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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-Q
☒    根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条规定的季度报告

截至本季度末2021年9月30日
或
☐    根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

的过渡期            至            
佣金文件编号001-16383
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357021000105/lng-20210930_g1.gif
Cheniere能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州95-4352386
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
米兰街700号, 1900套房
休斯敦, 德克萨斯州77002
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
(713) 375-5000
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易符号注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.003美元液化天然气纽约证券交易所美国证券交易所
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是  ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒加速文件管理器☐
非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐ No ☒ 
截至2021年10月29日，发行人拥有253,588,453已发行普通股。


Cheniere能源公司
目录

定义
1
第一部分金融信息
第1项。
合并财务报表
3
合并业务报表
3
合并资产负债表
4
股东权益合并报表
5
合并现金流量表
7
合并财务报表附注
8
附注1--业务性质和列报依据
8
注2--受限现金
9
附注3--扣除当前预期信贷损失后的应收账款和其他应收款
9
注4--库存
10
附注5--扣除累计折旧后的财产、厂房和设备
10
附注6-衍生工具
11
附注7--非控股权益和可变权益主体
16
附注8--应计负债
17
附注9--债务
18
附注10-租契
22
附注11--与客户签订合同的收入
24
附注12--关联方交易
25
附注13--所得税
27
附注14--基于股份的薪酬
27
附注15--普通股股东每股净收益
28
附注16--股东权益
28
注17-客户集中度
29
附注18-补充现金流量资料
29
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
30
 
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
52
 
第四项。
控制和程序
53
第二部分：其他信息
第1项。
法律诉讼
54
第1A项。
风险因素
54
 
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
54
第六项。
陈列品
55
签名
56
i

定义
在本季度报告中使用的下列术语具有以下含义：

常见行业和其他术语
Bcf十亿立方英尺
Bcf/d10亿立方英尺/天
Bcf/年每年10亿立方英尺
Bcfe十亿立方英尺当量
无名氏美国能源部
EPC工程、采购和建造
FERC联邦能源管理委员会
自贸区国家与美国有自由贸易协定规定天然气贸易国民待遇的国家
公认会计原则美国公认会计原则
亨利·哈勃相关货物交割窗口预定开始的月份纽约商品交易所Henry Hub天然气期货合约的最终结算价(美元/MMBtu)
IPM综合产销
伦敦银行同业拆借利率伦敦银行间同业拆借利率
液化天然气液化天然气是天然气通过制冷过程冷却成液态的产物，其体积大约是其气态的1/600。
MMBtu百万英制热量单位；一英制热量单位测量将一磅水的温度提高一华氏度所需的能量
Mtpa每年百万吨
非自贸协定国家与美国没有自由贸易协定规定天然气贸易国民待遇并允许与其进行贸易的国家
美国证券交易委员会美国证券交易委员会
水疗中心液化天然气买卖协议
待定
万亿英制热量单位；一英制热量单位测量将一磅水的温度提高1华氏度所需的能量
火车由一系列制冷压缩机回路组成的工业设施，用于将天然气冷却成液化天然气
TUA终端使用协议

1

略论法人主体结构

下图描述了我们截至2021年9月30日的简化法人实体结构，包括我们对某些子公司的所有权，以及本季度报告中使用的对这些实体的引用：
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357021000105/lng-20210930_g2.jpg
除文意另有所指外，凡提及“Cheniere”、“公司”、“我们”、“我们”及“我们”，均指Cheniere Energy，Inc.及其合并子公司，包括我们的上市子公司Cheniere Partners。
除文意另有所指外，凡提及“CCH集团”时，统称为CCH、CCL和CCP。

2

第一部分财务信息


项目1.合并财务报表
Cheniere能源公司及附属公司
合并业务报表
(单位：百万，不包括每股数据)
(未经审计)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
收入
液化天然气收入$3,078 $1,373 $8,990 $6,236 
再气化收入68 67 202 202 
其他收入54 20 115 133 
总收入3,200 1,460 9,307 6,571 
营运成本及开支
销售成本(不包括下面单独列出的项目)4,868 768 8,408 2,295 
运维费用350 317 1,057 988 
开发费用2 — 5 5 
销售、一般和行政费用70 70 224 224 
折旧及摊销费用259 233 753 699 
减值费用和资产处置损失1 — — 5 
总运营成本和费用5,550 1,388 10,447 4,216 
营业收入(亏损)(2,350)72 (1,140)2,355 
其他费用
扣除资本化利息后的利息支出(364)(355)(1,088)(1,174)
债务变更或清偿损失(36)(171)(95)(215)
利率衍生工具损失净额(2)— (3)(233)
其他费用，净额(24)(129)(14)(115)
其他费用合计(426)(655)(1,200)(1,737)
所得税和非控股利息前收益(亏损)(2,776)(583)(2,340)618 
减去：所得税拨备(福利)(1,860)(75)(1,864)119 
净收益(亏损)(916)(508)(476)499 
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)168 (45)544 390 
普通股股东应占净收益(亏损)$(1,084)$(463)$(1,020)$109 
普通股股东每股净收益(亏损)--基本收益和稀释后收益$(4.27)$(1.84)$(4.03)$0.43 
已发行普通股加权平均数-基本253.6 252.2 253.3 252.5 
已发行普通股加权平均数--摊薄253.6 252.2 253.3 253.2 

附注是这些合并财务报表的组成部分。

3

Cheniere能源公司及附属公司
合并资产负债表(1)
(单位：百万，共享数据除外)
9月30日，十二月三十一日，
20212020
资产(未经审计) 
流动资产  
现金和现金等价物$2,203 $1,628 
受限现金419 449 
应收账款和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额983 647 
库存471 292 
流动衍生资产266 32 
保证金存款336 25 
其他流动资产185 96 
流动资产总额4,863 3,169 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额30,318 30,421 
经营性租赁资产2,064 759 
衍生资产71 376 
商誉77 77 
递延税项资产2,361 489 
其他非流动资产，净额425 406 
总资产$40,179 $35,697 
负债和股东权益
流动负债  
应付帐款$73 $35 
应计负债1,787 1,175 
扣除贴现和债务发行成本后的经常债务1,047 372 
递延收入187 138 
流动经营租赁负债458 161 
流动衍生负债1,979 313 
其他流动负债129 2 
流动负债总额5,660 2,196 
长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本29,481 30,471 
经营租赁负债1,590 597 
融资租赁负债57 57 
衍生负债2,158 151 
其他非流动负债20 7 
股东权益  
优先股，$0.0001面值，5.0授权的百万股，无已发布
— — 
普通股，$0.003面值，480.0授权股数为百万股；275.1百万股和273.1分别于2021年9月30日和2020年12月31日发行的百万股
1 1 
库存股：21.6百万股和20.8百万股，按成本计算，分别为2021年9月30日和2020年12月31日
(924)(872)
追加实收资本4,364 4,273 
累计赤字(4,698)(3,593)
股东总亏损额(1,257)(191)
非控制性权益2,470 2,409 
总股本1,213 2,218 
总负债和股东权益$40,179 $35,697 
(1)所列金额包括我们的综合可变利息实体(“VIE”)Cheniere Partners持有的余额，详情请参阅附注7--非控股权益和可变权益主体。截至2021年9月30日，Cheniere Partners的总资产和负债包括在我们的综合资产负债表中，19.610亿美元19.3分别为10亿美元，其中包括1.7十亿美元的现金和现金等价物，以及0.110亿美元的受限现金。

附注是这些合并财务报表的组成部分。

4

Cheniere能源公司及附属公司
合并股东权益报表
(单位：百万)
(未经审计)
截至2021年9月30日的三个零九个月
股东权益总额
 普通股库存股额外实收资本累计赤字非控制性权益总计
权益
 股票面值金额股票金额
2020年12月31日余额252.3 $1 20.8 $(872)$4,273 $(3,593)$2,409 $2,218 
限制性股票单位和绩效股票单位的归属1.8 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 33 — — 33 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算(0.6)— 0.6 (42)— — — (42)
可归因于非控股权益的净收入— — — — — — 178 178 
对非控股权益的分配— — — — — — (160)(160)
净收入— — — — — 393 — 393 
2021年3月31日的余额253.5 1 21.4 (914)4,306 (3,200)2,427 2,620 
限制性股票单位和绩效股票单位的归属0.1 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 31 — — 31 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算— — — (1)— — — (1)
可归因于非控股权益的净收入— — — — — — 198 198 
对非控股权益的分配— — — — — — (162)(162)
净亏损— — — — — (329)— (329)
2021年6月30日的余额253.6 1 21.4 (915)4,337 (3,529)2,463 2,357 
限制性股票单位和绩效股票单位的归属0.1 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 28 — — 28 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算(0.1)— 0.1 (3)(1)— — (4)
按成本价回购股份(0.1)— 0.1 (6)— — — (6)
可归因于非控股权益的净收入— — — — — — 168 168 
对非控股权益的分配— — — — — — (161)(161)
宣布的股息($0.33每股普通股)
— — — — — (85)— (85)
净亏损— — — — — (1,084)— (1,084)
2021年9月30日的余额253.5 $1 21.6 $(924)$4,364 $(4,698)$2,470 $1,213 

    
附注是这些合并财务报表的组成部分。

5

Cheniere能源公司及附属公司
合并股东权益报表--续
(单位：百万)
(未经审计)
截至2020年9月30日的3个月零9个月
股东权益总额
 普通股库存股额外实收资本累计赤字非控制性权益总计
权益
 股票面值金额股票金额
2019年12月31日的余额253.6 $1 17.1 $(674)$4,167 $(3,508)$2,449 $2,435 
限制性股票单位和绩效股票单位的归属2.1 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 29 — — 29 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算(0.7)— 0.7 (39)— — — (39)
按成本价回购股份(2.9)— 2.9 (155)— — — (155)
可归因于非控股权益的净收入— — — — — — 228 228 
对非控股权益的分配— — — — — — (154)(154)
净收入— — — — — 375 — 375 
2020年3月31日的余额252.1 1 20.7 (868)4,196 (3,133)2,523 2,719 
限制性股票单位和绩效股票单位的归属0.1 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 31 — — 31 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算— — — (2)— — — (2)
可归因于非控股权益的净收入— — — — — — 207 207 
对非控股权益的分配— — — — — — (156)(156)
净收入— — — — — 197 — 197 
2020年6月30日的余额252.2 1 20.7 (870)4,227 (2,936)2,574 2,996 
限制性股票单位和绩效股票单位的归属0.1 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 26 — — 26 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算(0.1)— 0.1 (2)— — — (2)
非控股权益应占净亏损— — — — — — (45)(45)
重新收购可转换票据的权益部分，税后净额— — — — (7)— — (7)
对非控股权益的分配— — — — — — (158)(158)
净亏损— — — — — (463)— (463)
2020年9月30日的余额252.2 $1 20.8 $(872)$4,246 $(3,399)$2,371 $2,347 
附注是这些合并财务报表的组成部分。

6

Cheniere能源公司及附属公司
合并现金流量表
(单位：百万)
(未经审计)
截至9月30日的9个月，
20212020
经营活动的现金流
净收益(亏损)$(476)$499 
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
折旧及摊销费用753 699 
基于股份的薪酬费用91 84 
非现金利息支出16 43 
债务发行成本、溢价和贴现摊销57 94 
使用权资产减持269 222 
债务变更或清偿损失95 215 
衍生品总亏损(收益)净额4,230 (282)
衍生工具结算所提供(用于)的现金净额(486)61 
减值费用和资产处置损失— 5 
减值费用和权益法投资损失16 130 
递延税金(1,872)115 
偿还与回购可换股票据有关的实收利息(190)(911)
其他3 2 
经营性资产和负债变动情况：
应收账款和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额(338)101 
库存(174)31 
保证金存款(311)(10)
其他流动资产(92)(27)
应付账款和应计负债612 (93)
递延收入58 18 
经营租赁负债(285)(205)
融资租赁负债1 — 
其他，净额80 (26)
经营活动提供的净现金2,057 765 
投资活动产生的现金流
财产、厂房和设备(761)(1,437)
出售固定资产所得68 — 
权益法投资— (100)
其他(14)(8)
用于投资活动的现金净额(707)(1,545)
融资活动产生的现金流
发行债券所得款项4,104 7,683 
偿还债务(4,276)(6,324)
债务发行和其他融资成本(38)(124)
债务修改或清偿费用(67)(170)
对非控股权益的分配(483)(468)
与股票薪酬的预扣税款有关的付款(47)(43)
普通股回购(6)(155)
其他8 — 
融资活动提供(用于)的现金净额(805)399 
现金、现金等价物和限制性现金净增(减)545 (381)
现金、现金等价物和限制性现金--期初2,077 2,994 
现金、现金等价物和受限现金--期末$2,622 $2,613 
每个合并资产负债表的余额：
9月30日，
2021
现金和现金等价物$2,203 
受限现金419 
现金总额、现金等价物和限制性现金$2,622 
附注是这些合并财务报表的组成部分。

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Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注
(未经审计)


注1-业务性质和列报依据

我们经营二Sabine Pass和Corpus Christi的天然气液化和出口设施(分别为“Sabine Pass LNG终端”和“Corpus Christi LNG终端”)。

Cheniere Partners拥有位于路易斯安那州卡梅伦教区的Sabine Pass LNG终端，该终端拥有天然气液化设施，包括五运行中的天然气液化列车和一正在进行调试的额外列车，预计将于2022年第一季度基本完成，总生产能力约为30液化天然气Mtpa(“SPL项目”)。Sabine Pass LNG终端还拥有可运营的再气化设施，包括五液化天然气储罐、气化器和二海上泊位，还有一个正在建设中的海上泊位。Cheniere Partners还拥有一家94一条长达一英里的管道，通过其子公司CTPL将Sabine Pass液化天然气终端与一些大型州际管道(“克里奥尔踪迹管道”)连接起来。截至2021年9月30日，我们拥有100普通合伙人权益的%以及48.6有限合伙人在Cheniere Partners的权益的%。

科珀斯克里斯蒂液化天然气终端位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近。我们目前在运营三列车，总生产能力约为15Mtpa液化天然气。我们还拥有一家23科珀斯克里斯蒂天然气供应管道，通过我们的子公司CCP，将科珀斯克里斯蒂液化天然气终端与几条州际和州内天然气管道(“科珀斯克里斯蒂管道”，并与火车公司一起，称为“CCL项目”)连接起来。CCL项目还包含三液化天然气储罐和二海上泊位。

此外，除了CCH集团，我们正在通过我们的子公司CCL第三阶段开发毗邻CCL项目的Corpus Christi液化天然气终端的扩建项目，最高可达七中型列车，预计总生产能力约为10Mtpa液化天然气。我们于2019年11月获得FERC的批准，可以选址、建设和运营扩建项目。

我们仍然专注于卓越的运营和客户满意度。对液化天然气不断增长的需求使我们能够以一种有财务纪律的方式扩大我们的液化基础设施。通过消除瓶颈和其他优化项目，我们增加了SPL项目和CCL项目(统称为液化项目)的可用液化能力。我们在Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端都持有大量土地，这为进一步扩大液化能力提供了机会。这些地点或其他项目的发展，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，在我们作出最终投资决定之前，除其他事项外，将需要可接受的商业和融资安排。

陈述的基础

所附未经审计的Cheniere综合财务报表是根据中期财务信息公认会计准则和条例S-X第10-01条编制的。因此，它们不包括GAAP要求的完整财务报表所需的所有信息和脚注，应与综合财务报表及其附注一起阅读截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告.

