财务数据和关键指标变化 - 2019年调整后EBITDA为负1.15亿美元，2020年首次转正为3300万美元，2021年为6.05亿美元，2022年第一季度为2.58亿美元，公司有望实现今年约10亿美元调整后EBITDA的目标 [7] - 2023年公司指导目标为15亿美元调整后EBITDA，且有大幅上行空间 [8] - 第一季度终端业务运营利润率为2.11亿美元，船舶业务为8900万美元 [66] - 第一季度SG&A因一次性项目较高，公司实施节约措施后预计该数字将降至3000 - 3200万美元 [67] - 第一季度净收入为2.41亿美元，包含7700万美元递延税负债减少的非现金调整，每股收益为1.13美元，剔除税收调整后为0.77美元，为历史最高 [68] - 目前杠杆率约为4倍，预计FLNG 1投产后将降至3倍以下，公司希望今年评级升至BB、BB平或BB +，2023年进入投资级 [70] 各条业务线数据和关键指标变化 FSRU业务 - 全球FSRU船队共45 - 46艘，公司拥有9艘，占比约20% [21] - 目前有2艘FSRU可在2022年部署，未来9 - 12个月有设备可将另一艘船改装为FSRU [30] - FSRU租赁费率同比上涨100%，每天增加5 - 10万美元，每艘船每年收益增加约2500万美元 [30] Fast LNG业务 - 3月30日申请2个140万吨/年的装置许可，4月26日收到美国海岸警卫队和海事管理局通知，申请被判定完整 [34] - 计划6月申请在得克萨斯州海岸外的6个装置许可，目标是7月1日前完成 [35] - 与合作伙伴埃尼在刚果部署一个装置的谈判进入最后阶段，预计明年下半年部署 [36] - 8个装置将产生1120万吨产能，与美国承诺向欧洲提供的天然气增量相当 [37] 氢气业务 - 公司计划成为美国最大的清洁氢气生产商和供应商，正在构建涵盖氢气价值链的可扩展业务 [56] - 正在敲定与电解槽合作伙伴的协议，建设可再生能源电力组合，确保有可靠、长期、低成本的电力供应，寻找适合绿色氢气项目开发的最佳场地，组建世界级专业团队 [58][59][60] - 目前有24个场地数据库，约6个被认为是绿色氢气生产的优质候选场地 [63] - 预计6月30日前在墨西哥湾沿岸的首个场地实现最终投资决策（FID），之后破土动工，18个月建设期，预计明年年底投入运营 [64] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019 - 2022年公司交付给客户的天然气量分别为12 TBtus、36 TBtus、61 TBtus、预计80 TBtus，其中2022年有6 TBtus（约2船）未承诺 [9] - 2023年下半年公司FLNG预计生产39 TBtus，其中24 TBtus未承诺，2024年为268 TBtus，2025年为520 TBtus [10] - 全球LNG总产量约4亿吨，欧洲目前从俄罗斯进口约40%的天然气，相当于1亿吨 [13] - 2022 - 2025年全球预计新增LNG供应很少，公司的Fast LNG项目是近期唯一可见的增量 [15] - 过去一年半能源价格大幅上涨，柴油从10美元涨至30美元，布伦特原油从51美元涨至110美元，TTF从7美元涨至32美元，亨利枢纽从2.58美元涨至8.41美元，煤炭从2美元涨至11美元 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略和发展方向 - 从发展阶段进入生产阶段，目标是将市场销量转化为客户销量，与客户签订长期承购协议 [7][52][53] - 利用FSRU业务满足欧洲增加再气化能力的需求，获取商业机会 [21] - 推进Fast LNG项目，实现工业化生产，提高效率和质量，满足全球能源需求 [22] - 布局氢气业务，成为美国最大的清洁氢气生产商和供应商，构建涵盖氢气价值链的可扩展业务 [56] 行业竞争 - 在FSRU市场，公司是市场领导者，拥有全球约20%的FSRU船队，且有开放的租赁位置 [21] - Fast LNG项目是行业变革性应用，公司提前布局，在当前能源短缺的情况下具有优势 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 俄乌冲突前全球能源已短缺，冲突后欧洲能源安全问题凸显，对LNG的需求大幅增加，但全球LNG供应短期内难以大幅增长，公司的Fast LNG项目将受益 [12][13][15] - 能源危机不仅影响能源价格，还会对农业、食品价格和通货膨胀产生深远影响，同时延缓气候变化目标的实现 [16][18][19] - 公司业务受能源市场变化的影响积极，FSRU、Fast LNG和氢气业务都有良好的发展前景，预计未来盈利将大幅增长 [21][22][23] 其他重要信息 - 公司预计通过内部产生的现金流为业务增长提供资金，资产交易预计贡献20 - 25亿美元新收益，可用于再投资、偿还债务或回报股东 [69] - 第一季度公司将循环信贷额度增加至5亿美元，并新增1.25亿美元承诺 [70] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：Fast LNG项目的资金筹集以及是否考虑引入合作伙伴 - 公司内部资产销售、融资和首个单元的收益足以支持项目资金需求，引入合作伙伴更多是出于战略考虑，如与拥有天然气资源的公司合作 [78][79] 问题2：Zero Parks业务的经济价值和资产拆分价值 - 典型的100兆瓦绿色氢气生产设施每天生产约4.5万公斤氢气，目前微利，未来1 - 2年将更盈利，每个设施预计产生3000 - 4000万美元年现金流，建设成本约1.5亿美元 [84] - 该业务是风险投资业务，未来有望发展为基础设施业务，计划作为独立公司运营 [85] 问题3：FSRU业务在欧洲以外市场的商业活动更新 - 公司参与了欧洲所有相关讨论，目前处于第二波更集中的终端建设阶段，有望在未来有令人兴奋的公告 [88][90] 问题4：FLNG项目是否可能获得美国政府更直接的参与和融资支持 - 公司未与美国政府讨论融资问题，主要在许可方面与政府有积极互动，认为自身有能力自筹资金 [92][94] 问题5：FSRU船只转换时间和Fast LNG项目资本支出需求及不同平台成本差异 - 目前有2艘FSRU可用，1艘已开始转换，预计9 - 12个月后可投入运营 [98] - FLNG项目第一单元已花费近50%成本，对剩余成本有85% - 90%的信心，2 - 9号单元成本相对相似，固定平台设计可能更具成本优势 [100][101] 问题6：Fast LNG项目额外6个装置长周期设备的供应可见性 - 长周期设备主要是压缩机串和涡轮机，公司已为前3 - 4个单元采购，与供应商就后续6个单元进行了深入讨论，通过长期承诺确保供应，预计1 - 3号装置2023年投产，2024 - 2025年年中按季度安装 [106][108] 问题7：Fast LNG项目5 - 6美元生产成本中运营成本和天然气成本的分解 - 运营成本约1 - 1.2美元，天然气长期曲线约4美元，运输成本约0.4美元，总成本约5.5美元 [110] - 历史上天然气与石油的能量当量关系为天然气约为石油的六分之一，长期稳定水平预计为15 - 18美元，能源安全窗口期内价格可能更高 [111][112]

