1 New Fortress Energy Inc.截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的简明合并现金流量表（未经审计，单位：千美元）截至3月31日止三个月，20252024年经营活动产生的现金流量净（亏损）收入$（197,373）$ 56,670调整数：折旧和摊销63,35350，491递延税款（4,740）（6,822）资产出售损失— 77,140（收益）确认自租给第三方的船舶转让给Energos（13,082）（23,952）权益法投资处置损失— 7,222其他（6,635）39,287经营资产变动和负债：应收款项（增加）（7,001）（8,656）存货减少（增加）7,622（85,539）其他资产（增加）（1,074）（19,394）使用权资产减少30,84857，190应付账款/应计负债增加130,43363，208（减少）应付关联方款项（6,780）（3,479）（减少）租赁负债（42,888）（62,090）其他负债增加（减少）15,612（71,226）经营活动提供的现金净额（用于）（31,705）70,050投资活动产生的现金流量资本支出（340,470）（683,449）出售权益法投资— 136,365资产出售— 328,999其他投资活动4,555（1,695）投资活动活动债务借款所得款项901,7332，164,687支付递延融资费用（26,093）（25,781）偿还债务（664,062）（1,944，044）支付股息（3,460）（32,326）其他筹资活动（3,662）（4,919）筹资活动提供的现金净额204,456157，617外汇汇率变动对现金及现金等价物的影响34,332（3,768）现金、现金等价物及受限制现金净（减少）增加额（128,832）4,119现金、现金等价物及受限制现金–期初965,577310，814现金，现金等价物和受限现金–期末836,745美元314,933美元非现金投融资活动的补充披露：与在建工程和物业、厂房和设备增加相关的应付账款和应计负债的变化$（62,874）$（117,304）与在建工程和物业、厂房和设备增加相关的应付账款和应计负债366,358623，318第三方租船合同向Energos支付的融资义务本金（9,871）（2,912）在PortoCem收购中发行的A类可转换优先股和承担的债务—（125,198）
2下表列出了简明合并现金流量表中列报的现金和现金等价物以及受限制现金中包含的资产负债表项目：截至2025年3月31日的三个月2024年现金和现金等价物447,862美元143,457美元受限制现金379,537171，476现金和现金等价物以及分类为持有待售的受限制现金（注4）9,346 —现金、现金等价物和受限制现金–期末836,745美元314,933美元
3以下讨论和分析中包含的某些信息，包括与我们的计划、战略、预测以及我们的业务和相关融资的预期时间表有关的信息，包括前瞻性陈述。前瞻性陈述是基于当前信息的估计，涉及许多风险和不确定性。由于多种因素，实际事件或结果可能与这些前瞻性陈述中预期的结果存在重大差异。您应阅读截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告（我们的“年度报告”）中的“风险因素”和“关于前瞻性陈述的警示性声明”，以讨论可能导致实际结果与以下讨论和分析中包含的前瞻性陈述中描述或暗示的结果存在重大差异的重要因素。这些信息旨在让投资者了解我们过去的表现和我们目前的财务状况，并不一定表明我们未来的表现。进一步讨论请参考“—影响我们财务业绩可比性的因素”。除非另有说明，美元金额以百万为单位。除非文意另有所指，否则提及“公司”、“NFE”、“我们”、“我们的”、“我们”或类似术语均指New Fortress Energy Inc.及其子公司。概述我们是一家全球能源基础设施公司，成立的目的是帮助解决能源贫困问题，并加速世界向可靠、负担得起和清洁能源的过渡。我们拥有并运营天然气和液化天然气（“LNG”）基础设施，以及一支由船舶和物流资产组成的综合船队，以快速向全球市场提供统包能源解决方案；此外，我们还将重点扩大到建设我们的模块化LNG制造业务。我们的近期使命是提供现代化的基础设施解决方案，以创造更清洁、可靠的能源，同时在全球范围内产生积极的经济影响。我们的长期使命是通过利用我们的全球综合能源基础设施组合，成为世界领先的公司之一，提供无碳排放的电力。我们在年度报告“可持续发展——迈向低碳未来”下的“项目1和2：商业与物业”中更详细地讨论了这一重要目标。我们的首席运营决策者根据码头和基础设施及船舶两个运营分部做出资源分配决策并评估业绩。我们的码头和基础设施部门包括从天然气采购和液化到物流、航运、设施以及转换或开发天然气发电的整个生产和交付链条。我们目前从与第三方供应商的长期供应协议中采购液化天然气。我们在2024年第四季度投入使用了我们的第一台浮式液化装置，我们称之为“Fast LNG”或“FLNG”，我们计划从该设施中采购一部分我们的液化天然气需求。码头和基础设施部门包括在牙买加（在出售我们的牙买加业务（定义见下文）之前）、波多黎各、墨西哥和巴西的所有码头业务，以及在我们的码头或物流业务中使用的船只。我们集中管理我们的液化天然气供应以及在我们的码头、物流或分包业务中使用的船只的部署，这使我们能够以最佳方式管理我们的液化天然气供应和船队。我们的船舶部分包括目前根据长期安排租给第三方的某些船舶，这些船舶属于Energos编队交易（定义如下）的一部分。随着时间的推移，随着这些船只的租船协议到期，我们预计将在我们自己的码头运营中使用这些船只，届时这些船只预计将被纳入我们的码头和基础设施部门。2025年3月，我们签订了股权和资产购买协议（“EAPA”），以出售我们的牙买加业务，包括在蒙特哥湾的液化天然气进口终端、海上浮式储存和再气化终端的运营
位于Old Harbour的4座和位于Clarendon的150兆瓦热电联产厂，以及相关基础设施（“牙买加业务”），现金代价约为10.6亿美元，但须根据某些购买价格调整。2025年5月14日，我们完成了牙买加业务的出售，获得了约6.78亿美元的净收益，另外还有9900万美元的收益以托管方式持有，并将在EAPA规定的发布日期归还给公司。我们目前的业务——码头和基础设施我们的管理团队成功地运用我们的战略，与重要客户签订了长期合同，这些客户包括牙买加唯一的公用事业公司牙买加公共服务有限公司（“JPS”）、JPS的关联公司South Jamaica Power Company Limited（“SJPC”）和牙买加的铝土矿开采和氧化铝生产商Jamalco（在出售牙买加业务之前），以及波多黎各电力局（“PREPA”）和墨西哥电力公司Comisi ó n Federal de Electricidad（“CFE”），下文将对每一家客户进行更详细的描述。我们为服务这些重要客户而建立的资产在设计时具有服务其他客户的能力。圣胡安设施我们的圣胡安设施于2020年第三季度全面投入运营。它被设计为位于波多黎各圣胡安港的陆上微型燃料装卸设施。圣胡安工厂有多个卡车装卸舱，为岛上工业用户提供液化天然气。圣胡安设施靠近PREPA圣胡安发电厂，是我们为PREPA圣胡安发电厂和波多黎各工业最终用户客户提供的供应中心。2023年，我们签订了安装和运营约350MW额外电力的协议，这些电力将在波多黎各的帕洛山高发电厂和圣胡安发电厂产生，并供应天然气。我们的客户与美国陆军工程兵团签约，以支持该岛的电网稳定项目，增加电力容量，以实现波多黎各电力系统和电网的维护和维修工作。我们在不到180天的时间里使用我们的供气调试了350MW的双燃料发电。2024年3月，我们为支持电网稳定项目提供应急电力服务的合同终止，我们完成了一系列交易，其中包括向PREPA出售为支持电网稳定项目而部署的涡轮机和相关设备。我们还与PREPA签订了天然气销售协议，每年向PREPA的燃气发电厂供应高达80 TBTU的天然气，包括向出售给PREPA的涡轮机。该合同最初的期限为一年，每年可续签三个额外的年度期限。2025年3月，该协议被修改，将期限延长100天至2025年6月。我们正在寻求一项6.59亿美元的公平调整请求，该请求与提前终止我们提供紧急电力服务的合同有关。任何此类调整的实际金额和任何相关付款的时间可能与管理层目前的估计存在重大差异。因此，公司无法就根据此类请求或后续索赔（如有）可能追回的实际金额提供任何保证。2023年，我们的全资子公司Genera PR LLC（“Genera”）获得了一份为期10年的PREPA热力发电资产运营和维护合同，目标是降低成本并提高波多黎各发电的可靠性。我们每年收取管理费，并有资格获得基于绩效的激励费用。合同项下的服务期于2023年7月1日开始。拉巴斯设施于2021年第四季度，我们开始在墨西哥南下加利福尼亚州的Pichilingue港（“拉巴斯设施”）进行商业运营。拉巴斯设施还供应我们位于拉巴斯设施（“拉巴斯发电厂”）附近的燃气发电装置，最大容量可达135MW电力。我们于2023年第三季度将拉巴斯发电厂投入使用。
