70] - 巴西终端:巴卡雷纳终端将于今年第四季度投产,与挪威海德鲁公司签约;圣卡塔琳娜终端也将于明年第一季度投产 [146][147][148] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司正在建设5个大型基础设施项目,总投资32亿美元,将在未来30-60天内全部投产,这将极大地提升公司的收入潜力和现金流质量 [13][14][15][19][22] - 新市场拓展方面,公司将进入波多黎各、巴西和爱尔兰等市场,大幅增加总体产能 [16][17][18] - 公司未来将更多依靠长期合同客户销售,而非短期商业销售,提高收益的稳定性和可预测性 [15] - 公司未来几年将进入投资级别,大幅降低债务水平 [22] - 公司正在开发氢能业务,已在美国东南部建立首个绿氢生产设施,并计划在其他地区复制 [157][158][159][160] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司正处于关键转折点,将从建设项目转变为收益稳定的运营资产,未来几年内将大幅提升收益和现金流 [13][14][15][19][22] - 公司正在进入新的大型市场,如波多黎各、巴西和爱尔兰,具有巨大的增长潜力 [16][17][18] - 公司的资产负债表非常健康,未来几年内将大幅降低债务水平,有望很快达到投资级别 [154][155][156] - 公司正在开发氢能业务,这将成为未来重要的增长点 [157][158][159][160] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Chris Robertson 提问** 询问2024年资本支出预测下调的原因 [94][95][96][97][98][99][100] **公司高管回答** 公司已经投入了大部分FLNG 2和3的建设资金,剩余部分可以通过债务融资解决,同时随着基础设施项目陆续投产,未来资本支出将大幅下降 [94][95][96][97][98][99][100] 问题2 **Michael Patterson 提问** 询问公司关于戈尔LNG优先股的处理 [110][111][112][113][114][115] **公司高管回答** 公司一直在按照要求提供相关信息披露,对于优先股的具体处理公司愿意与投资者进一步沟通 [110][111][112][113][114][115] 问题3 **Cameron Lochridge 提问** 询问波多黎各和巴西业务的未来贡献 [126][127][128][129][130][131] **公司高管回答** 公司不会提供具体的分部业务指引,但波多黎各和巴西业务都有很大的增长潜力,未来几年内将成为公司重要的收入来源 [126][127][128][129][130][131]

业务布局与项目进展 - 多个LNG终端和电厂项目在建或即将完工，如FLNG 1预计9月投入使用，Puerto Rico power等项目也有明确投产时间[64] - 公司在波多黎各有多项业务，2020年签署300 MW供气协议并运营终端，2023年承接应急电力项目[32][62] 财务表现与展望 - 2023年上半年调整后EBITDA达6.86亿美元，较2022年同期增加1.45亿美元，预计2023年达16亿美元，2024年达24亿美元[39] - 2023年Q2调整后EBITDA为2.46亿美元，较Q1下降1.94亿美元，主要因货运销售减少[39] - 预计随着项目投产和资本支出下降，盈利能力将显著提升，资本支出从2023年的17亿美元降至2024年的2.5亿美元[40] 市场机遇与策略 - 终端利用率和产能增长推动盈利，可通过提高利用率和进入新市场加速增长，目标ROIC超20%[8][9] - 美国政府关注波多黎各电网建设，公司可参与短期供电、电厂改造和长期电力解决方案[75][77] 氢能业务发展 - 公司布局绿色氢能业务，Beaumont项目进展良好，预计2025年实现约5500万美元年化EBITDA[114] - 计划将ZeroParks分拆上市，当前5个项目投产后预计实现约2.5亿美元绿色氢气生产[120]

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

