财务业绩 - 2022财年调整后EBITDA达11亿美元，较2021财年的6.05亿美元接近翻倍，预计2023年再接近翻倍至20亿美元以上[31][53] - 2022财年调整后净利润为5.76亿美元，较2021财年的9700万美元增长77%，预计2023年增长87%至12亿美元以上[53] - 2022财年调整后每股收益为2.74美元，较2021财年的0.47美元增长超500%[4] 业务运营 - 拥有或控制29艘船舶，满足当前海运需求且有增长空间[1] - 2022年第四季度运营亮点包括完成100%客户提名量、主要终端99%可靠性、无重大安全事故等[28] - 下游LNG需求与天然气供应基本匹配，2023年约80%的LNG供应已与下游客户签订合同[67] 市场情况 - 2022年LNG市场价格波动剧烈且处于历史高位，反映全球市场供需紧张，目前价格已与其他燃料趋同[38][39][51] - 预计2022 - 2024年供应和需求将接近翻倍，但仍有约80%的供应已签约[83] 项目进展 - FLNG 1建设完成约80%，预计6月部署到阿尔塔米拉，7月开始生产首批LNG[88][9] - 签署PREPA合同接管波多黎各电力系统运营、维护和燃料供应；巴西码头接近完工；快速LNG液化装置取得重大进展[55] 资金状况 - 自2021年底以来，营运资金额度增加超8亿美元，循环信贷额度增至约7.5亿美元，信用证额度增至3.25亿美元[16][7][8]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年调整后EBITDA为11亿美元，符合预期；第四季度调整后EBITDA为2.39亿美元 [73] - 2022年全年净收入为5.76亿美元，每股2.74美元（排除减值费用），较2021年增长超500%；第四季度净收入为1.83亿美元，每股0.87美元（排除减值费用） [73] - 第四季度总销量为22TBtus，平均运营利润率约为每MMBtu 13美元 [73] - 2022年调整后EBITDA为11亿美元时，杠杆率约为3倍；基于2023年收益估计，杠杆率将低于2倍 [87] - 截至12月31日，公司拥有超13亿美元现金，加上循环信贷额度增加至7.5亿美元及信用证额度增加至3.25亿美元后的可用资金，流动性充足；同时出售Hilli资产预计将减少约3.25亿美元表外债务 [109] 各条业务线数据和关键指标变化 终端业务 - 2022年终端业务运营利润率为1.96亿美元 [73] - 第四季度再气化终端资产可靠性保持在99%左右，持续优化物流和终端运营，小规模交付成本显著降低 [74] 船舶业务 - 2022年船舶业务运营利润率为8600万美元 [73] 液化天然气业务 - 供应方面，2021年为74TBTUs，预计2024年将达184TBTUs，超两倍增长；需求方面，2021年供需匹配，预计也将翻倍增长；目前约15% - 20%的投资组合为开放量 [67] - FLNG 1预计2023年5月机械完工，6月完成海上连接，7月开始生产LNG，8月达到商业运营日期 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年LNG市场波动创纪录，俄乌冲突及俄罗斯管道爆炸使价格大幅上涨，后因燃料转换和暖冬价格回落，但仍高于初始水平 [5] - 当前天然气价格在每MMBtu 10多美元至20美元左右有支撑，全球LNG货物在此价格水平有销售，天然气发电与其他燃料达到平价后重启 [10] - 2022年天然气价格过高，部分国家生产商转向更便宜燃料，最终煤炭、柴油和天然气价格在每MMBtu 20美元左右趋同，这对公司下游业务是积极信号 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略方向 - 专注终端、客户和运营，减少对市场波动的暴露，发展下游电力业务 [7] - 以谨慎态度匹配增量供应与增量需求，通过增加下游终端和模块化电力单元等方式增加需求，进而增加供应 [22] - 计划在2023年执行战略，实现供应和需求的增长，目标是使供应和需求基本匹配 [67] - 推进氢气零项目，目标是在上半年使项目落地并可能分拆为独立公司 [43] 行业竞争 - 公司认为终端资产是其相对于其他公司最具竞争力的优势，建设终端需要大量时间和精力 [4] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年市场波动大，但公司财务业绩出色，2023年预测结果约为2021 - 2022年的两倍，且盈利质量持续提高 [63] - 虽然当前LNG市场价格有所回落，但危机未结束，2023年冬季及未来仍可能出现市场混乱 [6] - 全球对天然气和电力的需求短缺，公司在多地建设终端和电厂，有信心将更多市场转化为终端，实现高质量盈利和增长 [54] 其他重要信息 - 公司签署了波多黎各PREPA发电资产的10年合同，预计年中全面接管服务，有成本节约分成的潜在收益 [3][64][78] - 巴西两个主要终端基本完成，南部圣卡塔琳娜终端接近完工，北部巴尔卡雷纳终端基本完工，有重要客户 [4] - 公司接近购买首个模块化电力单元组合，若成功将能为各国和公用事业提供更快的天然气和电力解决方案 [81] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: FLNG产量预期及许可进展 - 墨西哥许可进展积极，团队与当局合作良好，按计划推进所有许可里程碑 [113] - 公司采取谨慎态度部署新的FLNG供应，希望在增加产量前有合同承购协议，而非纯贸易量 [24][114] 问题2: 2023年指导中现货价格假设及货物销售锁定情况 - 不披露具体套期保值头寸，当前市场风险敞口在TTF价格降至中高 teens 时较小，预计15% - 20%的总量为开放量，且假设无增量下游活动 [117] 问题3: 资本支出节奏及股息支付考虑 - FLNG 1剩余资本支出约2.5亿美元，大部分在第二季度支出；非FLNG资本支出较少，巴西两个终端及维护支出少于5000万美元，FSRU转换约2000万美元，巴尔卡雷纳电厂预计未来18 - 24个月内由贷款全额资助建设 [28][32] - 股息支付目标为40%，会根据资本支出和市场情况综合考虑 [118] 问题4: FLNG设备采购及资本支出构成 - 已购买长周期设备，有最大灵活性推进建设；资本支出中约30%为采购和工程，70%为建设和准备工作 [99][119] 问题5: 2023年非FLNG资本支出分配 - FLNG 1使用的天然气来自德克萨斯州，通过与CFE的合同获得管道容量，天然气供应充足且价格灵活 [121] - 巴尔卡雷纳电厂预计在未来18 - 24个月内由贷款全额资助建设，2023年非FLNG资本支出较少 [32][120]