5在2022年第四季度，我们与CFE敲定了简短的协议，以扩大和扩大我们对南下加利福尼亚州多个CFE发电设施的天然气供应，并将拉巴斯发电厂出售给CFE。2024年第三季度，我们执行了一项为期10年的天然气销售协议，以照付不议的方式向额外的CFE设施供应天然气。圣卡塔琳娜设施我们于2024年第四季度将圣卡塔琳娜设施投入使用。Santa Catarina设施位于巴西南部海岸，由一个FSRU组成，处理能力约为每天50万MMBtu的液化天然气，液化天然气储存能力高达13.8万立方米。我们开发并建造了一条33公里、20英寸的管道，该管道通过加鲁瓦市的一个互通点将圣卡塔琳娜设施与现有的内陆Transportadora Brasileira Gasoduto Bolivia-Brasil S.A.（“TBG”）管道连接起来。圣卡塔琳娜设施和相关管道预计总可寻址市场为每天1500万立方米天然气。2024年8月，我们收购了Usina Termeletrica de Lins S.A.（“Lins”）100%的未偿股权，该公司拥有开发位于圣保罗州、位于Lins市区范围内的高达2.05GW天然气发电厂的关键权利和许可。我们预计将参与预计于2025年在巴西举行的电力拍卖，并且如果NFE在这些拍卖中获得成功，我们计划使用圣卡塔琳娜设施的天然气开发一个燃气发电厂。蒙特哥湾设施蒙特哥湾设施作为我们在牙买加北部的供应枢纽，向JPS提供天然气，为牙买加蒙特哥湾的145MW Bogue发电厂（“Bogue发电厂”）提供燃料。我们的蒙特哥湾设施于2016年10月开始商业运营，每天可处理高达60,000百万英热单位的液化天然气，并具有约7,000立方米的现场储存。蒙特哥湾设施还包括一个ISO装载设施，可以将液化天然气运输到众多岛上工业用户。在我们完成出售牙买加业务后，我们不再拥有蒙特哥湾设施，并且从2025年第二季度开始，我们将不再在我们的财务报表中反映蒙特哥湾设施的运营结果。Old Harbour Facility Old Harbour Facility是一个海上设施，由一个FSRU组成，每天可处理高达750,000 MMBtus的液化天然气。Old Harbour Facility于2019年6月开始商业运营，向SJPC运营的190MW Old Harbour Power Plant（“Old Harbour Power Plant”）供应天然气。Old Harbour Facility也在向我们位于牙买加Clarendon的双燃热电联产设施（“CHP工厂”）供应天然气。热电联产厂根据一项长期协议向JPS供电。热电联产厂还根据长期照付不议协议向Jamalco提供蒸汽。旧港设施还直接向Jamalco供应天然气，用于其燃气锅炉。在我们完成出售牙买加业务后，我们不再拥有Old Harbour Facility和CHP Plant，并且从2025年第二季度开始，我们将不再在我们的财务报表中反映Old Harbour Facility和CHP Plant的运营结果。我们的液化天然气供应和货物销售NFE向世界各地的客户提供可靠、负担得起的清洁能源供应，我们计划通过以下来源满足这些供应：1）我们当前的合同供应承诺；2）我们自己的FLNG生产；以及3）预计将于2027年开始的额外液化天然气供应合同。我们的第一座FLNG设施于7月开始生产LNG
62024年，我们预计该设施每年可产生高达70 TBTU的电力。当FLNG的预期产量与我们购买和接收液化天然气实物交付量的承诺相结合时，我们预计将有足够的供应来满足我们每个下游终端100%的承诺量，包括我们的圣胡安设施、拉巴斯设施、巴卡雷纳设施和圣卡塔琳娜设施。此外，我们与来自两个独立的美国液化天然气设施的液化天然气量签订了具有约束力的合同，每个设施的期限为20年，预计将于2027年和2029年开始。地缘政治事件已对天然气和液化天然气市场产生重大影响，并可能继续对其造成影响，近年来，天然气和液化天然气市场经历了重大波动。我们的大部分液化天然气供应合同是基于基于天然气的指数Henry Hub，加上合同价差。我们限制对天然气价格波动的敞口，因为我们在与客户的合同中的定价主要基于Henry Hub指数价格加上固定费用部分。此外，凭借我们自己的快速液化天然气生产，我们计划进一步减轻我们对液化天然气价格波动的风险，我们的长期战略是通过我们的下游终端以长期、照付不议的方式向客户销售基本上所有生产的货物。我们目前的业务–船舶我们的航运资产包括浮式储存和再气化装置（“FSRU”）、浮式储存装置（“FSU”）和液化天然气运输船（“LNGC”）。我们的航运资产包括在我们的两个经营分部中。某些船只目前根据长期安排租给第三方，属于Energos编队交易（定义见下文）的一部分；这类船只包括在我们的船舶部分。在这些船只的第三方租约期满时，我们计划将这些船只用于我们自己的运营目的。我们在码头运营或我们决定分租的船只包含在我们的码头和基础设施部分。2022年8月，我们与Apollo Global Management, Inc.的关联公司完成了一项交易（“Energos编队交易”），据此，我们将11艘船舶的所有权转让给Energos，以换取约18.5亿美元现金和Energos 20%的股权。其中10艘船舶接受了当前或未来的NFE租船合同，1艘船舶（Nanook）不受未来NFE租船合同的约束。有十艘船舶的就地租船和未来向NFE的租船合同阻止了将这些船舶出售给Energos的确认，与这些船舶相关的收益已被视为失败的售后回租。因此，这十艘船继续在我们的综合资产负债表中确认为物业、厂房和设备，收益确认为债务。与这种作为失败的售后回租的处理方式一致，（i）第三方租船收入继续由我们确认为船舶租船收入；（ii）运营船舶的成本在第三方租船的剩余期限内计入船舶运营费用，以及（iii）此类收入作为售后回租融资债务的偿债部分计入，并计入利息费用净额内的额外融资成本。2024年2月，我们大幅出售了我们在Energos的全部股份。我们的开发项目我们目前正在开发的项目包括我们开发一系列模块化液化设施，通过我们的快速液化天然气技术为世界各地的客户提供低成本的液化天然气供应来源；我们在尼加拉瓜桑迪诺港的液化天然气接收站设施和发电厂（“桑迪诺港设施”）；我们的液化天然气接收站（“Barcarena设施”）和位于巴西Par á的发电厂；我们在爱尔兰的液化天然气接收站（“爱尔兰设施”）和发电厂，我们的第一个绿色氢项目（“ZeroPark I”）和Klondike数字基础设施，我们新推出的电力和数据中心基础设施业务（“Klondike”）。我们还在积极讨论在全球多个地区开发可能对额外电力、液化天然气和天然气有重大需求的项目，尽管无法保证这些讨论将产生额外合同或我们将能够实现我们的目标收入或运营结果。我们项目的设计、开发、建设和运营都是高度规范的活动，并受到各种审批和许可。获得所需许可、批准和授权的过程很复杂，时间-