财务数据和关键指标变化 - 第一季度营收6.01亿美元，调整后EBITDA为4.4亿美元，自由现金流为1.85亿美元 [5][82] - 2023年预计营收35亿美元，调整后EBITDA为20亿美元，净利润12亿美元，自由现金流14亿美元，较去年有显著增长 [6][15] - 2023年自由现金流利润率预计为37% [16] - 第一季度调整后净利润为1.87亿美元，每股0.90美元 [61] 各条业务线数据和关键指标变化 - 终端业务2021年营收2.36亿美元，2022年为2.21亿美元，2023年指导为13亿美元，较去年增加超10亿美元 [10] - 货物销售在过去一段时间相对平稳，船舶业务略有下降，核心SG&A基本持平 [10] - 调整后EBITDA从2021年的6.05亿美元增长至2022年的10.71亿美元 [10] - 2023年LNG总供应量将达到152 TBtus，较2022年的88 TBtus增长75%，终端业务有机增长34 TBtus，同比增长约40% [56][57] - 2023年已签订销售合同122 TBtus，占比约80%，开放量约30 TBtus；2024年预计增长至217 TBtus，其中已签订销售合同180 TBtus [77] 各个市场数据和关键指标变化 - 欧洲天然气价格在去年冬季后供应担忧缓解，价格和波动性均大幅下降 [76] - Henry Hub天然气价格从去年同期的8美元/MMBtu降至目前的2美元/MMBtu以下，预计未来几年将保持平稳 [53] - Henry Hub与TTF之间的价差目前约为10美元/MMBtu，到2023年底将扩大至15美元/MMBtu，并在2024年保持 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过建立终端和运营，为有能源和电力需求的国家提供服务，以实现业务增长 [39] - 公司认为垂直整合是其竞争优势，能够提高自由现金流转化率，相比单一业务公司更具优势 [79][106] - 公司计划将Altamira LNG进口终端改造为280万吨/年的LNG出口终端，预计2024年投入运营 [31][75] - 公司董事会授权向SEC提交Zero Parks公司的注册声明，预计今年夏天将该公司分发给股东 [59] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源价格已回归到一个新的正常水平，客户活动和咨询显著增加，对公司业务有利 [8] - 公司认为市场仍处于供应不足和价格波动的状态，但Henry Hub与TTF之间的价差对公司业务有支持作用 [33][34] - 公司预计随着FLNG项目的上线，未来业务将有显著增长，特别是在终端业务方面 [20][56] 其他重要信息 - 公司第一季度完成了Hilli交易，出售了50%的权益，获得1亿美元现金、410万股股票（已注销），并解除了3.25亿美元的表外债务 [61] - 公司过去两周与评级机构会面，希望继续提升评级，目标是达到投资级 [86] - 公司拥有充足的流动性，能够为未来两年的发展提供资金支持 [62] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于FLNG项目对Louisiana、MARAD和Lakach流程的影响，以及Altamira项目的运营经济和利润分享情况 - 公司仍在与MARAD就Louisiana项目进行沟通，争取获得许可证；Lakach项目正在进行工程设计和与Pemex的谈判 [68] - Altamira项目团队正在进行工程设计和合同签订工作，预计几个星期内达成最终协议；运营经济方面，预计陆上项目更高效，但利润分享情况仍在与CFE讨论中 [72][91] 问题2: Altamira陆上LNG项目从意向书到正式交易的里程碑，以及陆上与海上项目的许可路径差异 - 团队正在与终端运营商和CFE进行工程设计和合同签订工作，预计几个星期内达成最终协议；许可方面，与CFE合作顺利，得到了各方支持 [72][115] 问题3: 公司在整个价值链商业运营中看到的情况，特别是工业市场中天然气的增长前景 - 虽然全球都在努力引入可再生能源，但在许多新兴国家，能源供应仍然稀缺，天然气需求巨大；公司的垂直整合模式具有经济优势，能够提供更好的服务和产品 [105][106] 问题4: FLNG单元在公司业务中的定位，以及2024年货物销售的假设 - FLNG是公司LNG产品的来源之一，与第三方合同供应的LNG共同构成公司的LNG成本；公司将综合成本分配到终端，通过终端收入计算净价差 [116] 问题5: Louisiana项目是否有天然气采购或采购承诺，以及对项目时间表的影响 - 公司在Louisiana项目上没有采购义务和承诺，不会影响项目时间表 [124] 问题6: 2024年新终端的情况，以及与当前利润率的比较 - 2024年将开启三个新终端，平均利润率与当前相比可能较低，但随着产能利用率的提高，利润率将逐渐改善 [127][128] 问题7: FLNG 2和3项目改为陆上后，是否会释放海洋基础设施，以及对Louisiana项目许可流程的影响 - 是的，会释放海洋基础设施；但公司目前专注于现有项目，没有计划改变解决方案 [147][148] 问题8: 2023年资本支出的情况，以及FLNG项目的成本范围 - 2023年资本支出预计会下降，包括完成FLNG一、二、三号项目以及已投入在四号和五号项目的资金 [157] 问题9: 第一个FLNG项目的剩余许可情况和非建设时间表 - 公司已获得所有建设许可证，正在等待运营许可证，预计本月内获得；FTA出口许可证和DOE许可证已获得，墨西哥出口许可证预计下周底获得 [137] 问题10: Altamira项目从海上转向陆上的讨论过程和原因 - 模块是关键，可部署在任何平台；陆上项目更便宜、更快，能够利用现有基础设施；与CFE沟通后，得到了他们的支持 [138][139] 问题11: 终端业务利润率的影响因素和变化趋势 - 新终端在开始阶段利润率较低，随着业务发展和基础设施成本的分摊，利润率将逐渐提高 [144][145] 问题12: 绿色氢气项目的情况，以及对蓝色氢气和绿色氢气的看法 - 公司在Beaumont, Texas的绿色氢气项目规模为120兆瓦，预计短期内完成产品销售；公司一直关注绿色氢气，认为IRA的实施将使绿色氢气项目更具经济可行性 [153][162] 问题13: 天然气采购的时间和监管批准的前置时间 - 公司在Louisiana项目上没有采购承诺，能够从管道获取天然气供应，预计不会出现供应问题 [164]

财务业绩 - 2023年Q1调整后EBITDA达4.4亿美元，确认2023年20亿美元的指引，2023财年细分市场收入指引为35亿美元，高于2022年的26亿美元[4] - 2023年Q1净收入1.5亿美元，自由现金流1.85亿美元，较上一季度增长84% [4] - 预计2023 - 2024年调整后EBITDA分别为20亿和23亿美元，净收入分别为12亿和17亿美元，自由现金流分别为14亿和19亿美元[4] 终端业务 - 终端业务盈利大幅增长，预计2023 - 2024年终端（天然气与电力）收入分别为13亿和19亿美元[30] - 以波多黎各圣胡安终端为例，有机增长增加了客户数量和业务时长，现有基础设施使公司能在合同授予60天内安装发电装置[27][32][38] FLNG业务 - 2021年1月推出FLNG解决方案，模块化建设更快（2年vs 4 - 5年）、更便宜（成本的70 - 80%）[43][44] - FLNG 1预计2023年7月首次供气，8月达到商业运营日期；FLNG 2和3预计2024年下半年准备好安装，成本均约0.9亿美元，产量均为140万吨/年[58][60] LNG市场与供应 - 美国天然气与LNG价差显著且扩大，当前远期曲线显示HH - TTF价差到2023年扩大至约15美元/百万英热单位，并持续到2025年[68][69] - 2022 - 2024年LNG供应预计增长约150%，2023 - 2024年合同销售分别占总供应的约80% [77] 财务状况 - 公司认为有足够流动性完成资本项目，无需外部融资，目标是到2023年底杠杆率低于2倍，升级信用评级至BB+ [99][109] - 2023年Q1运营亮点包括交付25 TBtu，5个主要LNG终端可靠性达99%，无重大安全事故[114]

