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mai 10, 2020 Par sexe2 0

Transcription modifiée des conférences téléphoniques ou de la présentation des résultats du GNL 30 avril 20h00 15h00 GMT

Houston, 14 mai 2020 (Thomson StreetEvents) – Transcription modifiée de la conférence téléphonique ou présentation des résultats de Cheniere Energy Inc le jeudi 30 avril 2020 à 15h00 GMT

Cheniere Energy, Inc. – Vice-président exécutif et directeur commercial

* Jack A. Fusco

Cheniere Energy, Inc. – Président, chef de la direction et administrateur

* Michael J. Wortley

Cheniere Energy, Inc. – Vice-président exécutif et directeur financier

Cheniere Energy, Inc. – Vice-président d’IR

Tuohy Brothers Investment Research, Inc. – Directeur de recherche

BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – Directeur et chef de la recherche américaine sur l’énergie, les services publics et les énergies alternatives

* Shneur Z. Gershuni

UBS Investment Bank, Division Recherche – Directeur exécutif du groupe énergie et analyste

Bonjour et bienvenue à Cheniere Energy, Inc. Appel et diffusion Web sur les résultats du premier trimestre 2020. D’aujourd’hui

(Difficulté technique).

En ce moment, je voudrais m’adresser à M. Randy Bhatia, vice-président des relations avec les investisseurs. S’il vous plait, Monsieur.

Randy Bhatia, Cheniere Energy, Inc. – VP de l’IR [2]

Merci, opérateur. Bonjour à tous et bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du premier trimestre 2020 de Cheniere. La présentation des diapositives et l’accès à la webdiffusion de l’appel d’aujourd’hui sont disponibles sur cheniere.com. Aujourd’hui, je me joins à Jack Fusco, président et chef de la direction de Chenière; Anatol Feygin, vice-président exécutif et directeur commercial; et Michael Wortley, vice-président exécutif et directeur financier.

Avant de commencer, je voudrais rappeler à tous les auditeurs que nos commentaires, y compris les réponses à vos questions, peuvent contenir des déclarations prospectives. Et les résultats réels peuvent différer sensiblement de ce qui est décrit dans ces déclarations. La diapositive 2 de notre présentation contient une discussion de ces déclarations prospectives et des risques associés. De plus, nous pouvons inclure des références à certaines mesures financières non conformes aux PCGR, comme le BAIIA ajusté consolidé et les flux de trésorerie distribuables. Un rapprochement de ces mesures avec la mesure financière PCGR la plus comparable se trouve en annexe de la présentation des diapositives. Dans le cadre de notre discussion sur les résultats de Cheniere, l’appel d’aujourd’hui peut également inclure une sélection d’informations financières et de résultats pour Cheniere Energy Partners, L.P. ou CQP. Nous n’avons pas l’intention de couvrir les résultats de FPA séparément de ceux de Cheniere Energy, Inc.

L’ordre du jour de l’appel est présenté sur la diapositive 3. Jack commencera par les points saillants opérationnels et financiers. Anatol fera donc le point sur le marché du GNL. Et Michael examinera nos résultats financiers et nos indications. Après les remarques préparées, nous ouvrirons l’appel à questions et réponses.

J’adresse maintenant l’appel à Jack Fusco, président et chef de la direction de Chenière.

Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – président, chef de la direction et administrateur [3]

Merci, Randy, et bonjour à tous. Je suis ravi d’être ici dans le centre de Houston aujourd’hui pour examiner nos résultats du premier trimestre de 2020. Bien que nous hébergions généralement ces appels de revenus avec une salle remplie de cadres et un immeuble de bureaux rempli d’employés de bureau, aujourd’hui n’est que le 4 nous dans une grande salle de conférence, car nous respectons les directives recommandées par le CDC et nos professionnels au siège sont le télétravail.

Le premier trimestre 2020 a été une période historique pour nous tous. Et l’épidémie mondiale de COVID-19 a affecté notre vie personnelle et professionnelle de plusieurs manières. Notre routine quotidienne, allant du trajet domicile-travail au travail, l’éducation de nos enfants, l’interaction avec des collègues, la visite d’amis et de la famille et tout le reste, a été bouleversée et nous avons tous été contraints d’adopter une nouvelle réalité. Regarder cette pandémie se propager avec une force meurtrière dans le monde a été une expérience incroyable. De même, la réponse pour arrêter la propagation et se concentrer sur la recherche d’une solution pour éradiquer ce virus est sans précédent. Je tiens à remercier personnellement tous les professionnels de la santé qui prennent soin de nous et les premiers intervenants qui nous mettent à l’épreuve, ils nourrissent et assurent notre sécurité, pour leurs efforts inlassables, et nous prions pour leur bonne santé.

Passons maintenant à la diapositive 5. À Chenière, nous avons créé une entreprise solide et résistante, axée sur le client, qui est capable de résister à la volatilité du marché de l’énergie et des finances. Bien que les sceptiques puissent parfois remettre cela en question, nous nous trouvons dans cette volatilité et cette incertitude historiques sur ces deux marchés et la résilience de notre modèle d’entreprise est pleinement visible.

Pour le premier trimestre de 2020, nous avons généré un BAIIA ajusté consolidé record de 1,04 milliard de dollars et un flux de trésorerie distribuable d’environ 250 millions de dollars sur des revenus de 2,7 milliards de dollars. Et nous avons généré un bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 375 millions de dollars. Malgré la faiblesse à court terme de l’offre et de la demande sur le marché du GNL, je suis aujourd’hui heureux de reconfirmer nos fourchettes d’orientation pour 2020 de 3,8 milliards à 4,1 milliards de dollars d’EBITDA ajusté consolidé et de 1 $, 0 milliard à 1,3 milliard de dollars de flux de trésorerie distribuables. La nature très contractée de nos activités, la gestion proactive des risques de notre exposition au marché et notre attention obsessionnelle à l’excellence opérationnelle sont des facteurs clés de ces résultats dans un environnement de marché faible. Nos résultats financiers du premier trimestre et la reconfirmation de notre guide pour l’ensemble de l’année 2020 témoignent de la résilience de nos bases opérationnelles, contractuelles et financières. Au cours du trimestre, nous avons racheté 155 millions de dollars d’actions dans le cadre de notre programme de rachat. Et comme nous l’avions annoncé lors de notre précédent appel aux résultats, nous avons payé 300 millions de dollars d’obligations convertibles CCH HoldCo en espèces. Michael couvrira nos résultats financiers et notre guide plus en détail en quelques minutes.

Au cours du premier trimestre, nous avons produit et exporté 128 chargements de GNL, dont le 100e envoi de Corpus Christi et le 1 000 envois cumulatifs. Depuis le début de l’activité, nous avons produit et exporté plus de 75 millions de tonnes de GNL à partir de nos projets, qui ont atteint 35 pays et régions du monde. Pour l’avenir, les SPA à long terme liés à la formation de notre Corpus Christi commenceront demain. Nous sommes en train d’honorer ces clients et de les accueillir dans le complexe de Chénière. La construction de nos Corpus Christi Train 3 et Sabine Pass Train 6 continue de progresser selon des horaires accélérés. Corpus Christi Train 3 a environ 84% d’achèvement du projet et Sabine Pass Train 6 a environ 54% d’achèvement du projet. Et les deux trains devraient être nettement en avance sur les dates d’achèvement garanties.