7在我们经营所在的每个司法管辖区，消耗、具有挑战性且各不相同。我们在适当的时候就我们项目的每个里程碑获得所需的许可、批准和授权。我们在下面描述我们目前的每个开发项目。快速液化天然气我们目前正在开发多个模块化液化设施，以向世界各地的客户提供低成本的液化天然气供应来源。我们已经为不断增长的客户群设计并正在建造液化设施，我们认为这些设施比许多传统液化解决方案建造起来更快、更经济。我们的“Fast LNG”或“FLNG”设计将模块化中型液化技术的进步与自升式钻井平台、半潜式钻井平台或类似的海洋浮动基础设施相结合，以实现比其他绿地替代方案更低的成本和更快的部署时间表。半永久停泊的FSU将在浮动液化基础设施旁边提供液化天然气储存，可部署在任何有丰富和滞留天然气的地方。如下所述，我们还在与CFE讨论在陆上应用中使用我们的FLNG设计。与传统液化项目相比，快速液化天然气具有关键优势。特别是，我们认为在造船厂安装模块化设备将有意义地加快时间。此外，将解决方案放置在海上提供了更多的天然气通道和优化的海洋物流。我们在下面描述我们正在运营和计划中的FLNG项目。Altamira我们的第一个快速液化天然气装置已部署在墨西哥塔毛利帕斯州Altamira沿海，并于2024年第四季度投入使用。年产140万吨（“MTPA”）的FLNG装置利用CFE在Sur de Texas-Tuxpan管道上稳固的管道运输能力来接收原料气。这套首套FLNG装置已全面试车，我们正在通过优化项目增加可用液化能力。我们预计将在现有的Altamira液化天然气进口设施中在陆上部署多达2台1.4MTPA的额外FLNG装置。该终端还将从德克萨斯州南部-图克斯潘管道的CFE中获取原料气。阿尔塔米拉陆上液化天然气设施是一个世界级的进口设施，将与其他海湾沿岸再气化终端类似，被转换为出口液化天然气。该设施现有的基础设施包括两个150,000m3的储罐、深水海上泊位以及接入当地天然气和电力网络。路易斯安那州此外，我们正在考虑一项计划，在路易斯安那州格兰德岛东南海岸约16海里处安装最多两台FLNG装置。我们已向美国海事局（“MARAD”）和美国海岸警卫队提交申请，以获得我们对该设施的深水港口许可申请。该设施将能够每年出口高达约1450亿立方英尺的天然气，相当于约2.8 MTPA的液化天然气。Lakach我们一直在与Petr ó leos Mexicanos（“墨西哥国家石油公司”）进行讨论，以形成长期战略合作伙伴关系，开发Lakach深水天然气田，供墨西哥国家石油公司向墨西哥陆上国内市场供应天然气，并供NFE生产液化天然气出口到全球市场。我们最初的协议已于2023年第四季度终止，但是，NFE继续与Pemex就开发一个离岸项目或将其货币化进行积极讨论。
8 Puerto Sandino设施我们正在尼加拉瓜的Puerto Sandino开发一个液化天然气接收、转运和再气化设施，以及连接该设施和我们的Puerto Sandino发电厂的管道。我们与尼加拉瓜的配电公司签订了一份为期25年的购电协议，我们预计将利用每天约57,000 MMBTU的液化天然气为波多黎各桑迪诺发电厂提供与25年的购电协议相关的天然气。码头和发电厂的建设已基本完成；然而，我们将根据我们的PPA，根据我们的液化天然气供应链的最优化使用情况，确定最终调试和开工的时间。作为我们长期战略的一部分，我们还在评估优化发电和输送到其他市场的解决方案，通过区域输电线路连接到我们的发电厂。Barcarena设施Barcarena设施由FSRU和相关基础设施组成，包括系泊和海上和陆上管道。Barcarena设施能够每天从液化天然气中输送近60万百万英热单位，并储存多达16万立方米的液化天然气。我们与Norsk Hydro ASA的一家子公司签订了一份为期15年的天然气供应协议，通过我们的Barcarena设施向巴西Par á的Alunorte Alumina炼油厂供应天然气。Barcarena设施还将供应我们位于巴西Par á的新的630MW联合循环天然气发电厂（“Barcarena发电厂”）。该电厂根据多个25年期购电协议进行全额承包，为国家电网供电。我们预计将于2025年完成Barcarena发电厂。2024年3月，我们完成了对Ceiba Fundo de Investimento em Participa çõ es Multiestrat é gia-Investimento no Exterior（“Ceiba Energy”）全资子公司PortoCem Gera çã o de Energia S.A.（“PortoCem”）的收购。PortoCem是巴西一份为期15年的1.6GW产能储备合同的所有者。我们已将1.6GW的容量储备合同转让给NFE拥有的毗邻Barcarena设施的场地，NFE正在那里建设1.6GW简单循环、天然气发电厂（“PortoCem发电厂”），以使用Barcarena设施的天然气供应容量储备合同。我们预计PortoCem发电厂将于2026年完工。爱尔兰设施我们打算在爱尔兰塔伯特附近的香农河口开发和运营一个液化天然气设施和发电厂。2023年4月，作为爱尔兰输电系统运营商运营的拍卖过程的一部分，我们获得了一份容量合同，用于开发一座发电厂，发电量约为353兆瓦，为期十年。该电厂被要求在2026年10月前投入运营。2023年第三季度，爱尔兰规划委员会An Bord Plean á la（简称“ABP”）拒绝了我们关于开发液化天然气接收站和发电厂的申请。我们对这一决定提出了质疑，2024年9月，爱尔兰高等法院裁定，ABP没有适当的理由拒绝我们的许可。2025年3月，APB撤回了对2024年9月高等法院裁决的上诉。ABP现在正在根据爱尔兰法律重新考虑我们的规划申请。此外，在2025年3月，总部基地批准了我们建设600兆瓦发电厂的申请以及建设220千伏电力互连的单独申请。如果获得批准，我们能够通过我们的LNG船用进口终端为该发电厂提供燃料，或者使用我们允许的管道互联提供的气体。该项目的持续发展具有不确定性，存在多种风险，包括监管风险，可能会阻止该项目的发展；然而，管理层继续评估所持土地未来发展的所有选择。ZeroParks在2020年，我们成立了Zero部门，以开发和运营以环境可持续的方式生产清洁氢气的设施，并投资于新兴技术，使清洁氢气的生产更加高效和可扩展。我们的商业计划是建立一个清洁氢气生产场所组合，每个被推荐
9 to as a ZeroPark，在全美关键地区，利用最高效、最可靠的电解槽技术。我们的第一个清洁氢项目，被称为ZeroPark I，位于德克萨斯州的博蒙特。ZeroPark I设施位于西半球最大的两家炼油厂和众多石化制造商的10英里半径范围内，其中许多企业的业务需要大量的氢气。ZeroPark I按计划可使用高达200兆瓦的电力，分两个不同的阶段建设，每个阶段使用100兆瓦的电解技术。总体而言，ZeroPark I预计每天可生产高达86,000公斤的清洁氢气，约合31,000吨/年。我们已经开始为ZeroPark I进行设计、工程和许可。此外，我们已经为ZeroPark I生产的清洁氢气获得了具有约束力的承购承诺。一旦完成，我们预计ZeroPark I将成为美国最大的绿色氢气工厂。2024年，我们推出了Klondike，这是一家电力和数据中心开发业务，致力于与超大规模客户合作建设和运营数据中心。此次创业是为了响应对统包数字基础设施的重大需求，以支持人工智能下一阶段的爆炸式增长。克朗代克将开发利用和提供表后现场电力的独立电源。这种创新方法旨在解决数字基础设施发展的所有主要限制因素，提供电网稳定性、显着的传输容量、电力可靠性、能源成本节约和可扩展性。这种做法不仅减少了对电网电力的需求，而且还为其贡献了电力。Klondike计划开发地理上多样化的数据中心站点组合，以满足超大规模用户的需求。克朗代克在巴西、爱尔兰和美国拥有或租赁的场地上拥有超过1000英亩的可开发土地。这些地点拥有或将拥有大型现有发电厂，或正在办理建造数千兆瓦电力、连接光纤网络、获得输电和水的许可。近期发展信贷协议修订于205年5月12日，公司订立以下信贷协议修订：公司订立信贷协议第十二次修订（「第十二次修订」），修订日期为2021年4月15日的若干信贷协议（经不时修订、重列或以其他方式修订，「现有RCF 」及经第十二次修订修订的现有RCF，「经修订的RCF 」），由公司作为借款人、不时订约方的担保人、若干贷款人及不时订约方的发卡银行订立，和MUFG银行股份有限公司，作为行政代理人和担保物代理人。除其他事项外，第十二修正案免除了公司支付某些资产出售所得款项净额的75%以偿还债务的要求，允许公司在2025年9月30日到期时将出售牙买加业务所得款项中的270,000美元用于现有RCF的扩展部分。公司计划将剩余收益用于对公司业务进行再投资，并根据经修订的TLA（定义见下文）偿还债务。公司订立信贷协议第五次修订（「第五次修订」），修订日期为2024年7月19日的若干信贷协议（经不时修订、重述或以其他方式修订，「现行TLA 」及经第五次修订修订的现行TLA，「经修订的TLA 」）。公司订立第八次修订未承诺信用证及偿付协议（「第八次修订」），修订日期为2021年7月16日的若干未承诺信用证及偿付协议（经不时修订、重列或以其他方式修订，「现有ULCA 」及现有
