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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
☒ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止2022年12月31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
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 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是 ☒
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。
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| 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提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
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 ☒
注册人的非关联公司持有的注册人普通股的总市值约为#美元。33.4截至2022年6月30日。
截至2023年2月17日，发行人拥有243,703,983已发行普通股。
通过引用并入的文件：注册人年度股东大会的最终委托书(将在注册人的财政年度结束后120天内提交)通过引用并入第三部分。
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| 第一部分 |
| 项目1.和2.业务和物业 | 4 |
| 第1A项。风险因素 | 18 |
| 项目1B。未解决的员工意见 | 29 |
| 项目3.法律诉讼 | 30 |
| 项目4.矿山安全信息披露 | 30 |
| 第II部 |
| 项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券 | 31 |
| 第六项。[已保留] | 32 |
| 项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 33 |
| 第7A项。关于市场风险的定量和定性披露 | 53 |
| 项目8.财务报表和补充数据 | 54 |
| 项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 102 |
| 第9A项。控制和程序 | 102 |
| 项目9B。其他信息 | 102 |
| 项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 102 |
| 第三部分 |
| 项目14.首席会计师费用和服务 | 103 |
| 第四部分 |
| 项目15.证物和财务报表附表 | 104 |
| 项目16.表格10-K摘要 | 126 |
| 签名 | 127 |
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定义
如本年度报告所用，下列术语具有以下含义：
常见行业和其他术语
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| ASU | | 会计准则更新 |
| Bcf | | 十亿立方英尺 |
| Bcf/d | | 10亿立方英尺/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 |
| FASB | | 财务会计准则委员会 |
| FERC | | 联邦能源管理委员会 |
| FID | | 最终投资决策 |
| 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协议 | | 综合产销协议，其中天然气生产商按全球液化天然气指数价格减去固定液化费、运费和其他成本向美国销售天然气 |
| 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 |
| 软性 | | 有担保的隔夜融资利率 |
| 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 |
略论法人主体结构
下图描述了我们截至2022年12月31日的简化法人实体结构，包括我们对某些子公司的所有权，以及本年度报告中使用的对这些实体的引用：
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CQP。
2022年6月，作为Cheniere附属公司内部重组的一部分，Cheniere将其在Corpus Christi LLC(“CCL III阶段”)(前Cheniere的全资直属子公司)的股权转让给CCH，CCL III阶段随后与CCL合并并并入CCL，CCL是合并后的幸存实体和CCH的全资子公司。