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5.4亿美元[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，欧洲缺俄气约100 MTPA[15][16] - 能源市场因俄乌冲突混乱，能源安全重要性超成本和排放，柴油等能源价格大幅上涨[23][24] 业务进展 - FSRU方面，欧洲西北现有再气化能力不足，公司有2艘可用、1艘改造中，船队约占市场17%[32][37] - Fast LNG已提交两个1.4 MTPA装置许可申请，六个待提交，首套装置预计2023年Q2完成[40][47] - 氢能业务致力于成为清洁氢市场领导者，推进零公园项目，有望实现首个项目FID并动工[59][67]

项目进展 - 2021年1月宣布对Fast LNG项目做出最终投资决策（FID），并与潜在气源伙伴广泛沟通[2] - 2022年2月宣布与埃尼集团（Eni）在刚果达成20年合作协议[2] - 2022年3月向美国海事管理局（MARAD）提交在路易斯安那州建设280万吨/年海上液化装置的申请[3] 商业模式 - Fast LNG业务模式主要包括收费加工（Tolling）和贸易销售（Merchant）两种[4][6][7] - 收费加工模式为高信用质量交易对手提供20年基础设施服务，可带来长期稳定现金流；贸易销售模式目标于2023年初首次部署，为投资组合提供市场份额[8] 项目优势 - 采用工厂化建造和模块化方法，结合现有海洋基础设施，具有可扩展性、经济性和速度优势，有望成为全球最大的海上液化公司之一[9][11] - 与传统液化设施相比，Fast LNG解决方案建设速度快50% - 70%，成本低30% - 50%，环境足迹小[22] 市场需求与项目作用 - 欧洲若要减少30% - 50%以上从俄罗斯进口的天然气，全球需要额外3500 - 5000万吨/年的液化天然气（LNG）供应，但当前LNG供应受限，预计到2030年需求将超过供应达1.64亿吨/年[27] - Fast LNG项目可在12 - 18个月内向市场提供大量LNG，对支持美国向欧洲额外供应150亿立方米LNG的承诺发挥关键作用[28] 审批流程 - 向MARAD、美国海岸警卫队及合作机构提交了8000页的深水港申请，审批流程需356天，有加速可能[18][19]

公司收购信息 - 2021年4月15日完成对Hygo和GMLP的收购，支付5.8亿美元现金并发行31372549股A类普通股给Hygo股东，以每股3.55美元收购GMLP，总计2.51亿美元[296] - 截至收购日，公司承担的Hygo子公司未偿还债券和可变利益实体未偿还债务总计630,563美元[366] - 合并中承担间接子公司发行的本金约45000美元的巴西无抵押债券贷款[409] - 合并中承担四艘船舶的售后回租安排[421] - 合并中承担Nanook号售后回租义务，季度付款2943美元，到期气球付款约94000美元[423] - 截至收购日，Nanook长期贷款未偿还本金余额为202,249美元，合并日确认该贷款公允价值为201,484美元，贷款利率为2.5%[424] - Penguin售后回租需每季度支付1,890美元，共24期，利率为LIBOR加3.6%，到期气球付款约63,000美元；截至收购日，其长期贷款未偿还本金余额为104,882美元，合并日确认该贷款及应付母公司款项公允价值为105,126美元，贷款利率为LIBOR加1.7%[425][426] - Celsius售后回租需每季度支付2,679美元，共28期，利率为LIBOR加3.9%，到期气球付款约45,000美元；截至收购日，其长期贷款未偿还本金余额为121,379美元，合并日确认该贷款公允价值为121,308美元，部分贷款利率为LIBOR加1.8%，部分为4.0%[427][429] - 截至GMLP收购日，Eskimo长期贷款未偿还本金余额为160,520美元，确认该贷款公允价值为158,072美元，贷款利率为LIBOR加2.66%；2021年11月公司回购Eskimo支付190,518美元，确认债务清偿损失10,975美元[430][431] 公司设施运营信息 - 蒙特哥湾设施自2016年10月开始商业运营，每天可处理高达740000加仑LNG（61000 MMBtu），现场存储约7000立方米[303] - 老港设施自2019年6月开始商业运营，每天可处理约600万加仑LNG（500000 MMBtus），为190MW老港发电厂供气[304] - 圣胡安设施于2020年第三季度全面投入运营，为波多黎各的PREPA圣胡安发电厂和其他工业终端用户提供天然气[305] - 塞尔希培发电厂是1.5GW联合循环发电厂，通过8公里专用管道从塞尔希培设施接收天然气，与26个承购方签订25年PPA[306] - 塞尔希培设施每天可处理高达790000 MMBtu，存储高达170000立方米LNG，满负荷时每天向塞尔希培发电厂供应约230000 MMBtu/d（占最大再气化能力的30%）天然气[309] - 迈阿密设施自2016年4月开始运营，每天液化能力约为100000加仑LNG（8300 MMBtu）[310] - 拉巴斯设施于2021年7月开始商业运营，初始每天为发电厂供应约250000加仑LNG（20700 MMBtu），后续有望增加供应[313] - 预计2022年开始桑蒂诺港设施商业运营，每天将使用约695000加仑LNG（57500 MMBtu）为桑蒂诺港发电厂供气[314] - 巴卡雷纳设施预计2025年开始为605MW联合循环热电厂供气，该电厂与9个承购方签订25年PPA[315] 公司电力销售信息 - 公司拥有15年总功率288MW的购电协议，2022年1月开始通过远期销售协议售电[318] 公司销售业绩信息 - 2021年第三和第四季度完成18.5TBtus的货物销售，增加了公司收入[322] - 2021年公司终端与基础设施、船舶和合并及其他业务的总营收分别为13.66142亿美元、3.29608亿美元和 - 3.7294亿美元，合并营收为13.2281亿美元[330] - 2021年终端与基础设施业务总营收较2020年增加9.14492亿美元，运营利润率增加3.55905亿美元[333] - 2021年公司各设施交付总量为4.961亿加仑（41.8TBtu），较2020年增加6730万加仑（6.2TBtu）[336] - 2021年PREPA圣胡安电厂销售额从2020年的1.29753亿美元增至1.91674亿美元，增加6192.1万美元[337] - 2021年货物销售带来4.62695亿美元收入，2020年无此类交易[338] - 2021年公司在塞尔希培设施的投资带来2.99168亿美元收入[339] - 老港工厂销售额从2020年的189,196美元增至2021年的235,503美元，增加了46,307美元[340] - 电力和蒸汽交付收入从2020年的23,415美元增至2021年的29,248美元，增加了5,833美元[340] - 蒙特哥湾工厂销售额从2020年的93,236美元增至2021年的97,303美元，增加了4,067美元[340] - 