10经第八修正案修订的ULCA，“经修订的ULCA”），由公司及公司之间，不时作为其当事人的担保人，法国外贸银行纽约分行作为行政代理人，法国外贸银行纽约分行作为ULCA抵押品代理人，法国外贸银行纽约分行作为其当事人的其他金融机构各自作为贷款人和发行银行。第五修正案、第八修正案和第十二修正案在此统称为“修正案”；经修订的TLA、经修订的ULCA和经修订的RCF在此统称为“经修订的信贷协议”。现有TLA、现有ULCA和现有RCF在本文中统称为“现有信贷协议”。第十二条修正案，除其他外，（i）就截至2025年6月30日的财政季度的综合第一留置权债务比率和其中所载的固定费用覆盖率规定了一个契约假期，（ii）允许将出售牙买加业务的270,000美元收益用于预付和终止目前未偿还的部分贷款和承诺，否则不要求将出售牙买加业务的收益用于预付贷款和承诺，并且（iii）规定，一旦总承付款从600,000美元减少到550,000美元，资产出售大扫除强制性预付款现在将终止有效性。第五修正案，除其他外，（i）要求出售牙买加业务所得款项55,000美元用于预付目前未偿还的部分贷款，否则不要求将出售牙买加业务所得款项用于预付贷款；（ii）将SOFR贷款的适用保证金提高至6.70%，将基准利率贷款的适用保证金提高至5.70%，并实施SOFR下限4.30%和基准利率下限5.30%；（iii）要求公司以65.9万美元公平调整请求所得款项的12.5%进行强制性预付款以及与提前终止我们的FEMA合同有关的任何其他收益，如果收到此类收益，则用于偿还根据该合同的贷款项下的部分未偿债务，并在某些资产出售的情况下，减少根据该合同的承诺。此外，第五修正案修订了某些财务契约。在实施第五修正案后，合并第一留置权债务比率不能超过（i）截至2025年3月31日的财政季度的8.75至1.00，（ii）截至2025年9月30日的财政季度的6.75至1.00，（iii）截至2025年12月31日的财政季度的6.50至1.00，（iv）截至2026年3月31日和2026年9月30日的财政季度的7.25至1.00，以及（v）截至2026年12月31日的财政季度和其后的每个财政季度的6.75至1.00。第五修正案增加了一项固定费用覆盖率契约，并将债务与总资本的契约删除到经修订的TLA中。自截至2025年3月31日的财政季度开始，公司不能允许公司及其受限制子公司在截至2025年3月31日的财政季度的固定费用覆盖率低于或等于0.80至1.00，而在截至2025年9月30日的财政季度及其之后的每个财政季度，则不能允许低于或等于1.00至1.00。截至2025年6月30日的财政季度，第一留置权债务比率契约和固定费用覆盖率契约都不会接受测试。在第五修正案生效后，上述财务契诺与经修订的RCF和经修订的LCF中的相应财务契诺一致。除其他外，第八修正案就截至2025年6月30日的财政季度的合并第一留置权债务比率和其中包含的固定费用覆盖率规定了契约假期。除上述内容外，修订各增加了一项契约，限制公司可用于回购2026年到期的未偿还优先担保票据的现金数量，但不包括为避免与其相关的弹簧到期或使用某些允许的债务或股权再融资交易的收益而支付的款项。出售牙买加业务于2025年5月14日，公司完成以现金10.55亿美元将牙买加业务出售给Excelerate Energy, Inc.的附属公司Excelerate Energy有限合伙企业（“EELP”），但须视乎若干购买价格调整。在交易结束时，该公司以227,157美元的价格回购了所有未偿还的South Power债券，包括1.0%的提前还款罚款和应计利息。偿还债务后，公司收到的净收益为
11约678,480美元，另有98,635美元收益托管，将在EAPA规定的发布日期归还给公司。由于经修订的协议，公司偿还并永久减少了270,000美元的循环贷款承诺，并用销售收益偿还了55,000美元的定期贷款A信贷协议。其他事项2020年6月18日，我们收到了联邦能源监管委员会（“FERC”）的命令，该命令要求我们解释为什么我们的圣胡安设施不受NGA第3条规定的FERC管辖。因为我们不认为圣胡安设施具有管辖权，我们于2020年7月20日向FERC提供了我们的回复，并要求FERC迅速采取行动。2021年3月19日，FERC发布命令，圣胡安设施确实属于FERC管辖范围。FERC指示我们在订单发出后的180天内（即2021年9月15日）提交授权运营圣胡安设施的申请，但也发现允许在申请未决期间继续运营圣胡安设施符合公共利益。FERC还得出结论，假定我们遵守命令的要求，没有必要对我们采取强制执行行动。包括公司在内的诉讼各方寻求重新审理2021年3月19日的FERC命令，FERC拒绝了2021年7月15日发布的命令中的所有重新审理请求；美国哥伦比亚特区巡回上诉法院于2022年6月14日确认了FERC命令。为了遵守FERC的指令，我们于2021年9月15日提交了运营圣胡安设施的授权申请，该申请仍在等待中。2023年7月18日，我们提交了对2021年3月19日和2021年7月15日FERC命令的修订，允许在正式申请待决期间继续运营圣胡安设施，以允许我们建造和互连220英尺的增量10英寸管道，以供应通过波多黎各电力稳定工作队征集的临时发电所需的天然气。2023年7月31日，FERC发布命令，表示不会采取行动阻止管道和互联互通的建设和运营。2024年1月30日，FERC重申命令，允许建设和运营继续进行。2024年9月26日，美国海岸警卫队（“USCG”）向FERC提交了一份建议函，其中评估了我们日期为2024年4月12日的意向书，以及我们日期为2024年8月26日的航道适宜性评估，内容涉及未来与替代船只的船对船转让，并针对拟议运营的津贴提出了建议。此外，2024年9月26日，USCG就我们在圣胡安港范围内进行的液化天然气作业的船舶对船舶转运发出警告信。2024年10月21日，我们根据33 CFR 160.7向USCG提起上诉。2024年12月和2025年2月，我们向USCG提交了更新的意向书和航道适宜性评估，详细说明了我们的替代运营计划，并正在与USCG合作，以获得向FERC提交的新的建议函，以支持我们的运营，我们预计该信函即将发布。根据我们与USCG就我们的新运营计划进行的合作，我们于2025年2月14日撤回了我们的上诉。2024年10月25日，FERC发布了编写环境影响声明的意向通知，其中包括（其中包括）根据《国家环境政策法》于2024年11月18日在波多黎各举行的两次公开范围界定会议。
12经营业绩–截至2025年3月31日的三个月与截至2024年12月31日的三个月和截至2024年3月31日的三个月相比，我们两个分部（码头和基础设施及船舶）的业绩是根据分部经营利润率进行评估的。分部营业利润率与合并分部营业利润率一致，如下所示，这是一种非公认会计准则衡量标准。我们将合并分部营业利润率与GAAP毛利率进行核对，包括折旧和摊销。合并分部营业利润率在数学上相当于收入减去销售成本（不包括单独反映的折旧和摊销）减去运营和维护减去船舶运营费用，每一项都在我们的财务报表中报告。我们认为，正如我们所定义的那样，这一非GAAP衡量标准提供了一个有用的补充衡量标准，用于评估我们的盈利能力，其方式与管理层评估我们的运营资产的整体表现所使用的指标相一致。合并分部营业利润率不是公认会计原则下财务业绩的衡量标准，不应孤立地考虑或作为毛利率、营业收入、净收入、经营活动现金流或根据公认会计原则得出的任何其他业绩或流动性衡量标准的替代方法。由于合并分部营业利润率根据管理层可以在短期内影响的运营因素来衡量我们的财务业绩，因此不包括短期内管理层无法控制的项目，例如折旧和摊销。因此，这一补充指标为管理层提供了做出决策的能力，并有助于衡量和实现我们当前运营的最佳财务业绩。这一非GAAP衡量标准的主要限制是，它不包括GAAP要求的重大费用和收入。提供了非GAAP财务指标与最直接可比的GAAP指标毛利率的对账。我们鼓励投资者审查相关的GAAP财务指标以及非GAAP财务指标与我们毛利率的对账情况，不要依赖任何单一的财务指标来评估我们的业务。下表列出了我们截至2025年3月31日、2024年12月31日和2024年3月31日的三个月的分部信息：截至2025年3月31日的三个月（单位：千美元）码头和基础设施船舶总分部合并和其他合并总收入431927美元38,609美元470,536美元— 470,536美元销售成本（1）302,377 — 302,377 — 302,377船舶运营费用（3）— 7,1767，176 — 7,176运营和维护（3）54,957 — 54,957 — 54,957分部运营利润率74,593美元31,433美元106,026美元— 106,026美元截至3月31日的三个月，2025年（千美元）合并毛利率（GAAP）52,969美元折旧和摊销53,057美元合并分部营业利润率（Non-GAAP）106,026美元