Passons maintenant à la diapositive 6, où je passerai quelques instants à décrire la réponse de Chenière à COVID-19, car elle a été importante. Nous reconnaissons le risque de COVID-19 et avons commencé à mettre en œuvre des mesures d’intervention beaucoup plus tôt que de nombreuses exigences imposées par le gouvernement. Nous avons mis en place diverses équipes d’intervention d’urgence, y compris une équipe de direction, une équipe de support d’entreprise et une équipe de gestion de site, toutes axées sur la sécurité et le bien-être des employés, la continuité des activités et le maintien des opérations sur nos sites. liquéfaction. Ces équipes surveillent l’état, développent et mettent en œuvre des politiques et des protocoles spécifiques pour chaque emplacement et site de bureau. De plus, ils appliquent des mesures de protection et, surtout, communiquent régulièrement avec tout le personnel concerné. Au début de mars, nous avons commencé à consulter un conseiller médical et mis en œuvre la distanciation sociale grâce à des horaires de travail révisés, isolant les groupes de travail, les politiques de travail à domicile et les voyages d’affaires non essentiels limités, pour ne nommer que quelques articles proactifs . De plus, nous avons mis en place des niveaux minimaux de personnel sur nos sites, isolé notre personnel d’exploitation critique et commencé à utiliser des logements temporaires sur place pour notre personnel sur nos sites. Je suis extrêmement reconnaissant et fier de nos employés et de leur performance durant cette pandémie.

Du point de vue de l’ingénierie et de la construction, nous et notre partenaire EPC, Bechtel, nous avons mis en œuvre d’importants protocoles de sécurité et d’intervention d’urgence à Sabine Pass est Corpus Christi pour assurer la sécurité du travail et la continuité des activités. Nous avons mis en place de nombreux changements dans les sites afin de poursuivre ces priorités. Cela dit, nous ne nous attendons pas actuellement à ce que ces mesures ou COVID-19 aient un impact significatif sur le coût ou le calendrier de notre projet pour Corpus Christi Train 3 ou Sabine Pass Train 6. J’applaudis notre équipe d’ingénierie et de construction et l’équipe de Bechtel pour leur mise en œuvre rapide et efficace de ces protocoles pour garantir une exécution sans faille.

L’impact de COVID-19 sur notre pays, les communautés de ces pays de nos clients fondateurs est sans précédent. En tant qu’entreprise, l’implication de la communauté et sa contribution à l’avenir font partie de notre ADN. À ce jour, Cheniere a engagé plus d’un million de dollars d’aide mondiale à COVID-19. Nos engagements et contributions se concentrent sur les communautés dans lesquelles nous vivons et travaillons, le Texas, la Louisiane, l’Oklahoma, Washington DC, Londres, Singapour et la Chine. Nous sommes fiers de faire notre part au cours de cette épidémie mondiale pour aider à réduire les aliments et la sécurité pour les plus nécessiteux et fournir des provisions et de l’équipement pour les premiers intervenants et les agents de santé de première ligne. Je suis extrêmement fier de notre succès de l’équipement de protection individuelle en collaboration avec Houston, la Fondation Astros et le C.U.R.E.

Passez maintenant à la diapositive 7. Avant de passer l’appel à Anatol, je voudrais aborder rapidement quelques aspects de nos contrats à long terme. Dans le sillage des bouleversements, au cours des dernières semaines, nous avons vu les marchés financiers et énergétiques

a reçu d’innombrables demandes de renseignements des investisseurs concernant nos contrats à long terme. Premièrement, en ce qui concerne notre caractère contractuel. Je vous rappelle que nos contrats à long terme ne comportent pas de dispositions pour les renégociations. Nous avons l’intention de remplir toutes nos obligations contractuelles. Et en retour, nous attendons de nos clients qu’ils fassent de même. Deuxièmement, en ce qui concerne les élections sur les ascenseurs. Comme je l’ai mentionné dans notre appel de février, nous ne rendrons pas pratique la description des détails des interactions ordinaires avec nos clients sur le marché, y compris leurs décisions concernant le levage de marchandises. Mais comme vous le savez tous, l’une des principales flexibilités accordées à nos clients à long terme dans leurs contrats est leur droit d’annuler ou de suspendre des chargements avec un préavis suffisant. Dans les cas où cela se produit, les frais de liquéfaction fixes nous sont toujours payés et notre filiale de marketing a la possibilité de commercialiser le volume sur le marché mondial. Comme les marchés mondiaux restent faibles, nous avons obligé les clients à choisir d’annuler certains chargements supplémentaires. Nous ne quantifierons pas le montant, mais nous réitérons que nos clients apprécient la flexibilité inhérente à la structure du contrat et que notre visibilité sur la réalisation de notre guide financier pour l’année est inchangée. De même, en ce qui concerne la spéculation et la confusion concernant la force majeure, ou FM, que nous avons également traitées dans notre appel précédent, les clauses FM et nos contrats FOB, excluent spécifiquement les événements tels que l’indisponibilité ou tout événement qui affecte la les structures en aval du GNL, l’évolution des facteurs de marché des clients ou d’autres conditions commerciales, financières ou économiques. Par conséquent, la baisse des prix du gaz à l’échelle mondiale ou les retombées économiques ou la réduction de la demande de gaz de COVID-19 ne fournissent pas une base juridique valable sur laquelle une contrepartie peut demander la FM.

Et maintenant, je vais livrer l’appel à Anatol, qui fournira une mise à jour sur le marché du GNL.

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Vice-président exécutif et directeur commercial [4]

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Merci, Jack, et bonjour à tous. Passez à la diapositive 9. Nous commencerons par un aperçu du marché mondial du GNL au cours du premier trimestre, qui était assez mouvementé avant d’examiner plus en détail les tendances en Europe et en Asie. Le marché du GNL a poursuivi sa croissance au premier trimestre, avec une production atteignant un niveau record de près de 100 millions de tonnes. Au premier trimestre, environ 10 millions de tonnes de nouvelles fournitures de GNL ont été ajoutées, dont environ 70% en provenance des États-Unis. Cela s’est produit après environ 40 millions de tonnes de nouvelles fournitures de GNL en 2019. Alors que certains nouveaux trains ont été lancés au premier trimestre, les unités Cameron Train 2 et 2 sur l’île d’Elbe, une grande partie de la capacité ajoutée en dernier année a également augmenté complètement et contribue à une offre plus élevée. L’augmentation continue de l’offre est entrée sur un marché mondial déjà largement approvisionné, qui essaie désormais de faire face à la pandémie. Le coronavirus a séquentiellement affecté plusieurs pays importateurs de GNL au cours du premier trimestre. Il a temporairement réduit la demande de GNL en Chine et finira par avoir un impact similaire sur la demande dans d’autres pays. Au milieu des informations faisant état de blocages et de retards dans la livraison des marchandises en Chine, la baisse des importations en glissement annuel a été relativement favorable avec moins de 1 million de tonnes au premier trimestre. Cependant, l’impact total sur la demande en Europe et dans les pays d’Asie du Sud reste incertain, nous avons observé une reprise rapide en Chine en mars et un retour à la croissance de la demande en JKT au cours du trimestre, tirée par la Corée du Sud et de Taiwan. Nous avons également observé une augmentation marquée de la demande sur les marchés d’Asie du Sud, à la suite de niveaux de prix attractifs, l’Inde étant en tête du classement au cours du trimestre. Au total, les importations de GNL en Asie ont augmenté de 7%, soit plus de 4 millions de tonnes chaque année. Parallèlement, l’Europe a continué d’importer des quantités record de GNL, en hausse de 25% d’une année sur l’autre, la croissance de l’offre ayant fourni un important flux de GNL résiduel vers l’Europe. L’Europe a absorbé la plupart des livraisons supplémentaires trimestrielles de GNL en provenance des États-Unis, tandis que les flux vers l’Asie sont restés inchangés d’un trimestre à l’autre. Les livraisons américaines en Europe ont augmenté de plus de 40% par rapport au trimestre pour atteindre plus de 8 millions de tonnes au premier trimestre. Cette dynamique de l’offre et de la demande de GNL, du coronavirus et la chute précipitée des prix du pétrole depuis début mars ont continué d’exercer une pression sur les prix mondiaux du gaz. Le TTF a affiché une moyenne de 3,35 $ au premier trimestre, soit plus de 50% de moins que l’année précédente. De même, JKM a affiché une moyenne de 4,82 $ au premier trimestre, soit plus de 40% de moins qu’au premier trimestre de 2019. Après une transaction de 58 $ le baril en mars, les contrats à terme sur le Brent ont chuté moins 25 $ dans les jours qui ont suivi l’absence d’accord de l’OPEP + 6 mars. Le contrat avec Henry The March Hub s’est établi à 1,82 $, un montant nettement inférieur à la transaction de 2,86 $ en mars 2019. Cette confluence de divers facteurs et l’incertitude sur la croissance économique ont conduit de nombreuses entreprises à rationaliser leurs dépenses d’investissement et a contraint plusieurs développeurs à reconsidérer la faisabilité de leurs projets de GNL prévus, tant au pays qu’à l’étranger. Nous avons déjà vu des annonces de retards FID et d’annulations de projets d’une capacité totale de plus de 100 millions de tonnes par an. Le graphique à l’extrême droite de cette diapositive montre notre point de vue sur les projets susceptibles d’atteindre le FID en 2020 et ’21.