公司在2021年第四季度出售部分承诺货物，增加了收入和经营业绩[473] 公司成本费用信息 - 2021年公司因新冠疫情防控措施支出约80万美元[326] - 2021年销售成本较2020年增加510,302美元[342] - 2021年和2020年12月31日，公司用于牙买加和波多黎各业务的液化天然气库存加权平均成本分别为每加仑0.80美元（每百万英热单位9.71美元）和每加仑0.40美元（每百万英热单位4.81美元）[343] - 2021年船舶业务板块总收入为329,608,000美元，船舶运营费用为64,385,000美元，板块运营利润为265,223,000美元[348] - 2021年销售、一般和行政费用为199,881,000美元，较2020年的120,142,000美元增加79,739,000美元[357] - 2021年交易和整合成本为44,671,000美元，较2020年的4,028,000美元增加40,643,000美元[357] - 2020年合同终止费用和减损销售损失为124,114,000美元，2021年无此类交易[357][364] - 2021年利息费用为154,324,000美元，较2020年的65,723,000美元增加88,601,000美元，主要因未偿还本金总额增加，2021年12月31日未偿还本金余额为3,896,155,000美元，2020年为1,250,000,000美元[357][365] - 2021年，公司确认与承担可变利益实体债务相关的额外利息费用为11,766美元[367] - 2021年其他（收入）费用净额较2020年增加22,155美元，2021年债务清偿损失为10,975美元[368] - 2021年公司确认收购船舶的增量折旧费用为38,950美元，收购合同价值摊销为16,658美元，圣胡安设施折旧增加5,179美元，热电联产厂折旧增加2,536美元[369] - 2021年公司确认的税项拨备为12,461美元，较2020年的4,817美元有所增加[372] 公司投资收益信息 - 2021年公司权益证券投资收益为8,254美元，交叉货币利率互换和利率互换公允价值变动带来额外收入5,562美元[370] - 2021年公司从对Hilli和CELSEPAR的投资中确认收入14,443美元，权益法核算的收益份额为36,866美元，被基础差异摊销22,423美元所抵消[373] 公司承诺支出与债务信息 - 截至2021年12月31日，公司已承担所有已完成和现有项目的总承诺支出约为19.13亿美元，其中约14.39亿美元已支出[377] - 截至2021年12月31日，公司长期债务义务总计49.36353亿美元，采购义务为52.65356亿美元，租赁义务为4.20329亿美元[378] 公司现金流信息 - 2021年公司经营活动现金流为84,770美元，较2020年的 - 125,566美元增加210,336美元；投资活动现金流为 - 22.73561亿美元，较2020年减少21.1593亿美元；融资活动现金流为18.16944亿美元，较2020年增加9.97446亿美元[387] - 2021年投资活动使用现金2273561美元，较2020年的157631美元增加2115930美元[389] - 2021年融资活动提供现金1816944美元，较2020年的819498美元增加997446美元[391] 公司融资信息 - 2020年9月发行1000000美元6.75%的2025年高级有担保票据[393] - 2021年4月发行1500000美元6.50%的2026年高级有担保票据[399] - 2021年9月间接子公司获得初始金额430000美元的船舶定期贷款安排，最高可增至725000美元[402] - 2021年8月子公司获得约100000美元的热电联产设施融资[411] - 2021年4月签订200000美元的高级有担保循环信贷安排[415] 公司其他债务信息 - GMLP发行的8.75% A系列累积可赎回优先股仍未赎回，清算优先权为每股25美元，2022年10月31日后可按每股25美元加累计未付股息赎回[432] - 截至2021年12月31日，CELSE Facility不同贷款机构的未偿还本金及有效利率分别为：IFC为8.994亿雷亚尔（1.603亿美元），利率为IPCA加9.69%；美洲开发银行为7.441亿雷亚尔（1.326亿美元），利率为IPCA加9.79%；IDB Invest为3570万美元，利率为3个月LIBOR加5.4%；IDC中国基金为4690万美元，利率为3个月LIBOR加5.4%[435] - CELSE发行的债券本金总额为33.7亿雷亚尔（发行日净收益8.972亿美元），利率为9.85%，2021年12月31日本金余额为31.13亿雷亚尔（5.547亿美元）[436] - CELSEPAR的GE Credit Facility贷款金额为120,000美元，利率为LIBOR加11.4%，2024年11月30日到期[440] - 2021年7月CELSE和CELSEPAR的营运资金贷款额度最高为2亿美元，截至2021年12月31日，为CELSE开具的备用信用证总额为1.06亿美元[441] - 截至2021年12月31日，公司对Hilli Corp 50%的债务份额为3.645亿美元，Hilli Corp贷款利率为LIBOR加4.15%[442] 公司供应协议信息 - 公司2020年执行四份长期LNG供应协议，价格预计显著低于2018年供应合同价格[473] - 公司2021年执行一份供应协议附录，确保2030年前蒙特哥湾、老港、圣胡安、拉巴斯和波多黎各桑迪诺设施100%的LNG供应需求[473] 公司市场与风险信息 - 2020年油价创历史低价，目前LNG价格处于历史高位，公司认为长期来看LNG和天然气仍将是有竞争力的燃料来源[471] - 公司2021年第四季度完成年度商誉减值定性评估分析，未发现商誉减值迹象[483][484] - 公司对长期资产进行可收回性评估，若资产未通过测试，账面价值将调整为公允价值并确认减值损失[466][474] - 公司估计RSUs和PSUs公允价值基于授予日标的股票收盘价和其他公允价值调整，PSUs需重新评估业绩指标实现概率[475][476] - 公司对符合业务合并的收购采用收购法核算，交易成本在发生时费用化，超额部分确认为商誉[479] - 公司面临商品和利率等市场风险，可通过合同定价限制天然气价格波动风险，可能使用衍生品工具应对LNG价格波动[486][487] - 公司将运输和处理成本视为履约前活动，销售税按净额列报，不包含在报告收入中[454][455] - 市场利率100个基点的增减会使公司固定利率债务公允价值反向变动约1.02亿美元[488] - 市场利率100个基点的增减会使公司利息费用反向变动约4300美元[489] - 公司因合并承担了债券贷款并采用交叉货币利率互换防范债券贷款利率不利变动[490] - 公司获得利率互换以管理权益法投资对象Hilli LLC债务利率不利变动风险[490] - 公司目前没有针对其他未偿债务利率波动的衍生品安排[490]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度调整后EBITDA为3.34亿美元，全年为6.05亿美元；2019年全年调整后EBITDA为负1.15亿美元，2020年基本盈亏平衡为3300万美元 [7] - 2022年预测调整后EBITDA超10亿美元，约85%已基本确定 [8] - 2021年第四季度营收8.08亿美元，全年超17亿美元；第四季度调整后EBITDA 3.34亿美元，全年超6亿美元；第四季度SG&A为3900万美元，预计未来每季度降至3000 - 3200万美元；第四季度净利润1.51亿美元，每股收益0.72美元；全年净利润9700万美元，摊薄后每股约0.47美元 [65][66] - 2021年公司获标普评级从BB - 升至BB - 且展望稳定，正朝着投资级企业目标迈进，2022年目标是企业债务与调整后EBITDA比率达3倍 [64][67] - 公司获批将企业循环信贷额度从2亿美元增至4亿美元，目标将信用证额度增至2亿美元并预计30天内完成 [68] 各条业务线数据和关键指标变化 下游业务 - 2021年收购Hygo花费31亿美元，收购GMLP花费19亿美元；7月墨西哥终端上线并向CFE电厂供气；塞尔希培发电厂全面运营，运行超4000小时，消耗超30 TBtu天然气；与Alunorte签订15年30 TBtu供应协议；巴西的巴拉卡雷纳和圣卡塔琳娜终端预计2022年第二季度完工 [20][21] - 2021年第四季度日均销量290万加仑，高于去年同期的180万加仑；共有65份合同，加权平均期限15年，合同收入净现值超140亿美元 [23] - 2020年可寻址市场约900万吨/年，有3个终端建成、2个在建共5个终端；如今可寻址市场达4200万吨/年，有11个终端 [25] 中游业务 - 2020年底公司控制和拥有5艘船，如今拥有20艘，包括FSRU和运输船，增强了物流能力 [31] 天然气业务 - 自2021年初以来，天然气组合增加超200%，目前有290万吨，其中220万吨从市场签约，70万吨将于2023年由Fast LNG生产 [41] - 预计2022年第二季度完成Fast LNG和长期LNG供应协议，使年LNG基础组合达400 - 500万吨 [42] 氢能业务 - 计划在美国建设清洁氢生产设施，首个100兆瓦绿色氢工厂位于美国墨西哥湾沿岸，可扩展至500兆瓦，正敲定长期可再生能源电力合同，预计60 - 90天内实现FIT并动工 [54][59] - 目前绿氢生产成本约3美元/千克，售价3 - 4美元/千克，未来随着可再生能源成本下降、电解槽效率提高和政府激励措施，成本有望降至1美元/千克 [56] 各个市场数据和关键指标变化 - LNG价格在2023年冬季结束前不低于30美元，之后约20美元，市场存在严重错位 [40] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 下游业务继续从现有终端实现有机增长，如牙买加Jamalco炼油厂、波多黎各电厂转换和墨西哥CFE合同扩展；完成巴西终端建设；推进香农LNG终端和600兆瓦电厂的FID [26][28][29] - 天然气业务通过Fast LNG增加供应，采用两种商业模式，一是提供安装服务并与交易对手签约，二是与资源所有者合作获取LNG产量并在当地市场销售天然气 [43][44] - 氢能业务专注在美国确定和保障优质场地建设清洁氢生产设施，开发项目组合，最终将Zero Parks独立融资并剥离 [51][53] 行业竞争 - 公司认为全球天然气供应不足，市场结构短缺，自身业务模式能利用市场波动，具有债券般的下行保护和股权般的上行潜力 [16][38] - Fast LNG有望成为海上生产标准，公司通过开发相关IP，将在市场增长中成为重要参与者 [82] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球能源转型面临能源贫困和气候变化两大问题，公司关注能源贫困市场，同时认为天然气是过渡燃料，全球天然气供应不足，市场环境适合公司业务发展 [35][37][38] - 公司业务模式具有稳定性和灵活性，能应对市场波动，未来盈利前景乐观，预计2022年调整后EBITDA超10亿美元，2023年有望进一步增长 [7][8][99] 其他重要信息 - 公司采用调整后EBITDA衡量财务表现，能更好反映业务现金流 [61][62] - 迈阿密液化厂产量超铭牌产能，预计到2022年底该项目增加3000万美元收益；波多黎各、牙买加和墨西哥的终端进行维护和战略改进以提高生产力和功能性 [72][73] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请阐述Fast LNG 1的经济潜力和剩余开发步骤，包括资本支出及与ENI的分摊情况 - 租赁协议有基本收费和获取一半产量，综合回报良好，虽未披露具体条款，但符合公司回报门槛；该项目为整个计划提供融资能力，有助于资本高效开发其他FLNG单元 [77][78] 问题2: Fast LNG 2是否采用类似收费结构，有何额外细节 - 第二座FLNG已达成FID，购买两艘Savant船用于该项目，成本与第一座相近，铭牌产能140万吨；正在就收费和市场机会进行深入谈判，预计项目会持续扩展，FLNG将成海上生产标准 [79][80][82] 问题3: 非洲沿海未开发气田情况及从框架协议到正式合同的后续步骤 - 海洋12气田由ENI生产，规模大；ENI将对气田进行大量增量投资，双方已就合作达成框架协议，预计30天内完成最终文件签署，交易确定 [86][87] 问题4: 爱尔兰对独立天然气采购的兴趣是否因欧洲能源形势变化而改变 - 爱尔兰对项目兴趣大增，项目处于规划委员会审批最后阶段，有望短期内成功获批；该项目将为爱尔兰提供第二气源，实现供应多元化，600兆瓦电厂将成为有价值的可调度资源，市场对供应安全的关注将影响公司商业策略 [89][90][92] 问题5: 国际LNG价格高企对公司盈利能力和净多头头寸的影响 - 公司核心业务是匹配客户需求和天然气供应，有适度多头头寸在第四季度获得良好回报；2022年预测超10亿美元收益大部分已确定，2023年FLNG产量将带来额外上行空间；业务架构有下游组合作为缓冲，能灵活处理市场波动 [97][98][99] 问题6: FLNG单元采购价格的定价基础 - 与ENI构建的采购价格是基于亨利枢纽、TTF和JKM三个指数的组合，旨在接近市场价格；公司目标是成为投资级企业，以获取长期供应且无需额外提供大量信贷 [103] 问题7: FLNG项目FID的推进速度及新设计能否在不同地点以相同速度实施 - 公司认为有多种合适的海洋基础设施，第二座FLNG已达成FID；虽全球有大量天然气储量，但适合公司需求的情况较少，项目是对现有天然气供应的补充，不追求成为大型生产商 [110][111][113]