13截至2024年12月31日的三个月（单位：千美元）码头和基础设施船舶总分部合并及其他（2）合并总收入528,908美元42,363美元571,271美元107,727美元678,998美元销售成本（1）288,398 — 288,398 — 288,398船舶运营费用（3）— 8,2198，219 — 8,219运营和维护（3）34,411 — 34,411 — 34,411分部运营利润率206,099美元34,144美元240,243美元107,727美元347,970美元截至12月31日的三个月，2024年（千美元）合并毛利率（GAAP）309,224美元折旧和摊销38,746美元合并分部营业利润率（Non-GAAP）347,970美元截至2024年3月31日的三个月（千美元）码头和基础设施船舶总分部合并和其他合并总收入647,737美元42,584美元690,321美元— 690,321美元销售成本（1）229,117 — 229,117 — 229,117船舶运营费用（3）— 8,3968，396 — 8,396运营和维护（3）68,548 — 68,548 — 68,548分部营业利润率350,072美元34,188美元384,260美元— 384,260美元截至3月31日的三个月，2024年（千美元）合并毛利率（GAAP）333,769美元折旧和摊销50,491美元合并分部营业利润率（Non-GAAP）384,260美元（1）销售成本不包括在简明合并经营报表和综合（亏损）收入中计入折旧和摊销的成本。（2）截至2024年12月31日止三个月，合并及其他调整计入2024年第四季度确认的合同销售递延收益1.077亿美元。（3）运营和维护以及船舶运营费用直接归属于我们的码头和船舶的创收活动，并包含在根据GAAP定义的毛利率计算中。
14终端和基础设施部门截至三个月（单位：千美元）2025年3月31日2024年12月31日变化2024年3月31日变化总收入431,927美元528,908美元（96,981）647,737美元（215,810）销售成本（不包括折旧和摊销）302,377288，39813,979229，11773,260运营和维护54,95734，41120,54668，548（13,591）部门营业利润率74,593美元206,099美元（131,506）350,072美元（275,479）总收入终端和基础设施部门的总收入在截至3月31日的三个月内减少了97.0百万美元，2025年与截至2024年12月31日止三个月相比，截至2025年3月31日止三个月，码头和基础设施部门的总收入与截至2024年3月31日止三个月相比减少了2.158亿美元。与2024年第四季度相比，2025年第一季度的收入减少，主要是由于在截至2024年12月31日的三个月内确认的合同更新收入，以及交付给下游客户的数量减少。•公司向一家客户更新了一份液化天然气供应合同，在2024年第四季度的分部收入中确认了2.356亿美元。截至2025年3月31日止三个月，未确认此类合同更新收入。•由于我们的Old Harbour和San Juan设施的维护，交付给下游终端客户的数量从2024年第四季度的18.4 TBTU下降到2025年第一季度的13.8 TBTU。•截至2025年3月31日止三个月，我们确认货物销售收入为1.827亿美元，而截至2024年12月31日止三个月为9190万美元。•与截至2024年12月31日止三个月相比，截至2025年3月31日止三个月，用于向下游客户开具发票的Henry Hub指数平均定价增加了31%。与2024年第一季度相比，2025年第一季度的收入减少主要是由于我们的电网稳定项目在2024年第一季度终止。收入减少部分被较高的Henry Hub指数定价和货物销售所抵消。•截至2025年3月31日止三个月，交付给下游客户的货量为13.8 TBTU，而截至2024年3月31日止三个月则为22.0 TBTU，原因是我们的Old Harbour和San Juan设施进行了维护。• 2024年第一季度的销量增加主要是由于我们的电网稳定项目在波多黎各带来了额外的销售。我们的客户在2024年第一季度终止了电网稳定项目，但我们继续根据与PREPA签署的全岛天然气销售协议向这些发电厂销售电力。该协议将于2025年6月到期，我们正在与PREPA就延期进行积极讨论。•截至2025年3月31日的三个月，货物销售收入为1.827亿美元。截至2024年3月31日止三个月，公司没有货物销售，因为我们能够在下游终端业务中利用我们供应合同下的所有货量。
15 •截至2025年3月31日止三个月，与截至2024年3月31日止三个月相比，用于向下游客户开具发票的Henry Hub指数平均定价增加了63%。销售成本销售成本包括采购原料气或液化天然气，以及向我们的设施输送液化天然气或天然气的运输和物流成本。我们从第三方和我们自己的液化设施采购液化天然气和天然气，包括我们的第一台Fast LNG装置，该装置于2024年第四季度投入使用。将天然气转化为液化天然气的成本，包括人工、折旧和其他运营我们液化设施的直接成本也包含在销售成本中。从2023年第三季度开始，我们的子公司Genera开始向PREPA的热力发电资产提供运营和维护服务，提供这些服务的成本包含在销售成本中。根据我们与PREPA的合同，我们将所有这些成本转嫁给PREPA，这些账单被确认为收入。与截至2024年12月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的销售成本增加了14.0百万美元。• 2025年第一季度，我们产生了1.038亿美元的货物销售成本，而截至2024年12月31日的三个月为5390万美元。•我们在2025年第一季度向客户交付的数量减少了25%，使供应下游客户的液化天然气成本减少了2770万美元。购买天然气的加权平均成本从截至2024年12月31日止三个月的每百万英热单位8.75美元增加到截至2025年3月31日止三个月的每百万英热单位9.57美元。与截至2024年3月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的销售成本增加了7330万美元，原因如下：•在2025年第一季度，我们产生了1.038亿美元的货物销售成本。在2024年第一季度，我们没有任何货物销售，我们向下游终端客户交付了更高的数量。•我们在2025年第一季度向客户交付的产品数量减少了37%。尽管我们向下游客户交付的天然气数量较少，但采购的天然气成本从2024年第一季度的每百万英热单位6.96美元大幅增加到2025年第一季度的每百万英热单位9.57美元。此外，Henry Hub的定价也在2024年3月至2025年3月期间上涨了63%。•与截至2024年3月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的船舶成本增加了1230万美元，主要是由于2025年第一季度的船舶利用率降低。截至2025年3月31日和2024年12月31日，我们将用于运营的液化天然气库存余额的加权平均成本分别为每百万英热单位8.73美元和每百万英热单位6.90美元。运营和维护运营和维护包括运营我们设施的成本，不包括反映在销售成本中的转换成本。与截至2024年12月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的运营和维护增加了2050万美元。我们将我们的第一个快速液化天然气项目和圣卡塔琳娜设施投入使用