公司收购与资产交易 - 公司于2021年4月15日完成对Hygo和GMLP的收购，获得Sergipe电厂50%权益及其他资产[186] - 2022年5月31日，公司子公司LNG Power等与Eneva签订股份购买协议，Eneva以61亿雷亚尔（约11亿美元）现金收购CELSEPAR和CEBARRA全部股份，交易于10月3日完成，Eneva支付68亿雷亚尔（约13亿美元），公司获外汇远期收益20,394美元[215][216] - 2022年8月15日，公司与AP Neptune Holdings Ltd.成立合资企业并完成船舶融资交易，获约18.5亿美元现金收益，公司持有Energos约20%股权[219] 设施运营与产能情况 - 蒙特哥湾设施每日可处理高达6.1万MMBtu的LNG，为145MW的Bogue电厂供气[193] - 老港设施每日可处理高达75万MMBtu的LNG，为190MW的老港电厂等供气[194] - 塞尔希培电厂是1.5GW的联合循环电厂，与26个承购方签订25年PPA[196] - 拉巴斯设施预计每日供应约2.23万MMBtu的LNG，可为100MW电厂供电[199] - 迈阿密设施每日液化能力约为8300MMBtu的LNG[201] - 波多桑迪诺设施预计每日使用约5.75万MMBtu的LNG为电厂供气[208] - 巴尔卡雷纳设施每日可处理高达79万MMBtu的LNG，为605MW电厂供气[209] - 圣卡塔琳娜设施每日处理能力约为57万MMBtu的LNG，相关管道市场规模可达1500万立方米/日[210] 业务发展计划 - 公司计划在爱尔兰香农河口开发运营LNG设施和发电厂，正获取最终规划许可，获必要同意并与下游客户签订足够合同后开工建设[211] - 2022年第四季度公司与CFE敲定天然气供应协议，计划部署多个1.4 MTPA的FLNG装置，首套预计2023年部署至阿尔塔米拉[212] - 公司正与Pemex商讨建立长期战略伙伴关系开发拉卡奇深水天然气田，若合作，公司预计两年内投资大量资金完成七口海上油井，并部署1.4 MTPA的Fast LNG装置[213] 船舶业务板块情况 - 船舶业务板块有6艘FSRU和5艘LNG运输船用于租赁[202] - 船舶业务板块本季度总营收为1.1166亿美元，较上季度增加63.6万美元；九个月总营收为3.37626亿美元，较去年同期增加1.25814亿美元[244] - 船舶业务板块本季度船舶运营费用为2379.9万美元，较上季度增加251.1万美元；九个月船舶运营费用为7102.9万美元，较去年同期增加2964.4万美元[244] 财务数据关键指标变化 - 2022年第三季度，公司终端和基础设施、船舶业务总营收7.99097亿美元，运营利润率为3.3933亿美元；第二季度总营收6.54479亿美元，运营利润率为3.27448亿美元[228] - 2022年前九个月，公司终端和基础设施、船舶业务总营收20.48867亿美元，运营利润率为9.66861亿美元[229] - 终端与基础设施业务板块九个月总营收从2021年的6.76372亿美元增至2022年的17.11241亿美元，增长10.34869亿美元[232] - 终端与基础设施业务板块三个月总营收从2022年6月30日的5.43455亿美元增至9月30日的6.87437亿美元，增长1.43982亿美元[231] - 九个月销售成本从2021年的4.06253亿美元增至2022年的9.09938亿美元，增长5.03685亿美元[232] - 三个月销售成本从2022年6月30日的2.71948亿美元增至9月30日的4.02458亿美元，增长1.3051亿美元[231] - 九个月船舶运营费用从2021年的0美元增至2022年的1117.8万美元，增长1117.8万美元[232] - 2022年9月30日止三个月与6月30日止三个月相比，下游客户使用的亨利枢纽指数平均定价上涨14%[233] - 2022年9月30日止九个月与2021年同期相比，下游客户使用的亨利枢纽指数平均定价上涨113%[234] - 2022年9月30日止九个月与2021年同期相比，向终端客户交付的液化天然气加权平均成本从每百万英热单位6.58美元增至10.78美元[234] - 2022年9月30日止三个月与6月30日止三个月相比，向第三方销售的液化天然气加权平均成本从每百万英热单位11.23美元增至18.26美元[234] - 2022年9月30日止九个月与2021年同期相比，公司对CELSEPAR投资的销售成本份额从7504.2万美元降至2855万美元[240] - 销售、一般和行政费用本季度为6760.1万美元，较上季度增加1729.1万美元；九个月为1.65952亿美元，较去年同期增加4099.8万美元[252] - 交易和整合成本本季度为562万美元，较上季度增加75.4万美元；九个月为1238.7万美元，较去年同期减少3017.7万美元[252] - 折旧和摊销费用本季度为3579.3万美元，较上季度减少56.3万美元；九个月为1.06439亿美元，较去年同期增加3835.9万美元[252] - 资产减值费用本季度为0，较上季度减少4810.9万美元；九个月为4810.9万美元，较去年同期增加4810.9万美元[252] - 利息费用本季度为6358.8万美元，较上季度增加1574.8万美元；九个月为1.56344亿美元，较去年同期增加4858.7万美元[252] - 其他费用（收入）净额本季度为1021.4万美元，上季度为 - 2210.2万美元；九个月为 - 3161.3万美元，去年同期为 - 1345.8万美元[252] - 债务清偿损失本季度和九个月均为1499.7万美元，去年同期无此项损失[252] - 税收拨备本季度为997.1万美元，上季度为税收优惠8653.9万美元[252] - 2022年前九个月，公司经营活动现金流为91105美元，较2021年增加230792美元；投资活动现金流为 - 195960美元，较2021年增加1835198美元；融资活动现金流为249710美元，较2021年减少1624439美元；现金及现金等价物和受限现金净增加144855美元，较2021年增加441551美元[284] - 2022年前9个月投资活动现金流为195,960美元，较2021年同期的2,031,158美元减少1,835,198美元[286] - 2022年前9个月融资活动现金流为249,710美元，较2021年同期的1,874,149美元减少1,624,439美元[288] 税收相关情况 - 2022年第三季度税收拨备变化受收入增加驱动，股票薪酬超额收益19445美元部分抵消[266] - 2022年前九个月税收拨备变化主要源于股票薪酬意外收益、递延所得税负债重计量和投资减值税收优惠，股票薪酬超额收益24381美元，投资减值带来离散收益198900美元，部分被税前收入增加抵消[267] 投资亏损与减值情况 - 2022年第三季度和第二季度，公司对Hilli和CELSEPAR投资分别亏损31734美元和322692美元，CELSEPAR投资非暂时性减值分别为23760美元和345447美元[268] - 