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] 业务发展 - 下游业务收购Hygo和GMLP，终端从5个增至11个，船舶从5艘增至20艘，天然气组合从1.3 MTPA增至2.9 MTPA[10][21] - 天然气业务聚焦Fast LNG，预计增加营销量和长期租赁现金流，首个项目预计2023年Q2运营[12][63] - 氢能业务利用Zero Parks开发清洁氢项目，首个100MW设施预计60 - 90天内开工，成本有望降至1美元/千克[83][85][88] 财务状况 - 2021年Q4调整后EBITDA达3.34亿美元，全年达6.05亿美元，均创纪录[6] - 2021年Q4净收入为正，每股收益0.72美元，全年每股收益0.47美元[96] - 计划提升信用评级，增加循环信贷额度和信用证额度，通过资产出售和融资获得20 - 25亿美元流动性[103][107] 市场趋势 - 全球天然气供应不足，需求增长，价格预计将维持高位[48][50] - 清洁氢市场潜力大，75%的全球二氧化碳排放来自三个主要行业，有脱碳需求[74]

公司愿景与使命 - 愿景是为全球缺乏可负担电力的数十亿人提供电力，让电力不再是奢侈品[2] - 使命是提供资本、专业知识和愿景解决电力问题，同时对社区和环境产生积极影响[3] 财务表现 - 2021年Q3总运营利润率约2.1亿美元，2021年下半年目标为5.85亿美元，较7月更新目标增长50%，2022财年目标超11亿美元[10] - 2021年Q3较Q2总运营利润率增加8050万美元，销量从149.6万加仑/天增至176.4万加仑/天，收入从2.238亿美元增至3.047亿美元[92][93][94] 市场情况 - 油气行业系统性投资不足，全球勘探与生产支出从2014年约8000亿美元降至如今约4000亿美元，2021年化石燃料投资落后于绿色项目[18][20] - 气候和经济冲击使LNG价格飙升，需求预计将大幅超过供应，未来几年供应缺口尤其严重[24][29] 终端业务 - 巴西持续电力短缺，LNG需求增长，每日进口1800万加仑LNG，公司预计2022年起从圣卡塔琳娜终端为超400兆瓦新电厂供应LNG[35][37][39] FLNG业务 - Fast LNG比传统FLNG成本低、速度快，计划通过收费和贸易两条业务线部署，收费业务预计提供稳定现金流，贸易业务有潜在高收益[44][48][49] 能源转型 - 公司投资蓝色氢气项目，首个蓝色氨生产设施接近最终投资决策，预计捕获高达99%的二氧化碳排放[15][74] - 美国政府《重建美好法案》拟提供超70亿美元温室气体减排基金等激励措施推动能源转型[77]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度实现2.1亿美元的利润率，7月时预计全年剩余时间的预期为1.71亿美元，显著超出预期；第四季度预计为3.75亿美元，该季度98%的收入已预订 [7][8][9] - 从年中到下半年，收益提升2.19亿美元，下半年总运营利润率为5.85亿美元，按年计算远超10亿美元；预计2022年为11亿美元，2023年为15亿美元 [10] - 2021年下半年年化运营利润率近12亿美元，预计第四季度为3.75亿美元，其中98%的现金流来自已执行的合同和客户的提名 [58] - 第三季度日均销售近180万加仑，收入3.05亿美元；终端和基础设施部门运营利润率为1.16亿美元，是历史上任何一个季度的两倍多；船舶部门运营利润率增加2000万美元至9500万美元；采购液化天然气的平均价格为每百万英热单位7.10美元 [59][60] - 第三季度核心非增长业务的销售、一般和行政费用（SG&A）约为2000万美元 [62] - 截至9月30日，公司手头现金超过3.3亿美元，循环信贷额度、船舶融资和Jamalco融资的可用额度近7亿美元 [62] 各条业务线数据和关键指标变化 终端业务 - 专注于完成现有管道建设，有选择地在全球增加新终端，以实现显著的有机增长并减少资本支出 [11] - 巴西的能源短缺为公司终端业务带来新机遇，圣卡塔琳娜终端将为新的发电厂提供燃料，预计每天新增超过90万加仑的供应，以支持超过400兆瓦的新电力 [29][30] 快速液化天然气（Fast LNG）业务 - 今年早些时候对首个液化装置做出最终投资决策（FID），预计明年年中机械完工，年底可部署 [34] - 业务机会分为为他人提供服务收取租金和为自己运营两种模式；Hilli项目是收费模式的案例，预计可产生2.5 - 3亿美元的容量付款；公司的Fast LNG成本更低，预计也能获得类似的容量付款 [35][36][39] - 以200万吨为例，在2021 - 2022年的市场环境下，可能产生200 - 300万美元的边际息税折旧摊销前利润（EBITDA） [40][41][43] 能源转型业务 - 接近对首个蓝色氢气与碳捕获设施做出最终投资决策，预计成本约为每千克1美元，具有经济可行性 [15] - 预计在2022年第一季度末获得许可、签订工程采购施工（EPC）合同并完成融资，20 - 24个月后上线运营 [51] 各个市场数据和关键指标变化 - 2014 - 2021年，石油和天然气行业的资本投资从约8000亿美元降至4000亿美元，资本分配从95%用于传统油气勘探变为如今的约50 - 50 [17][18] - 巴西自2020年8月以来经历了过去100年中最严重的水文时期，水电资源和水库水位低，水电发电量仅占实际电力供应的20%；LNG进口量大幅增加，9月为1900万加仑/天，10月为1800万加仑/天，有望创历史新高 [25][26][27] - 全球LNG市场需求预计将大幅超过供应，有众多用途可能导致需求远超供应，如煤炭转天然气、石油转天然气、电动汽车增加、比特币生产、氢气生产、船舶加油等 [21][22] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 终端业务：完成现有项目，有选择地增加新终端，实现有机增长并降低资本支出 [11] - Fast LNG业务：利用现有海洋基础设施，提供收费服务和开展自营业务，以获取稳定现金流和潜在高额回报 [34][35][36] - 能源转型业务：建设蓝色氢气和蓝色氨生产设施，利用现有下游基础设施进行运输和分销，帮助重污染行业转型 [46][47][54] 行业竞争 - 在LNG市场供应短缺的情况下，公司拥有明年将完成的唯一未承诺的液化装置规模，具有供应优势 [13] - 公司通过控制自身航运成本、垂直整合生产LNG等方式降低业务风险，提高竞争力 [64] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业系统性投资不足使市场易受冲击，如巴西降雨不足、中国降雨过多、欧洲风力不足、俄罗斯供应减少以及经济复苏加快等因素同时发生，对市场产生了深远影响 [17][19] - LNG市场需求预计将大幅超过供应，市场可能会持续受到冲击，公司处于有利地位，具有有限的下行风险和巨大的上行潜力 [21][23][42] - 公司有望成为投资级公司，通过信用提升举措和再融资，可释放超过2亿美元的年度现金流，用于再投资或分红 [63][65][66] 其他重要信息 - 公司在信用评级方面取得显著进展，在盈利、多元化和运营历史三个方面都有巨大提升，有望获得更高的信用评级和更低的借款成本 [68][69][70] - 《重建美好法案》为氢气生产、碳捕获和减排项目提供150亿美元资金，公司有望从中受益 [52][53] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：Fast LNG是否接近达成商业协议，是否已确定交易对手和地点；如何看待Fast LNG在业务中的作用 - 