2024年第四季度16日。增加的主要原因是运营这些于2024年投入使用的新设施所产生的工资、维护、后勤和其他费用。与截至2024年3月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的运营和维护减少了1360万美元。在2024年第一季度，我们的电网稳定合同被终止，与该项目相关的资产被出售给PREPA。截至2025年3月31日止三个月期间费用减少的主要原因是已出售资产不再产生租赁和其他维护费用，部分被2024年投入使用的新设施增加的费用所抵消。船舶分部截至三个月，（单位：千美元）2025年3月31日2024年12月31日变化2024年3月31日变化总收入38,609美元42,363美元（3,754）42,584美元（3,975）船舶运营费用7,1768，219（1,043）8,396（1,220）分部运营利润率31,433美元34,144美元（2,711）34,188美元（2,755）船舶分部的收入包括期租下的经营租赁收入、定位和重新定位船舶的费用以及某些船舶运营成本的补偿。截至2025年3月31日，列入Energos编队交易的三艘船舶根据长期安排租赁给客户，并列入该部分。总收入与截至2024年12月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月，船舶部门的总收入减少了380万美元。与截至2024年3月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月，船舶部门的总收入减少了400万美元。在Energos Formation交易之后，出于会计目的，我们继续是交易中包含的某些船只的所有者，因此，我们继续从向第三方租用这些船只中确认收入。Energos Maria号船的第三方租船于2024年第四季度结束，我们正在我们的码头运营中使用该船，导致船舶租船收入减少。船舶运营费用船舶运营费用包括与运营船舶相关的直接成本，如船员、维修和保养、保险、商店、润滑油、通信费用和管理费。我们还在船舶运营费用中确认航程费用，主要包括在定期租期之前或之后或船舶停租时消耗的燃料。在期租下，大部分航次费用由客户支付。在这些费用为租船合同规定的固定金额、不依赖于重新交付地点的情况下，在期租期限内确认预计航次费用。与截至2024年12月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的船舶运营费用减少了1.0百万美元。与截至2024年3月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的船舶运营费用减少了120万美元。如上文所述，由于Maria号船已被用于我们的码头运营，因此该船的运营成本较低。
17其他经营业绩截至三个月，（单位：千美元）2025年3月31日2024年12月31日变化2024年3月31日变化销售、一般和行政$ 59,271 $ 61,800 $（2,529）$ 70,754 $（11,483）交易和整合成本11,9315，9945,9371，37110,560折旧和摊销53,05738，74614,31150，4912,566资产减值费用24610,738（10,492）— 246资产出售损失净额— 422（422）77,140（77,140）营业费用总额124,505117，7006,805 199,756（75,251）营业收入（18,479）230,270（248,749）184,504（202,983）利息费用213,69499，527净额（63,937）52,447（116,384）19,112（83,049）债务清偿损失，净额467260,309（259,842）9,754（9,287）（损失）所得税前收入（168,703）（182,013）13,31078，294（246,997）税项准备金（福利）28,67041，497（12,827）21,6247，046净收入$（197,373）$（223,510）$ 26,137 $ 56,670 $（254,043）销售、一般和行政销售、一般和行政包括公司员工的补偿费用、员工差旅费、保险、我们顾问的专业费用，以及处于初始阶段和尚不可能开发的项目的筛选成本。与截至2024年12月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的销售、一般和行政费用减少了250万美元。减少的主要原因是，在截至2025年3月31日的季度中，由于没收，先前记录的基于股份的薪酬费用被冲回。与截至2024年3月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的销售、一般和行政费用减少了1150万美元。在截至2024年3月31日的季度中，公司确认了1160万美元的无法收回应收账款的额外备抵。该备抵减少了某些客户的未偿还应收款项，以反映公司预期收到的金额。截至2025年3月31日止三个月，并无确认重大备抵。我们确认了截至2024年3月31日止三个月与发行的RSU相关的股份补偿成本520万美元。由于截至2025年3月31日止季度的没收，公司确认了先前记录的股份补偿费用的冲销，从而显着降低了该期间的费用。上述减少部分被2025年第一季度我们的开发项目产生的更高筛选成本所抵消。交易和整合成本截至2025年3月31日和2024年12月31日止三个月的交易和整合成本分别为1190万美元和600万美元，主要涉及公司因修订信贷协议而产生的法律费用和其他第三方成本。在2025年第一季度，我们支付了Barcarena债券并修订了定期贷款B信贷协议，与这些修改相关的610万美元第三方成本被确认为交易和整合成本。在2025年第一季度，我们还因出售牙买加业务而产生了390万美元的法律费用。
18折旧和摊销与截至2024年12月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的折旧和摊销增加了1430万美元。这一增长主要是由于2024年第四季度投入使用的Fast LNG项目和Santa Catarina设施的折旧费用。与截至2024年3月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的折旧和摊销费用增加了260万美元。Fast LNG项目和Santa Catarina设施于2024年12月投入使用导致的折旧费用增加，部分被2024年3月向PREPA出售某些涡轮机和设备导致的减少所抵消。资产减值支出截至2025年3月31日和2024年12月31日止三个月，公司确认了与出售迈阿密设施相关的20万美元和1070万美元的减值。截至2024年3月31日止三个月，资产并无减值。出售资产损失，净额公司在2025年第一季度和2024年第四季度没有重大资产出售。在截至2024年3月31日的三个月中，公司确认向PREPA出售涡轮机和相关设备的损失为7750万美元。利息支出与截至2024年12月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的利息支出增加了1.142亿美元。这一增长主要是由于截至2025年3月31日的季度资本化利息为7410万美元，低于截至2024年12月31日的季度的1.395亿美元。我们在截至2024年12月31日的季度内将Fast LNG项目和Santa Catarina设施投入使用，并且不再将这些项目的利息资本化。此外，我们在新的2029年票据（定义见我们的年度报告）和巴西融资票据下产生了增加的借款成本。我们还修改了定期贷款A信贷协议，确认了与发起、结构和其他费用相关的1810万美元利息费用，这些费用之前已资本化。与截至2024年3月31日的三个月相比，截至2025年3月31日的三个月的利息支出增加了1.364亿美元。增加的主要原因是，由于未偿本金余额增加，未偿本金总额增加。截至2025年3月31日，未偿融资的本金余额总额为94亿美元，而截至2024年3月31日，未偿债务总额为72亿美元。由于Fast LNG项目和Santa Catarina设施将于2024年底投入使用，我们还将2025年第一季度的利息支出降低至7410万美元，而2024年第一季度的利息支出为1.042亿美元。此外，我们在修订定期贷款A信贷协议时确认了1810万美元的利息支出。