2022年前九个月，公司对Hilli和CELSEPAR投资亏损354426美元，2021年前九个月为收入22958美元，亏损主要因CELSEPAR投资非暂时性减值369207美元[269] - 2022年第三季度完成船舶融资交易，收到1418632美元融资，预计未来确认额外利息费用；10月完成塞尔希培出售后，不再将CELSEPAR投资结果纳入财务报表，2022年前三季度分别亏损44559美元和397874美元，塞尔希培电厂贡献运营利润率分别为31249美元和95554美元，投资非暂时性减值369207美元[270] 资金与成本情况 - 2022年前九个月，公司约97%的液化天然气从第三方采购，已签订供应协议确保未来六年约100%的预期需求，预计降低供应成本[270] - 公司预计总承诺支出约26.27亿美元，截至2022年9月30日已花费约18.99亿美元，预计用手头现金、运营现金流、塞尔希培出售和船舶融资交易收益等资金支持项目[272] - 截至2022年9月30日，公司为宾夕法尼亚工厂开发花费约1.28亿美元，约2200万美元成本已费用化，约1.06亿美元成本已资本化，约1700万美元工程和设备已重新用于快速液化天然气项目[273] 债务与融资情况 - 截至2022年9月30日，公司长期债务义务、采购义务和租赁义务总计3.3000238亿美元，其中长期债务义务52.40395亿美元，采购义务272.35607亿美元，租赁义务5.24236亿美元[275] - 2022年第一和第二季度，South Power发行121,824美元的South Power 2029债券，截至9月30日，未偿还总额为221,824美元，年利率为6.50% [291][292] - 船舶融资交易的融资义务有效利率约为16% [295] - 2022年8月3日，公司动用船舶定期贷款安排的增额功能，提取115,000美元，使未偿还本金总额增至498,929美元[296] - 截至2022年6月30日，Debenture Loan未偿还金额为3790万美元，2022年第三季度已偿还[297] - 2022年第三季度，公司间接子公司签订Barcarena Term Loan融资协议，可借款最高200,000美元，初始本金为100,238美元，利率为SOFR加4.70%，未提取余额承诺费为1.9% [298] 市场风险与交易情况 - 市场利率每变动100个基点，公司固定利率债务公允价值将增减约78,000美元[313] - 2022年第三季度，公司签订商品掉期交易，对2023年1月约1.5 TBtus的交付量进行定价互换[312] - 美元兑巴西雷亚尔贬值10%，不会显著减少公司收入或费用[316] 其他事项 - 公司San Juan Facility被FERC认定受其管辖，公司于2021年9月15日提交运营授权申请，该申请仍在审理中[227] - 自2021年8月以来，LNG价格大幅上涨，公司优化供应组合出售部分货物，对2022年前三季度业绩产生积极影响，公司有供应承诺确保未来六年旗下五个设施约100%的LNG需求[222] - 2020年初至2022年9月30日，公司为应对新冠疫情已支出约250万美元用于安全措施和其他响应行动[225]

财务表现 - Q3 2022 调整后 EBITDA 为 2.91 亿美元，有望实现 2022 财年约 11 亿美元的目标，2023 财年目标从 15 亿美元上调至超 25 亿美元[6] - 2022 年第三季度总营收 7.99 亿美元，总运营利润率 3.39 亿美元，调整后净利润 8600 万美元，调整后每股收益 0.41 美元[84] - 简化资产负债表后流动性充足，总债务从 47.22 亿美元降至 29.72 亿美元，现金及可用额度从 1.64 亿美元增至 14.44 亿美元[87] 供应情况 - 预计到 2025 年，NFE 将为供应组合增加约 350 TBtu，总供应量达 464 TBtu[25] - 首个 Fast LNG 装置预计 2023 年年中部署至阿尔塔米拉，5 个装置预计 2024 年年中完成建设[33][36] 商业进展 - 自 2016 年以来，已收购、开发和供应超 3110 MW 电力容量，电力供应占运营量约 90%[43][44][45] - 长期来看，FLNG 产量将为新电力资产提供燃料，预计 2025 年后新增供应可满足约 3300 MW 新电力需求[47][49] 氢气业务 - 已开始在德克萨斯州博蒙特建设 120 MW 绿色氢气工厂，预计将成为美国同类工厂中最大的[69] - 《2022 年降低通胀法案》预计将推动美国能源供应基础设施未来 10 年超 4 万亿美元资本投资，有利于氢气生产[73] 市场环境 - 全球 LNG 市场供应严重不足，欧美天然气价格存在显著差异，预计供应安全问题将持续到 2023 年及以后[22] - 俄罗斯天然气供应中断造成巨大供应缺口，全球 LNG 价格相应上涨，欧洲需新增 20 多个 LNG 终端来替代 100 + MTPA 的供应[60][61]

财务数据和关键指标变化 - Q3调整后EBITDA为2.91亿美元，按过去12个月计算约为12亿美元，较去年同期的1.7亿美元显著增长，公司有望实现全年11亿美元的目标 [8][97] - 公司将明年的业绩指引从15亿美元上调至25亿美元 [11] - Q3净收入为8600万美元，剔除一次性项目后每股约0.41美元 [98] - Q3总销量为24 TBtus，平均运营利润率约为每MMBtu 15美元 [99] - 公司目前现金储备为14亿美元，未来三年预计运营现金流约为100亿美元，扣除资本支出后，预计未来三年将产生超过50亿美元的流动性 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 LNG供应业务 - 供应合同量从2021年的74 TBtu增加到2022年的88 TBtu，预计2023 - 2025年将达到114 TBtu，加上FLNG产量，短期内将新增350 TBtu（约700万吨/年） [32] - 首个FLNG单元将于2023年5月或6月开始运营，其余五个将在2024年9月底前投入使用，2023年FLNG产量将达到161 TBtu，2025年将增长至464 TBtu [33] 电力业务 - 公司目前已供应、转换、收购和建设了超过3000兆瓦的电力资产，分布在八个不同的发电厂 [56] - 目前运营量的90%与电力相关，预计2024年新增334 TBtu的LNG供应将转化为约3300兆瓦的新电力需求，公司已在开发其中1700兆瓦的项目 [59][60][61] 氢能业务 - 公司正在德克萨斯州博蒙特建设一座120兆瓦的绿色制氢工厂，预计2024年投入运营，届时将成为美国同类工厂中规模最大的，每天可生产50吨绿色氢气，约合每年1.8万吨 [83] - 公司计划打造一个纯多资产清洁氢能基础设施业务，并在近期进行独立融资，初期规模预计相当于五个博蒙特项目，即每年9万吨 [92][94] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021 - 2022年，欧洲市场俄罗斯管道天然气供应量从1.22亿吨降至6700万吨，预计2023年将降至零，这意味着需要约1500船LNG货物和20多个新的LNG接收站来替代 [68] - 欧洲目前有大约30个LNG接收站，每年约有3000个LNG货物泊位，市场以TTF指数价格进行交易 [72] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略和发展方向 - 公司致力于扩大全球清洁能源的可及性，通过整合LNG供应和电力生产，实现长期可持续的差异化利润 [51][56] - 公司计划在未来将LNG产量提高到950万吨/年，并将其与下游电力需求相结合，以实现业务增长 [50][62] - 公司看好氢能在清洁能源未来中的作用，特别是在工业经济中难以减排的领域，计划打造领先的工业规模清洁氢能业务 [79][80][94] 行业竞争 - 全球97%的LNG目前在陆地上生产，3%在海上生产，公司正在建设的五个FLNG项目将使其成为全球海上LNG生产的领导者 [142] - 公司通过建设终端、基础设施和发电厂，提供下游服务，实现了比传统天然气生产商更高的利润率和更好的信用状况 [131][132][135] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球能源市场的混乱为公司提供了短期的LNG市场机会，公司正在利用这一机会建立长期的LNG供应和电力业务 [67][70] - 公司认为欧洲能源市场的新常态可能是天然气价格略高于或显著高于以往水平，这将对公司的利润率产生积极影响 [27] - 公司对氢能业务的未来前景持乐观态度，认为美国的《降低通胀法案》将推动清洁氢能项目的发展，使公司的氢能业务从微利变为盈利，并具有经济规模 [88][90] 其他重要信息 - 公司在第三季度实现了资产可靠性高于98%，并在飓风期间安全关闭和恢复运营，且未发生安全事故，保持了0.0的总可记录事故率 [105][106] - 公司计划在12月15日左右向股东明确其股息政策和资本使用计划 [21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: FLNG项目的部署地点和MARAD审批流程是否会受影响 - 公司已与墨西哥政府签署协议，确定将FLNG项目部署在阿尔塔米拉，该项目在审批流程上略领先于路易斯安那项目，但公司目标是明年在两地都部署资产 [111][115] - 公司正在对路易斯安那项目的浮动和固定平台进行许可申请，预计两种方式均可实施，且液化器的实质内容不受海洋基础设施的影响 [116][117] 问题2: 爱尔兰项目的进展情况 - 爱尔兰项目正在进行最终审查，尽管此前许可当局公布的日期有所延长，但公司认为目前处于有利地位，政府对LNG的支持以及安全供应审查的结果都对项目有利，公司有信心在年底前完成许可审批，包括终端和600兆瓦的发电厂 [118][119] 问题3: 成为主要LNG生产商后，资产负债表和流动性如何管理营运资金 - 公司预计不会出现较大的营运资金压力，目前因非投资级评级需预付LNG货物款项，而未来的天然气供应合同将采用欠款支付方式，且设备启动成本不高，公司还在扩大循环信贷和信用证额度，以提供更多灵活性 [126][127][128] 问题4: 公司在推进长期业务时，如何与竞争产能竞争 - 公司通过建设终端、基础设施和发电厂，提供下游服务，解决客户的实际问题，实现了比传统天然气生产商更高的利润率和更好的信用状况，尽管需要更多的资源、资本和时间投入，但下游业务与上游业务互补，能够产生更高的利润并解决实际问题 [130][131][135] 问题5: 阿尔塔米拉项目的出口成本与美国海湾地区现有竞争对手相比如何 - 公司认为，无论是在阿尔塔米拉还是路易斯安那生产LNG，其经济效益大致相同，虽然存在盆地差异、运输成本等因素，但总体上具有竞争力 [141] - 公司正在与墨西哥国家石油公司合作的项目将是首次直接从海上生产井购买天然气，这对公司的长期发展具有非凡意义，有望获取真正的搁浅天然气资源 [144] 问题6: 公司目前七个终端和2024年新增两个终端分别是哪些 - 目前的七个终端分别是老港、卡莫贝、圣胡安、拉巴斯、尼加拉瓜的波多桑迪诺、巴尔卡雷纳和圣卡塔琳娜，预计2024年将完成爱尔兰和南非的终端开发，使终端数量达到九个 [153] 问题7: MARAD审批流程的可重复性和是否可以加快 - 公司认为MARAD审批流程涉及多个机构，这些机构专业且响应迅速，该流程具有高度可重复性，模块化的液化装置建设和现有海洋基础设施的利用使得该项目成本更低、速度更快，未来有可能在墨西哥湾扩大快速LNG项目的规模 [156][158][159] 问题8: 博蒙特氢能工厂的产品销售和扩产计划 - 博蒙特周边地区对氢气的需求巨大，仅三四个炼油厂每天的氢气需求量就超过1000吨，而公司初期产量为每天50吨，因此有很多销售选择，包括与Entergy合作满足其电力需求 [166][167][168] - 电解槽的扩产相对简单，主要是增加设备单元，公司计划先优化第一阶段的生产，随着需求的增加再逐步扩产 [169] 问题9: 公司获得投资级评级的进展和是否需要等待快速LNG项目投运 - 公司认为目前就应该获得投资级评级，公司的现金流生成和EBITDA向自由现金流的转化能力显著，且未来现金流增长潜力巨大，公司与评级机构保持良好沟通，对长期获得投资级评级持乐观态度 [177][178][183] 问题10: FLNG项目的规模是否受限于满足公司自身项目需求，还是会在公开市场销售天然气 - 公司最初规划FLNG产量是为了满足所服务市场的可见需求，但这些市场的实际需求远未得到满足，因此有机增长的潜力巨大 [187][188] - 下游电力业务为公司提供了业务的持续性和灵活性，能够应对市场的不确定性，公司认为上游供应和下游需求的结合是管理业务的必要条件，能够产生显著不同的利润率 [189][190][194]