截至2021年9月30日的三个月和九个月的经营业绩并不一定表明截至2021年12月31日的年度将实现的经营业绩。

最新会计准则

2020年8月，财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)2020-06，债务--可转换债务和其他期权(分专题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益的合同(分专题815-40)：实体自有权益的可转换工具和合同的会计。本指导意见简化了可转换工具的会计处理，主要是取消了分专题470-20中现有的现金转换和受益转换模式，这将导致较少的嵌入转换选项独立于债务主体入账。该指引还修订和简化了与可转换工具有关的每股收益的计算。本指导意见适用于2021年12月15日以后的年度期间，包括报告期内的过渡期，允许在2020年12月15日以后的财政年度提前采用，包括报告期内的过渡期，采用全面或修改的追溯办法。我们计划采用
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Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
(未经审计)
本指南于2022年1月1日采用修改后的回溯法。初步而言，我们预计采用ASU 2020-06将主要导致重新分类以前与4.25由于取消了现金转换模式，2045年到期的可转换优先债券(“2045 Cheniere可转换优先债券”)转为债务的百分比。我们目前估计，美元的重新定级194百万股本部分将产生大约$190我们的2045 Cheniere可转换优先票据的账面价值增加了100万美元，差额主要影响截至2022年1月1日的留存收益。我们继续评估本指引的规定对我们的综合财务报表和相关披露的影响。看见附注9--债务关于2045 Cheniere可转换优先票据的进一步讨论。

2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响。这一指导意见主要提供了临时的、可选的权宜之计，简化了对市场从LIBOR向替代参考利率过渡所产生的对现有合同的合同修改的会计处理。我们有各种与伦敦银行同业拆息挂钩的信贷安排和利率互换，详见附注6-衍生工具和附注9--债务。可选的权宜之计可在本指导意见印发时使用，但我们尚未适用该指导意见，因为我们尚未修改任何现有合同以进行参考汇率改革。一旦我们对修改后的合同应用了可选的权宜之计并采用了本标准，本指南将适用于所有后续适用的合同修改，直至2022年12月31日，届时该可选权宜之计将不再可用。

注2-受限现金
 
限制性现金包括在使用或提取方面受到合同或法律限制的资金，并在我们的综合资产负债表中与现金和现金等价物分开列示。截至2021年9月30日和2020年12月31日，受限现金包括以下内容(单位：百万)：
9月30日，十二月三十一日，
20212020
受限现金
SPL项目$133 $97 
CCL项目59 70 
我们子公司持有的现金仅限于Cheniere227 282 
受限现金总额$419 $449 

根据与抵押品受托人就SPL的债券持有人和CCH的债券持有人的利益订立的账户协议，SPL和CCH必须将收到的所有现金存入抵押品受托人控制的储备账户。此类现金的使用或提取仅限于支付与液化项目有关的债务和其他限制性付款。我们子公司持有的大部分现金仅限于Cheniere，用于液化项目运营和建设需求的预付款。

注3-应收账款和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额

截至2021年9月30日和2020年12月31日，扣除当前预期信贷损失后的应收账款和其他应收款构成如下(单位：百万)：
9月30日，十二月三十一日，
20212020
应收贸易账款
SPL和CCL$584 $482 
Cheniere营销272 113 
其他应收账款127 52 
应收账款和其他应收账款总额，扣除当前预期信贷损失$983 $647 

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Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
(未经审计)
注4-盘存

截至2021年9月30日和2020年12月31日，库存包括以下内容(单位：百万)：
9月30日，十二月三十一日，
20212020
材料$168 $150 
运输中的液化天然气145 88 
液化天然气125 27 
天然气31 26 
其他2 1 
总库存$471 $292 

注5-财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额
 
截至2021年9月30日和2020年12月31日，扣除累计折旧后的财产、厂房和设备构成如下(单位：百万)：
9月30日，十二月三十一日，
20212020
液化天然气终端  
液化天然气终端和互联管道设施$30,617 $27,475 
液化天然气选址及相关费用441 324 
在建的LNG终端2,817 5,378 
累计折旧(3,663)(2,935)
液化天然气终端总数，扣除累计折旧后的净值30,212 30,242 
固定资产及其他  
计算机和办公设备27 25 
家具和固定装置20 19 
计算机软件122 117 
租赁权改进45 45 
土地1 59 
其他21 25 
累计折旧(181)(164)
固定资产和其他资产总额，扣除累计折旧55 126 
融资租赁项下的资产
拖轮60 60 
累计折旧(9)(7)
融资租赁项下总资产，扣除累计折旧51 53 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额$30,318 $30,421 

下表显示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的折旧费用和对液化天然气终端成本的抵消(单位：百万)：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
折旧费用$257 $231 $749 $694 
对液化天然气终端成本的补偿(1)— — 227 — 
(1)我们确认与销售调试货物相关的液化天然气终端成本的抵消，因为这些金额是在液化项目的各个列车在其建造的测试阶段开始商业运营之前赚取或装载的。

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(未经审计)
注6-衍生工具
 
我们签订了以下按公允价值报告的衍生工具：
•利率互换(“CCH利率衍生工具”)，以对冲CCH经修订及重述的定期贷款信贷安排(“CCH信贷安排”)及以前部分浮动利率付款的波动性风险，以对冲可能影响CCH预期未来发行债务的利率变动(“CCH利率远期开始衍生工具”及与CCH利率衍生工具合称的“利率衍生工具”)；
•商品衍生品，包括液化项目的试运行和运营的天然气供应合同以及Corpus Christi第3阶段的潜在未来开发(“实物液化供应衍生品”)和相关的经济对冲(“金融液化供应衍生品”，与实物液化供应衍生品统称为“液化供应衍生品”)；
•实物衍生品由液化天然气合约和金融衍生品组成，我们在这些合约中有合约净额结算(“实物LNG交易衍生品”)，以对冲我们买卖实物LNG的合约安排所涉商品市场的风险(统称为“LNG交易衍生品”)；以及
•外汇交易(“FX”)合约，以对冲与以美元以外货币计价的现金流(“FX衍生品”)相关的货币风险，这些现金流与液化天然气交易衍生品和在美国以外国家的业务有关。

我们确认我们的衍生工具为资产或负债，并按公允价值计量这些工具。我们没有任何衍生工具被指定为现金流量或公允价值对冲工具，公允价值的变动在我们的综合经营报表中记录，但在委托过程中没有使用，在这种情况下它被资本化。

下表显示了截至2021年9月30日和2020年12月31日，要求按公允价值经常性计量的衍生工具的公允价值(单位：百万)：
截至公允价值计量
2021年9月30日2020年12月31日
活跃市场报价
(1级)		重要的其他可观察到的投入
(2级)		无法观察到的重要输入
(3级)		总计活跃市场报价
(1级)		重要的其他可观察到的投入
(2级)		无法观察到的重要输入
(3级)		总计
CCH利率衍生产品责任$— $(67)$— $(67)$— $(140)$— $(140)
液化供应衍生产品资产(负债)(21)3 (2,611)(2,629)5 (6)241 240 
液化天然气交易衍生品资产(负债)11 (444)(680)(1,113)(3)(131)— (134)
外汇衍生工具资产(负债)— 9 — 9 — (22)— (22)

我们使用以收入为基础的方法来评估我们的利率衍生工具，该方法利用估值模型的可观察输入，包括利率曲线、风险调整贴现率、信用利差和其他相关数据。我们使用基于市场或期权的方法评估我们的液化天然气交易衍生品和液化供应衍生品，根据需要结合现值技术，使用可观察到的大宗商品价格曲线(如果可用)和其他相关数据。我们使用可观察到的外汇汇率和其他相关数据，以市场方法对我们的外汇衍生品进行估值。

我们的实物液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值主要受可观测和不可观测的市场大宗商品价格以及我们对获得公允价值的相关事件的评估(如适用于我们的天然气供应合同)所驱动，包括评估随着管道基础设施的发展各自的市场是否可用。我们的实物液化供应衍生产品的公允价值计入了与满足先决条件相关的风险溢价，例如相关管道基础设施的竣工和投入使用，以适应市场上的实物气体流动。截至2021年9月30日和2020年12月31日，我们的一些物理
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(未经审计)
液化供应衍生产品存在于管道基础设施正在开发中的市场中，以适应市场上有市场的有形气体流动。

我们将我们的实物液化天然气交易衍生产品和部分实物液化供应衍生产品列为估值层次中的第三级，因为公允价值是通过使用包含重大不可观察输入的内部模型来制定的。在无法获得可观测数据的情况下，将考虑市场参与者在评估资产或负债时将使用的假设。这包括对市场风险的假设，例如不可观测时期的能源单位未来价格、流动性、波动性和合同期限。

我们的实物液化天然气交易衍生产品的3级公允价值计量以及我们的实物液化供应衍生产品中的天然气头寸可能会受到某些天然气和国际液化天然气价格重大变化的重大影响。下表包括截至2021年9月30日我们的3级实物液化供应衍生品和实物LNG交易衍生品的不可观测输入的定量信息：
公允价值净负债
(单位：百万)		评价法无法观察到的重要输入重要不可观测输入的范围/加权平均值(1)
物理液化供应衍生产品$(2,611)结合现值技术的市场法Henry Hub基差
$(1.333) - $0.895 / $(0.006)
期权定价模型国际液化天然气价差，相对于Henry Hub(2)
158% - 516% / 224%
现货LNG交易衍生品$(680)结合现值技术的市场法国际液化天然气价差，相对于Henry Hub或TTF，视情况而定(2)
$(11.275) - $23.458 / $17.777
(1)不可观察到的投入由工具的相对公允价值加权。
(2)价差考虑以美元计价的定价。

单独而言，基差或价差的增加或减少将分别减少或增加我们的实物LNG交易衍生品和实物液化供应衍生产品的公允价值。

下表显示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月期间，我们的3级实物液化天然气交易衍生品和实物液化供应衍生品的公允价值变化(单位：百万)：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
期初余额$(389)$590 $241 $138 
已实现收益和按市值计价的收益(亏损)：
包含在销售成本中(2,982)(27)(2,898)454 
采购和结算：
购买5 1 (657)2 
聚落75 (31)23 (61)
期末余额$(3,291)$533 $(3,291)$533 
与期末仍持有的票据有关的未实现收益(亏损)的变化$(2,982)$(27)$(2,898)$454 

所有交易对手衍生品合同都规定了在违约时无条件的抵销权。我们已选择按净额报告与同一交易对手订立的衍生工具合约所产生的衍生工具资产及负债。衍生工具的使用使我们面临交易对手信用风险，或当我们的衍生工具处于资产状况时，交易对手将无法履行其承诺的风险。此外，在我们的衍生工具处于负债地位的情况下，交易对手有可能无法履行我们的承诺。我们在公允价值计量中既考虑了自身的不履行风险，也考虑了交易对手的不履行风险。在调整衍生工具合约的公允价值以计入非履行风险的影响时，我们已考虑任何适用的信用提升措施的影响，例如抵押品过帐、抵销权及担保。
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(未经审计)
利率衍生品

CCH已订立利率掉期，以防范未来现金流的波动，并对冲CCH信贷安排的部分浮动利息支付。CCH此前也有利率掉期，以对冲可能影响预期未来债券发行的利率变化。2020年8月，我们结算了未偿还的CCH利率远期衍生工具。

截至2021年9月30日，我们有以下未偿还利率衍生品：
名义金额
2021年9月30日2020年12月31日最迟到期日支付的加权平均固定利率已收浮动利率
CCH利率衍生品$4.5十亿$4.6十亿May 31, 20222.30%一个月期伦敦银行同业拆息

下表显示了我们的利率衍生工具在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月期间对我们的综合运营报表的影响和位置(以百万为单位)：
在合并经营报表中确认的损益
合并操作报表位置截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
CCH利率衍生品利率衍生工具损失净额$(2)$— $(3)$(138)
CCH利率远期起始衍生品利率衍生工具损失净额— — — (95)

商品衍生品

SPL、CCL和CCL第三阶段已签订实物天然气供应合同和相关经济对冲，包括与我们的IPM交易相关的合同，购买天然气分别用于液化项目的投产和运营以及Corpus Christi第三阶段的潜在未来开发，这些合同主要与天然气市场和国际液化天然气指数挂钩。基于指数的实物天然气供应合同的剩余条款最高可达约15几年，其中一些开始于对某些事件或事件状态的满意。金融液化供应衍生品的条款范围最高约为三年.

从2021年第一季度开始，我们已经进行了实物液化天然气交易，规定了合同净额结算。此类交易被记为液化天然气交易衍生品，旨在从经济上对冲我们销售液化天然气的大宗商品市场的风险敞口。我们已经并可能不时以掉期、远期、期权或期货的形式进行金融LNG交易衍生产品。LNG交易衍生品的条款范围最高约为两年.

下表显示了我们的液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品(统称为商品衍生品)的名义金额：
2021年9月30日2020年12月31日
液化供应衍生产品液化天然气交易衍生品液化供应衍生产品液化天然气交易衍生品
名义金额，净额(以TBtu为单位)(1)11,291 (14)10,483 20 
(1)包括SPL和CCL与关联方签订的天然气供应合同的名义金额。看见附注12--关联方交易.

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合并财务报表附注--续
(未经审计)
下表显示了在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月期间，我们的商品衍生品在我们的综合运营报表中记录的影响和位置(以百万为单位)：
在合并经营报表中确认的损益
合并业务报表地点(1)截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
液化天然气交易衍生品液化天然气收入$(1,098)$13 $(1,539)$119 
液化天然气交易衍生品销售成本55 (5)136 (5)
液化供应衍生产品(2)液化天然气收入(4)21 (3)7 
液化供应衍生产品(2)销售成本(2,444)(103)(2,848)372 
(1)与商品衍生活动相关的公允价值波动按经济上对冲的项目以及衍生工具的性质和意图进行分类和列报。
(2)不包括与通过实物交割结算的衍生工具相关的已实现价值。

外汇衍生品

Cheniere营销公司已进入外汇衍生品市场，以防范因国际货币汇率变化而引起的未来现金流的波动。外汇衍生工具在经济上对冲实物和金融液化天然气交易现金流产生的外汇风险，这些现金流是以美元以外的货币计价的。外汇衍生品的条款范围最高可达约一年.

我们外汇衍生品的名义总金额为$499百万美元和美元786分别截至2021年9月30日和2020年12月31日。

下表显示了在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月期间，我们的外汇衍生品在我们的综合运营报表中记录的影响和位置(以百万为单位)：
在合并经营报表中确认的损益
合并操作报表位置截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
外汇衍生品液化天然气收入$11 $(5)$27 $22 

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合并财务报表附注--续
(未经审计)
综合资产负债表中衍生资产和负债的公允价值和位置

下表显示了我们的衍生工具在我们的综合资产负债表上的公允价值和位置(单位：百万)：
2021年9月30日
CCH利率衍生品
液化供应衍生产品(1)
液化天然气交易衍生产品(二)
外汇衍生品
总计
合并资产负债表位置
流动衍生资产$— $88 $163 $15 $266 
衍生资产— 71 — — 71 
衍生工具资产总额— 159 163 15 337 
流动衍生负债(67)(630)(1,276)(6)(1,979)
衍生负债— (2,158)— — (2,158)
衍生负债总额(67)(2,788)(1,276)(6)(4,137)
衍生资产(负债)净额$(67)$(2,629)$(1,113)$9 $(3,800)
2020年12月31日
CCH利率衍生品
液化供应衍生产品(1)
液化天然气交易衍生产品(二)
外汇衍生品
总计
合并资产负债表位置
流动衍生资产$— $27 $— $5 $32 
衍生资产— 376 — — 376 
衍生工具资产总额— 403 — 5 408 
流动衍生负债(100)(54)(134)(25)(313)
衍生负债(40)(109)— (2)(151)
衍生负债总额(140)(163)(134)(27)(464)
衍生资产(负债)净额$(140)$240 $(134)$(22)$(56)
(1)不包括我方向交易对手提交的抵押品#美元。47百万美元和美元9百万美元，分别包括于2021年9月30日和2020年12月31日的综合资产负债表中的保证金存款和其他流动资产。包括SPL和CCL与关联方签订的天然气供应合同的衍生资产。看见附注12--关联方交易.
(2)不包括我方向交易对手提交的抵押品#美元。287百万美元和美元7百万美元，分别包括于2021年9月30日和2020年12月31日的综合资产负债表中的保证金存款和其他流动资产。

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(未经审计)
合并资产负债表演示文稿

如上所述，我们的衍生工具在我们的综合资产负债表中按净额列报。下表显示了我们未偿还衍生品的毛利和净额的公允价值(单位：百万)：
CCH利率衍生品
液化供应衍生产品
液化天然气交易衍生品
外汇衍生品
截至2021年9月30日
总资产$— $179 $174 $30 
抵销金额— (20)(11)(15)
净资产$— $159 $163 $15 
总负债$(67)$(2,816)$(1,427)$(34)
抵销金额— 28 151 28 
净负债$(67)$(2,788)$(1,276)$(6)
截至2020年12月31日
总资产$— $452 $— $6 
抵销金额— (49)— (1)
净资产$— $403 $— $5 
总负债$(140)$(184)$(163)$(62)
抵销金额— 21 29 35 
净负债$(140)$(163)$(134)$(27)

注7-非控股利益和可变利益主体

我们拥有一家48.6Cheniere Partners的有限合伙人权益百分比，形式为239.9100万个普通股，其余非控股有限合伙人权益由黑石、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有。我们还拥有100Cheniere Partners的普通合伙人权益和奖励分配权的%。Cheniere Partners作为一个合并的VIE入账。看见附注9--非控股权益和可变权益主体合并财务报表附注在我们的截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告以获取更多信息。

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(未经审计)
下表列出了我们的综合VIE Cheniere Partners截至2021年9月30日和2020年12月31日的综合资产负债表中的汇总资产和负债(以百万为单位)。下表中的资产只能用于清偿Cheniere Partners的债务。此外，我们对综合VIE的负债没有追索权。下表中的资产和负债仅包括Cheniere Partners的第三方资产和负债，不包括在合并中注销的公司间余额。
9月30日，十二月三十一日，
20212020
资产 
流动资产  
现金和现金等价物$1,713 $1,210 
受限现金133 97 
应收账款和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额358 318 
其他流动资产283 182 
流动资产总额2,487 1,807 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额16,820 16,723 
其他非流动资产，净额294 287 
总资产$19,601 $18,817 
负债  
流动负债  
应计负债$846 $658 
经常债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本944 — 
其他流动负债216 171 
流动负债总额2,006 829 
长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本17,171 17,580 
其他非流动负债98 126 
总负债$19,275 $18,535 

注8-应计负债
  
截至2021年9月30日和2020年12月31日，应计负债包括以下内容(单位：百万)：
9月30日，十二月三十一日，
20212020
利息成本和相关债务费用$360 $245 
应计天然气采购量900 576 
液化天然气终端及相关管道成本126 147 
薪酬和福利88 123 
应计液化天然气库存3 4 
应计股息84 — 
其他应计负债226 80 
应计负债总额$1,787 $1,175 
 