19其他费用（收入）净额截至2025年3月31日、2024年12月31日和2024年3月31日止三个月的其他（收入）费用净额分别为（63.9）百万美元、52.4百万美元和19.1百万美元。截至2025年3月31日止三个月确认的其他收入主要是由于2025年第一季度在巴西雷亚尔兑美元升值的支持下取得的外汇重新计量收益。其他费用，截至2024年12月31日止三个月和2024年3月31日止三个月确认的净额，主要包括因重新计量我们巴西子公司的美元计价债务而产生的外汇损失。亏损被利息收入、外币衍生品合约的已实现和未实现收益部分抵销。债务清偿损失在截至2025年3月31日的三个月内，我们确认了与偿还Barcarena债券相关的债务清偿损失0.5百万美元。在2024年第四季度，我们偿还了全部2025年票据以及部分2026年票据和2029年票据，并确认为债务清偿损失，总额为2.354亿美元。在截至2024年3月31日的三个月中，我们确认了与设备票据预付款相关的预付溢价和未摊销融资成本790万美元。我们还确认了与回购3.75亿美元未偿还2025年票据的现金要约有关的回购价格190万美元的溢价。税务拨备我们确认截至2025年3月31日止三个月的税务拨备为2870万美元，而截至2024年12月31日止三个月的税务拨备为4150万美元，截至2024年3月31日止三个月的税务拨备为2160万美元。2025年第一季度确认的税收拨备主要是由于出售牙买加业务的预期收益、将与我们巴西业务相关的外国收益纳入有效税率以及美国业务的估值备抵增加。影响我们财务业绩可比性的因素我们的历史经营业绩和现金流量并不代表未来预期的经营业绩和现金流量，主要原因如下：•我们的历史经营业绩包括我们的牙买加业务。2025年5月，我们完成了牙买加业务的出售，在此之后，我们将不再将蒙特哥湾设施和旧港设施的运营结果纳入我们的财务报表。•我们未来的运营结果将包括运营我们的快速液化天然气解决方案的成本，这些成本未包含在我们的历史财务报表中。我们在2024年第四季度将我们的第一个快速液化天然气项目投入服务。该项目代表了我们有史以来最大的资本项目，从会计角度将该资产投入使用将显着增加在未来期间确认的折旧；此类折旧还将影响从FLNG设施交付的液化天然气的成本。我们还预计利息支出将增加，因为我们不再能够将与这一发展相关的借贷成本资本化。在资产从会计角度服务的同时，我们将继续优化资产以增强液化能力。增强资产的这些成本将在我们的简明合并资产负债表中资本化。•我们的历史财务业绩不包括最近完成或接近完成的重大项目。我们截至2025年3月31日止三个月的营运业绩包括我们的蒙特哥湾
20 Facility、Old Harbour Facility、San Juan Facility、La Paz Power Plant和某些工业终端用户。我们在2024年第四季度将圣卡塔琳娜设施投入使用。我们还完成了我们的Barcarena设施的建设，并处于调试该设施的最后阶段。我们还在继续开发我们的Barcarena发电厂、PortoCem发电厂、Puerto Sandino设施和爱尔兰设施，我们目前的业绩不包括这些项目的收入和经营业绩。2024年第一季度，我们的电网稳定合同被终止，相关资产被出售给PREPA。根据我们与PREPA签订的新的全岛天然气销售协议，我们将继续向这些发电资产供应天然气。2025年3月，该协议被修改，将期限延长100天至2025年6月。
21流动性和资本资源我们在延长长期债务期限方面取得了重大进展，我们继续探索资产出售、理赔和其他战略交易（“战略交易”），以寻求优化我们的投资组合价值，同时提供额外的流动性和现金流。作为编制财务报表的一部分，根据ASC 205-40，在首次评估是否对实体的持续经营能力提出重大疑问时，管理层无法考虑其在评估日期尚未完全实施的计划的潜在缓解影响。根据这一指引，我们需要从我们的预测中排除战略交易的影响，因此，我们得出结论，我们目前的流动性和来自运营的预测现金流不足以全额支持到期债务。我们已经批准了一项缓解流动性风险的计划，然而，我们正在评估我们是否将有足够的流动性来履行我们的义务，因为这些义务将在综合财务报表将发布之日起的未来十二个月内到期。此外，基于以下原因，我们预计我们目前的营运资金状况将有所改善：（1）波多黎各、墨西哥和巴西潜在的新天然气销售协议和销量增长产生的预期现金流；（2）销售我们第一个部署的快速液化天然气装置产生的自有液化天然气；（3）战略交易的持续收益；（4）我们与某些重要供应商的关系，包括建造我们的快速液化天然气资产的供应商，使我们能够延长我们的付款条件，以更好地与我们的第一个快速液化天然气项目的预期完成保持一致。然而，存在固有的不确定性，因为战略交易的执行不在管理层的控制范围内，因此无法保证这些交易将被执行。此外，公司在未来期间继续实施支持其流动性状况的计划的能力存在固有风险，例如进一步延长供应商付款条款和其他义务的能力。我们还可能机会主义地选择通过未来的债务或股票发行以及资产出售来产生额外的流动性，为我们的发展和交易提供资金。我们债务的条款和条件包括限制我们经营业务、产生或再融资我们的债务、从事某些交易以及要求我们维持某些财务比率的能力的限制性契约，除其他外，其中任何一项都可能限制我们为未来运营和资本需求提供资金、对我们的业务和总体经济变化作出反应以及追求商业机会和活动的能力。继2024年第四季度完成再融资交易后，我们开展这些活动的能力，包括我们产生或再融资债务的能力进一步受到限制。此外，我们的循环贷款的某些修订所设想的限制要求将某些资产出售的收益用于偿还现有债务。我们可能会不时寻求偿还、再融资或重组我们的全部或部分债务，或通过（如适用）要约收购、赎回、交换要约、公开市场购买、私下协商交易或其他方式回购我们的未偿债务。此类交易（如果有的话）将取决于若干因素，包括现行市场条件、我们的流动性要求和合同要求（包括遵守我们的债务协议条款）等因素。我们剩余的承诺资本支出，包括应付账款中的开票金额，约为8.81亿美元，包括完成我们在阿尔塔米拉的第一个快速液化天然气项目和陆上液化项目的剩余支出，以及完成Puerto Sandino设施、Barcarena和PortoCem发电厂所需的承诺支出。这不包括与克朗代克相关的任何资本支出。我们已获得融资承诺，以继续开发我们的Barcarena发电厂和PortoCem发电厂，这相当于我们即将承诺的资本支出的约2.94亿美元。我们预计完全建成的快速液化天然气装置平均每台成本在10亿至20亿美元之间。与传统液化建设的工程、采购和建设协议不同，我们与供应商签订的建造快速液化天然气装置的合同使我们能够密切控制我们的支出和建设计划的时间，以便我们能够在时间框架内完成每个项目，以满足我们的业务需求。例如， 我们目前未签约的第二和第三个快速液化天然气装置的预期支出不包括在估计的承诺支出中。每次快速完成LNG都取决于许可、各种合同条款、项目可行性、我们对进行的决定和时间安排。我们谨慎管理我们的合同承诺、相关的资金需求以及我们的各种资金来源，包括手头现金、运营现金流以及现有和未来债务融资下的借款。我们也可能达成其他融资安排，以产生收益为我们的发展提供资金。