本年度报告包含的某些陈述属于或可能被视为“前瞻性陈述”，符合1933年证券法(“证券法”)第27A条和1934年证券交易法(“交易法”)第21E节的含义。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，包括资本支出的意图、能力、程度和时间、债务偿还、股息、股票回购和资本分配计划的执行；
•关于我们未来流动资金来源和现金需求的报表；
•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；
•任何其他与非历史相关的陈述L或未来信息；以及
•中描述的其他因素第1A项。风险因素在这份Form 10-K年度报告中。
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。在一些情况下，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”等术语来识别，“此类术语或其他类似术语的负面影响。本年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根据目前已知的市场状况和其他因素做出的最佳判断。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。我们告诫，本年度报告中所载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。由于本年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。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布之日发表，除法律要求外，我们没有义务更新或修改任何前瞻性陈述，也没有义务提供实际结果可能不同的原因，无论是由于新的信息。, 未来的事件或其他。
第一部分
项目1.和2.业务和财产
一般信息
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。
液化天然气是液态天然气(甲烷)。我们生产的液化天然气被运往世界各地，重新转化为天然气(称为再气化)，然后通过管道运输到家庭和企业，用作取暖、烹饪和其他工业用途必不可少的能源。天然气是一种燃烧更清洁、储量丰富、价格合理的能源。当液化天然气被转换回天然气时，它可以代替煤炭使用，这减少了传统上燃烧化石燃料产生的污染量，比如进入我们呼吸的空气的二氧化硫和颗粒物。此外，与煤炭相比，它产生的碳排放要少得多。通过液化天然气，我们能够将其体积减少600倍，这样我们就可以将其装载到专门设计的液化天然气运输船上，以保持液化天然气的低温和液态，以便高效地向海外运输。
根据我们运营中的液化设施的总运营生产能力，我们是美国最大的液化天然气生产商和全球第二大液化天然气运营商，截至2022年12月31日，我们的液化设施总生产能力约为4500万吨/年。
我们拥有并运营位于路易斯安那州卡梅隆教区Sabine Pass(“Sabine Pass LNG终端”)的天然气液化和出口设施，这是世界上最大的液化天然气生产设施之一，通过我们在CQP的所有权权益和管理协议，CQP是我们于2007年成立的上市有限合伙企业。截至2022年12月31日，我们拥有CQP 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益。Sabine Pass LNG终端有6个运营列车，其中第6列车已于2022年2月4日基本完工，总运营产能约为30 Mtpa的液化天然气(“SPL项目”)。Sabine Pass LNG码头还有三个海上泊位，第三个泊位已于2022年10月27日基本完工，其中两个泊位可容纳标称能力高达266,000立方米的船只，第三个泊位可容纳名义能力高达200,000立方米的船只，以及可运营的再气化设施，其中包括五个总容量约为17 Bcfe的LNG储罐和约4 Bcf/d的再气化能力。Sabine Pass LNG终端还包括一条94英里长的管道，该管道由CQP的子公司CTPL拥有，将我们的设施与几条州际和州内管道(“Creole Trail管道”)连接起来。
我们亦拥有及营运位于德克萨斯州Corpus Christi(“Corpus Christi LNG终端”)附近的天然气液化及出口设施(“Corpus Christi LNG终端”)，该设施拥有天然气液化设施，由三辆营运列车组成，总营运产能约为15Mtpa，三个液化天然气储罐的总容量约为10Bcfe，以及两个船用泊位，每个泊位可容纳标称容量高达266,000立方米的船只。此外，我们正在扩建Corpus Christi液化天然气终端(“Corpus Christi第3阶段项目”)，以容纳多达7列中型列车，预计总运营产能超过1000万吨液化天然气。2022年6月，我们的董事会对Corpus Christi 3期项目做出了积极的FID决定，并发布了全面的通知，从2022年6月16日起开始建设贝克特尔。关于积极的FID，CCL第三阶段(我们通过该阶段开发和建设Corpus Christi第3阶段项目)被贡献给CCH，随后与CCL合并并并入CCL，CCL是合并后的幸存实体和CCH的全资子公司。我们还拥有并通过CCP拥有和运营一条21.5英里长的天然气供应管道，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”，以及现有的运营列车、中型列车、储罐和海上泊位，称为“CCL项目”)连接起来。