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(未经审计)
注9-债务
 
截至2021年9月30日和2020年12月31日，我们的债务包括以下内容(以百万为单位)：
9月30日，十二月三十一日，
20212020
长期债务：
SPL— 4.200%至6.252022年3月至2037年9月到期的优先担保票据和营运资本安排(“2020 SPL营运资本安排”)(1)
$13,128 $13,650 
Cheniere Partners — 3.250%至5.6252025年10月至2032年1月到期的优先票据和信贷安排(“2019年CQP信贷安排”)
4,200 4,100 
CCH — 2.742%至7.0002024年6月至2039年12月到期的优先担保票据和CCH信贷安排
10,128 10,217 
Cheniere — 4.6252028年10月到期的优先担保票据(“2028年Cheniere优先票据”)、可转换票据、循环信贷安排(“Cheniere循环信贷安排”)及定期贷款安排(“Cheniere定期贷款安排”)
2,625 3,145 
未摊销保费、贴现和债务发行成本，扣除累计摊销后的净额(600)(641)
长期债务总额，扣除溢价、贴现和债务发行成本29,481 30,471 
当前债务：
SPL-当前部分6.252022年3月到期的优先担保票据百分比(“2022年SPL优先票据”)(1)(2)
522 — 
Cheniere Partners —的当前部分5.6252026年10月到期的优先债券百分比(“2026年CQP优先债券”)(3)
428 — 
CCH — $1.210亿CCH营运资本安排(“CCH营运资本安排”)和CCH信贷安排的当前部分
104 271 
Cheniere营销-贸易融资安排和信用证安排
— — 
Cheniere-当前部分4.8752021年5月到期的可转换无担保票据百分比(“2021年Cheniere可转换票据”)
— 104 
未摊销贴现和债务发行成本，扣除累计摊销后的净额(7)(3)
扣除贴现和债务发行成本后的总活期债务1,047 372 
债务总额，扣除保费、贴现和债务发行成本$30,528 $30,843 
(1)2022年SPL高级债券的一部分被归类为长期债务，因为预计一系列销售的收益约为$482根据已执行票据购买协议，预计将于2021年第四季度发行的2037年到期的高级担保票据本金总额将在符合惯例成交条件的情况下，用于对2022年SPL高级票据的一部分进行战略再融资，并支付相关费用、成本和开支。
(2)2021年10月，$3182022年SPL优先债券中有100万美元被赎回100Cheniere Partners发行3.2502032年到期的优先债券百分比(“2032年CQP优先债券”)和$218手头有百万现金。看见发行、赎回和偿还下一节，以供进一步讨论。
(3)2021年10月，Cheniere Partners赎回了2026年CQP高级债券的剩余未偿还本金总额，这些债券没有根据2021年9月的投标要约和征求同意而购买。看见发行、赎回和偿还下一节，以供进一步讨论。

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(未经审计)
发行、赎回和偿还

下表显示了截至2021年9月30日的9个月内长期债务的发行、赎回和偿还情况，不包括季度内借款和偿还(单位：百万)：
发行已发行本金
截至2021年3月31日的三个月
Cheniere Partners — 4.0002031年到期的优先债券百分比(“2031年CQP优先债券”)(1)
$1,500 
截至2021年6月30日的三个月
Cheniere-Cheniere定期贷款安排(2)
220 
Cheniere-Cheniere循环信贷安排
134 
截至2021年9月30日的三个月
CCH — 2.7422039年到期的优先债券百分比(“2.742%CCH优先担保债券”)(3)
750 
Cheniere Partners-2032年CQP高级票据(4)
1,200 
截至2021年9月30日的9个月总计
$3,804 
赎回和偿还已赎回/偿还的本金
截至2021年3月31日的三个月
Cheniere Partners — 5.2502025年到期的优先债券百分比(“2025年CQP优先债券”)(1)
$1,500 
Cheniere-Cheniere定期贷款安排(5)
148 
截至2021年6月30日的三个月
Cheniere--2021年Cheniere可转换票据(2)
476 
Cheniere-Cheniere定期贷款安排(2)
220 
截至2021年9月30日的三个月
Cheniere-Cheniere循环信贷安排
134 
CCH-CCH信贷安排(3)
866 
Cheniere Partners-2026年CQP高级票据(4)
672 
截至2021年9月30日的9个月总计$4,016 
(1)发行2031年CQP优先票据所得款项净额，连同手头现金，用于赎回Cheniere Partners所有未偿还的2025年CQP优先票据，所得款项为$54与提前赎回费用的支付以及未摊销债务溢价和发行成本的注销有关的债务清偿损失百万美元。
(2)2021年Cheniere可转换票据以Cheniere定期贷款机制下的借款和到期日手头现金按面值相结合的方式偿还。
(3)2.742%CCH高级抵押票据的净收益连同手头现金用于预付CCH信贷安排项下未偿还本金的一部分，结果为$9清偿与支付提前赎回费用和注销未摊销发行成本有关的债务损失百万美元。
(4)发行2032年CQP高级债券所得款项净额于2021年9月根据投标要约及征求同意的方式赎回部分2026年CQP高级债券，所得款项为27与提前赎回费用的支付以及未摊销债务溢价和发行成本的注销有关的债务清偿损失百万美元。2021年10月，发行2032年CQP优先债券的剩余净收益用于赎回2026年CQP优先债券的剩余未偿还本金，并与手头现金一起赎回$3182022年SPL高级债券的百万美元。
(5)Cheniere定期贷款机制下的剩余承付款已根据信贷协议终止，结果为#美元。4与注销未摊销发行成本有关的债务清偿亏损百万美元。

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(未经审计)
信贷安排

以下是截至2021年9月30日我们的未偿还信贷安排摘要(单位：百万)：
2020 SPL周转资金安排(1)2019 CQP信贷安排CCH信贷安排CCH营运资金安排Cheniere循环信贷安排
原始设施规模$1,200 $1,500 $8,404 $350 $750 
递增承付款— — 1,566 850 500 
更少：
未清偿余额— — 1,761 — — 
已预付或终止的承付款— 750 8,209 — — 
开出的信用证396 — — 360 — 
可用承诺$804 $750 $— $840 $1,250 
优先级排序高级安全保障高级安全保障高级安全保障高级安全保障高级安全保障
可用余额利率
Libor Plus1.125% - 1.750%或基本费率加0.125% - 0.750%
Libor Plus1.25% - 2.125%或基本费率加0.25% - 1.125%
Libor Plus1.75%或基本费率加0.75%
Libor Plus1.25% - 1.75%或基本费率加0.25% - 0.75%
Libor Plus1.75% - 2.50%或基本费率加0.75% - 1.50%
未偿还余额加权平均利率不适用不适用1.83%不适用不适用
到期日March 19, 2025May 29, 2024June 30, 2024June 29, 20232022年12月13日
(1)2020年SPL周转资金安排包含延长信贷的惯常条件，以及惯常的肯定和否定公约。SPL支付的承诺费相当于0.1%至0.3%(取决于SPL当时的评级)，根据总承诺的每日金额减去(1)未偿还贷款本金，(2)已发出信用证和(3)未偿还周转额度贷款本金的总和应计。

可转换票据

以下是截至2021年9月30日我们的未偿还可转换票据摘要(单位：百万)：
2045 Cheniere可转换优先票据
合计原始本金$625 
债务部分，扣除贴现和债务发行成本后的净额$320 
股权构成$194 
付息方式现金
由我们进行转换(%1)(2)
持有人转换(1)(3)
换算基础现金和/或股票
超过本金的折算价值$— 
到期日March 15, 2045
合同利率4.25 %
实际利率(4)9.4 %
剩余债务贴现和债务发行成本摊销期间(5)23.5年份
(1)转换受到各种限制和条件的限制，而这些限制和条件在资产负债表日尚未得到满足。
(2)可随时赎回，赎回价格须以现金支付，相当于625将赎回的2045 Cheniere可转换优先债券的本金总额为100万美元，另加截至该赎回日期的应计未付利息(如有)。
(3)在2044年12月15日之前，只有在契约规定的特定情况下才能兑换；此后，持有者可以在任何情况下兑换他们的票据。转换率最初将等于7.22652045 Cheniere可转换优先债券的本金为1,000美元的普通股，
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(未经审计)
这相当于初始转换价格约为$138.38每股普通股(根据某些特定事件的发生而进行调整)。
(4)在剩余的摊销期间，将可转换票据的折现账面价值与面值相加的利率。
(5)我们使用合同到期日的实际利息摊销任何债务贴现和债务发行成本。

限制性债务契约

管理我们优先票据和其他债务协议的契约包含惯常的违约条款和事件，以及某些契约，其中可能限制我们、我们的子公司及其受限制的子公司进行某些投资或支付股息或分派的能力。

截至2021年9月30日，我们的每一家发行人都遵守了与各自债务协议相关的所有公约。

利息支出

扣除资本化利息后的总利息支出，包括与我们的可转换票据相关的利息支出，包括以下内容(单位：百万)：
 截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
可转换票据的利息成本：
按合同利率计算的利息$6 $20 $29 $140 
债务贴现摊销1 7 9 41 
债务发行成本摊销— 1 — 8 
与可转换票据相关的总利息成本7 28 38 189 
债务和融资租赁(不包括可转换票据)的利息成本391 388 1,178 1,167 
总利息成本398 416 1,216 1,356 
资本化利息(34)(61)(128)(182)
扣除资本化利息后的利息支出总额$364 $355 $1,088 $1,174 

公允价值披露

下表显示了我们债务的账面价值和估计公允价值(以百万为单位)：
 2021年9月30日2020年12月31日
 携带
金额		估计数
公允价值		携带
金额		估计数
公允价值
高级笔记— 2级(1)
$25,978 $28,565 $24,700 $27,897 
高级笔记— 第3级(2)
2,771 3,317 2,771 3,423 
信贷安排--第3(3)级1,761 1,761 2,915 2,915 
2021年Cheniere可转换票据--第3级(2)— — 476 480 
2045 Cheniere可转换高级票据-1级(4)625 538 625 496 
(1)第2级估计公允价值是根据从经纪交易商或该等高级票据及其他类似工具的做市商取得的报价计算。
(2)第3级估计公允价值乃根据市场上可观察到的投入或可从可观测市场数据衍生或证实的投入而计算，包括我们的股价及基于对吾等具有相若信用评级的各方所发行的债务的利率，以及市场上不可观察到的投入。
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(未经审计)
(3)第3级估计公允价值接近本金金额，因为利率是浮动的，并反映市场利率，而债务可在任何时间全部或部分偿还，而不会受到惩罚。
(4)第一级估计公允价值是基于活跃市场上我们有能力在计量日期获得的相同负债的未调整报价。

附注10-租契

我们的租赁资产主要包括LNG船舶定期租赁(“船舶租赁”)，此外还包括拖船、办公场所和设施以及陆地场地。除支持Corpus Christi LNG码头的拖轮被归类为融资租赁外，我们所有的租赁均被归类为经营租赁。

下表显示了我们综合资产负债表中使用权资产和租赁负债的分类和位置(以百万为单位)：
9月30日，十二月三十一日，
合并资产负债表位置20212020
使用权资产--经营性经营性租赁资产$2,064 $759 
使用权资产--融资财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额51 53 
使用权资产总额$2,115 $812 
流动经营租赁负债流动经营租赁负债$458 $161 
流动融资租赁负债其他流动负债2 2 
非流动经营租赁负债经营租赁负债1,590 597 
非流动融资租赁负债融资租赁负债57 57 
租赁总负债$2,107 $817 

下表显示了我们的综合业务报表中租赁成本的分类和位置(以百万为单位)：
合并操作报表位置截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
经营租赁费(A)经营成本和支出(1)$145 $77 $441 $316 
融资租赁成本：
使用权资产摊销折旧及摊销费用— — 2 2 
租赁负债利息扣除资本化利息后的利息支出2 2 7 7 
总租赁成本$147 $79 $450 $325 
(A)计入经营租赁成本：
短期租赁成本$22 $9 $103 $60 
可变租赁成本7 3 20 12 
(1)在销售成本、运营和维护费用或销售、一般和行政费用中列示，与租赁资产的性质一致。

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(未经审计)
截至2021年9月30日，运营和融资租赁的未来年度最低租赁付款如下(以百万为单位)：
截至12月31日止的年度，经营租赁(1)融资租赁
2021$139 $3 
2022515 10 
2023479 10 
2024433 10 
2025243 10 
此后510 127 
租赁付款总额2,319 170 
减去：利息(271)(111)
租赁负债现值$2,048 $59 
(1)不包括$758百万美元具有法律约束力的最低租赁付款，主要针对截至2021年9月30日签定的船舶租赁，但将在未来时期开始，主要在明年开始，固定最低租赁条款为七年了.

下表显示了我们的经营性租赁和融资租赁的加权平均剩余租期和加权平均贴现率：
2021年9月30日2020年12月31日
经营租约融资租赁经营租约融资租赁
加权平均剩余租赁年限(年)5.916.98.217.7
加权平均贴现率(1)3.6%16.2%5.4%16.2%
(1)融资租赁在根据公认会计准则采用现行租赁标准之前开始。根据先前的会计指引，隐含利率以标的资产的公允价值为基础。

下表包括我们的运营和融资租赁的其他量化信息(以百万为单位)：
截至9月30日的9个月，
20212020
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
经营性租赁使用的经营性现金流$331 $226 
用于融资租赁的经营性现金流7 8 
以经营性租赁负债换取的使用权资产1,575 412 

液化天然气船舶分租

我们不时地将某些租来的液化天然气船舶分租给第三方，同时保留我们对原出租人的现有义务。截至2021年9月30日和2020年12月31日，我们都有不是未来从LNG船舶分租人收到的最低分租付款。下表显示了在我们的合并经营报表的其他收入中确认的转租收入(以百万为单位)：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
固定收益$17 $9 $28 $61 
可变收入15 1 21 24 
分租收入总额$32 $10 $49 $85 

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(未经审计)
注11-与客户签订合同的收入

下表列出了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月期间从与客户签订的合同中获得的收入(以百万为单位)：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
液化天然气收入(1)$4,169 $1,344 $10,505 $6,088 
再气化收入68 67 202 202 
其他收入22 10 66 48 
来自客户的总收入4,259 1,421 10,773 6,338 
导数净收益(亏损)(2)(1,091)29 (1,515)148 
其他(3)32 10 49 85 
总收入$3,200 $1,460 $9,307 $6,571 
(1)液化天然气收入包括液化天然气货物的收入，在这些收入中，我们的客户行使了不提货的合同权利，但无论这种选择如何，仍有义务支付固定费用。在截至2020年9月30日的三个月和九个月内，我们确认了171百万美元和美元932分别为与客户通知我们不接受交货的液化天然气货物相关的液化天然气收入，其中47如果货物按照与客户的交货时间表提货，2020年9月30日之后将确认100万美元。不包括截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月的液化天然气收入零及$458在截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月中，液化天然气收入不包括美元38百万美元和零在此期间，如果货物按照与客户的交货时间表提货，这一点将以其他方式确认。我们做到了不是没有与客户通知我们在截至2021年9月30日的三个月和九个月内不会提货的液化天然气货物相关的收入。收入一般在收到客户将不会提货的不可撤销通知时确认，因为我们的客户没有在未来期间提货的合同权利，并且我们对该等LNG货物的履约义务已得到履行。
(2)看见附注6-衍生工具有关我们的衍生品的更多信息。
(3)包括来自液化天然气船舶分租的收入。看见附注10-租契获取有关我们转租的更多信息。

合同资产和负债

下表显示了我们的合同资产，扣除当期预期信贷损失，这些资产被归类为其他流动资产和其他非流动资产，在我们的综合资产负债表上净额(以百万为单位)：
9月30日，十二月三十一日，
20212020
合同资产，扣除当前预期信贷损失后的净额$123 $80 

合同资产代表我们在相关对价尚未到期时，根据销售合同的条款将商品或服务转让给客户的对价权利。在截至2021年9月30日的9个月中，合同资产的变化主要是由于在某些SPA下交付液化天然气而确认的收入，相关对价尚未到期。

下表反映了我们合同负债的变化，我们将其归类为综合资产负债表上的递延收入和其他非流动负债(以百万为单位)：
截至2021年9月30日的9个月
递延收入，期初$138 
收到但尚未在收入中确认的现金196 
从前期递延确认的收入(138)
递延收入，期末$196 

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合并财务报表附注--续
(未经审计)
分配给未来履约义务的交易价格

由于我们的许多销售合同都是长期的，根据合同，我们有权获得尚未确认为收入的重大未来对价。下表披露了截至2021年9月30日和2020年12月31日分配给尚未履行的履约义务的交易价格总额：
2021年9月30日2020年12月31日
未令人满意的交易价格(以十亿计)加权平均识别时间(年)(1)未令人满意的交易价格(以十亿计)加权平均识别时间(年)(1)
液化天然气收入$100.6 10$102.3 10
再气化收入1.9 42.1 5
总收入$102.5 $104.4 
(1)加权平均确认时间代表对我们将确认未令人满意的交易价格的一半的年数的估计。

我们选择了以下豁免，从上表中省略了某些潜在的未来收入来源：
(1)我们从上面的表格中省略了最初预期期限为一年或更短的合同中的所有履约义务。
(2)上表基本上排除了我们SPA和TUAS项下的所有可变考虑因素。在上面的表格中，我们省略了完全分配给完全未履行的履行义务或完全未履行的承诺的可变对价，当该履行义务符合串联的条件时，转让构成单一履行义务一部分的独特的货物或服务。未包括在交易价格中的可变费用收入数额将根据Henry Hub在整个合同条款中的未来价格、客户选择接受液化天然气交付的程度以及对消费者价格指数的调整而有所不同。我们的某些合同包含基于或有事件结果和各种指数变动的额外可变对价。我们没有在交易价格中计入这种可变对价，因为最终定价和收款的不确定性导致对价被认为是受限的。大致61%和37在截至2021年和2020年9月30日的三个月内，我们来自上表所列合同的液化天然气收入的百分比，以及大约56%和35在截至2021年9月30日和2020年9月30日的九个月内，我们从上表中包括的合同中获得的液化天然气收入的百分比与从客户收到的可变对价有关。在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间，大约5在截至2020年9月30日的三个月和九个月期间，我们再气化收入的%与从客户收到的可变对价有关，大约6我们再气化收入的%与从客户收到的可变对价有关。

我们可以签订液化天然气销售合同，条件是双方一方或双方达到某些里程碑，例如在特定的液化列车上达到FID，获得融资或实现列车和任何相关设施的基本完工。就收入确认而言，这些合同被视为已完成的合同，当认为条件可能得到满足时，这些合同被计入上述交易价格中。

附注12-关联方交易

天然气供应协议

SPL和CCL是在日常业务过程中与相关方签订天然气供应协议的一方，以获得液化项目运营所需的固定最低日原料气量。这些关联方的部分股权由黑石拥有，后者也部分拥有Cheniere Partners的有限合伙人权益。

SPL天然气供应协议

SPL协议的期限为五年在实现合同规定的条件先例之后，可不早于2021年11月1日但不迟于2022年11月1日开始。截至2021年9月30日
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合并财务报表附注--续
(未经审计)
2020年12月31日，该协议的名义金额为99TBTU和91Tbtu，分别为。截至2021年9月30日和2020年12月31日，该协议的公允价值为零.