公司愿景与使命 - 愿景是为全球数十亿缺电人口提供可负担电力[2] - 使命是提供资本、专业知识和愿景解决电力问题，为社区和环境带来积极影响[3] 财务表现 - Q2 2022调整后EBITDA为2.83亿美元，有望实现2022财年超10亿美元、2023财年超15亿美元的目标[7][8][60] - 2022财年Q2净亏损1.78亿美元，排除非现金减值费用后调整后净收入为1.46亿美元[61] 业务进展 - 终端与客户业务在全球增长，有3700万吨/年再气化、超3000兆瓦发电和800万吨/年快速LNG液化开发能力[25] - 快速LNG业务在部署和建设方面取得进展，站点从1个增至3个，关键设备按时到达[36][40] 资产出售 - 签署协议出售塞尔希培发电厂获约5.5亿美元收益，与阿波罗成立合资企业获11亿美元收益[13] 市场趋势 - 能源市场供应严重不足，价格持续上涨，预计到2030年LNG需求将超过供应1.6亿吨/年以上[16][17] 评级目标 - 朝着投资级信用评级目标前进，包括建立盈利记录、简化资产负债表和扩大净息差业务[67][68] 氢能业务 - 利用《降低通胀法案》激励措施，推进绿色和蓝色氢能项目，绿色项目准备开工，蓝色项目在进行中[71][74][77]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度EBITDA为2.83亿美元，过去四个季度EBITDA达10.5亿美元 [6] - 确认2022年EBITDA约为10亿美元，给出2023年EBITDA指引为15亿美元，且有较大上行空间 [7] - 剔除一次性非现金减值费用后，本季度净收入为1.46亿美元，每股收益为0.69美元 [64] - 预计完全建成后EBITDA可能超过40 - 50亿美元，或每股超过24美元 [67] 各条业务线数据和关键指标变化 终端业务 - 运营和开发着7个国家超3700万吨/年的下游再气化基础设施 [25] - 本季度新增与Jamalco炼油厂、Barcarena的PPA以及与CFE的合作，使2023年运行率基础上的合同量达到136TBtu，合同数量达65份，加权平均期限从约12.5年增至15年 [27] 电力业务 - 拥有并开发终端超3000兆瓦的电力 [25] - 出售Sergipe电厂50%股权，企业价值13亿美元，扣除资产层面债务后净得5.5亿美元 [32] - 本季度开始建设Barcarena 605兆瓦的电厂，签订25年PPA，气价与JKM挂钩 [34] LNG船业务 - 与Gasunie合作，将Golar Igloo FSRU租赁五年，9月初部署到荷兰Eemshaven，开启欧洲首个新再气化终端 [36] - 与Apollo达成20亿美元企业价值的合资协议，公司持有20%股权，出售11艘LNG船并长期租回 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 欧洲因俄乌冲突能源市场动荡，各国积极建设终端，公司认为欧洲是未来亮点，首个欧洲终端将于9月8日启用 [11][12] - 全球天然气市场供应短缺，欧洲天然气存储利用率不足70%，而需求为90%，预计未来几年仍将短缺 [125][126] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 核心业务是服务下游LNG需求，通过长期合同为客户提供能源安全并降低排放，为投资者带来长期稳定增长现金流 [26] - 目标是内部产生20 - 25亿美元资本实现自我融资，本季度已确认无需额外融资支持增长 [14][15] - 推进Fast LNG项目，扩大部署地点选择，与CFE、Pemex合作获取气源和基础设施 [41][43][46] - 布局氢能业务，与Plug Power合作建设首座氢工厂，预计30天内对德州绿色氢项目做出最终投资决策 [17][77] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 融资市场上半年混乱，通胀和融资挑战大，但公司实现自我融资，显示基础设施资产的重要性和团队能力 [15][16] - 认为从化石燃料直接向风能和太阳能过渡是错误危险的叙事，能源安全在欧洲已超越气候变化，应大力投资氢能 [19][20][21] - 美国拟议的能源法案将使美国成为全球氢生产领导者，公司氢能项目经济前景将大幅改善 [76][80] 其他重要信息 - 公司在巴西的Barcarena和Santa Catarina终端基本完成，爱尔兰终端许可取得重大进展 [10] - Fast LNG项目工程和材料采购完成100%，整体完成约70%，首套资产预计2024年第一季度完成并开始海上调试 [50][52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 路易斯安那州Fast LNG许可重新提交有何变化，对审批时间有何影响 - 首次与监管机构互动积极，共收到92个问题，相对其他项目是较轻的审查，重新提交后预计会有进展，无重大设计变更 [94][95][96] 问题2: 对爱尔兰终端更有信心的原因及南非项目机会 - 爱尔兰许可方面进展良好，已回答所有问题，监管机构9月给出答复，项目附带600兆瓦电力，当地有能源和电力短缺问题，增加成功可能性 [98][99] - 南非是公司长期目标市场，有较大人口和电力需求增长，目前项目处于早期阶段，选址Richards Bay，计划与自身电力开发连接 [100][101] 问题3: 氢能项目背景及IRA法案对其实际影响 - 2.5年前开始评估氢能技术和项目，选择Plug Power技术，项目选址、水电、管道等条件具备，IRA法案的3美元/千克生产税收抵免使项目从微利变为有吸引力回报 [104][106][109] 问题4: IRA法案对项目财务影响及替代最低税规定影响 - 3美元/千克生产税收抵免将使项目回报更具吸引力，预计替代最低税规定不会产生影响 [109][112][114] 问题5: 上游商业计划与下游资产的长期垂直整合效益及短期LNG供应重定向情况 - Barcarena的25年JKM挂钩PPA是垂直整合和灵活性的良好示例，可从第三方或自有FLNG供应 [117][118] - 与Pemex合作获取地下天然气分子是垂直整合的重要一步，未来可能有更多类似交易 [119][120][124] - 目前市场天然气供应短缺，公司业务在市场范围内运营，未对客户供应造成干扰，FLNG投产后将增加供应 [126][127][128]

公司资产收购与出售 - 2021年4月15日完成对Hygo和GMLP的收购，获Sergipe电厂50%权益及其他资产[184] - 2022年5月31日，公司间接子公司LNG Power与Eneva签订股份购买协议，Eneva将以61亿雷亚尔（约11.7亿美元）现金收购CELSEPAR和CEBARRA全部股份[207] - Eneva支付的收购价从2021年12月31日起按CDI + 1%计息，交易可能因特定情况终止，Eneva或需支付3亿雷亚尔反向终止费，卖方或需支付2.5亿雷亚尔终止费[208][209] - 公司因塞尔希培出售事项，确认对CELSEPAR投资的非暂时性减值损失345,447美元，CEBARRA资产确认减值损失48,109美元[210][211] - 2022年7月2日，公司关联方与AP Neptune Holdings Ltd.