公司正在与多家高信用质量的大型油气公司进行深入讨论，有很大机会在收费模式上取得进展；Fast LNG在低价格环境下可供应终端，在价格上涨时有巨大的不对称上行潜力，同时拥有自己的天然气能更好地服务客户 [76][77][81] 问题2：蓝色氨项目的分拆情况以及资金来源 - 项目初始规模约为4亿美元，预计大部分资金可通过免税融资获得；关于公司是否分拆，董事会和管理层需要进一步讨论，但从长远来看，氢能和转型能源领域机会巨大，分拆可能是一个选择 [88][89][91] 问题3：圣卡塔琳娜项目的商业模式 - 该项目将类似于公司的其他终端业务，为客户提供天然气，满足电力、工业、消费和住宅等下游需求，同时开展离网或小规模ISO集装箱业务 [96] 问题4：如何看待2022年运营利润率转化为现金流的情况 - 运营利润率减去SG&A、利息费用和税收费用即为现金流；预计到明年年底运营利润率将从10亿美元增长到超过15亿美元，减去相关费用后，每年可获得接近10亿美元的现金流用于再投资 [97][99][101] 问题5：巴西电力拍卖合同的收入和毛利率情况，以及合同结构 - 目前暂不披露具体细节，但此次拍卖价格较高，反映了该地区对新电力的迫切需求；合同为基荷电力，与塞尔希培的情况不同 [103][104][108] 问题6：FLNG设施是采用收费模式、自营模式还是混合模式 - 目前正在与客户讨论收费模式和自营模式，但也有可能采用混合模式 [109] 问题7：如何分析第三季度利润率较第二季度的增长情况，以及如何看待商业电力机会的前置时间 - 公司不按客户或终端细分利润率，预计2022年的利润率是在正常情况下的预期；商业电力机会有短期和长期两种类型，公司将抓住这些机会 [111][112][116] 问题8：120万吨项目是否是标准模式，到明年年底是否可能有3个项目运营或通过FID - 120万吨项目实际技术规格为140万吨，200万吨是估算值；公司正在努力打造工厂化生产环境，以满足客户和自营业务的需求；公司认为自身被低估，具有巨大的增长潜力 [119][120][121] 问题9：浮动装置与自升式装置相比，能否显著扩大潜在机会集 - 市场上有大量可改造的船舶，包括钻井平台和深水船舶，只要能提供约10万平方英尺的甲板空间，就可用于安装模块，因此有广泛的基础设施可供选择 [124][125][126]

公司收购情况 - 2021年4月15日完成Hygo和GMLP收购，支付5.8亿美元现金并发行31372549股A类普通股收购Hygo，以每股3.55美元、总计2.51亿美元收购GMLP[239] - 收购后获得巴西Sergipe一个运营中的FSRU终端、Sergipe一个1.5GW发电厂50%权益，以及巴西Pará和Santa Catarina两个在建FSRU终端[240] - 收购新造FSRU Nanook及6艘FSRU、6艘LNG运输船和浮动液化船Hilli的权益[241] - 2021年9月公司签署协议收购斯里兰卡西海岸电力有限公司40%股权，该公司拥有310兆瓦的Yugadanvi发电厂[265] 各设施运营情况 - 蒙特哥湾设施自2016年10月运营，日处理能力达740000加仑LNG（61000 MMBtu），有7000立方米现场存储[248] - 老港设施自2019年6月运营，日处理约6000000加仑LNG（500000 MMBtus），为190MW老港发电厂供气[249] - 圣胡安设施2020年7月建成，2021年第三季度圣胡安发电厂5号和6号机组天然气调试基本完成[250] - Sergipe发电厂是1.5GW联合循环发电厂，通过8公里管道接收天然气，与26个承购方签订25年PPA[251] - Sergipe设施日处理能力达790000 MMBtu，存储能力达170000立方米LNG，预计满负荷时为发电厂提供230000 MMBtu/d（占最大再气化能力30%）[254] - 拉巴斯设施2021年7月开始商业运营，初始日供应250000加仑LNG（20700 MMBtu），全面运营后预计额外供应270000加仑LNG（22300 MMBtu）[258] - 波多桑迪诺设施预计2021年第四季度建成，发电厂2022年第一季度开始调试，300MW天然气发电厂日消耗约700000加仑LNG（57500 MMBtus）[259] 公司业务规划 - 公司计划开发海上LNG接收、储存和再气化终端，为Kerawalapitya电力综合体供气，目前该综合体有310兆瓦电力运营，另有700兆瓦计划建设，其中350兆瓦计划2023年投入运营[265] - 公司预计最初每天提供约120万加仑LNG（35,000 MMBtu/d），随着新电厂投入运营有望显著增长[265] LNG价格与供应情况 - 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蒙特哥湾、老港、圣胡安、拉巴斯和波多黎各桑迪诺设施约100%的预期需求[267] - 2021年第三季度公司利用运营和供应组合的灵活性出售部分货物，预计2021年第四季度交付，将增加收入和运营业绩[267] - 2021年前三季度公司约97%的液化天然气（LNG）从第三方采购，2020 - 2021年签订约601TBtu的LNG供应协议，价格低于之前长期协议[324] - 公司已确保未来六年蒙特哥湾、老港、圣胡安、拉巴斯和波多黎各桑迪诺设施约100%的LNG供应[324] - 2021年8月以来LNG价格大幅上涨，公司出售部分2021年第四季度交付的货物，预计增加该季度收入和经营业绩[326] - 2020年公司执行四份长期LNG供应协议，价格显著低于2018年供应合同价格，还利用低价LNG供应下半年运营[418] - 2021年公司对一份供应协议增加附录，确保蒙特哥贝、老港、圣胡安、拉巴斯和波多桑迪诺工厂2030年前100%的LNG供应需求[418] - 2021年Q4公司利用运营和供应组合灵活性出售部分承诺货物，预计增加该季度收入和运营成果[418] 疫情相关支出 - 2021年第三和九个月，公司因疫情安全措施分别支出约20万美元和60万美元[271] 终端和基础设施部门财务数据 - 2021年第三和九个月，终端和基础设施部门总营收分别为3.4914亿美元和6.76372亿美元，较2020年同期分别增加2.12282亿美元和3.70418亿美元[275][279] - 2021年第三和九个月，终端和基础设施部门运营利润率分别为1.15638亿美元和2.02853亿美元，较2020年同期分别增加6424.7万美元和1.38464亿美元[275][279] - 2021年第三和九个月，用于向客户开票的亨利枢纽指数平均定价较2020年同期分别上涨103%和69%[280] - 2021年第三和九个月，终端运营外的货物销售产生收入3260.5万美元，2020年同期无此类交易[281] 各设施销售收入情况 - 2021年第三季度老港设施销售收入62488美元，2020年同期为50064美元；2021年前九个月为170402美元，2020年同期为129313美元[284] - 2021年第三季度蒙特哥湾设施销售额从2020年同期的23515美元增至27813美元；2021年前九个月从69072美元增至79175美元[284] - 2021年第三季度圣胡安电厂销售额从2020年同期的51974美元增至76061美元；2021年前九个月从68458美元增至176721美元[289] 