Début 2019, nous nous attendions à ce que des projets d’une capacité totale d’environ 100 millions de tonnes par an aient une chance raisonnable de FID en 2020 et 30 millions de tonnes supplémentaires en 2021. Après les chocs de demande et de l’offre, qui a débuté au premier trimestre, nous prévoyons que les DIF en 2020 seront beaucoup plus faibles, pour un total de moins de 15 millions de tonnes par an de capacité, certains projets passant à un DIF 2021 et d’autres plus tard. Nous prévoyons maintenant que les DIF pour la période de 2 ans représenteront environ 65 millions de tonnes, soit environ la moitié de nos prévisions précédentes. La dynamique de l’offre et de la demande renforce le paysage concurrentiel, poussant certains projets de GNL avec des seuils de rentabilité plus élevés hors de la pile probable de FID. Nous incluons notre expansion de Corpus Christi Stage 3 dans ces FID attendus, qui dépendront, entre autres, de l’obtention d’accords commerciaux suffisants pour soutenir le projet. Nous restons confiants dans notre position concurrentielle et notre capacité à tirer parti de l’infrastructure existante et d’autres avantages concurrentiels pour fournir des approvisionnements abordables sur le marché afin de répondre à la demande croissante à long terme de GNL.

Passez à la diapositive 10 pour examiner plus en détail le marché européen. J’ai mentionné plus tôt que la faiblesse des conditions du marché au cours du premier trimestre avait entraîné des niveaux record de GNL américain coulant en Europe. Plus de 55% des livraisons de GNL aux États-Unis au premier trimestre, soit plus de 8 millions de tonnes, arrivent en Europe. Au total, plus de 27 millions de tonnes de GNL ont débarqué en Europe au cours du trimestre, soit une augmentation d’environ 25% sur une base annuelle. La croissance des importations de GNL a été partiellement compensée par la baisse annuelle de la production locale de gaz et la baisse des importations en provenance du gazoduc. Les débits de pipelines ont diminué d’environ 6 Gpi3 par jour au cours du trimestre, ce qui équivaut à environ 165 chargements de GNL. Cependant, la production d’électricité à partir de l’énergie éolienne, solaire et autres énergies renouvelables a augmenté d’environ 20% sur une base annuelle au premier trimestre, maintenant une certaine pression sur les stocks de stockage européens qui, en l’absence d’un hiver froid, ont maintenu leur excédentaire, se terminant en mars de plus de 0,5 billion de pieds cubes de plus que l’année précédente. Bien qu’il soit encore trop tôt pour mesurer et isoler l’impact du coronavirus sur les équilibres européens, nous constatons son impact sur la demande globale de gaz sur certains des principaux marchés du gaz du continent, comme la demande de gaz sur les 6 principaux marchés du gaz en L’Europe a reculé en glissement annuel au premier trimestre. Cependant, à plus long terme, nous continuons d’être constructifs sur la demande de gaz en Europe, car le paysage énergétique change en raison des objectifs de décarbonisation de la région. Les pays européens prévoient de retirer, de démanteler et / ou de couper environ 100 gigawatts de charbon et de capacité nucléaire au total d’ici 2030. Nous pensons que le gaz constituera une partie importante de la transition des combustibles solides et continuera de jouer un rôle pour L’Europe est bien placée pour répondre aux besoins de fiabilité du réseau.

Passez à la diapositive 11 pour examiner la dynamique du marché du GNL en Asie. Malgré la pandémie de coronavirus, les importations de GNL en Asie ont augmenté d’environ 7% sur un an pour atteindre 68 millions de tonnes au premier trimestre. Bien que cette croissance ne soit pas négligeable, la réponse à la baisse des prix du GNL aurait probablement été plus prononcée sans l’impact du virus. Les prix modestes le long du goulot d’étranglement des infrastructures nationales ont permis aux acheteurs sensibles aux prix en Asie du Sud et du Sud-Est d’offrir un soutien au marché lorsque la demande chinoise était faible. Cependant, comme nous l’avons vu en Chine, les gels et la baisse consécutive de l’activité économique pourraient limiter la croissance de la demande dans les prochains mois. Des mesures de confinement strictes du virus ont provoqué une forte contraction économique en Chine en février. Cela a conduit à une réduction des importations de GNL et de gaz d’Asie centrale à respectivement 0,9 million de tonnes et 0,5 Gpi3 par jour. Cependant, comme la plupart des grandes entreprises industrielles ont repris leurs activités à travers le pays, les importations chinoises de GNL ont commencé à se redresser en mars. Dans la région de JKT, la baisse des importations tout au long de l’année s’est inversée tandis que la majeure partie de la Corée du Sud et de Taïwan ont continué de prendre une position ferme sur le charbon, offrant un soutien à une demande de production d’électricité alimentée au gaz. . L’entretien de la Corée du Sud à partir de centrales au charbon a réduit la production de charbon énergétique en janvier et février de 15% par rapport à l’année dernière. Et la production d’électricité au charbon de Taiwan a chuté de 4,5% en glissement annuel. Au Japon, la faible demande d’énergie et les températures douces ont réduit le besoin d’importations de GNL, malgré une disponibilité nucléaire plus faible que l’an dernier. Dans les mois à venir, nous prévoyons que 3 réacteurs nucléaires seront mis hors ligne en raison du non-respect des exigences antiterroristes en plus du réacteur nucléaire no. 1 de Sendai qui a été récemment mis hors ligne. Ces pannes devraient offrir une certaine hausse de la demande de GNL dans les semaines et les mois à venir.