达成股权购买和出资协议，预计交易完成后净现金收入约11亿美元[212] 公司设施运营情况 - 蒙特哥湾设施自2016年10月运营，日处理LNG达6.1万MMBtu，有7000立方米存储[191] - 老港设施自2019年6月运营，日处理LNG达75万MMBtu，为190MW电厂供气[192] - 圣胡安设施2020年第三季度全面运营，为波多黎各用户供LNG [193] - Sergipe电厂为1.5GW联合循环电厂，Sergipe设施日处理LNG达79万MMBtu [194][196] - 拉巴斯设施2021年7月运营，预计日供LNG 2.23万MMBtu [198] - 圣卡塔琳娜设施预计日处理LNG约57万MMBtu，相关管道市场可达1500万立方米/日[201] 公司业务开发与合作 - 正在开发Fast LNG系列模块化浮动液化设施[204] - 与多地积极讨论开发项目，但不确定能否达成合同[205] - 公司正与Pemex商讨建立长期战略伙伴关系，预计两年内投资开发Lakach气田，完成7口海上油井并部署1.4 MTPA的Fast LNG装置[206] 公司船舶业务情况 - 船舶业务有6艘FSRU和5艘LNG船，Nanook与CELSE签25年租约[197] 公司财务数据关键指标变化 - 2022年第二季度，公司终端和基础设施业务总收入5.43455亿美元，船舶业务总收入1.11024亿美元，总运营收入6.54479亿美元[223] - 2022年第一季度，公司终端和基础设施业务总收入4.80349亿美元，船舶业务总收入1.14942亿美元，总运营收入5.95291亿美元[223] - 2021年上半年，公司终端和基础设施业务总收入3.27232亿美元，船舶业务总收入0.95762亿美元，总运营收入4.22994亿美元[225] - 终端与基础设施部门本季度总营收为5.43455亿美元，较上季度增加6310.6万美元；上半年总营收为10.23804亿美元，较去年同期增加6.96572亿美元[226][227] - 本季度货物销售收入为3.0903亿美元，上季度为2.85171亿美元；上半年货物销售收入为5.94201亿美元，去年同期为721.1万美元[228][229] - 本季度平均亨利枢纽指数定价较上季度增长45%，上半年较去年同期增长119%[228][229] - 本季度公司在CELSEPAR投资的收入份额为4357.6万美元，上季度为6338.9万美元；上半年为1.06965亿美元，去年同期为3176.9万美元[232] - 本季度销售成本为2.71948亿美元，较上季度增加3641.6万美元；上半年为5.0748亿美元，较去年同期增加3.07358亿美元[226][227] - 本季度为获取销售给第三方的货物支付1.15432亿美元，上季度为8646.2万美元；LNG货物市场销量增加0.5TBtus，加权平均成本从每百万英热单位8.81美元涨至11.23美元[236] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司LNG库存余额加权平均成本分别为每百万英热单位12.32美元和9.51美元[238] - 本季度船舶运营费用基本持平，上半年较去年同期增加774.7万美元[239][240] - 本季度运营与维护费用基本持平，上半年较去年同期增加1988.7万美元[241] - 上半年销售给终端客户的LNG成本增加1810万美元，交付量减少10%，加权平均成本从每百万英热单位6.37美元涨至9.66美元[242] - 船舶业务板块2022年第二季度总营收为1.11024亿美元，较第一季度的1.14942亿美元减少39.18万美元[244] - 船舶业务板块2022年上半年总营收为2.25966亿美元，较2021年上半年的9576.2万美元增加1.30204亿美元[244] - 船舶运营费用2022年第二季度为2128.8万美元，较第一季度的2594.2万美元减少465.4万美元[244] - 船舶运营费用2022年上半年为4723万美元，较2021年上半年的2017.5万美元增加2705.5万美元[244] - 销售、一般和行政费用2022年第二季度为5031万美元，较第一季度的4804.1万美元增加226.9万美元[251] - 销售、一般和行政费用2022年上半年为9835.1万美元，较2021年上半年的7815.2万美元增加2019.9万美元[251] - 交易和整合成本2022年第二季度为486.6万美元，较第一季度的190.1万美元增加296.5万美元[251] - 交易和整合成本2022年上半年为676.7万美元，较2021年上半年的4071.6万美元减少3394.9万美元[251] - 利息费用2022年第二季度为4784万美元，较第一季度的4491.6万美元增加292.4万美元[251] - 利息费用2022年上半年为9275.6万美元，较2021年上半年的5016.2万美元增加4259.4万美元[251] - 2022年上半年公司对Hilli和CELSEPAR的投资损失为322,692美元，2021年同期为收益38,941美元[267] - 2022年第二季度公司对CELSEPAR的投资发生非暂时性减值345,447美元[268] - 2022年上半年公司经营活动现金流为1.70933亿美元，较2021年同期增加2.82285亿美元[283] - 2022年上半年公司投资活动现金流为 - 4.41708亿美元，较2021年同期减少13.89225亿美元[283] - 2022年上半年公司融资活动现金流为2.26654亿美元，较2021年同期减少13.1793亿美元[283] - 2022年上半年公司现金、现金等价物和受限现金净减少44,121美元，较2021年同期减少额减少353,580美元[283] 公司项目支出情况 - 公司假设所有已完成和现有项目的总承诺支出约为20.57亿美元，截至2022年6月30日已支出约17.27亿美元[271] - 截至2022年6月30日，公司为开发宾夕法尼亚设施已花费约1.28亿美元，其中约1.06亿美元已资本化[272] 公司债务与融资情况 - 截至2021年12月31日，公司长期债务义务总计49.36353亿美元，采购义务总计52.65356亿美元，租赁义务总计4.20329亿美元[274] - 2021年8月，公司子公司South Power签订融资协议获约10万美元，2022年1月取消该协议并发行最高28.5万美元的有担保债券，截至2022年6月30日已发行12.1845万美元，未偿还总额达22.1845万美元[290][291] - South Power 2029债券年利率为6.50%，2025年8月开始按季度分期偿还，2029年5月最终偿还，本金和利息支付由NFE担保[292] - 获得CHP融资产生3243美元费用，取消该融资和发行债券视为修改，相关费用将在债券期限内摊销，2022年第一季度确认258美元费用，截至2022年6月30日和2021年12月31日，CHP融资剩余未摊销递延融资成本分别为6063美元和3180美元[294] - 2021年7月，CELSE和CELSEPAR签订最高2亿美元的营运资金融资协议，期限12个月，2022年7月续签，截至2022年6月30日未开具备用信用证[299] 公司债务协议规定情况 - 