销售成本相关数据 - 2021年第三季度和前九个月销售成本分别较2020年同期增加134466美元和196473美元[288] - 2021年第三季度从第三方购买用于销售或调试的液化天然气成本较2020年同期增加44581美元，交付量增加15%，加权平均成本从0.37美元/加仑涨至0.58美元/加仑；前九个月增加87852美元，交付量增加42%，加权平均成本从0.51美元/加仑涨至0.54美元/加仑[290] 船舶业务财务数据 - 2021年第三季度和前九个月船舶业务总收入分别为116050美元和211812美元，船舶运营费用分别为21210美元和41385美元，运营利润分别为94840美元和170427美元[295] - 2021年第三季度和前九个月船舶业务确认的收入中，纳米克销售型租赁利息收入分别为11607美元和21288美元，为CELSE提供运营服务的收入分别为1491美元和2656美元[300] - 2021年截至9月30日的三个月和九个月，船舶运营费用分别为2.121万美元和4.1385万美元[303] 运营与维护费用情况 - 2021年第三季度和前九个月运营与维护费用分别较2020年同期增加13569美元和35481美元[294] 公司投资收入与成本情况 - 2021年第三季度和前九个月公司在塞尔希培设施投资的收入分别为134523美元和166292美元，销售成本分别为73015美元和75042美元[286][291] - 2021年第三季度和前九个月公司在希利有限责任公司投资的收入分别为26011美元和47758美元[301] 公司综合财务指标情况 - 2021年截至9月30日的三个月和九个月，销售、一般和行政费用分别为4.6802万美元和12.4954万美元，较2020年同期分别增加1.9981万美元和3.7681万美元[305] - 2021年截至9月30日的三个月和九个月，交易和整合成本分别为1848美元和4.2564万美元，较2020年同期分别减少2180美元和增加3.8536万美元[305] - 2020年截至9月30日的三个月和九个月，合同终止费用和减损销售损失分别为0和12.4114万美元，2021年无此类交易[305][313] - 2021年截至9月30日的三个月和九个月，折旧和摊销费用分别为3.1194万美元和6.808万美元，较2020年同期分别增加2.1705万美元和4.5717万美元[305] - 2021年截至9月30日的三个月和九个月，利息费用分别为5.7595万美元和10.7757万美元，较2020年同期分别增加3.7782万美元和5.6856万美元，截至2021年9月30日未偿还本金为388.8894万美元，2020年同期为100万美元[305][314] - 2021年截至9月30日的三个月和九个月，其他（收入）费用净额分别为 - 5400美元和 - 1.3458万美元，较2020年同期分别增加7969美元和1.7637万美元[305] - 2020年截至9月30日的三个月和九个月，债务清偿损失分别为2.3505万美元和3.3062万美元，2021年无此类交易[305][320] - 2021年截至9月30日的三个月和九个月，税务拨备分别为3526美元和7058美元，较2020年同期分别增加1690美元和5109美元[305][321] - 2021年截至9月30日的三个月和九个月，权益法投资收益分别为 - 1.5983万美元和2.2958万美元[305][322] 公司资金支出与现金流情况 - 截至2021年9月30日，公司所有已完成和现有项目的总承诺支出约为16.63亿美元，已支出约11.54亿美元[328] - 2021年前三季度经营活动现金使用量为1.39687亿美元，较2020年同期增加2397.7万美元；投资活动现金使用量为20.31158亿美元，较2020年同期增加19.15454亿美元；融资活动现金流入为18.74149亿美元，较2020年同期增加15.82333亿美元[330] - 2021年前三季度公司净现金、现金等价物和受限现金减少2966.96万美元，较2020年同期减少3570.98万美元[330] 公司融资情况 - 2020年9月公司发行100万美元的2025年票据，利率6.75%；2021年4月发行150万美元的2026年票据，利率6.50%[336][342] - 2021年9月公司间接子公司获得船舶定期贷款融资，初始借款43万美元，最高可增至72.5万美元，利率为伦敦银行同业拆借利率加3%[345] - 作为合并的一部分，公司承担间接子公司发行的巴西债券贷款，本金2.556亿巴西雷亚尔（约4500万美元），利率为巴西一日银行间存款期货利率加2.65%[352] - 2021年8月3日，公司子公司签订CHP融资协议，初始提款10万美元，产生3651美元费用，截至9月30日未摊销递延融资成本为3636美元[354] - 2021年4月15日，公司签订20万美元的循环信贷融资协议，到期日为2026年，可延期一年，借款利率根据使用情况为LIBOR加2.50%或2.75%，产生3974美元费用，截至9月30日未摊销递延融资成本为3658美元[355][356][358] - 2021年第二和第三季度，公司分别提取15.25万美元和4.75万美元，第三季度偿还全部款项，截至9月30日无未偿还金额[359] 公司债务与契约情况 - 公司合并四个船舶售后回租安排，相关SPV贷款和售后回租协议要求子公司维持一定流动性、净资产、债务覆盖率等指标，截至9月30日公司遵守所有契约[361][362] - 公司承担Eskimo、Nanook、Penguin、Celsius售后回租义务，相关SPV贷款有不同本金余额、利率和还款安排[363][365][367][369] - GMLP发行的8.75% A系列优先股仍未赎回，清算时每股享有25美元清算优先权及累计未支付股息，2022年10月31日后可赎回[371] - 截至9月30日，CELSE Facility未偿还金额及有效利率分别为：IFC 9.277亿雷亚尔（1.714亿美元），利率10.2%；美洲开发银行7.669亿雷亚尔（1.417亿美元），利率10.0%；IDB Invest 3740万美元，利率5.6%；IDB中国基金4920万美元，利率5.6%，CELSE债券余额为33.2402亿雷亚尔（6.14亿美元），利率9.85%[374] - 2021年7月2日，CELSE完成同意征集，修订融资文件允许产生与营运资金安排相关债务[376] - 2021年7月9日，CELSE和CELSEPAR签订最高2亿美元营运资金安排，7月9日开具3110万美元备用信用证[379] - 截至9月30日，公司对Hilli Corp债务的50%份额为36.45万美元[380] - 公司承担Hilli Corp在Hilli Leaseback下未偿还本金和利息50%的担保，子公司需满足至少3000万美元自由流动资产、前12个月净债务与EBITDA比率最高6.5:1、有形净资产123,950美元的契约和比率要求[381] - 2021年7月16日，公司与银行签订最高75,000美元的无承诺信用证及偿还协议，未偿还信用证需按1.75%季度付费，未偿还本金按银行最优惠利率或联邦基金有效利率加0.50%再加1.75%的利率支付利息[382] 公司过往债务与采购、租赁义务情况 - 截至2020年12月31日，公司长期债务义务总计16.75203亿美元，1年内到期8770.3万美元，2 - 3年到期1.6875亿美元，4 - 5年到期14.1875亿美元；采购义务总计24.90347亿美元，1年内到期3.76096亿美元，2 - 3年到期7.24588亿美元，4 - 5年到期7.2409亿美元，超过5年到期6.65573亿美元；租赁义务总计1.91991亿美元，1年内到期4713.5万美元