我们与客户的长期合作构成了我们业务的基础，并为我们提供了可观、稳定、长期的现金流。根据SPA和IPM协议，我们已经承包了我们几乎所有的预期产能，根据SPA，我们的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协议，天然气生产商以全球LNG指数价格减去固定液化费、运输和其他成本向我们销售天然气。通过我们的SPA和IPM协议，我们已经签订了大约95%的SPL项目和CCL项目预期总产量的合同(统称为
液化项目“)，包括为支持Corpus Christi LNG终端在Corpus Christi第3阶段项目之后的额外液化能力而签署的合同。剔除期限不到10年的合同以及为支持Corpus Christi LNG终端在Corpus Christi第3阶段项目之后的额外液化能力而签署的合同，截至2022年12月31日，我们的水疗中心和IPM协议的加权平均剩余寿命约为17年。我们还通过我们的综合营销功能，营销和销售未由CCL或SPL承包的液化项目生产的液化天然气。有关本公司收入安排下的合约未来现金流量的进一步讨论，请参阅流动性与资本资源项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
我们仍然专注于安全、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。2022年9月，我们的某些子公司根据《国家环境政策法案》向FERC进入备案前审查程序，以便在CCL项目附近进行扩建，该项目包括两个中型列车，预计总产能约为300万吨液化天然气(“CCL中型列车8和9”)。发展CCL中型列车8和9或其他项目，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，将需要可接受的商业和融资安排，然后我们才能做出积极的FID。
我们的业务战略
我们的主要业务战略是成为向全球终端客户提供全方位服务的液化天然气供应商。我们通过拥有、建造和运营液化天然气和天然气基础设施来实现这一目标，以满足我们长期客户的能源需求，并：
•安全、高效、可靠地运营和维护我们的资产；
•向我们的设施采购天然气和管道运输能力；
•通过目的地的灵活性、不提货的选择以及价格和地理位置的多样性为客户提供价值；
•继续获得长期客户合同，以支持我们计划的扩张，包括在Corpus Christi第3阶段项目之外的潜在扩张项目的FID；
•安全、按时、按预算完成扩建建设项目；
•最大限度地提高液化天然气的产量以服务于我们的客户，并产生稳定的收入和运营现金流；
•保持灵活的资本结构，为收购、开发、建设和运营供应客户所需的能源资产提供资金；
•执行我们的“以上所有”资本分配战略，重点是加强我们的资产负债表，为有财务纪律的增长提供资金，并将资本返还给我们的股东；
•从战略上确定可行的环境解决方案。
我们的业务
我们于2016年2月发运了第一批液化天然气货物，截至2023年2月17日，液化项目已累计生产、装船和出口液化天然气约2650批，总计超过1.8亿吨。我们的液化天然气已运往全球39个国家和地区。
下面是对我们业务的讨论。有关我们与这些业务相关的合同义务和现金需求的进一步讨论，请参阅流动性与资本资源项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
萨宾帕斯液化天然气终端
液化设施
SPL项目，如上文标题下所述一般信息，是世界上最大的液化天然气生产设施之一，拥有六列火车和三个海上泊位。
以下汇总了截至2050年12月31日，我们从FERC获得的现场、建造和运营SPL项目的批准的天然气数量，以及我们从能源部收到的授权从Sabine Pass LNG终端通过船只出口国内生产的LNG的订单：
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| FERC批准的卷 | | 能源部批准的数量 |
| (Bcf/Yr) | | (Mtpa) | | (Bcf/Yr) | | (Mtpa) |
| 自贸区国家 | 1,661.94 | | 33 | | 1,661.94 | | 33 |
| 非自贸协定国家 | 1,661.94 | | 33 | | 1,661.94 | | 33 |
天然气供应、运输和储存
SPL通过长期天然气供应协议，包括IPM协议，获得了Sabine Pass LNG终端的天然气原料。此外，为了确保SPL能够将天然气原料运输到Sabine Pass LNG终端并管理库存水平，该公司已与第三方签订了明确的管道运输和储存合同。
再气化设施