债务和租赁协议要求部分子公司维持最低流动性3万美元、合并净资产12.395万美元、最低债务偿付覆盖率1.20:1、最高净债务与EBITDA比率6.5:1、船舶价值与相关未偿贷款余额最低比例110%或120%、负债与总资产比率低于0.70:1，截至2022年6月30日公司均符合规定[295] - GMLP的船舶定期贷款融资要求维持一定自由流动资产，EBITDA与合并债务偿付比率不低于1.15:1，净债务与EBITDA比率不高于6.50:1，合并净资产大于2.5亿美元，截至2022年6月30日GMLP符合规定[296] - 公司需遵守循环信贷和信用证融资协议的契约，包括维持债务与资本比率低于0.7:1.0，循环信贷使用率超过50%时，2021年12月31日至2023年9月30日财季债务与年化EBITDA比率低于5.0:1.0，2023年12月31日财季低于4.0:1.0，截至2022年6月30日公司均符合规定[297] 公司风险对冲情况 - 市场利率100个基点的增减将使固定利率债务公允价值增减约8.2万美元，使船舶定期贷款融资利息费用增减约3800美元[309][310] - 公司部分巴西雷亚尔汇率风险通过交叉货币利率互换进行经济对冲，基于自Hygo合并完成以来的巴西雷亚尔收支情况，美元对巴西雷亚尔贬值10%不会显著减少收入或费用[312] - 公司就出售CELSEPAR和CEBERRA业务签订外汇远期合约，以降低外汇风险，合约价值与预期收款金额挂钩，交易结束时结算[313] 公司疫情支出情况 - 2020年初至2022年6月30日，公司为应对新冠疫情已支出约240万美元用于安全措施和其他响应行动[220] 公司LNG供应情况 - 自2021年8月以来LNG价格大幅上涨，公司优化供应组合出售部分货物，对2022年上半年业绩产生积极影响，且已确保未来六年旗下设施约100%的LNG供应需求[216] - 2022年上半年公司约96%的液化天然气（LNG）从第三方采购，已签订协议确保未来六年蒙特哥湾等五个设施约100%的LNG供应[268]

公司愿景与使命 - 愿景是为全球数十亿缺电人口提供可负担电力[2] - 使命是提供资本、专业知识和愿景解决电力问题，为社区和环境带来积极影响[3] 财务表现与目标 - Q1 2022调整后EBITDA为2.58亿美元，有望实现2022财年超10亿美元、2023财年超15亿美元目标[7] - Q1 2022净收入2.41亿美元，摊薄后每股收益1.13美元，均创历史新高[72] - 总净债务47.73亿美元，净债务/EBITDA为4.0倍，流动性充足达4.8亿美元[75] 市场形势 - 俄乌战争加剧全球LNG市场结构性短缺，2023 - 2025年新增产量约30 MTPA，俄罗斯对欧供气约100 MTPA[16] - 能源市场因俄乌冲突发生巨变，能源安全重要性超成本和排放，柴油、布伦特原油等价格大幅上涨[23][24] 业务机会 - FSRU：欧洲西北现有再气化能力不足，需超30艘FSRU替代俄气，公司有2艘可用、1艘改造中，船队约占市场17%[32][34][37] - Fast LNG：已提交两个1.4 MTPA装置许可申请，另有六个在筹备，首个装置预计2023年Q2完成[40][47] - 氢气：公司欲成为清洁氢气市场领导者，推进零公园项目，有望成为美国最大最有价值的清洁氢气企业[59][67]

公司收购情况 - 公司于2021年4月15日完成对Hygo和GMLP的收购，收购后获得1.5GW塞尔希培发电厂50%的权益及相关设施，还有6艘FSRU、6艘LNG运输船和浮动液化船Hilli的权益[165] 各设施运营情况 - 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，拥有约7,000立方米的现场存储能力，为145MW博盖发电厂提供天然气[172] - 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老港发电厂和CHP工厂供应天然气，CHP工厂自2020年3月开始商业运营[173] - 塞尔希培发电厂是1.5GW联合循环发电厂，通过8公里专用管道接收天然气，与26个承购方签订25年PPA，塞尔希培设施每天可处理高达790,000 MMBtu的LNG，存储高达170,000立方米的LNG，满负荷时每天向发电厂供应约230,000 MMBtu的天然气，占最大再气化能力的30%[175][177] - 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[178] - 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拉巴斯发电厂供应约22,300 MMBtu的LNG，天然气供应量可增加至每天约29,000 MMBtu以提供高达135MW的电力[181] - 圣卡塔琳娜设施预计每天处理约570,000 MMBtu的LNG，存储能力高达170,000立方米，相关管道预计总目标市场为每天1500万立方米[184][185] 公司项目开发计划 - 公司计划为斯里兰卡科伦坡的凯拉瓦拉皮蒂亚电力综合体开发海上LNG接收、存储和再气化终端，目前该综合体有310MW电力运营，另有700MW计划建设，预计初期每天提供相当于约35,000 MMBtu的LNG[187] - 公司打算在爱尔兰香农河口开发和运营LNG设施和发电厂，正在等待爱尔兰规划许可，获得必要同意并与下游客户签订足够合同后开始建设[188] - 公司开发“Fast LNG”系列模块化浮动液化设施，可降低成本并加快部署进度[189] - 公司在全球多地区积极讨论开发项目，但不确定能否达成额外合同或实现目标定价与利润率[190] 船舶业务板块情况 - 船舶业务板块包括6艘FSRU和5艘LNG运输船，其中Nanook与CELSE签订25年租约，2021年第三季度开始将1艘收购的LNG运输船用于码头运营[179] LNG价格及销售情况 - 自2021年8月以来LNG价格大幅上涨，公司有供应承诺确保未来六年旗下五座设施约100%的LNG需求，2022年第一季度完成9.7 TBtus的货物销售[191] 疫情相关费用 - 2020年初至2022年3月31日，公司为应对新冠疫情在运营中引入安全措施等已产生约220万美元费用[195] 公司总营收情况 - 2022年第一季度公司总营收为5.05118亿美元，2021年12月31日止三个月为6.48631亿美元，2021年3月31日止三个月为1.45684亿美元[199] 终端与基础设施部门营收情况 - 2022年第一季度终端与基础设施部门总营收为4.80349亿美元，较2021年12月31日止三个月减少2.09421亿美元，较2021年3月31日止三个月增加3.34665亿美元[200] - 2022年第一季度终端与基础设施部门货物销售收入为2.85171亿美元，2021年12月31日止三个月为4.2288亿美元，2022年第一季度用于向客户开票的亨利枢纽指数平均定价较2021年12月31日止三个月下降15%[201] 