Fondamentalement, nous pourrions également voir une augmentation de la demande de GNL à la suite de divers plans de relance lancés. En Chine, par exemple, plusieurs provinces ont annoncé des plans d’expansion des infrastructures pour 2020 alors que le pays rouvre son économie. Certains de ces plans comprennent le projet de regazéification du GNL et des projets de production d’énergie alimentée au gaz, qui contribuent plus fortement aux attentes selon lesquelles la Chine pourrait doubler son parc actuel de production d’électricité au gaz d’ici 2030. Il est prévu que La capacité énergétique au gaz de la Chine atteindra 200 gigawatts au cours de la prochaine décennie, soit plus du double des 90 gigawatts actuellement, alors que le pays cherche à atteindre un pic d’émissions de CO2 d’ici 2030.

Pour conclure, le marché connaît actuellement des conditions extrêmement inhabituelles qui exercent diverses pressions sur l’ensemble du complexe de matières premières. Les niveaux de stockage de gaz en Europe sont élevés. Les prix au comptant resteront probablement faibles jusqu’à ce que les niveaux de stockage ne soient pas normalisés. Bien que l’impact de la demande de coronavirus reste incertain à court terme, nous nous attendons à ce que de nombreuses préoccupations soient apaisées dans les prochains mois à partir du moment où le monde se remettra de la pandémie, les blocages seront levés et l’activité économique reprendra. Au-delà des événements actuels du marché, nous pensons que les fondamentaux à long terme n’ont pas changé et que le GNL reste une solution fiable, compétitive et flexible pour les besoins énergétiques de l’Asie et de l’Europe. Enfin, nous pensons que les conditions économiques et de marché actuelles, bien qu’exigeantes, améliorent notre position concurrentielle à moyen et long terme.

Merci pour votre temps et votre attention. Je passe maintenant l’appel à Michael.

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Vice-président exécutif et directeur financier [5]

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Merci Anatol et bonjour à tous. Passons à la diapositive 13. Pour le premier trimestre, nous avons généré un bénéfice net de 375 millions de dollars, un BAIIA ajusté consolidé de 1,04 milliard de dollars et des flux de trésorerie distribuables d’environ 250 millions de dollars. Au premier trimestre, nous avons exporté 453 TBtu de GNL ou 128 marchandises de nos projets de liquéfaction. Les niveaux de production de GNL sont restés relativement stables par rapport au quatrième trimestre 2019. Pour le premier trimestre, nous avons comptabilisé un résultat, 459 TBtu de GNL produit dans nos projets de liquéfaction et 14 TBtu de GNL de tiers. Environ 79% des 473 TBtu de GNL comptabilisés dans les revenus au cours du premier trimestre ont été vendus dans le cadre d’accords de SPA ou IPM à long terme et les 21% restants ont été vendus par notre filiale marketing, à la fois sur le marché au comptant et contrats à terme à court et moyen terme. Les volumes vendus dans le cadre d’accords SPA ou IPM ont augmenté d’environ 20 TBtu par rapport au quatrième trimestre 2019, tirés principalement par la saisonnalité des volumes au sein de certains SPA et par le lancement de nos accords IPM avec EOG, intervenus en janvier.

Les revenus d’exploitation du premier trimestre se sont élevés à environ 1,3 milliard de dollars, soit une augmentation de plus de 300 millions de dollars par rapport au quatrième trimestre. Cette augmentation est principalement attribuable à l’augmentation des gains nets à la valeur du marché attribuable aux variations de la juste valeur des dérivés sur marchandises. Les revenus provenant des activités du premier trimestre comprennent également des revenus d’environ 50 millions de dollars associés aux chargements de GNL annulés, qui sont constatés à la suite d’un avis d’annulation. Les volumes de GNL dans le compte de résultat étaient substantiellement cohérents pour le premier trimestre par rapport au quatrième trimestre 2019 et les marges réalisées par MMBtu GNL n’ont que légèrement diminué, environ 2% sur une base trimestrielle. Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires pour le premier trimestre s’est établi à 375 millions de dollars ou 1,48 $ par action de base et 1,43 $ par action diluée, en baisse de plus de 500 millions de dollars par rapport au quatrième trimestre de 2019. Le bénéfice net du quatrième trimestre de 2019 a été positivement affecté par une évaluation de la libération des abattements fiscaux de plus de 500 millions de dollars, qui ne s’est pas répétée au premier trimestre. Le bénéfice net du premier trimestre a également diminué par rapport au quatrième trimestre de 2019 en raison des pertes sur dérivés liées à nos swaps de taux d’intérêt, partiellement compensées par l’augmentation du résultat d’exploitation.

Au cours du premier trimestre, nous avons racheté un total de 2,9 millions d’actions ordinaires pour un total de 155 millions de dollars dans le cadre de notre programme de rachat d’actions. À la fin du premier trimestre, nous avions environ 600 millions de dollars de capacité résiduelle dans le cadre du programme de rachat d’actions. De plus, comme nous l’avions annoncé lors de notre précédent appel aux résultats en mars, nous avons modifié le contrat d’achat de billets pour les obligations convertibles Corpus Christi HoldCo, ce qui nous permet de payer 300 millions de dollars du solde de trésorerie en cours et nous permet de payer le solde solde en espèces jusqu’en septembre. Cette transaction a réduit notre dette notionnelle totale et a empêché la dilution des capitaux propres de plus de 6 millions d’actions.

Passons maintenant à la diapositive 14. Les questions de liquidité et de financement ont récemment été au cœur des débats de nos investisseurs, et il est compréhensible compte tenu des récentes perturbations des marchés financiers et énergétiques mondiaux. Chenière est dans une situation financière solide avec des liquidités plus qu’adéquates, une forte capacité à générer des flux de trésorerie pour le reste de cette année et dans les années à venir et de multiples options pour faire face à nos échéances imminentes de dette, dont la première n’est pas vérifiera jusqu’à l’année prochaine. À la fin du premier trimestre, nous avions accès à environ 4 milliards de dollars de liquidités pour les besoins généraux de l’entreprise, y compris les liquidités disponibles et les soldes inutilisés dans le cadre des fonds de roulement et des revolvers de l’ensemble de notre structure.

En mars, SPL a conclu un nouvel instrument de fonds de roulement de 1,2 milliard de dollars, qui a en fait refinancé l’ancien instrument de fonds de roulement, abaissé le taux d’intérêt, amélioré la flexibilité dans certaines alliances et déplacé le échéance de 2020 à 2025. La capacité inutilisée de cet instrument ainsi que dans le contexte du revolver CQP, de la structure du fonds de roulement du Corpus et du revolver au niveau de la société mère fournit un soutien de liquidité si nécessaire. Cela dit, nous ne prévoyons pas la nécessité de puiser dans nos structures en raison des récentes conditions du marché. De plus, nous n’avons actuellement aucun doute sur notre capacité à respecter nos alliances de dette.

Nous n’avons pas besoin de financement externe pour l’achèvement de la construction du train Corpus 3 ou du train Sabine Pass 6. Les deux trains ont été financés pour environ 50 à 50 dettes et le financement par emprunt des deux trains a été réalisé. Les engagements de fonds propres restants devraient être financés au moyen de la trésorerie et des flux de trésorerie générés par l’achèvement de la construction.