CCL天然气供应协议

CCL协议的期限将延长至2022年3月。根据这项协议，CCL记录了#美元19百万美元和美元13应计负债，分别截至2021年9月30日和2020年12月31日。

与本协议相关的液化供应衍生产品在我们的综合资产负债表中记录如下(除名义金额外，以百万计)：
9月30日，十二月三十一日，
20212020
流动衍生资产$7 $3 
衍生资产10 1 
名义金额(以TBtu为单位)119 60 

在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月期间，我们在与本协议相关的综合运营报表中记录了以下金额(以百万计)：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
销售成本(A)$53 $29 $124 $77 
(A)计入销售成本：
液化提供导数收益
$6 $(5)$13 $(3)

天然气运输和储存协议

SPL是各种天然气运输和储存协议的一方，而CTPL是在正常业务过程中与关联方就SPL项目的运营达成运营平衡协议的一方，初步主要条款最高可达10有延展权的年份。该关联方的部分股权由Brookfield Asset Management，Inc.持有，后者于2020年9月间接收购了Cheniere Partners的部分有限合伙人权益。我们记录的运营和维护费用为$12百万美元和美元34百万美元和销售成本零及$1在截至2021年9月30日的三个月和九个月内分别为100万美元和应计负债#美元5百万美元和美元4截至2021年9月30日和2020年12月31日，分别与该关联方支付百万美元。

CCL是与Midship Pipeline Company，LLC(“Midship Pipeline”)在日常业务过程中为CCL项目的运营签订天然气运输协议的一方，协议期限为10从2020年5月开始的几年。我们对Midship Holdings，LLC(“Midship Holdings”)的投资是作为股权投资方式进行的，Midship Holdings管理Midship管道的业务和事务。我们记录的运营和维护费用为$2在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月中，7百万美元和美元4在截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月内分别为100万美元。此外，我们还记录了应计负债#美元。1截至2021年9月30日和2020年12月31日，与该关联方的合作金额均为百万美元。

运营和维护服务协议

Cheniere LNG O&M Services，LLC(“O&M Services”)，我们的全资子公司，根据协议向Midship管道提供开发、建造、运营和维护服务，根据这些协议，O&M服务收到商定的费用和所发生费用的补偿。运营与维护服务记录$2在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月中每个月都有100万美元，以及5百万美元和美元8在截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月中，分别为1百万美元和美元2截至2021年9月30日和2020年12月31日，根据这些协议向Midship Pipeline提供的服务的应收账款分别为百万美元。

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(未经审计)
注13-所得税

我们记录的所得税优惠为#美元。1,860百万美元和美元1,864在截至2021年9月30日的三个月和九个月内分别为75百万美元和所得税拨备#美元119在截至2020年9月30日的三个月和九个月内分别为100万美元。

截至2021年9月30日的三个月和九个月的实际税率为67.0%和79.7%。我们的有效税率是基于所得税和非控股权益前的收入(亏损)，并受到非控股权益的重大影响，而非控股权益对Cheniere不应纳税。我们的有效税率在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间经历了波动，这是由于我们的收益和可归因于非控股权益的此类收益的比例的变化。截至2021年9月30日的三个月和九个月的收益变动主要是由于大约1美元3.510亿美元4.2由于国际远期商品曲线的不利变化，主要是我们的商品衍生品的税前衍生品亏损分别为10亿美元。

截至2020年9月30日的三个月和九个月的实际税率为12.9%和19.3%，分别低于21%联邦法定税率主要是由于分配给非控股权益的收入不应向Cheniere征税，在截至2020年9月30日的9个月中，它被一美元部分抵消38与内部重组相关的百万离散税费。

附注14-基于股份的薪酬
  
我们已根据修订后的2011年激励计划(“2011计划”)和2020年激励计划(“2020计划”)向员工和非员工董事授予限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位和影子单位。在截至2021年9月30日的9个月内，我们批准1.6百万股限制性股票和0.3根据2020年计划，向某些员工提供按目标业绩计算的百万绩效股票单位。另外，0.2根据之前授予的绩效股票单位奖励的业绩结果，我们增发了100万股普通股。

限制性股票单位是指在服务期内授予三年并使持有人有权在归属时获得我们普通股的股份，但受转让限制的限制，如果接受者在限制失效之前终止与我们的雇佣关系，则有被没收的风险。绩效股票单位在一段时间后计入悬崖归属三年支出依据的指标取决于市场，以及与预先设定的业绩目标相比，在规定的业绩期间内取得的业绩。奖励的结算金额基于市场和业绩指标，其中包括每股累计可分配现金流，以及在某些情况下我们普通股的绝对总股东回报(“ATSR”)。在适用情况下，绩效股票单位的补偿基于授予时使用蒙特卡罗模型分配给ATSR市场指标的公允价值(在整个归属期间保持不变)和业绩指标(由于对每股累计可分配现金流的预期业绩指标预期实现的估计发生变化而变化)。在归属期间结束时可赚取的股份数量范围为0最高百分比300目标奖励金额的%。限制性股票单位和绩效股票单位都将以Cheniere普通股(一对一)进行结算，并被归类为股权奖励，但2021年授予的部分绩效股票单位将部分以现金结算，受个人限制。预计将以Cheniere普通股结算的绩效股票单位部分(一对一)被归类为股权奖励，预计将以现金结算的绩效股票单位部分被归类为责任奖励。

基于股份的总薪酬包括以下内容(以百万为单位)：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
基于股份的薪酬成本，税前：
股权奖励$28 $26 $92 $86 
赔偿责任1 1 3 2 
基于股份的总薪酬29 27 95 88 
资本化股份薪酬(1)— (4)(4)
基于股份的薪酬总支出$28 $27 $91 $84 
与基于股份的薪酬支出相关的税收优惠$3 $2 $30 $21 

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(未经审计)
附注15-普通股股东每股净收益(亏损)

普通股股东应占每股基本净收入(亏损)不包括摊薄，计算方法为普通股股东应占净收益(亏损)除以当期已发行普通股的加权平均数量。摊薄每股收益反映潜在摊薄，计算方法为：将普通股股东应占净收益(亏损)除以期内已发行普通股的加权平均数，再乘以如果潜在普通股已发行将会发行的额外普通股数量。非既得股的稀释效应采用库存股方法计算，可转换证券的稀释效应采用IF折算法计算。
下表核对了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的基本和稀释加权平均普通股流通股(单位为百万股，不包括每股数据)：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
普通股股东应占净收益(亏损)$(1,084)$(463)$(1,020)$109 
加权平均已发行普通股：  
基本信息253.6 252.2 253.3 252.5 
稀释性未归属股票— — — 0.7 
稀释253.6 252.2 253.3 253.2 
普通股股东每股净收益(亏损)--基本收益和稀释后收益$(4.27)$(1.84)$(4.03)$0.43 

未包括在稀释后每股净收益(亏损)计算中的潜在摊薄证券如下(单位：百万)，因为它们的影响是反摊薄的：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
未归属股票(1)1.8 3.1 1.6 2.4 
2045 Cheniere可转换优先票据4.5 4.5 4.5 4.5 
潜在摊薄的普通股总数6.3 7.6 6.1 6.9 
(1)包括含有业绩条件的未归属股份的影响，只要基本业绩条件基于各自日期的实际业绩得到满足。

附注16-股东权益

共享回购计划

2019年6月3日，我们宣布我们的董事会(“董事会”)授权三-年份，$1.0亿股回购计划。2021年9月7日，董事会批准将股票回购计划增加到$1.0亿美元，包括截至2021年9月30日根据先前授权剩余的任何金额，用于额外三年从2021年10月1日开始。下表列出了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月内普通股回购的信息(单位为百万，不包括每股数据)：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2021202020212020
回购的普通股合计0.1 — 0.1 2.9 
加权平均每股支付价格$83.97 $— $83.97 $53.88 
已支付总金额$6 $— $6 $155 

截至2021年9月30日，我们拥有高达589可用股票回购计划的百万美元，增加到$1.0截至2021年10月1日。
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(未经审计)
分红

2021年9月7日，我们宣布季度股息为$0.33每股应于2021年11月17日支付给截至2021年11月3日登记在册的股东。截至2021年9月30日，我们拥有85与这项债务相关的应计百万美元，包括在我们综合资产负债表的应计负债和其他非流动负债中。
附注17-客户集中度
  
下表分别显示了收入占外部客户总收入10%或以上的外部客户和拥有应收账款的外部客户，扣除当前预期信用损失和合同资产后，当前预期信用损失余额占应收账款总额10%或以上的净额，扣除外部客户当前预期信用损失和合同资产后的净额：
外部客户总收入的百分比应收账款、净资产和合同资产、外部客户净额的百分比
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，9月30日，十二月三十一日，
202120202021202020212020
客户A12%*14%13%*14%
客户B15%11%13%10%*12%
客户C11%15%11%11%**
客户D11%13%*10%**
客户E****17%*
客户费用****12%*
*低于10%

附注18-补充现金流量信息

下表提供了现金流量信息的补充披露(单位：百万)：
截至9月30日的9个月，
20212020
期内为债务利息支付的现金，扣除资本化金额$902 $977 
支付所得税的现金，扣除退款后的净额2 2 
非现金投资和融资活动：
财产、厂房和设备，扣除由应付账款和应计负债提供资金的累计折旧后的净额234 262 
普通股应计股息和已宣布股息85 — 

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项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
 
有关前瞻性陈述的信息
本季度报告包含的某些陈述属于或可能被视为符合修订后的1933年证券法第27A节(“证券法”)和修订后的1934年证券交易法第21E节(“交易法”)所指的“前瞻性陈述”。除有关历史或当前事实或条件的陈述外，本文包含的或通过引用并入本文的所有陈述均为“前瞻性陈述”。“前瞻性陈述”包括以下内容：
•我们希望在某些日期之前开始或完成我们拟议的液化天然气终端、液化设施、管道设施或其他项目的建设，或其任何扩建或部分建设的声明；
•关于未来国内和国际天然气生产、供应或消费水平，或北美和世界其他国家未来液化天然气进口或出口水平，或购买天然气的声明，无论此类信息的来源，或运输或其他基础设施，或与天然气、液化天然气或其他碳氢化合物产品相关的需求和价格；
•关于任何融资交易或安排或我们进行此类交易的能力的声明；
•与Cheniere资本部署有关的声明，包括资本支出、债务偿还、股息和股票回购的意图、能力、程度和时间；
•与我们的列车和管道建设有关的声明，包括关于聘用任何EPC承包商或其他承包商的声明，以及与任何EPC或其他承包商达成的任何协议的预期条款和规定，以及与此相关的预期成本；
•关于将来签订或履行的任何SPA或其他协议的陈述，包括预期收到的任何收入及其预期时间，以及关于受合同约束的液化天然气再气化、天然气液化或储存能力总量的陈述；
•关于我方商业合同、施工合同和其他合同的交易对手的声明；
•关于我们计划开发和建造更多列车或管道的声明，包括为这些列车或管道提供资金；
•声明说，我们的列车建成后将具有某些特征，包括液化能力；
•关于我们的业务战略、我们的优势、我们的业务和运营计划或任何其他计划、预测、预测或目标的陈述，包括预期收入、资本支出、维护和运营成本以及现金流，其中任何或所有这些都可能发生变化；
•关于立法、政府、监管、行政或其他公共机构行动、批准、要求、许可、申请、备案、调查、程序或决定的声明；
•关于我们预期的液化天然气和天然气营销活动的声明；
•有关新冠肺炎爆发及其对我们的业务和经营业绩的影响的声明，包括任何客户没有提货的液化天然气货物，我们合同交易对手的持续信用，我们运营或建造列车的任何中断，我们员工的健康和安全，以及对我们的客户，全球经济和液化天然气需求的影响；以及
•任何其他与非历史相关的陈述L或未来信息。
除对历史或当前事实或条件的陈述外，所有这些类型的陈述都是前瞻性陈述。在某些情况下，前瞻性陈述可以用诸如“可能”、“将会”、“可能”、“应该”、“实现”、“预期”、“相信”、“考虑”、“继续”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“潜在”、“预测”、“项目”、“追求”、“目标”等术语或其他类似术语来识别。本季度报告中包含的前瞻性陈述主要基于我们的预期，这些预期反映了我们管理层所做的估计和假设。这些估计和假设反映了我们基于目前已知市场的最佳判断。
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条件和其他因素。尽管我们认为这样的估计是合理的，但它们本身就是不确定的，涉及一些我们无法控制的风险和不确定因素。此外，假设可能被证明是不准确的。我们提醒，本季度报告中包含的前瞻性陈述并不是对未来业绩的保证，此类陈述可能无法实现或前瞻性陈述或事件可能不会发生。由于本季度报告以及我们提交给美国证券交易委员会的其他报告和其他信息中描述的各种因素，实际结果可能与前瞻性表述中预期或暗示的结果存在实质性差异，包括在我们的截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告。所有可归因于我们或代表我们行事的人的前瞻性陈述都明确地受到这些风险因素的限制。这些前瞻性陈述仅在发表之日发表，除法律要求外，我们没有义务更新或修改任何前瞻性陈述，或提供实际结果可能不同的原因，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。

引言
 
以下讨论和分析代表了管理层对我们的业务、财务状况和整体业绩的看法，应与我们的综合财务报表和附注一起阅读。这些信息旨在让投资者了解我们过去的业绩、当前的财务状况和未来的展望。我们的讨论和分析包括以下主题：
•业务概述 
•重大事件综述 
•经营成果 
•流动性与资本资源
•表外安排  
•关键会计估算摘要 
•最新会计准则

业务概述
 
Cheniere是特拉华州的一家公司，是一家总部位于休斯顿的能源基础设施公司，主要从事液化天然气相关业务。我们为世界各地的综合能源公司、公用事业公司和能源贸易公司提供清洁、安全和负担得起的液化天然气。我们希望以安全和负责任的方式开展业务，为我们的客户提供可靠、有竞争力和综合的液化天然气来源。

通过我们在Cheniere Partners的所有权权益和管理协议，我们拥有并运营路易斯安那州的Sabine Pass LNG终端，这是世界上最大的LNG生产设施之一。Cheniere Partners是我们于2007年创建的上市有限合伙企业。截至2021年9月30日，我们拥有Cheniere Partners 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益。我们还拥有并运营德克萨斯州的Corpus Christi液化天然气终端，该终端由我们全资拥有。

Cheniere Partners拥有位于路易斯安那州卡梅隆教区的Sabine Pass液化天然气终端，该终端拥有天然气液化设施，包括五个运行中的天然气液化列车和一个正在投产的额外列车，预计将于2022年第一季度基本完工，总生产能力约为3000万吨液化天然气(“SPL项目”)。Sabine Pass LNG终端还拥有运营中的再气化设施，包括五个总容量约为17Bcfe的LNG储罐、两个现有的海上泊位和一个在建的泊位，每个泊位可容纳标称容量高达266,000立方米的船舶和再气化能力约为4Bcf/d的汽化器。Cheniere Partners还拥有一条通过其子公司CTPL的94英里长的管道，将Sabine Pass LNG终端与多条大型州际管道连接起来。

我们还拥有得克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的科珀斯克里斯蒂液化天然气终端，目前运营着三列火车，总产能约为1500万吨/年。此外，我们运营着一条23英里长的天然气供应管道，通过我们的子公司CCL和CCP，分别将Corpus Christi液化天然气终端与几条州际和州内天然气管道(“Corpus Christi管道”，以及与Trains一起的“CCL项目”)连接起来，作为
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CCH集团。CCL项目还包括三个总容量约为10bcfe的液化天然气储罐和两个海上泊位，每个泊位可容纳名义容量高达266,000立方米的船只。
此外，除CCH集团外，我们正在通过我们的子公司CCL III阶段开发毗邻CCL项目(“Corpus Christi Stage 3”)的Corpus Christi LNG终端的扩建，最多可容纳7列中型列车，预计总生产能力约为10 Mtpa。我们于2019年11月获得FERC的批准，可以选址、建设和运营扩建项目。CCL第三阶段已签订各种IPM供气协议。