Sabine Pass LNG终端，如上文标题下所述一般信息，运营再气化能力约为4bcf/d，总液化天然气储存能力约为17bcfe。SPLNG与TotalEnergie Gas&Power North America，Inc.(“TotalEnergy”)签订了一份为期1 Bcf/d的长期第三方TUA，根据该协议，TotalEnergy必须支付固定的月费，无论它是否使用他们预留的再气化能力。在2022年12月31日生效的取消之前，SPLNG还与雪佛龙签订了1 Bcf/d的TUA。SPL根据TUA保留了大约2bcf/d的剩余容量。SPL还与TotalEnergy签订了部分TUA分配协议，如注13--收入我们的合并财务报表附注。
科珀斯克里斯蒂液化天然气码头
液化设施
CCL项目，如上文标题下所述一般信息包括三列火车和两个海上泊位，以及建设科珀斯克里斯蒂第三阶段项目，最多有七列中型火车。此外，2022年9月，我们的某些子公司根据CCL中型列车8和9号列车的国家环境政策法案，进入了向FERC提交备案前审查程序。
下表汇总了截至2023年1月31日科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的项目完成和建设状况：
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| 项目总完成率 | | 24.5% |
| 完成百分比： | | |
| 工程学 | | 41.3% |
| 采购 | | 36.9% |
| 分包工程 | | 29.5% |
| 施工 | | 2.2% |
| 预计基本完工日期 | | 2H 2025 - 1H 2027 |
以下摘要列出了截至2050年12月31日，我们从FERC获得的现场、建造和运营CCL项目的批准的天然气数量，以及我们从能源部收到的授权从Corpus Christi LNG终端通过船只出口国内生产的LNG的订单：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| FERC批准的卷 | | 能源部批准的数量 |
| (Bcf/Yr) | | (Mtpa) | | (Bcf/Yr) | | (Mtpa) |
| CCL项目的1至3次列车： | | | | | | | |
| 自贸区国家 | 875.16 | | 17 | | 875.16 | | 17 |
| 非自贸协定国家 | 875.16 | | 17 | | 875.16 | | 17 |
| 语料库克里斯蒂第三阶段项目： | | | | | | | |
| 自贸区国家 | 582.14 | | 11.45 | | 582.14 | | 11.45 |
| 非自贸协定国家 | 582.14 | | 11.45 | | 582.14 | | 11.45 |
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Corpus Christi第三阶段项目的管道，该管道旨在从现有的区域天然气管网中输送Corpus Christi第三阶段项目所需的1.5Bcf/d天然气原料。
天然气供应、运输和储存
CCL通过传统的长期天然气供应和IPM协议，为Corpus Christi LNG终端获得了天然气原料。此外，为了确保CCL能够将天然气原料运输和管理到Corpus Christi LNG终端，它已经签署了运输先例和其他协议，以确保从第三方获得稳固的管道运输和存储能力。
此外，如中所述附注18--其他非流动资产，净额在我们的合并财务报表附注中，我们于2022年6月通过我们的全资子公司Cheniere ADCC Investments，LLC收购了ADCC管道有限责任公司(“ADCC管道”)30%的股权。ADCC管道将开发、拥有、建设和运营一个连接Agua Dulce天然气枢纽和CCL项目的约42英里长的天然气管道项目。
营销
我们通过Cheniere营销，我们的综合营销功能，向其他客户营销和销售液化项目生产的液化天然气，这些液化项目没有被CCL或SPL承包。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货物运输和交付到世界各地。
顾客
有关我们的客户合同的信息可在流动性与资本资源项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析有关其他信息，请参阅注21-客户集中度我们的合并财务报表附注。
下表显示了来自外部客户的收入占总收入的10%或更多的客户：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 外部客户总收入的百分比 |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
BG墨西哥湾沿岸液化天然气有限责任公司及其附属公司 | | | | | | * | | 12% | | 14% |
Naturgy LNG GOM有限公司 | | | | | | * | | 12% | | 12% |
韩国天然气公司 | | | | | | * | | 10% | | 10% |
盖尔(印度)有限公司 | | | | | | * | | * | | 10% |
| | | | | | | | | | |