公司交付量情况 - 2022年第一季度除售予第三方的LNG货物量外，公司总交付量为6.3 TBtu，2021年12月31日止三个月为6.5 TBtu，2021年3月31日止三个月为10.7 TBtu[203] 各设施销售额情况 - 老港设施2022年第一季度销售额为57603万美元，较2021年12月31日止三个月减少4888万美元，较2021年3月31日止三个月增加6065万美元[204] - 圣胡安工厂销售额从2021年12月31日止三个月的14,953美元降至2022年3月31日止三个月的10,994美元，减少了3,959美元[206] - 蒙特哥湾工厂收入从2021年12月31日止三个月的18,129美元降至2022年3月31日止三个月的10,712美元，减少了7,417美元[211] 其他业务收入情况 - 自2021年8月牙买加铝土矿精炼厂Jamalco发生火灾后未消耗天然气，热电联产厂电力和蒸汽交付收入在2022年第一季度降至1651万美元，较2021年12月31日和3月31日止三个月分别减少5713万美元和5591万美元[205] - 2022年3月31日止三个月货运销售收入为285,171美元，而2021年12月31日止三个月为422,880美元[207] - 2022年3月31日止三个月公司在CELSEPAR投资的收入份额为63,389美元，2021年12月31日止三个月为132,876美元[208] 市场LNG货物销售情况 - 2022年3月31日止三个月市场上LNG货物销售减少6.6 TBtus，从2021年12月31日止三个月的16.3 TBtus降至9.7 TBtus[212] 船舶板块营收及费用情况 - 船舶板块2022年3月31日止三个月总营收较2021年12月31日止三个月减少2,854美元[220] - 2022年3月31日止三个月船舶运营费用较2021年12月31日止三个月增加2,942美元[222] 公司各项费用情况 - 2022年3月31日止三个月销售成本较2021年12月31日止三个月减少147,284美元，较2021年3月31日止三个月增加138,861美元[210][213] - 2022年3月31日止三个月销售、一般和行政费用较2021年12月31日止三个月减少26,886美元，较2021年3月31日止三个月增加14,424美元[223][225][226] - 2022年3月31日止三个月交易和整合成本为1,901美元，2021年12月31日止三个月为2,107美元，2021年3月31日止三个月为11,564美元[223][227] 折旧、摊销及利息费用情况 - 2022年第一季度折旧和摊销较2021年第四季度增加24400美元，利息费用减少1651美元；较2021年第一季度利息费用增加26236美元[229][230] - 2022年第一季度，公司确认与承担债务相关的额外利息费用3378美元，确认收购船舶的增量折旧费用14070美元，合并中收购的有利和不利合同价值摊销8346美元[231] 公司债务情况 - 截至2022年3月31日，未偿还债务本金余额为3978250美元，较2021年3月31日的1250000美元增加[230] 其他（收入）费用净额及税收情况 - 2022年第一季度其他（收入）费用净额较2021年第四季度和2021年第一季度分别增加16033美元和19121美元[232] - 2022年第一季度公司确认税收利益49681美元，2021年第四季度为税收支出5403美元，2021年第一季度为税收利益877美元[233] 公司投资收入情况 - 2022年第一季度公司从对Hilli和CELSEPAR的投资中确认收入50235美元，2021年第四季度为亏损8515美元[236] 合并相关收入及费用情况 - 2022年第一季度，与合并相关的交叉货币利率互换和利率互换公允价值变动产生收入24409美元，资产收购中与或有付款相关的股权协议和衍生品公允价值调整产生额外费用2765美元[237] LNG采购情况 - 2022年第一季度公司约94%的液化天然气（LNG）从第三方采购，已签订供应协议确保未来六年蒙特哥湾等设施约100%的LNG需求[240] 公司项目支出情况 - 公司已承担的所有已完成和现有项目的总承诺支出约为20.8亿美元，截至2022年3月31日已支出约15.84亿美元[244] 公司债务及租赁义务情况 - 截至2021年12月31日，公司长期债务义务、采购义务和租赁义务总计10622038000美元，2022年第一季度无重大变化[245][246] 公司船舶租赁情况 - 截至2021年12月31日，公司有7艘船舶处于定期租船租赁中，剩余不可撤销期限为1个月至10年，还有一份未开始的LNG运输船租赁，不可撤销期限7年，固定付款约19.81万美元[252] 公司现金流情况 - 2022年第一季度经营活动现金流为11438.2万美元，较2021年同期的-11198.6万美元增加22636.8万美元；投资活动现金流为-18922.1万美元，较2021年同期的-9025.7万美元增加9896.4万美元；融资活动现金流为3683.6万美元，较2021年同期的-4789.1万美元增加8472.7万美元[256] 公司融资及债券情况 - 2021年8月子公司South Power获得约10000万美元融资，2022年1月协议取消该融资并发行South Power 2029债券，授权发行上限28500万美元，2022年第一季度已发行7578.3万美元，截至3月31日共计17578.3万美元[263] - South Power 2029债券年利率6.50%，2025年开始按季度支付本金，利息按季度支付，本金和利息支付由公司担保[264] 公司债务契约符合情况 - 债务和租赁协议要求部分子公司维持最低流动性3000万美元、综合净资产12395万美元，最低债务偿付覆盖率1.20:1，最高净债务与EBITDA比率6.5:1等，截至2022年3月31日公司均符合相关契约[267] 营运资金贷款安排情况 - 2021年7月CELSE和CELSEPAR设立最高2亿美元的营运资金贷款安排，期限12个月可续约，截至2022年3月31日未开具备用信用证[271] 市场利率变动影响情况 - 市场利率100个基点的变动会使固定利率债务公允价值增减约950万美元，使船舶定期贷款利息费用增减约43万美元[277][278] 公司价格风险情况 - 公司定价多基于亨利枢纽指数价格加合同价差，可限制天然气价格波动风险，但LNG价格变动风险可能影响业务，目前无商品价格衍生品安排[276] 公司汇率风险情况 - 完成Hygo合并后公司在巴西业务增加，部分汇率风险由交叉货币利率互换对冲，美元对巴西雷亚尔贬值10%不会显著影响收入或费用[281] 公司表外安排情况 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司无可能对综合财务状况或经营成果产生重大影响的表外安排[272]