我们根据SPA和IPM天然气供应协议签订了我们的产能合同，根据SPA，客户通常需要就合同数量支付固定费用，无论他们选择取消或暂停交付LNG货物，根据IPM天然气供应协议，天然气生产商按全球LNG指数价格销售天然气，减去固定液化费、运输和其他成本。我们已经签约了SPL项目和CCL项目(统称为“液化项目”)总产能的约90%，包括为支持Corpus Christi阶段3而执行的项目。我们几乎所有的合同产能都来自超过10年的合同。不包括期限不到10年的合同，截至2021年9月30日，我们的SPA和IPM天然气供应协议的加权平均剩余寿命约为17.5年。

我们仍然专注于卓越的运营和客户满意度。对液化天然气不断增长的需求使我们能够以一种有财务纪律的方式扩大我们的液化基础设施。由于消除瓶颈和其他优化项目，我们的液化项目增加了可用的液化能力。我们在Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端都持有大量土地，这为进一步扩大液化能力提供了机会。发展这些地点或其他项目，包括支援天然气供应和液化天然气需求的基建项目，除其他事项外，还须有可接受的商业和融资安排，才可作出最终投资决定。

此外，我们致力于负责任和积极主动地管理我们最重要的环境、社会和治理(“ESG”)影响、风险和机会。我们发布了2020年的企业责任报告，详细介绍了我们在ESG问题上的战略和进展，以及我们在将气候因素纳入我们的业务战略和在提高环境透明度方面发挥领导作用所做的努力，包括进行气候情景分析和向LNG客户提供货物排放标签的计划。2021年8月，我们还宣布了一项同行评审的液化天然气生命周期评估研究，该研究改进了温室气体排放评估，该研究发表在美国化学学会可持续化学与工程杂志。我们的CR报告可在cheniere.com/IMPACT上查阅。我们网站上的信息，包括CR报告，不会以引用的方式并入本Form 10-Q季度报告中。

重大事件综述

自2021年1月1日至本10-Q表格提交之日起，我们的重大事件包括：

战略
•2021年9月，我们的董事会批准了一项长期资本分配计划，其中包括(I)在2024年之前每年回购、偿还或偿还公司约10亿美元的现有债务，目的是实现综合投资级信用指标，(Ii)于2021年第三季度以每股0.33美元的价格开始派发季度股息，2021年11月17日支付给登记在册的股东，以及(Iii)授权将股票回购计划增加到10亿美元，包括截至2021年9月30日之前授权的任何剩余金额。任期三年，自2021年10月1日起生效。
•2021年7月，CCL第三阶段与电气石石油营销公司签订了IPM供气协议，以普氏日韩报价(“JKM”)为基础，每天购买140,000 MMBtu天然气，从2023年初开始，为期约15年。
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•2021年7月，本公司董事会(“董事会”)任命了MSE。帕特里夏·K·科劳恩和洛林·米切尔莫尔担任董事会成员。科劳恩女士被任命为董事会审计委员会和薪酬委员会成员，米切尔莫尔女士被任命为董事会审计委员会和治理和提名委员会成员。
•我们的子公司与多个交易对手签订了SPA，将于2021年至2035年期间交付总计约3400万吨的LNG，其中包括与新奥能源LNG(新加坡)私人有限公司和Glencore plc的一家子公司签订的长期SPA。
可操作的
•截至2021年10月31日，液化项目累计生产、装卸和出口液化天然气货物超过1800批，总量超过1.35亿吨。
•2021年9月，SPL项目6次列车引入原料气。
•2021年3月26日，CCL项目3次列车实现实质性贯通。
金融
•我们完成了以下融资交易：
◦在2021年10月，我们修订并重述了我们的12.5亿美元Cheniere循环信贷安排(“Cheniere循环信贷安排”)，以(1)将到期日延长至2026年10月，(2)降低利率和承诺费，这些费用可根据我们的信用评级进一步降低，并可根据ESG里程碑的实现情况对利率和承诺费进行最高5个基点和最多1个基点的正向或负向调整，以及(3)对现有循环信贷安排的条款和条件进行某些其他更改。
◦2021年9月，Cheniere Partners发行了本金总额为12亿美元、2032年到期的3.25%优先债券(“2032年CQP优先债券”)。根据投标要约，2032年CQP优先债券的收益净额将用于赎回2021年9月到期的5.625厘优先债券(“2026年CQP优先债券”)中未偿还本金总额11亿美元的一部分。2021年10月，2032年CQP优先债券的剩余收益净额用于赎回2026年CQP优先债券的剩余未偿还本金金额，并与手头现金一起赎回2022年到期的6.25%优先担保债券(“2022年SPL优先债券”)中的3.18亿美元。
◦于2021年8月，CCH发行本金总额7.5亿美元，全数摊销于2039年到期的2.742%优先担保票据(“2.742%CCH优先担保票据”)。2.742%CCH高级担保票据的所得款项净额用于预付CCH经修订及重述的定期贷款信贷安排(“CCH信贷安排”)项下未偿还本金的一部分。
◦于2021年，SPL订立了一系列票据购买协议，以私募方式出售2037年到期的高级担保票据(“2037年SPL私募高级担保票据”)，本金总额约为4.82亿美元。根据惯例成交条件，2037年SPL私募高级担保票据预计将于2021年第四季度发行，净收益将用于赎回2022年SPL高级票据的一部分，并支付相关费用、成本和支出。2037年SPL私募高级担保债券将全面摊销，加权平均年限超过10年，加权平均利率为3.07%。
◦2021年3月，Cheniere Partners发行了本金总额约15亿美元的2031年到期的4.000%优先债券(“2031年CQP优先债券”)。2031年CQP优先债券所得款项净额连同手头现金用于赎回2025年到期的5.250厘优先债券(“2025年CQP优先债券”)，以及支付与赎回有关的费用及开支。
•2021年7月，根据2019年6月的回购计划重新启动股份回购活动，第三季度回购了77,100股。
•根据我们的资本分配计划，在截至2021年9月30日的9个月内，我们已用可用现金偿还了7.5亿美元的债务如下：(1)全额偿还Cheniere定期贷款安排(“Cheniere定期贷款安排”)下的1.48亿美元未偿债务，以及2021年5月到期的Cheniere 4.875%可转换票据(“2021年Cheniere可转换票据”)中4.76亿美元的可用现金，其余部分由
33

Cheniere循环信贷安排下的借款，(2)Cheniere循环信贷安排可用现金偿还1.34亿美元，以及(3)CCH信贷安排可用现金偿还1.16亿美元。
•2021年4月，标普全球评级将Cheniere和Cheniere Partners的评级前景从负面改为正面。
•2021年2月，惠誉评级(Fitch)将SPL的高级担保票据评级前景从稳定改为正面，将Cheniere Partners的长期发行人违约评级和高级无担保票据评级的前景从稳定改为正面。
•2021年1月，在Cheniere Marketing International LLP与台湾中油集团签订的25年SPA中，开始了这一任期。

经营成果

以下图表汇总了截至2021年9月30日和2020年9月30日的九个月内，我们液化项目的总收入和液化天然气装载量(包括运行量和试运量)：
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357021000105/lng-20210930_g3.jpghttps://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357021000105/lng-20210930_g4.jpg

下表汇总了在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间，从液化项目装载的运营和试运行的液化天然气货运量，这些货物已在我们的综合财务报表中确认：
截至2021年9月30日的三个月截至2021年9月30日的9个月
(以TBtu为单位)可操作的试运行可操作的试运行
本期内加载的卷500 — 1,447 28 
在上一期间加载但在本期已识别的卷23 — 26 3 
减去：本期装入和期末在途的数量(34)— (34)— 
本期确认的总成交量489 — 1,439 31 

34

普通股股东应占净收益(亏损)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万，不包括每股数据)20212020变化20212020变化
普通股股东应占净收益(亏损)$(1,084)$(463)$(621)$(1,020)$109 $(1,129)
普通股股东每股净收益(亏损)--基本收益和稀释后收益(4.27)(1.84)(2.43)(4.03)0.43 (4.46)

普通股股东的净收入下降了 截至2021年9月30日止三个月及九个月内，分别较2020年同期分别为6.21亿美元及11亿美元，主要由于公允价值变动及结算衍生工具亏损增加所致 34亿美元 和45亿美元(税前和不包括非控股权益的影响)，分别在三个月和九个月之间，如下进一步描述。这一影响被截至2021年9月30日的三个月和九个月交付的液化天然气的数量和每MMBtu的收入分别增加13亿美元和22亿美元(税前和不包括非控股权益的影响)以及截至2021年9月30日的三个月和九个月的有效税率的波动部分抵消，这是由于我们的收益和可归因于非控股权益的收益比例的变化。

几乎所有税后衍生品亏损都与大宗商品衍生品工具的使用有关，主要是那些与国际液化天然气价格挂钩的工具。虽然在业务上，我们利用商品衍生品来缓解一段时间内采购或销售的商品的价格波动，但由于远期国际液化天然气商品曲线在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间大幅升值，我们确认了与此类价格挂钩的头寸(税前和不包括非控股权益的影响)导致的公允价值非现金不利变化分别为32亿美元和40亿美元，包括我们的IPM天然气供应协议和某些实物和金融衍生品，这些衍生品达成了经济对冲大宗商品市场的风险敞口，我们在这些市场中有购买或销售实物LNG的合同协议。

衍生工具除了管理商品相关营销和价格风险的风险外，还用于管理利率变化和外汇波动的风险敞口，这些工具在我们的综合财务报表中按公允价值报告。 在某些情况下，在经济上被套期保值的基础交易按权责发生制会计方法核算，只有在交付、收到或变现基础交易时才确认收入和费用。 由于按公允价值确认衍生工具具有确认与未来期间风险敞口有关的损益的效果，且鉴于我们某些衍生合约的成交量、长期持续期及价格基础的波动性，使用衍生工具可能会导致我们基于市场定价、交易对手信用风险及其他相关因素的变化而导致我们的经营结果持续波动，尽管经营意图是随着时间的推移减轻风险敞口。

收入
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20212020变化20212020变化
液化天然气收入$3,078 $1,373 $1,705 $8,990 $6,236 $2,754 
再气化收入68 67 1 202 202 — 
其他收入54 20 34 115 133 (18)
总收入$3,200 $1,460 $1,740 $9,307 $6,571 $2,736 

在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间，总收入较2020年同期有所增长，这主要是由于每MMBtu的收入增加，以及由于我们的客户在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间没有再次通知我们不接收预定的液化天然气，导致这两个时期之间的液化天然气交货量增加。每MMBtu液化天然气的收入较高，这是由于我们的综合营销职能确认了市场价格的改善，以及客户在提货时除了固定费用之外还收到了可变费用，而不是行使他们不提货的合同权利。于截至2020年9月30日止三个月及九个月内，吾等分别确认与客户通知他们不会提货的液化天然气货物相关的液化天然气收入1.71亿美元及9.32亿美元，其中4,700万美元将于2020年9月30日之后确认，假若货物按照客户的交货时间表提货的话。液化天然气
35

截至2020年9月30日的三个月和截至2021年9月30日的九个月的收入分别不包括4.58亿美元和3800万美元，如果货物按照与客户的交货时间表提货，这些收入本应在本季度确认。我们没有与客户通知我们在截至2021年9月30日的三个月和九个月内不会提货的液化天然气货物相关的收入。

在一列列车基本完工之前，从该列车销售试运货物所收到的金额与正在建设的液化天然气终端相抵销，因为这些金额是在该列车建造的测试阶段赚取或装载的。在截至2021年9月30日的9个月内，我们实现了对液化天然气终端成本的抵消 2.27亿美元，分别相当于31 TBTU，用于出售CCL项目3号列车的试运货物。在截至2021年9月30日的三个月和截至2020年9月30日的三个月和九个月期间，我们没有实现对液化天然气终端成本的任何抵消。

液化天然气收入还包括为液化过程采购的某些未使用的天然气的销售和其他收入，在截至2021年和2020年9月30日的三个月中分别为9400万美元和2.43亿美元，在截至2021年和2020年9月30日的九个月中分别为2.41亿美元和3.97亿美元。此外，液化天然气收入包括衍生工具的损益，其中包括与通过实物交割结算的部分衍生工具相关的实现价值。在截至2021年和2020年9月30日的三个月内，我们确认的收入(与收入的抵销)分别为(10.92亿美元)和2900万美元，在截至2021年和2020年9月30日的九个月中分别确认为(15.15亿美元和1.48亿美元)，与远期商品曲线变化导致的衍生工具收益和亏损相关。

我们预计，随着SPL项目6号列车投入运营，我们的液化天然气收入未来将增加，预计将于2022年第一季度投入运营。

下表列出了液化天然气收入的组成部分和相应的液化天然气运送量：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 2021202020212020
液化天然气收入(单位：百万):
根据第三方长期协议出售的液化项目液化天然气(1)$2,887 $780 $7,688 $3,931 
来自我们综合营销部门根据短期协议出售的液化项目的液化天然气1,075 65 2,277 540 
从第三方采购液化天然气115 85 300 288 
与未按客户通知交货的货物相关的液化天然气收入(2)— 171 — 932 
衍生工具净收益(亏损)(1,092)29 (1,515)148 
其他收入93 243 240 397 
液化天然气总收入$3,078 $1,373 $8,990 $6,236 
作为液化天然气收入交付的数量(以TBtu为单位):
根据第三方长期协议出售的液化项目液化天然气(1)386 145 1,170 764 
来自我们综合营销部门根据短期协议出售的液化项目的液化天然气103 23 269 168 
从第三方采购液化天然气10 31 38 79 
作为液化天然气收入交付的总运量499 199 1,477 1,011 
(1)长期协议包括初始期限为12个月或更长时间的协议。
(2)液化天然气收入包括没有相应数量的收入，这是由于客户通知我们他们不会提货的液化天然气货物的收入。

36

营运成本及开支
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20212020变化20212020变化
销售成本$4,868 $768 $4,100 $8,408 $2,295 $6,113 
运维费用350 317 33 1,057 988 69 
开发费用2 — 2 5 5 — 
销售、一般和行政费用70 70 — 224 224 — 
折旧及摊销费用259 233 26 753 699 54 
减值费用和资产处置损失1 — 1 — 5 (5)
总运营成本和费用$5,550 $1,388 $4,162 $10,447 $4,216 $6,231 

在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间，我们的总运营成本和支出比2020年同期有所增加，主要是由于销售成本增加。

销售成本包括液化项目生产和交付液化天然气的直接成本，但不得用于投产过程。在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间，销售成本较2020年同期有所上升，主要是由于美国天然气价格上涨和液化天然气交货量增加导致天然气原料定价上升，以及国际远期商品曲线不利变化导致我们的商品衍生品发生不利变化，以确保液化项目的天然气原料。销售成本亦包括与出售若干为液化过程采购的未使用天然气及部分透过实物交付结算的衍生工具有关的成本、港口及运河费用、可变运输及储存成本、出售为液化过程采购的天然气的利润净额及将天然气转换为液化天然气的其他成本。

我们预计，随着SPL项目第6列列车在2022年第一季度基本完工，我们的运营成本和支出未来将普遍增加，尽管我们预计某些成本不会随着运营列车数量的增加而成比例增加，因为将实现成本效益。
其他费用
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20212020变化20212020变化
扣除资本化利息后的利息支出$364 $355 $9 $1,088 $1,174 $(86)
债务变更或清偿损失36 171 (135)95 215 (120)
利率衍生工具损失净额2 — 2 3 233 (230)
其他费用，净额24 129 (105)14 115 (101)
其他费用合计$426 $655 $(229)$1,200 $1,737 $(537)

在截至2021年9月30日的三个月期间，扣除资本化利息后的利息支出较2020年同期有所增加，这主要是由于CCL项目的最后一列列车于2021年3月完工，消除了总利息成本中符合资本化条件的部分。在截至2021年9月30日的9个月中，扣除资本化利息的利息支出比2020年同期有所下降，这是由于根据我们的资本分配计划为成本较高的债务进行再融资和偿还债务而导致的利息成本下降，但部分被符合资本化条件的总利息成本部分抵消。于截至二零二一年及二零二零年九月三十日止三个月内，吾等分别产生3.98亿美元及4.16亿美元总利息成本，其中我们分别资本化3,400万美元及6,100万美元，主要与建造液化项目所产生的利息成本有关。于截至二零二一年及二零二零年九月三十日止九个月内，吾等分别产生12.16亿美元及13.56亿美元总利息成本，其中我们分别资本化1.28亿美元及1.82亿美元，主要涉及建造液化项目所产生的利息成本。

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于截至二零二一年九月三十日止三个月及九个月内，由于优先票据及可转换票据于两个期间之间偿还或赎回的金额减少，以及根据我们的信贷安排预付的借款金额减少，债务修改或清偿亏损较2020年同期分别减少，详情见流动资金和资本资源-现金的来源和用途-发行债务、偿还债务、债务发行和其他融资成本以及债务修改或清偿成本的收益.