设施运营与产能情况 - 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立方米的现场存储能力[182] - 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的老港发电厂和其他设施供气[183] - 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以支持135MW的电力供应[186] - 迈阿密设施自2016年4月开始运营，每天液化能力约为8,300 MMBtu的LNG [187] - 尼加拉瓜的波多圣蒂诺设施预计每天使用约57,500 MMBtu的LNG为发电厂供气，预计2024年完成优化[198] - Barcarena设施日处理能力达79万MMBtu，LNG存储能力达17万立方米，预计2023年底运营；Barcarena电厂预计2025年运营[200] - Santa Catarina设施日处理能力约57万MMBtu，LNG存储能力达17万立方米，预计2023年运营，相关设施和管道日潜在市场总量为1500万立方米[201] - 爱尔兰设施预计在获得许可后9 - 15个月完成，预计2024年上半年运营[202] - 路易斯安那州的设施每年可出口约1450亿立方英尺的天然气，相当于约280万吨的LNG [195] LNG采购与供应合同 - 公司已确保为下游终端100%的预期承诺量采购和接收LNG，并签订了两份20年期的LNG供应合同，预计分别于2026年和2027年开始[189] - 2022年公司约97%的LNG量从第三方采购[211] 业务板块构成 - 船舶业务板块包括五艘FSRU和五艘LNG运输船，其中一艘LNG运输船和FSRU目前用于码头运营[190] 装置部署计划 - 公司预计2023年部署首个Fast LNG装置，2024年部署更多装置[193] - 计划在墨西哥阿尔塔米拉部署的每个FLNG装置年产量为140万吨[194] 重大交易与收益 - 2022年8月15日公司完成Energos Formation交易，获约18.5亿美元现金收益，持有Energos约20%股权[206] - 2022年10月3日公司完成Sergipe出售交易，获约13亿美元，外汇远期合约结算获利2.04亿美元[208] - 2023年2月公司与Golar LNG达成协议，出售Hilli权益，获约410万股NFE股票和1亿美元现金[203] 资产减值情况 - 2022年公司对CELSEPAR投资确认3.692亿美元非暂时性减值，对CEBARRA资产确认5070万美元减值损失[209] - 2022年资产减值损失为5070万美元，与塞尔希培出售相关资产减值有关[249] 公司合并情况 - 2021年4月15日公司完成Hygo和GMLP合并，获得多个设施和船只权益[210] 循环信贷额度变化 - 2023年2月循环信贷额度增加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[203] 财务关键指标变化 - 2022年第四季度，公司总营收为5.46369亿美元，2022年第三季度为7.3193亿美元，2022年全年为23.68272亿美元，2021年全年为13.2281亿美元[214][215] - 2022年第四季度，公司综合业务运营利润率（非GAAP）为3.68753亿美元，2022年第三季度为2.95749亿美元，2022年全年为11.88526亿美元，2021年全年为5.81807亿美元[214][215] - 2022年第四季度销售成本较第三季度减少1.70022亿美元，其中收购销售给第三方货物的成本从1.857亿美元降至9780万美元，LNG加权平均成本从18.26美元/MMBtu降至10.52美元/MMBtu[221][224][225] - 2022年第四季度，销售给下游客户的第三方采购LNG成本减少3330万美元，交付量减少15%，加权平均成本从12.17美元/MMBtu降至10.95美元/MMBtu[226] - 2022年第四季度，公司结算一笔商品掉期交易，以61.87美元/MMBtu的固定价格交换约1.5TBtus的2023年1月部分交付量的市场定价风险，获利3650万美元[227] - 2022年全年销售成本较2021年增加3.53305亿美元，主要因LNG货物销售成本增加，收购销售给第三方的LNG货物成本从1.913亿美元增至4.854亿美元[221][228] - 