财务数据和关键指标变化 - Q2 2021公司运营利润率显著提升，Q2去年运营利润率为1500万美元，今年Q2达到1.3亿美元，预计Q3约为2.1亿美元，Q4为1.7亿美元，明年运营利润率将超10亿美元，2023年达12.5亿美元 [8][9] - Q2公司日均销售近150万加仑，营收2.24亿美元；终端与基础设施业务运营利润率为5500万美元，较上一季度增加1200万美元；船舶业务季度运营利润率为7600万美元，略高于收购预期 [36] - 资产负债表方面，公司新增约23亿美元债务，其中170万美元在公司层面筹集，约6600万美元因交易产生，主要为售后回租形式 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 终端与基础设施业务 - 通过在再气化终端销售天然气、销售电力（包括容量付款、长期电力购买协议销售和商业收入）、直接面向消费者的小规模天然气和电力销售（包括设备租赁费用）以及LNG货物组合的交易活动盈利 [34] - Q2运营利润率为5500万美元，较上一季度增加1200万美元 [36] 船舶业务 - 通过将船只长期租赁给第三方以及在现货市场交易船只盈利，该业务包括11项GMLP资产和在Hygo交易中收购的两艘LNG运输船 [34] - Q2季度运营利润率为7600万美元，略高于收购预期 [36] 各个市场数据和关键指标变化 巴西市场 - 水电短缺导致电力短缺，今年水电流入量和水库蓄水量比20年平均水平低50%，过去一个月现货电价是20年平均水平的10倍 [23][24][25] - 天然气需求方面，开启所有热电厂后，天然气需求增加超65%，约1100万吨/年或1800万加仑/天，国内供应无法满足需求，进口需求大增 [25] - 公司在巴西的业务机会从4.1亿美元提升至5.25亿美元，预计还有2.25亿美元的上行空间，总机会达7.5亿美元 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 目标成为能源转型领域全球领先公司，目前已在多个国家建立终端和业务，未来各市场将实现有机增长，包括更多电厂改用天然气、新建电厂以及开展LNG船用燃料加注业务 [4][5] - 引入浮式液化天然气（FLNG）项目，首个项目已在3月做出最终投资决策，技术方案按时按预算推进，预计未来60 - 90天宣布气源 [6][11] - 长期致力于清洁燃料，从天然气向氢基燃料（如氢气、氨、甲醇等）转型，目标在航运业脱碳中发挥重要作用 [7] 行业竞争 - 在巴西市场，公司具有竞争优势，收购Hygo使公司在战略位置的终端开发上领先一步，合同更灵活、价格更稳定，还能提供小规模业务机会，且市场需求受供应限制，公司终端有巨大潜在需求 [63][64][65] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司正从开发型公司向运营型公司转变，目前处于转型关键节点，现有资产将带来可观的可重复收入，未来还会开拓新市场 [48][49][50] - 能源转型是全球强大趋势，公司处于前沿且盈利良好，目前资产开始产生经济效益，从估值角度看，公司被严重低估，未来将为股东带来良好机会 [46] - 巴西市场虽面临竞争，但公司终端具有巨大商业价值，随着项目推进，有机增长潜力巨大 [52][53] 其他重要信息 - 公司财务报告将业务分为终端与基础设施和船舶两个运营板块，对于未完全控制的实体（如Sergipe电厂和Hilli），在损益表中按权益法核算投资收益，在MD&A的板块指标中显示50%的收入和运营利润率贡献 [33][35] - 公司SG&A成本分为不可资本化费用、核心SG&A和增长SG&A，核心业务运营每年成本约4000万美元，公司选择投资以获取未来现金流增长 [37][38][39] - 公司在建或开发项目预计通过运营现金流、船舶融资和资产出售实现自我融资，目前已采取多项措施确保资金来源，包括设立7500万美元信用证额度、推进Jamalco电厂售后回租交易、开展3亿美元船舶融资等 [40][41] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司是否已转向全力执行现有项目，有无新的重大举措？ - 公司并非不再开发新市场，本季度在斯里兰卡有合作协议，还有其他新机会在推进，但目前重点是挖掘现有资产价值，预计年底前会有两到三个新国家市场开放 [48][50] 问题2: 新开拓的两到三个国家市场是否会在亚洲？ - 亚洲、非洲、南美、中美洲和墨西哥都有机会，公司开发的终端是商业交易的起点，各市场有巨大有机增长潜力，如牙买加的船舶加注业务可大幅增加业务量 [51] 问题3: CAPEX的资金来源和使用时间是否会出现缺口，如何填补？ - 资金使用节奏取决于项目开发进度，项目开发前期成本主要是工程、许可等软成本，后期建设成本增加，约30%的CAPEX在项目商业运营后支出，可与运营现金流匹配 [55][56] 问题4: 如何看待公司在巴西的竞争地位和竞争优势？ - 巴西市场因水电短缺和天然气供应问题混乱，公司终端有第三方确定价格和时间的开发合同及大量工业合同，具有巨大潜力 [61][62] - 公司在终端开发上有领先优势，终端位置战略布局合理，合同比Petrobras更灵活、价格更稳定，还能提供小规模业务机会，市场需求受供应限制，终端有巨大潜在需求 [63][64][65] 问题5: 巴西业务的利润率是否会提高？ - 利润率高低取决于离网业务和管道业务的占比，公司对整体定价有信心，之前的利润率估计合理，但可能低估了业务量 [68] 问题6: 选择FLNG项目的E&P合作伙伴时，如何权衡收费协议和对E&P的控制以及资产开发节奏？ - 公司关注有大量伴生气未被利用的现有油田，优先成为其承购合作伙伴，将气体液化并实现货币化，同时希望与拥有气田的国家合作，提供经济解决方案并帮助开发陆上电厂 [73][74] 问题7: 收购GMLP资产后，是否发现新的内部使用方式或现有计划？ - 公司将在第三季度报告中体现相关成果，目前已看到综合天然气、船舶和电力业务的好处，能够参与高价交易，降低价格和成本风险，同时获得潜在收益 [75] 问题8: 巴西业务签订的合同期限、基础设施建设情况以及解决方案是短期还是长期？ - 合同期限因市场和客户而异，Barcarena的合同期限较长，管道业务合同约为五年，离网业务合同在五到十年之间，公司认为并非短期弥补缺口，而是长期运营机会 [79] 问题9: 随着公司规模扩大，运营模式的增量利润率潜力、运营杠杆以及长期上限如何？ - 以公司投入资本和回报计算，目前开发收益率约为15%，若有机增长使利润翻倍，开发收益率将达30%，公司业务具有巨大需求和竞争优势，发展前景良好 [82][84]