于截至2021年9月30日止九个月内，利率衍生工具亏损净额较可比2020年期间减少，主要是由于长期远期LIBOR曲线于两个期间之间发生有利转移，以及于2020年8月结算若干处于不利地位的未偿还衍生工具所致。

在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间，与截至2020年9月30日的三个月和九个月相比，其他费用净额下降，这主要是由于与我们在Midship Holdings的投资相关的非临时性减值损失减少，这些损失在两个期间之间确认。

所得税拨备(福利)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20212020变化20212020变化
所得税和非控股利息前收益(亏损)$(2,776)$(583)$(2,193)$(2,340)$618 $(2,958)
所得税拨备(福利)(1,860)(75)(1,785)(1,864)119 (1,983)
实际税率67.0 %12.9 %79.7 %19.3 %

截至2021年9月30日的三个月和九个月的有效税率分别为67.0%和79.7%。我们的有效税率是基于所得税和非控股权益前的收入(亏损)，并受到非控股权益的重大影响，而非控股权益对Cheniere不应纳税。我们的有效税率在截至2021年9月30日的三个月和九个月期间经历了波动，这是由于我们的收益和可归因于非控股权益的此类收益的比例的变化。截至2021年9月30日的三个月和九个月的收益波动主要是大约35亿美元的结果 和42亿美元的税前衍生品亏损，主要是由于国际远期大宗商品曲线的不利变化导致的大宗商品衍生品亏损。

截至2020年9月30日的三个月和九个月的有效税率分别为12.9%和19.3%，低于联邦法定税率21%，这主要是由于分配给非控股权益的收入不应向Cheniere征税，在截至2020年9月30日的九个月，与内部重组相关的3800万美元独立税费部分抵消了这一税率。

可归因于非控股权益的净收益(亏损)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20212020变化20212020变化
可归因于非控股权益的净收益(亏损)$168 $(45)$213 $544 $390 $154 

在截至2021年9月30日的三个月和九个月中，可归因于非控股权益的净收入比截至2020年9月30日的三个月和九个月有所增加，这主要是由于Cheniere Partners确认的合并净收入增加，从截至2020年9月30日的三个月的净亏损6700万美元增加到截至2021年9月30日的三个月的净收益3.81亿美元，从截至2020年9月30日的九个月的7.74亿美元增加到截至2021年9月30日的九个月的11.23亿美元。

38

流动性与资本资源

虽然财务报告的结果是综合的，但SPL、Cheniere Partners、CCH Group和Cheniere都有独立的资本结构。我们的资本要求包括资本和投资支出、偿还长期债务和回购我们的股票。我们预计这些独立资本结构中的每一个至少在未来12个月内的现金需求将得到满足，具体如下：
•通过经营现金流、项目债务以及Cheniere Partners的借款和股权出资获得SPL；
•Cheniere Partners通过SPLNG、SPL和CTPL的运营现金流、债务或股权发行和借款；
•CCH集团通过CCL和CCP的运营现金流、项目债务以及Cheniere的借款和股权出资；以及
•Cheniere通过我们或我们子公司现有的不受限制的现金、债务和股票发行、运营现金流、借款、我们子公司的服务费以及我们在Cheniere Partners的投资分配。

下表汇总了我们在2021年9月30日和2020年12月31日的流动性状况(单位：百万)：
9月30日，十二月三十一日，
20212020
现金及现金等价物(1)$2,203 $1,628 
指定用于下列目的的限制性现金：
SPL项目133 97 
CCL项目59 70 
其他227 282 
在下列信贷安排下的可用承诺额：
12亿美元营运资金循环信贷和信用证偿还协议(“2020 SPL营运资金安排”)
804 787 
2019年执行的CQP信贷安排(“2019 CQP信贷安排”)750 750 
12亿美元CCH营运资金安排(“CCH营运资金安排”)840 767 
Cheniere循环信贷安排
1,250 1,126 
Cheniere定期贷款安排— 372 
(1)所列金额包括我们的合并可变利息实体Cheniere Partners持有的余额，如中所述附注7--非控股权益和可变权益主体我们的合并财务报表附注。截至2021年9月30日和2020年12月31日，Cheniere Partners的资产(包括在我们的综合资产负债表中)包括17亿美元的现金和现金等价物。

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萨宾帕斯液化天然气终端

液化设施

SPL项目是世界上最大的液化天然气生产设施之一。通过Cheniere Partners，我们目前正在运营SPL项目的五列火车和两个船用泊位，正在进行另外一列火车的试运行，预计将于2022年第一季度基本完成，并建设第三个船用泊位。我们已大致完成沙中线项目的首五列列车，并自二零一六年五月开始每列列车的商业营运活动。下表汇总了截至2021年9月30日SPL项目6号列车的项目竣工和建设情况：
SPL列车6
项目总完成率97.1%
完成百分比：
工程学100.0%
采购100.0%
分包工程95.8%
施工92.9%
预计基本完工日期1Q 2022

我们获得了FERC的批准，可以从SPL项目中选址、建造和运营总计相当于约1,661.94 Bcf/Yr(约33 Mtpa)的天然气。美国能源部已经发布了多项命令，授权在2050年12月31日之前从Sabine Pass LNG终端通过船只向自由贸易协定国家和非自由贸易协定国家出口国内生产的液化天然气，每年出口1,509.3bcf(约30 Mtpa)天然气，仅向自由贸易协定国家出口额外152.64 Bcf/yr(约3 Mtpa)天然气，额外数量的天然气出口到非自由贸易协定国家尚待批准。

2020年12月，美国能源部宣布了一项新政策，不再将短期出口授权与长期授权分开发放。因此，美国能源部修改了SPL的每一项长期授权，将短期出口授权包括在内，并取消了短期订单。

顾客

SPL与第三方签订了固定价格的长期SPA，通常期限为20年(加上延期权利)，加权平均剩余合同长度约为16年(加上延期权利)，用于SPL项目的列车1至6。根据这些SPA，客户将从SPL购买液化天然气，价格包括每MMBtu液化天然气的固定费用(部分费用受通胀影响的年度调整)加上每MMBtu液化天然气的浮动费用，通常相当于Henry Hub的约115%。客户可选择取消或暂停LNG货物的交付，但须按照各自SPA的规定提前通知，在这种情况下，客户仍需就因取消或暂停交付而未交付的合同容量支付固定费用。我们将适用于SPA项下的LNG货物交付取消或暂停的费用部分称为SPL SPA项下价格的固定费用部分。我们将仅适用于LNG货物交付的费用部分称为SPL SPA项下价格的可变费用部分。SPL的SPA项下的可变费用一般是在进入每个SPA时确定的，目的是支付天然气购买和运输以及生产液化天然气所需的液化燃料成本，以根据每个SPA销售。SPA和根据SPA提供的合同量不与特定列车捆绑在一起；但是，每个SPA的期限通常从指定列车首次商业交付之日开始。

总体而言，由第三方SPA客户为列车1至5支付的年度固定费用部分约为29亿美元。Cheniere承诺向SPL提供的SPA生效后，以及列车6首次商业交付之日，由第三方SPA客户支付的年度固定费用部分预计将增加到至少33亿美元。

此外，Cheniere Marketing还与SPL达成了一项协议，根据Cheniere Marketing的选择，购买SPL生产的任何超过其他客户所需的液化天然气。看见营销部分，了解有关Cheniere Marketing签订的协议的更多信息。
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天然气运输、储存和供应

为了确保SPL能够将足够的天然气原料运输到Sabine Pass LNG终端，它已经与CTPL和第三方管道公司签订了运输先例和其他协议，以确保稳定的管道运输能力。SPL已与第三方签订了确定的储存服务协议，以协助管理SPL项目天然气需求的可变性。SPL还与第三方签订了授权协议和长期天然气供应合同，以确保SPL项目的天然气原料。截至2021年9月30日，SPL已通过长期和短期天然气供应合同获得了高达约5,033 TBtu的天然气原料，剩余期限最长可达10年，其中部分合同须遵守先决条件。

施工

SPL与Bechtel Oil，Gas and Chemical，Inc.(“Bechtel”)就SPL项目的1至6号列车的工程、采购和建造签订了一次性交钥匙合同，根据该合同，Bechtel对完成的所有工作收取一次性费用，并通常承担项目成本、进度和性能风险，除非发生某些特定事件，在这种情况下，Bechtel可能会导致SPL进入变更单，或者SPL同意Bechtel提出变更单。

SPL项目6号列车的EPC合同总合同价约为25亿美元，其中包括目前正在建设的第三个海上泊位的估计费用。截至2021年9月30日，我们已根据该合同产生了22亿美元。

再气化设施
 
Sabine Pass LNG终端的运营再气化能力约为4bcf/d，总LNG存储能力约为17bcfe。Sabine Pass LNG终端约2 bcf/d的再气化能力已在两个长期第三方TUA下预留，根据这些TUA，SPLNG的客户无论是否使用LNG终端，都必须支付固定的月费。TotalEnergie Gas&Power North America，Inc.(“Total”)和Chevron U.S.A.Inc.(“Chevron”)各保留了大约1Bcf/d的再气化能力，并有义务在2009年开始的20年内，每年向SPLNG支付总计约1.25亿美元的产能。除某些例外情况外，Total S.A.为道达尔在TUA下的债务提供了高达25亿美元的担保，雪佛龙公司(Chevron Corporation)在其TUA下为雪佛龙的义务提供了高达雪佛龙应支付费用的80%的担保。

剩余的大约2bcf/d的容量已由SPL根据TUA保留。在通货膨胀调整之前，SPL有义务每月向SPLNG支付总计约2.5亿美元的运力付款，至少持续到2036年5月。SPL与道达尔签订了部分TUA分配协议，在SPL项目的第5列列车基本完成后，SPL获得了道达尔与SPLNG的TUA项下提供的几乎所有运力和其他服务。该协议为SPL在Sabine Pass LNG码头提供了额外的停泊和存储能力，可用于在管理LNG货物装卸活动方面提供更大的灵活性，允许SPL更灵活地管理其LNG存储能力，并适应6号列车的开发。尽管道达尔和SPL之间有任何安排，道达尔应向SPLNG支付的款项将继续由道达尔根据其TUA支付给SPLNG。在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月中，SPL根据这份部分TUA转让协议记录了3200万美元的运营和维护费用。在截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月中，SPL根据这项部分TUA转让协议记录了9700万美元的运营和维护费用。

根据每一项TUA，SPLNG有权保留交付给Sabine Pass LNG终端的LNG的2%。
资本资源

我们目前预计，SPL与SPL项目有关的资本资源需求将通过SPA项下的现金流、项目债务以及Cheniere Partners的借款和股权出资提供资金。我们相信，凭借借款净收益、2020年SPL营运资本安排和2019年CQP信贷安排下的可用承诺、运营现金流和Cheniere Partners的股权贡献,SPL将拥有足够的财政资源，以满足其目前预期的与SPL项目第1至第6列有关的资本、运营和偿债要求。此外，如上所述，SPLNG从Tuas产生现金流。
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下表汇总了我们来自Sabine Pass LNG终端的借款和可用承诺的资本资源，不包括对我们子公司的股权贡献和运营现金流(如中所述现金的来源和用途)、2021年9月30日和2020年12月31日(单位：百万)：
9月30日，十二月三十一日，
 20212020
高级笔记(1)$18,278 $17,750 
开出的信用证(2)396 413 
信贷安排下的可用承付款(2)1,554 1,537 
借款和可用承付款的资本资源总额(3)$20,228 $19,700 
(1)包括SPL于2022年3月至2037年9月到期的4.200厘至6.25厘的优先抵押票据(统称为“SPL高级票据”)，以及Cheniere Partners于2025年10月至2032年1月到期的3.250厘至5.625厘的优先票据(统称为“CQP高级票据”)。
(2)包括2020 SPL营运资金安排和2019年CQP信贷安排。
(3)不包括Cheniere借款可能提供的股权以及可用现金和现金等价物。

SPL高级笔记

2037年到期的5.00%高级抵押债券(“2037年高级债券”)的条款由独立的契约(“2037年高级债券契约”)管辖。SPL Indenture和2037年SPL高级票据契约都包含违约条款和事件，以及某些契诺，其中限制了SPL产生额外债务或发行优先股、对股本或次级债务进行某些投资或支付股息或分派、购买、赎回或注销股本、出售或转让资产(包括SPL受限子公司的股本)、限制受限子公司的股息或其他支付、产生留置权、与关联公司进行交易、解散、清算、合并、合并、出售或租赁SPL的全部或几乎所有资产，并签订某些液化天然气销售合同。在许可留置权的规限下，SPL优先债券以平价通行证在第一优先权的基础上，在SPL的所有成员权益和SPL的几乎所有资产中拥有担保权益。除其他要求外，SPL不得进行任何分配，直到按要求将存款存入偿债准备金账户，并满足1.25：1.00的偿债覆盖率测试。

于每一系列优先债券于各自到期日前六个月前的任何时间(2022年特别提款权优先债券除外，2023年到期的优先保证债券为5.625(下称“2023年优先保证债券”)、2024年到期的5.75%优先抵押债券(下称“2024年优先债券”)及2025年到期的5.625优先保证债券(下称“2025年优先债券”)，在此情况下的时间段为有关到期日前三个月。SPL可以赎回价格赎回全部或部分该系列SPL优先债券(2037年SPL优先债券除外，在这种情况下，赎回价格等于管理SPL优先债券的各个契约中规定的“可选赎回”价格)，另加截至赎回日的应计和未付利息(如果有)。特殊目的公司亦可于每一系列特殊目的优先债券各自到期日起计六个月内的任何时间(2022年特殊目的优先债券、2023年特殊目的优先债券、2024年特殊目的优先债券及2025年特殊目的优先债券除外，在此情况下，时间段为各自到期日起计三个月内)赎回全部或部分特殊目的优先债券，赎回价格相等于该系列特殊目的高级债券本金的100%，另加截至赎回日为止的应计及未付利息(如有)。

SPL日后可能会产生额外的债务，包括发行额外的票据，而该等债务的利率可能较高，并具有不同的到期日，以及较SPL目前的未偿还债务更具限制性的契诺，包括SPL优先票据及2020年SPL营运资金安排。2037年SPL高级债券的半年度本金支付将于2025年9月15日开始的每年3月15日和9月15日到期，并根据固定的雕刻摊销时间表全额摊销。

于2021年，SPL签订了一系列票据购买协议，以私募方式出售2037年SPL私募高级担保票据的本金总额约4.82亿美元。根据惯例的成交条件，2037年SPL私募高级担保票据预计将于2021年第四季度发行，净收益将用于对2022年SPL高级票据和相关支付的一部分进行战略性再融资
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费用、成本和开支。2037年SPL私募高级担保债券将全面摊销，加权平均年限超过10年，加权平均利率为3.07%。

2020 SPL营运资金安排

2020年3月，SPL签署了2020年SPL营运资金安排，总承诺额为12亿美元，取代了12亿美元修订和重新调整的SPL营运资金安排(“2015 SPL营运资金安排”)。2020年SPL营运资金安排旨在用于向SPL提供贷款、向SPL提供周转额度贷款以及代表SPL签发信用证，主要用于(1)2015年SPL营运资金安排的再融资，(2)与2020年SPL营运资金安排相关的费用和开支，(3)SPL及其未来子公司的天然气购买义务，以及(4)SPL及其若干未来子公司的一般企业用途。SPL可不时要求增加2020 SPL营运资金安排下的承诺额，最高可达8亿美元。截至2021年9月30日和2020年12月31日，SPL分别有8.04亿美元和7.87亿美元的可用承诺，以及3.96亿美元和4.13亿美元的信用证签发总额。截至2021年9月30日和2020年12月31日，SPL在2020 SPL营运资金安排下没有未偿还的借款。

2020 SPL营运资本安排将于2025年3月19日到期，但如果征得贷款人的同意，可以延长。2020年SPL周转资金安排规定了在惯例情况下的强制性预付款。
2020年SPL周转资金安排包含延长信贷的惯常条件，以及惯常的肯定和否定公约。根据管理其债务的协议，SPL一般在满足12个月前瞻性和回溯性1.25：1.00偿债准备金率测试之前，不得进行某些分配。SPL在2020年SPL营运资金安排项下的责任，以SPL的几乎所有资产以及在SPL及SPL的若干未来附属公司的所有成员权益的质押作为抵押。平价通行证以SPL高级票据的优先留置权为基础。

Cheniere Partners

CQP高级票据

CQP高级债券由Cheniere Partners除SPL以外的每一家子公司以及Sabine Pass LP(每个子公司都是“担保人”，统称为“CQP担保人”)共同和各自担保，并受其担保的某些条件制约。CQP高级债券受同一基础契约(“CQP基础契约”)管辖。2029年到期的4.500厘优先债券(“2029年CQP高级债券”)由第三补充契约规管，2031年CQP优先债券进一步由第五补充契约规管，而2032年CQP优先债券则由第六补充契约规管。管理CQP高级票据的契约包含违约条款和事件，以及某些契约，其中包括限制Cheniere Partners和CQP担保人产生留置权和出售资产、与联属公司进行交易、达成售后回租交易以及合并、合并或出售、租赁或以其他方式处置适用实体的所有或几乎所有财产或资产的能力。

在2029年10月1日之前，Cheniere Partners可以赎回全部或部分适用的CQP优先债券，赎回价格相当于CQP优先债券本金总额的100%，外加管理CQP优先债券的契约中规定的“适用溢价”，另加到赎回日为止的应计和未付利息(如果有)。此外，对于2029年CQP优先债券，Cheniere Partners可在2024年10月1日之前赎回2029年CQP优先债券，2031年3月1日之前赎回2031年CQP优先债券，2025年1月31日之前赎回2032年CQP优先债券，2032年CQP优先债券可赎回不超过本金总额40%的现金，现金金额不超过某些股票发行的现金收益净额，赎回价格相当于2029年CQP优先债券本金总额的104.5。2031年CQP优先债券本金总额的104.000%及2032年CQP优先债券本金总额的103.250%，另加截至赎回日的应计及未偿还利息(如有的话)。Cheniere Partners还可以在2024年10月1日或之后(2029年10月1日至2029年10月1日到期日)赎回CQP优先债券，2026年3月1日至2031年3月1日到期日(2031年3月1日至2031年3月1日)，2032年1月31日至2032年1月31日(2032年1月31日至2032年1月31日到期日)赎回CQP优先债券，赎回全部或部分CQP优先债券，赎回价格载于管理CQP优先债券的各个契约中规定的赎回价格。