La durée de la dette à terme la plus proche dans notre structure d’entreprise est les obligations en circulation de 2 milliards de dollars SPL 2021, qui arriveront à échéance en février de l’année prochaine. Notre équipe a travaillé pour faire face à cette maturité depuis avant les récentes perturbations du marché. Et comme nous l’avons dit plus tôt, nous prévoyons d’utiliser une combinaison de SPL et du marché investment grade et de CQP sur le marché à haut rendement pour refinancer ces billets. Il dimensionamento e i tempi, ovviamente, dipenderanno dalle condizioni del mercato obbligazionario, che si sono slogate a marzo, ma da allora si sono notevolmente stabilizzate.

Sempre nel 2021, a livello di GNL, abbiamo circa $ 1,4 miliardi di titoli convertibili in circolazione, che maturano a maggio e hanno un prezzo delle azioni di conversione di circa $ 94. Come per le obbligazioni SPL, abbiamo iniziato a fare strategie per affrontare questi convertiti all’inizio di quest’anno e stiamo valutando le opzioni per riscattare quelle note, comprese le opzioni di rifinanziamento. È troppo presto per discutere dei dettagli, ma prevediamo di avere più opzioni per riscattare o rifinanziare queste note convertibili. Stiamo inoltre valutando opzioni di finanziamento per riscattare il saldo residuo delle obbligazioni convertibili Corpus Christi HoldCo con scadenza 2025, di cui ho parlato un momento fa, a seconda delle condizioni di mercato.

Come ha detto Jack, nonostante i venti contrari e la debolezza del mercato globale del GNL, quest’anno siamo fiduciosi nella nostra capacità di generare risultati finanziari all’interno dei nostri intervalli di orientamento. E oggi stiamo riconfermando la nostra guida per l’intero anno 2020 su un EBITDA rettificato consolidato da $ 3,8 miliardi a $ 4,1 miliardi e un flusso di cassa distribuibile da $ 1 miliardo a $ 1,3 miliardi, sebbene continuiamo a seguire la parte inferiore dell’intervallo di orientamento dell’EBITDA. Le linee guida EBITDA e DCF rettificate escludono l’impatto dei costi una tantum associati ai nostri sforzi di risposta COVID-19 riassunti da Jack.

Come accennato nell’ultima chiamata, abbiamo pre-venduto la maggior parte, oltre il 95% della nostra produzione di GNL per il 2020, lasciando i nostri risultati finanziari meno esposti alle fluttuazioni dei prezzi di mercato quest’anno. Dall’ultima chiamata, abbiamo continuato a mettere da parte i volumi invenduti per il resto del 2020. E oggi, una mossa di $ 1 nel margine di mercato comporterebbe una variazione di circa $ 60 milioni nell’EBITDA rettificato consolidato, con quella sensibilità ponderata al rialzo rispetto a oggi margini di mercato.

Per quanto riguarda l’allocazione del capitale per il saldo dell’anno, abbiamo progettato il nostro quadro di allocazione del capitale per fornirci flessibilità, con i mercati dell’energia e i mercati finanziari recentemente slogati, e considerando il debito e la conversione delle scadenze del prossimo anno che ho appena discusso, faremo probabilmente trarranno vantaggio da tale flessibilità e adotteranno un approccio più conservativo rispetto alle nostre decisioni in materia di allocazione del capitale, almeno fino a quando questi mercati si stabilizzeranno e la visibilità migliorerà.

Ciò conclude le nostre osservazioni preparate. Grazie per il tuo tempo e il tuo interesse per Cheniere. Operatore, siamo pronti ad aprire la linea per le domande.

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Domande e risposte

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Operatore [1]

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(Istruzioni per l’operatore) E passeremo alla nostra prima domanda di Shneur Gershuni di UBS.

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Shneur Z. Gershuni, Banca d’investimento UBS, Divisione Ricerca – Direttore esecutivo del gruppo energia e analista [2]

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Forse solo un paio di domande veloci qui. Prima di tutto, stiamo vedendo chiaramente un ambiente di prezzi atipico in questo momento, quando si pensa agli spread internazionali rispetto a Stati Uniti, Asia ed Europa e così via, ovviamente è una funzione degli squilibri di inventario e così via. Ma l’unico grande cambiamento che si è verificato è con il problema del gas associato negli Stati Uniti, Henry Hub, che ora è più alto. Cosa ti dice la tua analisi se ci sarà un cambiamento a lungo termine della struttura del mercato a causa dei prezzi più alti negli Stati Uniti? O alla fine della giornata, ci sarà sempre una chiamata per il GNL degli Stati Uniti? E poiché il mercato riporterà di conseguenza di conseguenza, e gli spread torneranno alla normalità una volta eliminati i saldi di COVID e di inventario.

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – Presidente, CEO e direttore [3]

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Bene grazie. Grazie per la domanda Penso che Anatol parlerà a lungo termine – la sua visione dei mercati del gas a lungo termine.

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [4]

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Thanks for the question. Yes, we — obviously, we’ve had a large decline, and we think we’ll continue to see a decline in oil-directed drilling activity, that will have an effect on associated gas production. We think that over the medium-term, that will be modest, and as prices normalize in North America, you’ve already seen the big response in Cal’21 trading over $2.70, will be very attractive for gas-directed drilling and the production that will come from that. We obviously are at the very tail end in terms of the infrastructure build-out for Phase 1 of LNG facilities, so that large demand driver will add and we fully expect to see a relatively stable NYMEX going forward between $2.50 and $3 is where the curves are today. Even in these unprecedented times, I’ll just point out that the volatility — realized volatility on NYMEX has been substantially lower than on crude, or even JKM. And we do expect that North American gas production and pricing will be attractive relative to global levels and the opportunity over the medium to longer-term to safely, reliably and economically supply our customers will be very attractive.

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Shneur Z. Gershuni, UBS Investment Bank, Research Division – Executive Director in the Energy Group and Analyst [5]

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Sì. I appreciate the color. And maybe it’s just some quick follow-ups here. Is there any opportunities just given the structure in the market right now for CMI or Cheniere to actually benefit from that? And I know that in terms of financing, you can’t make too many comments. But could you comment on whether you think the market is open or not for the convertible notes?

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [6]

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Sì. It’s Michael. I’ll take the second question and then let Anatol handle the first one. As we said, we have 2 maturities, the SPL maturity, and we have no maturities this year, but the first one is in February of next year. If you look at the SPL complex, that entire complex is above par and trading well below 5%. So I think that market is, we think, certainly open to us, and we’ll deal with that sometime over the balance of the year. In terms of CEI, we’re working on several options to deal with that convert, which again is not until the summer of next year. But as I said in the prepared remarks, we’ve been thinking about that already. And I think some combination of the bank market, the bond market, current liquidity and prospective cash flow or some combination of thereof will allow us to deal with those converts. So I wouldn’t speak specifically to is the convert market open to us. I mean we’re looking at a lot of options. I’m fairly certain the bank market is open to us. It’s just a question of quantum, and so we’re working through that right now to deal with that convert in the summer of next year. And ideally, if we can get the right quantum, go ahead and deal with the EIG notes that Corpus Christi HoldCo to, which aren’t pending maturity, but is highest cost paper in the complex. So we’ll see how that plays out here over the coming months, and we’ll be pretty proactive in picking some combination of those alternatives to sort that out.

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [7]

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Yes, Shneur, to your — to the first part of your question, NYMEX has been less volatile, but all sides, as you know, have been quite volatile. And just want to thank the teams that we haven’t seen in a couple of months, but talked on a regular basis, for their tireless efforts in taking advantage of some of those opportunities. So no one is sitting on their hands. And as market opportunities present themselves, as you would expect, Cheniere marketing is taking advantage of those. But clearly, we won’t give you any specific details around that.