2022年全年，销售给终端客户的第三方采购LNG成本增加1.415亿美元，交付量减少6%，加权平均成本从7.09美元/MMBtu增至10.84美元/MMBtu[229][230] - 塞尔希培出售完成后，2022年第四季度公司不再确认对CELSEPAR的投资收益，2022年第三季度为4130万美元，2022年全年为1.483亿美元，2021年全年为2.992亿美元[223] - 2022年船舶成本较2021年增加5300万美元，因业务扩张增加了船舶使用[231] - 公司对CELSEPAR投资的销售成本份额从2021年的1.758亿美元降至2022年的2860万美元[232] - 2022年12月31日和2021年12月31日，公司运营中使用的液化天然气库存加权平均成本分别为每百万英热单位10.42美元和9.71美元[235] - 船舶业务板块2022年总营收较2021年增加1.15亿美元，因该板块全年纳入运营结果[240][241] - 船舶运营费用2022年较2021年增加2620万美元，因船舶业务板块全年纳入运营结果[240][243] - 销售、一般和行政费用2022年较2021年增加3620万美元，因业务持续扩张带来更高工资和专业费用[244] - 交易和整合成本2022年为2180万美元，较2021年的4470万美元减少，因GMLP和Hygo整合取得进展[247] - 折旧和摊销2022年较2021年增加4430万美元，包括并购船舶全年折旧及合同价值摊销[248] - 利息费用2022年较2021年增加8250万美元，因未偿还本金总额增加及更高借款成本[250] - 2022年债务清偿损失为1500万美元，2021年为1100万美元[252] - 2022年第四季度和第三季度权益法投资损失分别为1.178亿美元和3170万美元，2022年全年为4.722亿美元，2021年为收益1440万美元[253] - 2022年第四季度和第三季度税收拨备分别为280万美元和1000万美元，2022年股票薪酬超额收益为2440万美元，CELSEPAR投资带来离散收益1989万美元[254] - 2022年经营、投资和融资活动现金流分别为3.551亿美元、-8270万美元和3.22亿美元，较2021年分别增加2.703亿美元、减少21.908亿美元和减少14.95亿美元[267] 码头和基础设施业务板块数据变化 - 码头和基础设施业务板块2022年第四季度总营收较第三季度减少2.30113亿美元，主要因LNG货物销售和亨利枢纽指数下降，货物销售收入从3.506亿美元降至2.311亿美元，亨利枢纽指数定价下降24%，交付量从12.9TBtus降至11.0TBtus[214][215][221] - 码头和基础设施业务板块2022年全年总营收较2021年增加8.02423亿美元，主要因LNG货物销售和亨利枢纽指数上升，货物销售收入从4.627亿美元增至11.759亿美元，亨利枢纽指数定价上升73%，交付量从41.8TBtus降至39.5TBtus[215][221][222] 债务发行与融资情况 - 2021年4月发行15亿美元2026年票据，2022年2月和5月分别增加循环信贷额度1.15亿美元和1.25亿美元，总额达4.4亿美元[257] - 2022年1月发行南方电力2029年债券，获2.218亿美元；8月完成Energos组建交易，获18.5亿美元，用8.825亿美元偿还现有贷款；第四季度塞尔希培出售交易获5.3亿美元[258][259] - 2022年第三和第四季度为建设巴卡雷纳发电厂借款2亿美元[260] - 2020年9月公司发行100万美元6.75%的2025年优先担保票据，12月又发行25万美元同类票据，2022年末和2021年末未摊销递延融资成本分别为6649美元和8804美元[268] - 2021年4月公司发行15亿美元6.50%的2026年优先担保票据，发行成本2520万美元，2022年末和2021年末未摊销递延融资成本分别为1840万美元和2250万美元[269][270] - 2022年8月15日公司将Energos组建交易按失败的售后回租处理，记录14亿美元融资义务，有效利率约15.9%，租赁期最长20年，相关费用1000万美元，融资成本700万美元，2022年末未摊销递延融资成本690万美元[272][273][274] - 2021年8月子公司South