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CQP优先债券是Cheniere Partners的优先债务，与Cheniere Partners的其他现有和未来的非次级债务并列，优先于其任何未来的次级债务。若Cheniere Partners的担保债务总额与CQP担保人(CQP高级债券或根据CQP基础契约发行的任何其他系列债券除外)的担保债务总额在任何时间超过(1)15亿美元及(2)有形资产净值的10%，则CQP优先债券的担保程度将与2019年CQP信贷安排下的此类债务相同。2019年CQP信贷安排下的债务以优先顺序(受制于允许的产权负担)为抵押，对Cheniere Partners和CQP担保人以及CQP担保人的几乎所有现有和未来的有形和无形资产和权利以及CQP担保人的股权享有留置权(在每种情况下，2019年CQP信贷安排规定的某些除外财产除外)。担保CQP高级票据的留置权(如果适用)将与其他优先担保债券的持有人平等和按比例分享(受许可留置权的限制)，其中包括2019年CQP信贷便利债券和任何未来额外的优先担保债务债券。

2019 CQP信贷安排

Cheniere Partners在2019年CQP信贷安排下拥有7.5亿美元的循环信贷安排。2019年CQP信贷安排下的借款将用于为SPL项目6号列车的开发和建设提供资金，并用于一般企业用途，但须进行升华，2019年CQP信贷安排也可用于签发信用证。截至2021年9月30日和2020年12月31日，Cheniere Partners拥有7.5亿美元的可用承诺，没有根据2019年CQP信贷安排签发的信用证或未偿还贷款。
2019年CQP信贷安排将于2024年5月29日到期。任何未偿还的余额可在任何时候全部或部分偿还，而无需支付溢价或罚款，但利率违约费除外。2019年CQP信贷安排包含延长信贷的先决条件，以及惯常的肯定和否定契约，并将Cheniere Partners进行限制性付款(包括分配)的能力限制为每财季一次，只要满足某些条件，则每财季一次。
2019年CQP信贷融资由Cheniere Partners和CQP担保人的几乎所有现有和未来的有形和无形资产以及CQP担保人的权利和股权无条件担保，并以优先留置权(受制于允许的产权负担)担保(在每种情况下，2019年CQP信贷融资中规定的某些除外财产除外)。

科珀斯克里斯蒂液化天然气码头

液化设施

我们目前在CCL项目运营三列火车和两个海上泊位。我们分别于2019年2月、2019年8月和2021年3月完成了CCL项目1、2和3号列车的建设并开始商业运营活动。我们获得了FERC的批准，可以从CCL项目中选址、建造和运营总计相当于约875.16 Bcf/Yr(约17Mtpa)的天然气。

除了CCH集团，我们还通过毗邻CCL项目的子公司CCL第三阶段开发Corpus Christi第三阶段。我们于2019年11月获得FERC的批准，将选址、建造和运营七列中型列车，预计总生产能力高达约11.45 Mtpa的液化天然气。

能源部已发出以下命令，授权从Corpus Christi LNG终端通过船只出口国内生产的LNG：
•CCL项目-截至2050年12月31日，自贸协定国家和非自贸协定国家，总计相当于约767 bcf/年(约15Mtpa)的天然气，仅向自贸协定国家额外提供108.16 bcf/年(约2百万吨/年)的天然气，非自贸协定国家的额外容量尚待批准。
•科珀斯克里斯蒂阶段3--自贸协定国家和非自贸协定国家，至2050年12月31日，相当于约582.14桶/年(约11吨/年)的天然气。

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2020年12月，美国能源部宣布了一项新政策，不再将短期出口授权与长期授权分开发放。因此，能源部修改了CCL的每一项长期授权，将短期出口授权包括在内，并取消了短期订单。

顾客

CCL已与第三方签订了固定价格的长期SPA，一般期限为20年(加上延期权利)，CCL项目1至3号列车的加权平均剩余合同长度约为18年(加上延期权利)。根据该等SPA，客户将以离岸价格(“离岸价”)向CCL购买液化天然气，价格包括每MMBtu液化天然气固定费用(部分按年通胀调整)加上每MMBtu液化天然气浮动费用，相当于Henry Hub的约115%。客户可选择取消或暂停LNG货物的交付，但须按照各自SPA的规定提前通知，在这种情况下，客户仍需就因取消或暂停交付而未交付的合同数量支付固定费用。我们将适用于SPA项下的LNG货物交付取消或暂停的费用部分称为SPA项下价格的固定费用部分。我们将仅适用于LNG货物交付的费用部分称为SPA下价格的可变费用部分。CCL与开发CCL项目相关的SPA项下的可变费用是在进入每个SPA时确定的，目的是支付天然气购买和运输以及生产将在每个SPA下销售的液化天然气的液化燃料的成本。根据SPA提供的SPA和合同量并不与特定列车捆绑在一起；但是，每个SPA的期限通常从每个SPA中规定的适用列车的首次商业交付之日开始。
总体而言，第三方SPA客户每年为列车1至3支付的最低固定费用部分约为18亿美元。

此外，Cheniere Marketing还与CCL达成协议，购买：(1)每年约15 TB的液化天然气，有效期至2043年；(2)根据Cheniere Marketing的选择，CCL生产的任何液化天然气超过其他客户的要求；(3)根据CCL与EOG Resources，Inc.之间的IPM天然气供应协议，每年约44 TB的液化天然气，最长至2026年。请参阅营销部分，了解有关Cheniere Marketing签订的协议的更多信息。

天然气运输、储存和供应

为了确保CCL能够将足够的天然气原料输送到Corpus Christi LNG终端，它已经与CCP和某些第三方管道公司签订了运输先例协议，以确保稳定的管道运输能力。CCL已与第三方签订了一项确定的储存服务协议，以协助管理CCL项目天然气需求的可变性。CCL还与第三方签订了授权协议和长期天然气供应合同，并将继续签订此类协议，以确保CCL项目的天然气原料。截至2021年9月30日，CCL已通过剩余期限长达10年的长期天然气供应合同获得了高达2,798 TBtu的天然气原料，其中部分合同取决于某些项目里程碑的实现和其他先决条件。

CCL第三阶段还与第三方签订了长期天然气供应合同，并预计将继续签订此类协议，以确保Corpus Christi第三阶段的天然气原料。截至2021年9月30日，CCL第三阶段已通过剩余期限长达约15年的长期天然气供应合同获得了约3,128 TBtu的天然气原料，这取决于某些项目里程碑的实现和其他先例条件。

CCL和CCL第三阶段的天然气原料交易的一部分是IPM交易，其中天然气生产商根据全球天然气市场价格减去固定液化费和我们产生的某些成本来支付。

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施工

CCL与Bechtel就CCL项目1至3号列车的工程、采购和建造签订了单独的一次性交钥匙合同，根据该合同，Bechtel对完成的所有工作收取一次性费用，并通常承担项目成本、进度和性能风险，除非发生某些特定事件，在这种情况下，Bechtel可能导致CCL签订更改单，或者CCL与Bechtel同意更改单。

Corpus Christi第三阶段的最终投资决定

Corpus Christi阶段3的FID除其他事项外，将需要签订EPC合同，为该项目获得额外的商业支持，并确保必要的融资安排。
    
管道设施

2019年11月，联邦能源研究委员会授权CCP建设和运营科珀斯克里斯蒂第三阶段的管道。该管道将从现有的区域天然气管网中输送科珀斯克里斯蒂第三阶段所需的1.5Bcf/d天然气原料。
资本资源

下表汇总了CCH集团在2021年9月30日和2020年12月31日对CCL项目的借款和可用承诺(不包括Cheniere的股权贡献)的资本资源(以百万为单位)：
9月30日，十二月三十一日，
 20212020
高级笔记(1)$8,471 $7,721 
信贷安排未偿还余额(2)1,761 2,767 
开出的信用证(2)360 293 
信贷安排下的可用承付款(2)840 767 
借款和可用承付款的资本资源总额(3)$11,432 $11,548 
(1)包括CCH于2024年6月至2039年12月到期的2.742厘至7.000厘优先担保票据(统称为“CCH优先票据”)。
(2)包括CCH信贷机制和CCH周转资金机制。
(3)不包括Cheniere借款可能提供的股权以及可用现金和现金等价物。

CCH高级笔记

CCH优先债券由CCH的子公司CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC(各自为CCH担保人，统称为CCH担保人)共同及个别担保。CCH高级票据的契约包含惯常的违约条款和事件，以及限制CCH的能力和受限子公司的能力的某些契约，其中包括：产生额外债务或发行优先股；对会员权益或次级债务或购买、赎回或注销会员权益进行某些投资或支付股息或分派；出售或转让CCH受限子公司的资产，包括会员权益或合伙权益；限制受限子公司向CCH或CCH的任何受限子公司支付股息或其他款项；产生留置权；与关联公司进行交易；解散、清算、合并、合并、出售或租赁CCH及其受限子公司作为整体的全部或几乎所有财产或资产；或允许任何CCH担保人解散、清算、合并、合并、出售或租赁其全部或基本上所有财产和资产。管理CCH高级票据的各个契约中所包括的契约受到一些重要限制和例外的约束。

CCH优先债券是CCH的优先担保债务，优先于CCH的任何及所有未来债务的偿付权，该等债务从属于CCH优先债券，与CCH的其他现有及未来债务具有同等的偿付权，并以相同抵押品抵押CCH优先债券。CCH优先债券以CCH和CCH担保人几乎所有资产的优先担保权益为抵押。
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在每个CCH优先债券各自到期日前六个月之前的任何时间，CCH可赎回全部或部分该系列CCH优先债券，赎回价格相当于适当契约所载的“整体”价格，另加赎回日的应计及未付利息(如有)。在CCH各优先债券到期日起计六个月内的任何时间，CCH可全部或部分赎回该系列的CCH优先债券，赎回价格相等于将赎回的CCH优先债券本金的100%，另加截至赎回日的应计及未付利息(如有)。

CCH信贷安排

CCH在CCH信贷安排下的总承诺额为61亿美元。CCH在CCH信贷安排下的债务以CCH及其子公司的几乎所有资产的优先留置权以及Cheniere CCH Holdco I，LLC对其在CCH的有限责任公司权益的质押为担保。截至2021年9月30日和2020年12月31日，CCH没有可用的承诺，CCH信贷安排下的未偿还贷款分别为18亿美元和26亿美元。

CCH信贷安排将于2024年6月30日到期，本金应于(1)共同条款协议定义的CCL项目完成后三个多月的第一个季度付款日期和(2)参考与CCL项目最后一列投入运营的特定液化天然气买家因未能实现该协议的首次商业交付日期而有权终止其SPA的日期中较早的日期开始每季度支付。预定偿还将基于19年的量身定做的摊销，从列车1至3完成后的第一个完整季度开始，旨在实现预计的最低固定债务偿债覆盖率为1.50：1。

根据CCH信贷安排，CCH须对冲不少于其优先担保债务浮动利率风险的65%。CCH一般不得根据管理其债务的协议作出某些分配，直至完成CCL项目第1至3号列车的建造，为相当于6个月偿债能力的偿债准备金账户提供资金，以及达到至少1.25：1.00的历史偿债覆盖率和固定预计偿债覆盖率。

CCH营运资金安排

CCH在CCH周转基金下的总承诺额为12亿美元。CCH营运资金安排拟用于向CCH提供贷款(“CCH营运资金贷款”)和代表CCH签发信用证，以满足与开发和运营CCL项目相关的某些营运资金需求以及相关业务目的。CCH营运资金安排下的贷款由CCH担保人担保。CCH可不时要求增加CCH营运资金安排下的承诺，最高可达与CCH信贷安排同时订立的共同条款协议所容许的营运资金最高限额。截至2021年9月30日和2020年12月31日，CCH的可用承诺额分别为8.4亿美元和7.67亿美元，未偿还贷款分别为零和1.4亿美元，截至2021年9月30日和2020年12月31日，CCH营运基金项下的信用证签发总额分别为3.6亿美元和2.93亿美元。

CCH营运资金将于2023年6月29日到期，CCH可于任何时间预付CCH营运资金贷款及与提取任何信用证有关的贷款(“CCH LC贷款”)，而无须支付溢价或罚款，并可于三个营业日前通知，并可随时再借款。CCH LC贷款的期限最长为一年。CCH必须至少每年一次将所有CCH营运资金贷款的未偿还本金总额在连续五个工作日内降至零。

CCH周转基金包含延长信贷的先决条件，以及惯常的肯定和否定契约。CCH在CCH营运资金机制下的义务由CCH和CCH担保人的几乎所有资产以及CCH和每个CCH担保人在CCH中的所有会员权益作为抵押。平价通行证与CCH高级票据和CCH信贷安排的基础。

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Cheniere

高级附注

本金总额为2028年到期的4.625厘高级抵押债券(“2028年Cheniere优先债券”)本金总额为20亿美元，所得款项将用于预付Cheniere定期贷款机制下的部分未偿还债务，以及支付相关费用和开支。相关契约(“Cheniere Indenture”)包含惯常的违约条款和事件，以及某些契约，这些契约限制了我们创建留置权或其他产权负担、达成售后回租交易以及与其他实体合并或合并或出售我们所有或几乎所有资产的能力。Cheniere义齿契约受到一些重要限制和例外的约束。

在2023年10月15日之前的任何时间，我们可以赎回价格赎回全部或部分2028年Cheniere优先债券，赎回价格相当于其本金总额的100%，外加到赎回日(但不包括该日)的“适用溢价”和应计未付利息(如有)。我们也可以在2023年10月15日之前的任何时间，赎回2028年Cheniere优先债券本金总额的40%，现金金额不超过某些股票发行的现金收益净额，赎回价格相当于正在赎回的债券本金总额的104.625%，另加到但不包括赎回日的应计和未付利息(如果有)。在2023年10月15日或之后的任何时间，直至2028年10月15日的到期日，我们可以Cheniere Indenture中描述的赎回价格赎回全部或部分2028年Cheniere优先债券。
2028年Cheniere高级债券是我们的一般优先债务，其偿付权优先于我们所有未来债务，根据其条款，这些债务的偿付权明确从属于2028年Cheniere高级票据，并与我们所有其他现有和未来的非从属债务同等享有偿付权。2028年Cheniere高级票据于2021年6月在偿还Cheniere定期贷款机制下所有未偿还债务的同时成为无抵押债券，并在某些情况下可能在未来因吾等产生额外的有担保债务而获得担保。当需要时，2028年Cheniere高级票据将通过留置权获得优先担保，留置权是我们在直接子公司(某些被排除的子公司除外)几乎所有资产和股权的留置权，留置权排名平价通行证拥有确保Cheniere循环信贷安排的留置权。截至2021年9月30日，我们的任何子公司都不为2028年Cheniere高级票据提供担保。未来，2028年Cheniere高级票据将由我们的子公司担保，这些子公司为我们的其他重大债务提供担保。

可转换票据

我们有6.25亿美元的本金总额为4.25%的可转换优先债券将于2045年到期(“2045 Cheniere可转换优先债券”)。我们有权根据我们的选择，在2020年3月15日之后的任何时间赎回全部或部分2045 Cheniere可转换优先债券，赎回价格相当于2045 Cheniere可转换优先债券的累计赎回金额，另加到该赎回日的应计未付利息(如果有)。在2044年12月15日之前，2045 Cheniere可转换优先票据只有在契约中规定的特定情况下才可转换；此后，持有人可以在任何情况下转换其票据。转换率最初相当于2045年Cheniere可转换优先债券本金1,000美元中的7.2265股普通股，相当于每股普通股约138.38美元的初始转换价格(可能会在发生某些特定事件时进行调整)。

我们有权选择以现金、普通股或两者的组合来履行2045 Cheniere可转换优先票据的转换义务。
Cheniere循环信贷安排

我们在Cheniere循环信贷安排下的总承诺额为12.5亿美元。Cheniere循环信贷安排旨在通过贷款和信用证向Cheniere CCH Holdco II，LLC(“CCH HoldCo II”)及其子公司提供股本出资，用于CCL项目的开发，并在满足某些条件的情况下，用于一般企业用途。截至2021年9月30日和2020年12月31日，我们在Cheniere循环信贷安排下分别有13亿美元和11亿美元的可用承诺，以及零和1.24亿美元的已签发信用证总额。截至2021年9月30日和2020年12月31日，我们在Cheniere循环信贷安排下没有未偿还的贷款。

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Cheniere循环信贷安排将于2022年12月13日到期，其中包含声明、担保、肯定和消极契诺，这是像我们这样的公司与参与Cheniere循环信贷安排的贷款人的惯例，这些约定限制了我们进行限制性付款的能力，包括分配，除非满足某些条件，以及对债务、担保、对冲、留置权、投资和关联交易的限制。根据Cheniere循环信贷安排，吾等须确保我们的无限制现金与Cheniere循环信贷安排下的未提取承诺金额之和至少相等于(1)Cheniere循环信贷安排下承诺金额的20%及(2)2亿美元(“流动资金契约”)中较小者。然而，当Cheniere循环信贷机制下的未偿还贷款本金总额加上已提取和未偿还的信用证总额超过Cheniere循环信贷机制下的承诺总额的30%时，流动资金契约将不适用，我们将受不超过5.75：1.00的季度非综合杠杆率契约(“弹性杠杆契约”)的约束。