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Operator [8]

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We’ll go to our next question from Jeremy Tonet of JPMorgan.

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Jeremy Bryan Tonet, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Analyst [9]

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Just wanted to touch base with regards to how everything is working now. I guess this is the first time the business model has seen a number of cancellations and non-lifts, and just want to see if everything is kind of functioning the way that you guys expected. Is there any kind of unexpected surprises there? If there’s a large quantum, would that stress anything in your network as far as putting the gas back into the market? Or any thoughts that you can share on that process.

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [10]

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Jeremy, this is Jack. And thanks for the question, and thanks for your support and involvement here at Cheniere. I just have to say, I’m extremely proud of the organization. Our ability, even when we’re separated to communicate and coordinate, has been fantastic. Their ability to actually assemble during — prior to the pandemic and put policies and procedures in place to ensure that our employees were safe and that our business continuity continued has been incredible. Randy gave you some nice pictures in the slides of the camps. I’m so grateful for the employees that were willing to sacrifice being with their families to live in those camps and ensure that our operations were stable. So I would say that it’s an unprecedented time. As Anatol said, it’s extremely volatile out there. Our customers still need gas. We’re hopeful for the day when industrial and commercial demand can come back into the worldwide market. And hopefully, we’re seeing some signs of green shoots there. But no, there’s been no surprises.

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [11]

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Thanks, Jack. And just, Jeremy, to add on top of that, as you know, we have obviously very good relationships with our now 20-ish or so counterparties. They value the flexibility in these contracts to cancel. They give us substantial notice. And as Jack said, the coordination between all of the functions, including our gas procurement team and that notice has been exceptional, and the teams haven’t missed a beat, and our customers are appreciative and obviously respectful of those notices, so, so far, so good.

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Jeremy Bryan Tonet, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Analyst [12]

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Great. And then maybe just if I could, on kind of longer-term strategy. If any thoughts you could share with regard to how far out you’re able to hedge, looking to hedge at this point to derisk cash flows. And I think Michael was talking about capital allocation philosophy a bit there. It seems like the market has maybe a bit more emphasis on free cash flow as opposed to growth. So I don’t know if there’s kind of been any shift in your overall strategy given kind of the broader changes we’ve seen in the market and the macro backdrop?

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [13]

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No. I think we like our position. When we — last November, when we gave you all guidance, we had told you we were materially hedged for the year prior. You should expect us to manage the business conservatively and not want to take a lot of market risk. And I have complete confidence, when we convert that market risk to operating risk, that my operating staff will be ready, willing and able to provide. So — but I don’t want to get into our book or in the market. Liquidity in this market, it’s been a little bit rough these days, as you can imagine.

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Operator [14]

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And we’ll move to our next question from Michael Webber of Webber Research.

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Michael Webber, Webber Research & Advisory LLC – Managing Partner of Export Infrastructure [15]

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First one is for, Jack, it’s for you, and maybe Anatol as well. But Jack you mentioned, and you kind of addressed, kind of, some of the FM buzz that kind of comes up anytime. There’s a market disruption and the notion of canceling a cargo versus interrupting a 20-year contracts are very different things, and the market’s already litigated to some degree for Cheniere. But I’m curious if we kind of look — if we just assume that Cheniere’s insulated and we kind of look at the broader market, do you think you’ve got other counterparties or peers? If you think about contracts that might not be papered up to the same degree that the years are, do you think this is something where we could see some FM claims on long-term contracts elsewhere kind of bubble to the surface? I know [PPE] preemptively declared FM on a project in Mauritania on the back of 2022 market conditions. Obviously, it’s a very, very different scenario than to be in your Corpus. But I’m just curious obviously, you guys don’t like dealing with those questions because the answer has been the same for as long as I’ve covered the company. But I’m just curious whether if you look at this across the entire industry, do you think this is something that could kind of percolate elsewhere?

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [16]

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So Michael, as you know, I’m relatively young in this industry. So I’ll take the first part of it, and I’ll hand it over to Anatol to help with the more longer-term on some of the other SPAs that you’ve highlighted. We feel very comfortable with our customer base and with our SPAs that our customers have been given the flexibility to cancel the cargoes with, as Anatol said, long-term notice, and lets us plan around what we need to do. It gives them a good option. They value that option. And we’re seeing them utilize it the way they would utilize it. We don’t see that risk of FM in the portfolio for Cheniere. As far as other entities, other projects, I’ll let Anatol address that part.

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [17]

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Thanks, Michael. We — obviously, we can’t comment on others and what’s embedded in the SPAs. But clearly, there has to be some ability to manage some kind of a relief valve. In our case, it is those cancellations. In other cases, where there are fixed volumes to fixed destinations, other tools apply. And it’s not surprising that FM is a path to manage that exposure. I can’t obviously comment on anyone in particular. But clearly, the FOB SPA is a very different animal than something you would traditionally see that is — that has a lot less flexibility embedded.

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Michael Webber, Webber Research & Advisory LLC – Managing Partner of Export Infrastructure [18]

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Okay. I appreciate you seeing it at that as best you could. It’s helpful. Jack, another one that I think I and other people have kind of asked before, but the market conditions are obviously different now. Maybe you guys have been hyper-focused on building out your existing footprint in the past several years, and you obviously still in kind of an extended commercialization process for Corpus Phase III. But if I kind of look around at some of the greenfields around, you are starting to flounder, you’re seeing people pull back from the market. And all things considered, you guys are in a pretty advantageous and strong position. I’m just curious, what would you need to see for you to take a serious look at adding some particularly cheap optionality by kind of stepping into kind of a greenfields, shelving it for a couple of years and saying, what is there if we want to expand at some point, maybe adding some geographical diversity here or some other component that’s not in your portfolio now? I’m just curious, how close are you to be seriously looking at something like that?

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [19]

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Sì. Well, Michael, we have enough organic growth to satisfy our needs for many, many years to come, both at Corpus Christi and at Sabine Pass. So — and we have the existing infrastructure there. And as you mentioned, we already have permitted expansions at Corpus that we’re ready, willing and able to do. I think the first thing I would need to see is the airlines open back up, and that’s to be able to travel. These are negotiations for long-term energy contracts that require face-to-face combat for lack of a better word, I mean you have to get close to the customer and look each other in the eye. And for the foreseeable future now, or at least initially, that looks like it’s a little lays away for us. But I don’t know, Michael, do you have anything to add?

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [20]

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I mean it’s not for lack of effort. I mean we have a team that kind of spends a lot of time, looking at what’s going on around us and around the world, and we’ve looked at a lot of things. But as Jack said, everything has got to come back and compete with our own organic projects, not only economically, but from an execution standpoint and certainty of execution. I’ve not really found anything that was any better than what we have. So I mean I would just echo Jack’s sentiment in that regard.

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Operator [21]

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And moving on, we’ll go to a question from Christine Cho of Barclays.

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Christine Cho, Barclays Bank PLC, Research Division – Director & Equity Research Analyst [22]

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So maybe just operationally. When we think about the full year, how would you characterize the SPA listings over the 4 quarters when all the trains are up and running? Meaning, how are the listings in 1Q and 4Q relative to 2Q and 3Q under a normal scenario?

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [23]

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Christine, it’s Anatol. So in terms of operations…

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [24]

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If I could first.