Power获得约1亿美元CHP融资，2022年1月改为发行最高2.85亿美元的2029年债券，2022年发行12.1824万美元，年末余额22.1824万美元，年利率6.50%，2022年末和2021年末未摊销递延融资成本分别为5600万美元和3200万美元[275] - 2022年第三季度子公司签订最高2亿美元的Barcarena定期贷款协议，年末已全额放款，利率为SOFR加4.70%，未使用额度承诺费1.9%，费用400万美元，2022年末未摊销递延融资成本310万美元[276][277] - 2021年9月子公司获得4.3亿美元船舶定期贷款，利率为LIBOR加3%，2022年8月增额1.15亿美元，年末余额4.989亿美元，因Energos交易还清贷款，确认540万美元债务清偿损失[278] - 公司在Hygo合并中承担4460万美元巴西债券贷款，2022年第三季度偿还3920万美元，确认50万美元债务清偿损失[279] - 2021年4月公司签订2亿美元循环信贷协议，2022年两次增加额度至4.4亿美元，2023年2月再次增加至7.417亿美元，利率根据使用情况而定，2022年末和2021年末未摊销递延融资成本分别为520万美元和380万美元[280][281] - 2021年7月公司签订最高7500万美元的信用证协议，2022年7月扩大至2.5亿美元且可增1亿美元，2023年2月扩大至3.25亿美元[289] 长期债务与义务情况 - 截至2022年12月31日，长期债务、采购和租赁义务总计28.436439亿美元，其中长期债务义务7.106259亿美元，采购义务20.833093亿美元，租赁义务497087万美元[263] 资金使用与流向 - 2022年投资活动现金流出用于项目开发，资本支出11.74亿美元部分由出售资产所得资金提供；融资活动现金主要来自债务发行，部分用于偿还债务、支付股息等[267] 公司融资安排与债务契约 - 2018年9月Nanook号被出售并租回，SPV有美元长期贷款，固定利率2.5%[283] - 2019年12月Penguin号被出售并租回，SPV有美元长期贷款，利率为LIBOR加1.7%[284] - 公司行使回购选择权，以3.802亿美元总价回购Penguin、Celsius和Nanook船只，退出融资安排确认损失910万美元[285] - GMLP发行的8.75% A类累积可赎回优先股仍未赎回，按每年8.75%的清算优先权支付股息，清算时每股可获25美元及累计未支付股息，2022年10月31日后可按此价格赎回[286][287] - 公司对Hilli Corp 6.465亿美元债务的50%份额为3.233亿美元，需遵守至少3000万美元自由流动资产、最高6.5:1的净债务与EBITDA比率和1.24亿美元有形净资产等契约[288] - Celsius的SPV有两笔美元长期贷款，第一笔利率为LIBOR加1.8%，第二笔与母公司的贷款利率为4.0%[285] - Hilli Corp按LIBOR加4.15%的利率向Fortune支付利息[288] 投资公允价值评估 - 2022年公司出售CELSEPAR股权投资，2023年一季度宣布将Hilli LLC权益换为现金和NFE股份，触发对其账面价值可收回性分析，评估Hilli投资公允价值时使用11.5% - 13.5%的折现率[291][292] - 公司评估Hilli投资公允价值时考虑11.5% - 13.5%的折现率范围[292] 商品掉期交易收益 - 2022年第三季度公司进行两笔商品掉期交易结算，共获收益5750万美元；第四季度进行一笔商品掉期交易，确认未实现收益1.048亿美元[303] 市场风险影响 - 市场利率变动100个基点，公司固定利率债务公允价值将增减约8300万美元[304] - 市场利率变动100个基点，公司Barcarena定期贷款的年度利息费用将增减约200万美元[304] - 美元兑巴西雷亚尔贬值10%，不会显著减少公司基于巴西雷亚尔的收入或支出[305] 商誉减值评估 - 2022年第四季度公司完成年度商誉减值定性评估，未发现商誉减值迹象[300] 内部控制情况 - 截至2022年12月31日，公司披露控制和程序有效[306] - 截至2022年12月31日季度内，公司财务报告内部控制无重大变化[307] - 截至20