Cheniere循环信贷融资以我们几乎所有资产的优先担保权益(受制于允许留置权和其他惯例例外)为抵押，包括我们在直接子公司(不包括CCH HoldCo II和某些其他子公司)的权益。

来自子公司的现金收入

我们在Sabine Pass LNG终端的所有权权益通过Cheniere Partners持有。截至2021年9月30日，我们以2.399亿个普通股的形式持有Cheniere Partners 48.6%的有限合伙人权益。我们还拥有Cheniere Partners 100%的普通合伙人权益和奖励分配权。我们有资格从Cheniere Partners获得与我们的所有权权益和激励分配权相关的季度股权分配。

我们还收取为我们的一些子公司提供管理服务的费用。在截至2021年和2020年9月30日的9个月内，我们分别从这些子公司获得了8800万美元和8300万美元的总服务费。

配资计划

在2021年9月，我们的董事会批准了一项长期资本分配计划，其中包括(I)回购、偿还或偿还公司在2024年之前每年约10亿美元的现有债务，(Ii)于2021年第三季度以每股0.33美元的价格开始派发季度股息，2021年11月17日向截至2021年11月3日登记在册的股东支付，以及(Iii)授权重置股份回购计划，如下进一步解释。

股份回购计划

2019年6月3日，我们宣布董事会批准了一项为期3年、价值10亿美元的股票回购计划。2021年9月7日，董事会批准将股票回购计划增加到10亿美元，包括截至2021年9月30日之前授权的任何余额，自2021年10月1日起再延长三年。在截至2021年9月30日的三个月和九个月内，我们以600万美元的价格回购了总计0.1股普通股，加权平均价格为每股83.97美元。在截至2020年9月30日的9个月中，我们以1.55亿美元的价格回购了290万股普通股，加权平均价格为每股53.88美元。截至2021年9月30日，我们有高达5.89亿美元的股票回购计划可用，截至2021年10月1日，这一数字增加到10亿美元。根据股份回购计划，可不时使用多种方式进行回购，其中可能包括公开市场购买、私下协商的交易或其他方式，所有这些都符合美国证券交易委员会的规则和其他适用的法律要求。根据股份回购计划回购普通股的任何股份的时间和金额将由我们的管理层基于市场状况和其他因素来决定。股份回购计划并不要求我们购买任何特定数量的普通股，我们可以随时或不时地酌情修改、暂停或终止。

营销

我们通过我们的整合营销功能来营销和销售液化项目生产的液化天然气，这些液化天然气对其他客户来说是不必要的。我们拥有并将继续开发一系列长期、中期和短期SPA，将商业LNG货物运输和卸货到世界各地。这些数量预计将主要来自液化项目生产的液化天然气，但根据需要从世界各地采购的数量为辅。截至2021年9月30日，我们已销售或有权销售约5,085 TB将交付给客户的液化天然气
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2021年至2045年期间，包括SPA Cheniere Marketing承诺向SPL提供的卷。货物已按FOB价格(在Sabine Pass LNG码头或Corpus Christi LNG码头(视情况而定)交付给客户)或在码头交货(“DAT”)(在客户指定的LNG接收终端交付给客户)。我们租了液化天然气船，用于以DAT方式出售的货物。

Cheniere Marketing拥有未承诺的贸易融资安排，截至2021年9月30日，可用信贷为1.24亿美元，主要用于购买和销售液化天然气，以便在其运营过程中最终转售。融资安排旨在用于为Cheniere Marketing提供预付款、担保或签发信用证或备用信用证。截至2021年9月30日和2020年12月31日，Cheniere Marketing在财务安排下分别有1.01亿美元和3400万美元的备用信用证和未偿还担保。截至2021年9月30日和2020年12月31日，融资安排下的未偿还贷款均为零。Cheniere Marketing为已使用的承诺支付利息或费用。

Cheniere营销公司还拥有一项未承诺信用证安排，截至2021年9月30日，可用信用证金额为3500万美元，用于在其运营过程中签发信用证。截至2021年9月30日，Cheniere Marketing没有根据该安排签发信用证。Cheniere Marketing为已使用的承诺支付费用。
公司及其他活动
 
我们被要求保持公司、一般和行政职能，以服务于我们上述的业务活动。我们的场地或其他项目的发展，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，在我们进行FID之前，除其他外，将需要可接受的商业和融资安排。

我们对Midship Holdings LLC(“Midship Holdings”)进行了股权投资，该公司管理Midship管道公司(“Midship Pipeline Company，LLC”)的业务和事务。Midship Pipeline运营着一个约200英里长的天然气管道项目(“Midship Project”)，目前的输送能力高达110万Dekatherms/天，该管道将阿纳达科盆地的新天然气生产连接到墨西哥湾沿岸市场，包括液化项目的市场。中船项目于2020年4月投入使用。

限制性债务契约

截至2021年9月30日，我们的每一家发行人都遵守了与各自债务协议相关的所有公约。

伦敦银行同业拆借利率

伦敦银行间同业拆借利率的使用预计将在2023年6月前逐步停止。目前尚不清楚伦敦银行间同业拆借利率是否会在该日期之后使用，或者是否会被特定的利率所取代。我们打算继续与我们的贷款人和交易对手合作，以寻求对我们的债务和衍生品协议的任何修订，这些协议在LIBOR停止后目前受到LIBOR的限制，并将继续监测、评估和计划逐步淘汰LIBOR。

50

现金的来源和用途

下表汇总了截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月我们的现金、现金等价物和限制性现金的来源和使用(以百万为单位)。该表按收付实现制列示资本支出；因此，这些数额不同于本报告其他部分提及的资本支出数额，包括应计费用。对这些项目的其他讨论如下表所示。
截至9月30日的9个月，
20212020
现金、现金等价物和限制性现金的来源：
经营活动提供的净现金$2,057 $765 
出售固定资产所得68 — 
发行债券所得款项4,104 7,683 
其他8 — 
$6,237 $8,448 
现金、现金等价物和限制性现金的使用：
财产、厂房和设备$(761)$(1,437)
权益法投资— (100)
偿还债务(4,276)(6,324)
债务发行和其他融资成本(38)(124)
债务修改或清偿费用(67)(170)
对非控股权益的分配(483)(468)
与股票薪酬的预扣税款有关的付款(47)(43)
普通股回购(6)(155)
其他(14)(8)
(5,692)(8,829)
现金、现金等价物和限制性现金净增(减)$545 $(381)

营运现金流

在截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月中，我们的运营现金净流入分别为20.57亿美元和7.65亿美元。与2020年相比，2021年营运现金流入增加12.92亿美元，主要原因是由于每MMBtu的收入增加和LNG交货量增加，来自LNG货物销售的现金收入增加，以及由于截至2021年9月30日的九个月LNG和天然气市场的大幅波动，来自LNG的贡献高于正常水平，以及天然气组合优化活动。部分抵消了这些运营现金流入的是，由于天然气原料成本上升和支付可转换票据的实物支付利息，运营现金流出增加。

出售固定资产所得

在截至2021年9月30日的9个月内，我们通过剥离非核心土地持有的资产获得了6800万美元的固定资产销售收益。

发行债务、偿还债务、债务发行和其他融资成本以及债务修改或清偿成本的收益

在截至2021年9月30日的九个月内，我们发行了本金总额为34.5亿美元的优先票据，并在我们的信贷安排下借入了总计6.54亿美元。这些发行和借款的收益连同手头现金用于赎回优先票据本金总额21.72亿美元，偿还2021年Cheniere可转换票据4.76亿美元，并根据我们的信贷安排预付18.08亿美元未偿还借款总额。我们产生了3800万美元与这些发行相关的债务发行成本，以及6700万美元与这些赎回和偿还相关的债务修改或清偿成本，主要用于支付提前赎回费用和注销未摊销发行成本。

于截至二零二零年九月三十日止九个月内，我们发行了本金总额为47.69亿美元的优先票据，并借入总额为29.19亿美元的信贷安排。该等发行及借款所得款项连同手头现金将用于赎回2021年SPL高级债券本金总额20亿美元、赎回或购回15.13亿美元可转换票据及预付28.11亿美元未偿还总额。
51

在我们的信贷安排下的借款。我们产生了1.24亿美元的债务发行成本，与这些发行和2020 SPL营运资本安排的关闭相关，并产生了1.7亿美元的债务修改或清偿成本，与这些赎回和偿还相关，主要用于支付提前赎回费用和注销未摊销的发行成本。

物业、厂房及设备

物业、厂房和设备的现金流出主要用于液化项目的建筑成本。这些成本被资本化为在建工程，直到基本完工。此外，我们购买了紧邻CCL项目的土地，以供未来可能的扩建用途。

对非控股权益的分配

我们拥有Cheniere Partners 48.6%的有限合伙人权益，其余非控股权益由黑石、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有，Cheniere Partners在截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月期间向他们支付了分派。

普通股回购

在截至2021年和2020年9月30日的9个月内，我们分别支付了600万美元和1.55亿美元，根据我们的股份回购计划，分别回购了约10万股和290万股普通股。

表外安排
 
截至2021年9月30日，我们没有交易符合表外安排的定义，这些交易可能会对我们的综合财务状况或经营业绩产生当前或未来的实质性影响。

关键会计估算摘要

按照公认会计准则编制合并财务报表要求管理层作出某些估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表和附注中报告的金额。我们的关键会计估计与我们在我们的截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告.
最新会计准则

有关最近发布的会计准则的摘要，请参阅附注1--业务性质和列报依据我们的合并财务报表附注。

项目3.关于市场风险的定量和定性披露
 
营销与交易商品价格风险

我们已就SPL项目、CCL项目以及Corpus Christi阶段3(“液化供应衍生产品”)未来的潜在开发签订了包括天然气供应合同在内的商品衍生产品。我们还签订了实物和金融衍生品，以对冲大宗商品市场的风险敞口，在大宗商品市场，我们签订了买卖实物液化天然气的合同安排(统称为“液化天然气交易衍生品”)。为了测试液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值对基础商品价格变化的敏感性，管理层分别模拟了每个交割地点天然气商品价格变化10%和液化天然气商品价格变化10%，如下所示(以百万为单位)：
2021年9月30日2020年12月31日
公允价值公允价值变动公允价值公允价值变动
液化供应衍生产品$(2,629)$763 $240 $204 
液化天然气交易衍生品(1,113)168 (134)44 

看见附注6-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅。
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利率风险

当我们产生与项目融资相关的债务时，我们主要面临利率风险。利率风险在一定程度上是通过用不同期限的固定利率债务取代未偿还的浮动利率债务来管理的。CCH已订立利率掉期合约，以对冲CCH信贷安排(“CCH利率衍生工具”)项下部分浮动利率付款的波动性风险。为了测试CCH利率衍生工具的公允价值对利率变动的敏感度，管理层模拟了CCH利率衍生工具剩余条款的远期一个月LIBOR曲线10%的变化如下(以百万为单位)：
2021年9月30日2020年12月31日
公允价值公允价值变动公允价值公允价值变动
CCH利率衍生品$(67)$— $(140)$1 

看见附注6-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅。

外币兑换风险

我们已订立外币兑换(“外汇”)合约，以对冲与美国以外国家业务有关的货币风险(“外汇衍生工具”)。为了测试外汇衍生工具的公允价值对外汇汇率变化的敏感性，管理层模拟了美元和适用外币之间10%的外汇汇率变化，如下所示(以百万为单位)：
2021年9月30日2020年12月31日
公允价值公允价值变动公允价值公允价值变动
外汇衍生品$9 $1 $(22)$2 

看见附注6-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅。

项目4.控制和程序
 
我们维持一套披露控制和程序，旨在确保我们根据交易法提交的报告中要求我们披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。截至本报告所述期间结束时，我们在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督下，在管理层的参与下，根据《交易所法案》第13a-15条评估了我们的信息披露控制和程序的有效性。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序是有效的。
 
在最近一个财政季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
53

第二部分：其他信息

项目1.法律程序

我们未来可能会作为各种法律程序的一方参与到正常业务过程中。我们定期分析当前信息，并在必要时为最终处置这些事项可能产生的负债提供应计项目。除以下讨论外，我们的截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告.

2018年2月，管道和危险材料安全管理局(PHMSA)就Sabine Pass LNG终端一个储罐的轻微液化天然气泄漏和第二个储罐的轻微蒸汽泄漏向SPL发出了纠正行动令(CAO)。在我们进行分析、维修和修复期间，这两个储罐已经停止使用。2018年4月20日，SPL和PHMSA签署了一项同意协议和命令(“同意命令”)，以取代和取代CAO。2019年7月9日，PHMSA和FERC发布了一封联名信，列出了在SPL使坦克恢复服务之前所需满足的操作条件。2021年7月，PHMSA发布了一份可能违反通知(NOPV)，并提议对SPL进行民事处罚，指控其违反了与2018年SPL储罐事件相关的联邦管道安全法规，并提议对SPL处以总计2214,900美元的民事罚款。2021年9月16日，PHMSA发布了修订后的NOPV，将拟议的罚款减少到1,458,200美元。2021年10月12日，SPL对修订后的NOPV做出回应，选择不对修订后的NOPV中的涉嫌违规行为提出异议，并选择支付拟议的减轻罚款。SPL继续与PHMSA和FERC协调，以解决与2018年2月泄漏有关的事项，包括修复方法和相关分析。我们预计NOPV的同意令和相关分析、维修和补救或解决方案不会对我们的财务业绩或运营产生重大不利影响。

第1A项。风险因素
 
我们披露的风险因素没有发生实质性变化截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告.

第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用

发行人及关联购买人购买股权证券

下表汇总了截至2021年9月30日的三个月的股票回购：
期间购买的股份总数(%1)每股平均支付价格(2)作为公开宣布的计划的一部分而购买的股份总数根据该计划可能尚未购买的股份的大约美元价值(3)
July 1 - 31, 202193,008$85.3144,100$592,272,032
August 1 - 31, 202132,019$84.6230,500$589,692,332
2021年9月1日至30日2,500$85.432,500$589,478,717
总计
127,527$85.1477,100
(1)包括我们的股份补偿计划参与者交还给我们的已发行股份，以支付在授予股份补偿奖励时适用的预扣税款。参与者交出的关联股份将根据计划和奖励协议的条款进行回购，而不是作为公开宣布的股份回购计划的一部分。
(2)每股支付的价格是根据我们回购股票时普通股的平均交易价格计算的。
(3)2019年6月3日，我们宣布董事会批准了一项为期3年、价值10亿美元的股票回购计划。2021年9月7日，董事会批准将股票回购计划增加到10亿美元，包括截至2021年9月30日之前授权的任何余额，自2021年10月1日起再延长三年。有关其他信息，请参阅股份回购计划在……里面流动性与资本资源.

54

项目6.展品
证物编号：描述
4.1
第五份补充契约，日期为2021年8月24日，其中CCH为发行人，CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC为担保人，纽约梅隆银行为受托人(通过引用CCH于2021年8月24日提交的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会文件第333-215435号)的附件4.1并入)
4.2
第六份补充契约，日期为2021年9月27日，由Cheniere Partners、其担保人一方和纽约梅隆银行作为该契约下的受托人(通过参考Cheniere Partners于2021年9月27日提交的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会档案第001-33366号)附件4.1合并而成)
10.1*
SPL和贝克特尔石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设一次总付协议的变更单：(I)2021年7月6日的CO-00049新冠肺炎影响2021年第二季度的变更单；(Ii)2021年7月6日的CO-00050第三铺位加油船改装-基础投资前；(Iii)2021年9月8日的CO-00051热氧化器控制变更；(Iv)2021年9月8日的CO-00052第三泊位备用信标和额外电缆桥架的变更2021和(V)更换1411号机组的CO-0053列车6号变速箱总成，日期为2021年9月24日
10.2*
第三次修订和重新签署的共同条款协议第一修正案，日期为2021年7月26日，由SPL作为借款人、有担保债务持有人集团代表方、有担保对冲代表方、有担保天然气对冲代表方以及法国兴业银行作为共同担保受托人和债权人间代理人
10.3
公司与杰克·A·福斯科的第二次雇佣协议修正案，日期为2021年8月11日(合并通过参考公司于2021年8月13日提交的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会档案第001-16383号)附件10.1)
10.4
登记权利协议，日期为2021年8月24日，担保人为CCH和CCL的CCP和科珀斯克里斯蒂管道有限责任公司，以及作为买方代表的摩根士丹利公司(通过引用CCH于2021年8月24日提交的当前8-K报表(美国证券交易委员会文件第333-215435号)附件10.1并入)
10.5
Cheniere Partners、其担保方和加拿大皇家银行资本市场有限责任公司之间的注册权协议，日期为2021年9月27日(通过参考Cheniere Partners于2021年9月27日提交的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会文件第001-33366号)附件10.1合并)
31.1*
《交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条规定的首席执行官的证明
31.2*
《交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条要求首席财务官出具证明
32.1**
首席执行官依据《美国法典》第18编第1350条所作的证明，该条款是根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的
32.2**
首席财务官依据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条的证明
101.INS*XBRL实例文档
101.SCH*XBRL分类扩展架构文档
101.CAL*XBRL分类扩展计算链接库文档
101.DEF*XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.LAB*XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.PRE*XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104*封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
*现提交本局。
**随信提供。
55


签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
Cheniere能源公司
  
日期：2021年11月3日发信人：/s/扎克·戴维斯
扎克·戴维斯
高级副总裁和首席财务官
(代表注册人及
担任首席财务官)
日期：2021年11月3日发信人：/s/伦纳德·E·特拉维斯
伦纳德·E·特拉维斯
高级副总裁与首席会计官
 (代表注册人及
担任首席会计官)
56