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [25]

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Sì.

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [26]

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Christine, you’re not asking me to give you quarterly guidance, are you, on this call?

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Christine Cho, Barclays Bank PLC, Research Division – Director & Equity Research Analyst [27]

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No, no, no. I’m just trying to think like maybe like percentages because, I mean, I’ve noticed that the SPA listings seemed to be higher in 1Q and 4Q. And I’m just trying to get a sense of like how we should be thinking about that unlike — under normal scenario, like long term?

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [28]

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Sì. So as you know, the plants, Sabine, especially has a little bit of seasonality from a standpoint of production. In terms of the SPAs, they are fundamentally ratable, but we do have some additional volumes that are — in accordance with the SPAs that are winter loaded. So you do have, in terms of the SPAs, you have a little bit more contractual third-party sales in the winter. And in terms of plant production, you have a little bit more, but it’s not very meaningful across the year. The big step function change, of course, as you know, is the May 1 DFCDs of Corpus Train 2. So in terms of SPA’ed volumes, if you will, as of May 1, there’s another step function change to get our full 7 train platform contracted.

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Christine Cho, Barclays Bank PLC, Research Division – Director & Equity Research Analyst [29]

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Droit. But I was just talking under a scenario where all of the trains are operating. I’m not necessarily looking for like this year. But I mean it does seem like the SPA customers do have flexibility to skew more pickups in 1Q and 4Q, even though you said it’s renewable.

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [30]

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Just a little bit. Sì.

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Christine Cho, Barclays Bank PLC, Research Division – Director & Equity Research Analyst [31]

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Okay. Just a little bit. Okay. And then a clarification question, Michael, I think in your commentary, did you say that you book revenue tied to a cancellation cargo when you received the cancellation notice?

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [32]

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That’s right. So the accounting rules state that when our obligations are satisfied under the contract, we recognize the revenue. The payment terms are still the same. We don’t get paid until, but we book the revenue because we have no other obligations under that contract once we get the cancellation notice. So that’s right.

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Christine Cho, Barclays Bank PLC, Research Division – Director & Equity Research Analyst [33]

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And isn’t the cancellation — doesn’t the cancellation notice has to be given like 2 months in advance? So does that mean there’s like some accelerated revenue recognition that we could probably see in 2Q if the level of cancellation picks up?

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [34]

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Sì. You got it. I mean to the extent it swaps over into the next quarter, we’re recognizing it in the current quarter. So — yes.

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Christine Cho, Barclays Bank PLC, Research Division – Director & Equity Research Analyst [35]

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Okay. And then for 1Q, you said it was $50 million.

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [36]

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That’s right.

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Operator [37]

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We’ll go to our next question from Craig Shere of Tuohy Brothers.

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Craig Kenneth Shere, Tuohy Brothers Investment Research, Inc. – Director of Research [38]

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I’ve got three quick ones here. So just if you could comment about — or something about a temporary NGPL force majeure, is that a nonevent as far as your inventories and keeping business running at SPL? Outstanding CapEx that you envision through completion at this point for Corpus Train 3 and SPLT 6? And the comment, Michael, you said about the asymmetric upside on the spot market price changes, presume that’s because there’s a portion of equity cargoes that you assume won’t ship this year. And does that effectively mean that there is no practical scenario where you’re going to fall below the low end of guidance?

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [39]

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Let’s start with the first one first. The NGPL force majeure from the lightning storm that blew through 2 nights ago.

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [40]

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[Non-H2O] has already been lifted, and I callously did say a couple of responses that pipelines use FM like popping tic tacs. So it’s a blunt instrument that they have, which has not been and we don’t expect to be an issue for us.

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Craig Kenneth Shere, Tuohy Brothers Investment Research, Inc. – Director of Research [41]

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Okay. Droit. And then, Michael, outstanding our CapEx on the trains?

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [42]

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Outstanding CapEx for…

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [43]

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Sì. Sì. Q2 forward for Train 3 is about $600 million largely spent this year, that’s before contingency. So maybe a little bit more depending on how that plays out. And SPL is about $1.4 billion. SPL Train 6, $1.4 billion, really through ’23 at this point, again, excluding contingency.

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [44]

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And your last one was…

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [45]

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And then your last one was — well, I mean, we’re just effective — margins are low, right? So at some point, we have a stop-loss and we don’t lift, so that’s why it’s asymmetric, and it’s $30 million to the downside and $60 million to the upside. So yes, I mean we won’t miss our guidance range because of marketing. I think that’s a fair statement.

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Operator [46]

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We’ll move to our next question from Spiro Dounis of Crédit Suisse.

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Spiro Michael Dounis, Cr̩dit Suisse AG, Research Division РDirector [47]

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Just want to follow up on one of Shneur’s questions around potential benefits for CMI. Maybe focusing on June, just given where that’s where a lot of the sort of widely reported cancellations have come, not just for you guys, but just generally in the industry. It seems like it has a lot of potential to back up gas into the system here in the U.S. and potentially paint Henry Hub. So a 2-part question there. To the extent that does happen and New York does open up, I guess, how nimble can CMI need to lift cargo effectively immediately or capture that spot price if it opens up? And then second, you even agree with the premise that, that Hub could actually get a lot of pressure in June because of their reported cancellations?

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [48]

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All right. I got to slow you down just a second, Spiro. So Anatol, you pick that up, probably the first part of the question.

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [49]

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The — I think I got a chunk of it. So as Michael said, what — we get cancellation notice, our obligation to deliver that cargo to the foundation customer is alleviated. If part of your question is does CMI have the option to lift that cargo? The answer is yes. That is not something that is very easy to do. We, as you know, control a fairly sizable shipping portfolio, but that steps down dramatically as of tomorrow once we hand over Train 2 to those foundation customers. So it’s possible given the volatility that, that we discussed with Shneur that some bites, that apple emerge as market volatility plays out on both legs of that. But that’s not going to be a huge number for us over the balance of the year.

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Spiro Michael Dounis, Cr̩dit Suisse AG, Research Division РDirector [50]

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Okay. Got it. And sorry if I’m — yes, I know it answered most of it, and I apologize if I was breaking up. The other part of that question was do you agree with the premise that Henry Hub could actually be under a lot of pressure in June, just given the fact, I think there’s overreported 20 cancellations out there, which seems like a fairly large number on a daily basis? Just curious, future is not reflecting that yet, but is that something that you see potentially happening?

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [51]

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Sì. If I knew the answer to that and what’s priced in and what’s anticipated at the John Arnold, not Anatol Feygin. So it’s — the market, you said, has a fair amount of estimates and information. So anybody’s guess between the declines of associated gas production, how industrials come back, that balancing act is clearly what the market is trying to figure out. But if I was a gambling man, I’d say that at least some expectation of reduced flows to LNG facilities is in the market already.

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Spiro Michael Dounis, Cr̩dit Suisse AG, Research Division РDirector [52]

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Sì. Okay. That’s fair. And then just second question, just around some of the economics of idling some of these trains and you running less trains at a higher utilization rate. Not saying we’re there yet, but just asking you in the context of these cancellations. Just curious if that would make sense, what environment it would look — take to get there? And does it carry a high cost to sort of shut down and then start back up?