22截至2025年3月31日，我们已花费约1.286亿美元开发宾夕法尼亚州设施。由于我们没有向我们的工程、采购和建筑承包商发出继续进行的最终通知，大约2250万美元的建设和开发成本已被支出。土地成本以及可部署到其他设施的工程和设备以及相关融资成本约1.061亿美元已资本化，迄今为止，我们已将约1680万美元的工程和设备重新用于我们的Fast LNG项目。我们打算为宾夕法尼亚设施申请更新的许可证，目的是获得这些许可证，以配合建筑活动的开始。合同义务我们承诺根据某些合同在未来进行现金支付。下表汇总了截至2025年3月31日已到位的某些合同义务，包括本金和利息：（单位：千美元）总额不到1年2至3年4至5年5年以上长期债务债务14,622，243美元855,852美元3,734，342美元6,394，222美元3,637，827购买债务20,199，235513,0931，188,3051，691,97716，805,860租赁债务782,069121，595223,749194，417242,308美元总计35,603，547美元1,490，540美元5,146，396美元8,280，616美元20,685，995长期债务债务有关我们的长期债务义务的信息，请参阅我们年度报告中的“—流动性和资本资源—长期上表所列金额基于截至2025年3月31日的总债务余额、预定期限和有效利率。我们的一部分长期债务将根据Energos Formation交易中包含的船舶的租约向第三方支付给Energos。这些船只的剩余价值也构成义务的一部分，并将在租船合同结束时被确认为子弹付款。由于这些第三方租船付款或这些船舶的剩余价值均不代表NFE应付的现金付款，因此上述金额已从上表中排除。采购义务我们是购买、生产和运输液化天然气和天然气的合同采购承诺的一方，以及开发我们的码头和相关基础设施的工程、采购和建设协议。我们购买液化天然气和天然气的承诺主要是照付不议合同，其中要求购买最低数量的液化天然气和天然气，这些承诺旨在确保供应来源，预计不会超过正常要求。某些液化天然气采购承诺受先决条件约束，我们将这些预期承诺包括在上表中，从预计交付时开始，假设所有合同先决条件都得到满足。对于基于Henry Hub等指数定价的购买承诺，上表所示金额基于该指数截至2025年3月31日的现货价格。我们有与我们的开发项目相关的建设购买承诺，包括我们的快速液化天然气项目、Puerto Sandino设施、Barcarena设施、Barcarena发电厂和PortoCem发电厂。上表所列承诺包括工程、采购和施工合同项下的承诺，其中已发出进行通知。
23租赁义务不可撤销租赁协议下的未来最低租赁付款，包括我们合理确定将被行使的续约期的固定租赁付款，列于上表。我们的租赁义务主要涉及LNG船期租、海运港口租赁、ISO罐体租赁、办公空间和土地租赁。现金流量下表分别汇总了截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月我们现金流量的变化情况：截至3月31日止三个月，（千美元）20252024年变化现金流量来自：经营活动$（31,705）$ 70,050 $（101,755）投资活动（335,915）（219,780）（116,135）融资活动204,456157，61746,839现金、现金等价物和限制性现金净增加（减少）$（163,164）$ 7,887 $（171,051）现金（用于）/由经营活动提供截至2025年3月31日止三个月，我们用于经营活动的现金流量为3170万美元，截至2024年3月31日的三个月，经营活动提供的现金为7010万美元，增加了1.018亿美元。截至2025年3月31日止三个月，经非现金项目调整后，我们的净亏损较截至2024年3月31日止三个月增加3.585亿美元。经非现金项目调整后的净亏损增加被应付账款增加和营运资本的其他变化所抵消。用于投资活动的现金截至2025年3月31日止三个月，我们用于投资活动的现金流量为3.359亿美元，比截至2024年3月31日止三个月用于投资活动的现金2.198亿美元增加了1.161亿美元。截至2025年3月31日止三个月的投资活动产生的现金流主要用于继续开发我们的陆上FLNG项目和建设PortoCem发电厂。截至2024年3月31日止三个月投资活动的现金流出主要用于继续开发我们的Fast LNG项目和建设我们的Barcarena发电厂。现金流出被出售涡轮机和相关设备给PREPA的收益3.066亿美元、出售我们在Energos的权益法投资的收益1.364亿美元和出售Mazo的收益2240万美元所抵消。融资活动提供的现金截至2025年3月31日止三个月，我们的融资活动提供的现金流量为2.045亿美元，比截至2024年3月31日止三个月的融资活动提供的现金1.576亿美元增加了4680万美元。在截至2025年3月31日的三个月中，我们的借款总额为9.436亿美元，这些借款主要用于为陆上FLNG项目的持续开发提供资金以及用于其他公司开支。此类借款还被用于全额偿还Barcarena债券。我们还偿还了2.75亿美元的循环贷款。在2024年第一季度，我们发行了7.50亿美元的2029年票据，这些借款主要用于偿还3.75亿美元的2025年票据，并偿还我们在循环贷款方面的部分未偿余额。在向PREPA出售涡轮机之前，我们还全额偿还了设备票据。随后，我们利用我们的Revolving
24项设施，为Fast LNG项目的持续发展提供资金。我们还根据BNDES信贷协议获得了2.844亿美元，这些借款主要用于偿还Barcarena定期贷款和为Barcarena发电厂的开发提供资金。我们在2024年第一季度还支付了3230万美元的股息。根据与2024年第四季度完成的再融资交易相关的某些公司间协议，New Fortress Energy Inc.不再被允许向股东支付股息。长期债务我们的债务工具和相关义务的条款已在我们的年度报告中进行了描述。除下文所述外，我们的未偿债务、契约要求或付款义务的条款没有重大变化。定期贷款B信贷协议于2025年3月，我们订立定期贷款B信贷协议的修订。根据该修正案，某些贷款人同意提供本金总额不超过4.25亿美元的增量定期贷款，这使未偿还本金总额增加到12.724亿美元（“定期贷款B”）。增量定期贷款以贴现方式发放，我们获得的收益（扣除贴现）为3.91亿美元。所得款项净额将主要用于为陆上FLNG项目的资本支出提供资金，以及用于其他公司开支。增量定期贷款与原协议下的定期贷款的到期日相同。从2025年6月开始，需要每季度支付约320万美元的本金。定期贷款B由与根据原始协议为定期贷款作担保的抵押品相同的抵押品作担保。定期贷款B的年利率等于调整后的定期SOFR（定义见修正案）加上5.5%。我们可以选择提前偿还定期贷款B，但须遵守提前偿还溢价至2028年3月10日和惯常的中断融资成本。我们被要求用某些资产出售、谴责、债务和可转换证券发行的净收益以及我们的超额现金流（如修正案中所定义）预付定期贷款B，在每种情况下都受到某些例外情况和门槛的限制。我们必须遵守与原始协议下相同的契约要求。定期贷款B信贷协议包含通常和惯常的陈述和保证，以及通常和惯常的肯定和否定契约。根据定期贷款B信贷协议，无需遵守财务契约。定期贷款A信贷协议于2025年3月，我们订立修订定期贷款A信贷协议。根据该修订，未来借款承诺减至零，消除了根据定期贷款A信贷协议未来借款的可能性。定期贷款A信贷协议包含此类融资的通常和惯常的陈述、保证以及肯定和否定契约，包括与陆上Altamira项目相关的某些陈述和保证。定期贷款A信贷协议包括仅与陆上阿尔塔米拉项目相关的某些其他契约，包括对资本支出的限制、对额外账户的限制，以及对与陆上阿尔塔米拉项目相关的某些重要文件的修改或终止的限制。我们还必须遵守与循环贷款下的财务契约一致的某些财务契约，包括债务与EBITDA比率和最低综合流动性。
25巴西融资票据于2025年2月，我们的一家合并子公司签订了一项协议，以购买价格为面值的97.75%发行本金总额最高为3.50亿美元、2029年到期的15.0%优先有担保票据（“巴西融资票据”）。巴西融资票据于2029年8月30日到期；到期日本金全额到期。利息从2025年6月30日开始按季度支付，对于未偿还的巴西融资票据的前30个月，到期利息可以实物支付并加入本金。发行2.087亿美元巴西融资票据的部分收益用于全额偿还Barcarena债券。巴西融资票据包含通常和惯常的陈述和保证，以及通常和惯常的肯定和否定契约。根据巴西融资票据，无需遵守财务契约。关键会计政策和估计关于我们关键会计政策和估计的完整讨论包含在我们的年度报告中。截至2025年3月31日，自我们的年度报告以来，我们的关键会计估计没有发生重大变化。