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [53]

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It’s Michael. No, we can run our train at half rates, sort of, at the same efficiency as full rates, basically. So that doesn’t really affect us. As we looked at no lifting economics, we make some money on lifting and lifting margins. But that loss — loss of that revenue is largely offset by lower variable costs at the plant. So we have fired outward costs. We paid a GE under the CSA, which we don’t have to pay when half the trains is not running, and just other consumables, chemicals, refrigerants, all of that, so it largely offsets. And so we’re kind of — it’s a small headwind, but I don’t think you’ll notice it for us.

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Operator [54]

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And we’ll go next to Julien Dumoulin-Smith with Bank of America.

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Julien Patrick Dumoulin-Smith, BofA Merrill Lynch, Research Division – Director and Head of the US Power, Utilities & Alternative Energy Equity Research [55]

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Let me just pick it up where Shneur left it off. So just got a high-level first question here. Just how do you think about the ability to scale down OpEx and SG&A? And I’m thinking about that, a, in the context of perhaps optimizing the assets themselves in light of market conditions? And I understand that CMI, obviously, the flexible piece within how you would think about optimizing your assets? And then related to that, SG&A, and as time goes on, given the market conditions as they stand, presumably, there should be some latitude to ease up on margin potentially on some of the development dollars as well when we think about the cost side of the ledger.

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [56]

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I think I caught that. I mean we’re looking at everything, I would say, on the development side and some of the discretionary spending at the plant that’s not part of Train 6 or Train 3. We’ve reworked those budgets and pushed out a couple hundred, if not several hundred million dollars into next year, just deferrals. I just talked about O&M. It’s fairly inflexible. We got to keep our people in the plants ready to operate, even in the no-lifting scenario. And as I said, our savings on variable cost offset the lifting margin that we forgo when customers don’t lift. So that’s kind of a push. And then SG&A is a pretty small part of our overall cost structure. And…

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [57]

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I was going to say that also. I mean, there’s only 1,600 total employees in the whole Cheniere worldwide complex. So it’s significantly different than I think the way other energy companies may have been talking about it. Our SG&A numbers are small. They’re small expense overall, and they’re going to continue to be smaller because a lot of our expenses from traveling around the world to negotiate contracts and visit our customers. And as we talked about earlier, none of that is going on, and everything has been virtual and telecommuted. So — but as Michael mentioned, we are making sure we’re running the business as effectively and efficiently as we possibly can.

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Julien Patrick Dumoulin-Smith, BofA Merrill Lynch, Research Division – Director and Head of the US Power, Utilities & Alternative Energy Equity Research [58]

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Okay. And just to do that point, and perhaps just poses in the scale of LNG you intend to deploy. You’re thinking about optimizing use down the specific trains given the conditions as we stand, i.e. could you reroute all of your operations to certain trains, not operating others to bring down OpEx? But again, I imagine we’re not quite there yet, if you are, in terms of market conditions.

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [59]

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No, we’re not there yet in the terms of market conditions. But we — you should rest assured that we are doing scenario planning with operations on every different configuration that you can imagine. And I, for one, like to keep the optionality available for CMI to make sure that we can respond quickly when or if this market turns around. And — but yes, you should assume that we’re doing all sorts of scenario planning.

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Operator [60]

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We’ll go to our next question from Alonso Guerra-Garcia of Scotiabank.

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Alonso Guerra-Garcia, Scotiabank Global Banking and Markets, Research Division – Analyst [61]

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I guess, starting off, obviously, globally, we’re seeing country wise shutdown. But with China’s reemergence and the recent purchase of U.S. LNG cargoes for the first time in a year, are you seeing more interest for U.S. LNG to China, I guess, as far as them taking more cargoes this year, or even potentially entering into new long-term agreements with Cheniere?

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [62]

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Well, it’s Anatol. Thanks for the question. As you said, it’s been 13 months technically since China received a U.S. LNG cargo. So by definition, yes, there’s more interest. And April numbers, preliminary, are that China is up about 25% to 30% in terms of LNG imports. So we fully expect to have more opportunities to transact and support our friends in China and continue to build our relationships there. As Jack said, in terms of long-term agreements and transactions, it’s something that is not going to be done over the phone, especially with counterparties like that. So we would need to have the opportunity to get back in front of people. And we fully expect to have a very attractive medium to long-term offering. And as our competitive position continues to improve, we fully expect that to be a market that bears fruit for us in the not-too-distant future.

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Alonso Guerra-Garcia, Scotiabank Global Banking and Markets, Research Division – Analyst [63]

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Great. And Anatol, this follow-up is probably for you, too. I think this is the first time, I believe, that you have put out your expectations for FIDs, as shown on Slide 9. I wonder if you could share your assumptions or the criteria you use behind the projects you still have moving forward? And also where you have Stage 3 sitting in there?

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Anatol Feygin, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & Chief Commercial Officer [64]

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Sì. So we have a team, a cross-functional team that evaluates these projects, as Michael mentioned, in looking across the world at what else might be attractive. Those kind of economics and assessments are factored into that analysis. And we take all of the inputs that we have ourselves as well as our friends at Wood Mac, Bolton and others, and incorporate them into what we think makes sense and what the dispatch curve of LNG looks like, right? That’s how we make our informed decisions. So we thought it’s important to share that with you guys. You can see very similar numbers out of Wood Mac and others. We have some nuanced differences of opinion here and there, but they’re not heretical by any means. And as I mentioned, over 100 million tonnes have been deferred. That’s not the delta you see in this 2021 number because a lot of that 100 million tonnes, neither we, nor others included in that dispatch to begin with. So in terms of where Corpus Christi Stage 3 sits in there, I’ll just say that we continue to find it very attractive project. As Jack mentioned, we have this organic growth opportunity that leverages a lot of our footprint and skill sets, and it is a project that we believe will be dispatched in that time frame.

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Operator [65]

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And our last question comes from Alex Kania of Wolf Research.

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Alexis Stephen Kania, Wolfe Research, LLC – SVP [66]

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I guess a question on marketing. Looking at kind of global netbacks, is there ability or a willingness to a lot of, sort of, third-party dealers to maybe capture more local spot opportunities? Kind of how big of that would that — would you think about that putting and playing into the portfolio? And the second question is, again, just with respect to more uncertainty on the other U.S.-based LNG projects. I mean is there an ability for me to maybe try to find a way to — that can maybe capture that potential demand to the extent that — there are some of those contracts or projects are partially contracted? Is there maybe potentially demand that could shift to some of your own projects?

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [67]

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You want to go with the first one then I…

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Michael J. Wortley, Cheniere Energy, Inc. – Executive VP & CFO [68]

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Assurer. I think this will be responsive to your question, but if not, please follow-up. Again, we have a great team that is working remotely, but tirelessly, and there’s volatility in shipping, there’s volatility in local indices. And all of the teams in the LNG market globally remain very well engaged. And in the prompt market, there’s fairly good liquidity and lots of opportunities to everybody — for everybody to enter into optimizations, and we’re taking advantage of those as the teams capture that. So there’s never a dull moment these days, and some of that presents opportunities for us if that’s what you’re asking.

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Jack A. Fusco, Cheniere Energy, Inc. – President, CEO & Director [69]

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And then on the last part of that. Alex, I would say, yes. I mean, look, we offer a premium product to our customers. We think we’re going to come out of this pandemic stronger, and we’re going to try to capitalize on that.

Grazie. and I want to thank all the participants. It was a record-breaking number for us. It was over 945 participants this morning. We really appreciate the support and the interest of Cheniere. Thank you all.

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Operator [70]

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And so that does conclude the call. We would like to thank everyone for your participation. You may now disconnect.