*低于10%
所有上述客户都通过SPA合同为我们的液化天然气收入做出了贡献。
政府监管
我们的液化天然气终端和管道受到联邦、州和地方法规、规则、法规和法律的广泛监管。这些法律要求我们与适当的联邦和州机构进行协商，并获得和维护适用的许可证和其他授权。这些严格的监管要求增加了建设和运营的成本，如果不遵守这些法律，可能会导致重大处罚和/或失去必要的授权。
联邦能源管理委员会
我们液化设施的设计、建造、运营、维护和扩建，液化天然气的进出口，以及通过我们的管道(包括我们的克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道)在州际商业中购买和运输天然气，都是严格受监管的活动，受FERC根据1938年《天然气法》(修订后的《NGA》)的管辖。根据NGA，FERC的管辖权一般延伸到州际商业中的天然气运输、州际商业中为转售而销售的天然气、从事此类运输或销售的天然气公司以及液化天然气终端和州际天然气管道的建设、运营、维护和扩建。
FERC监管州际天然气管道及其提供的服务的权力一般包括以下监管：
•天然气运输、储存和相关服务的费率和收费以及条款和条件；
•新设施的认证和建造以及现有设施的改造；
•服务和设施的扩展和废弃；
•管理会计和财务报告条例，包括维持账目和记录；
•购置和处置设施；
•服务的开始和终止；以及
•各种其他的事情。
根据NGA，我们的管道不允许在费率或服务条款和条件方面不适当地歧视或给予任何托运人，包括其自己的营销附属公司。这些费率、条款和条件必须是公开的，并提交给FERC。与管道监管相反，FERC不要求液化天然气终端所有者以基于成本或受监管的费率提供开放接入服务。尽管制定FERC在这一领域政策的条款已于2015年1月1日到期，但我们没有看到FERC打算改变其在这一领域的政策的迹象。2022年2月18日，FERC更新了其1999年关于认证新的州际天然气设施的政策声明和FERC决策过程的框架，修改了FERC用于评估申请的标准，以包括除其他外，可能归因于该项目的合理可预见的温室气体排放以及该项目对环境正义社区的影响。2022年3月24日，FERC撤回了政策声明，重新发布了草案，目前仍悬而未决。目前，我们预计这不会对我们的运营产生实质性的不利影响。
我们被允许根据FERC颁发的全面营销证书在州际商业中转售天然气，同时向我们的营销附属公司颁发了我们的公共便利性和必要性证书。我们的天然气销售将受到管道运输的可用性、条款和成本的影响。如上所述，获得管道运输的价格和条款受到广泛的联邦和州监管。
为了选址、建造和运营我们的液化天然气终端，我们获得了FERC根据NGA第3条的授权，并被要求保持授权，以及其他材料政府和监管部门的批准和许可。2005年能源政策法案(“EPAct”)修订了NGA的第3条，以确立或澄清FERC批准或拒绝LNG终端选址、建设、扩建或运营申请的专有权力，除非EPAct对NGA的修正案另有规定。例如，EPAct对NGA的修正案没有任何意图影响其他适用的法律，这些法律涉及任何其他联邦机构与液化天然气终端有关的权力或责任，或根据联邦法律行事的州的权力或责任。
FERC于2012年4月发布了授予第3条授权的最终命令(“命令”)，批准了我们根据NGA第3条提出的命令申请，授权SPL项目1至4号列车(及相关设施)的选址、建造和运营。随后，在2012年5月，FERC发出书面批准，开始1至4号列车的场地准备工作。2012年10月，我们申请修改FERC的批准，以反映对SPL项目的某些修改，并于2013年8月，FERC发布了批准这些修改的命令。2013年10月，我们申请进一步修改FERC的批准，请求授权将1至4号列车的总允许液化天然气产能从当时批准的803 Bcf/年提高到1,006 Bcf/Yr，以更准确地反映1至4号列车的估计最大LNG产能。2014年2月，FERC发布了批准2013年10月申请的命令(“2014年2月命令”)。诉讼的一方要求对2014年2月的命令进行重审，2014年9月，联邦司法审查委员会发布了一项命令，拒绝重审请求(“联邦司法审查委员会拒绝重审的命令”)。该方向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(“上诉法院”)请愿，要求复审2014年2月的命令和FERC拒绝重审的命令。法院在2016年6月驳回了这份请愿书。2013年9月，我们向FERC提交了一份申请，要求授权在SPL项目中增加5号和6号列车，FERC在2015年4月发布的命令和2015年6月发布的拒绝重审的命令中批准了这一申请。这些命令不受上诉法院的审查。2018年10月，SPL向FERC申请授权，在Sabine Pass LNG码头设施中增加第三个海上泊位, FERC于2020年2月批准了该法案。FERC于2020年6月发出书面批准，开始第三个泊位的场地准备工作。
克里奥尔步道管道与Sabine Pass LNG终端互连，持有根据NGA第7条从FERC获得的公共便利性和必要性证书。克里奥尔步道管道是一条受监管的州际天然气管道，在对其进行任何修改之前，需要得到联邦能源研究委员会根据NGA第7条的批准，以及其他几项政府和监管部门的批准和许可。2013年2月，FERC批准了CTPL建造、拥有、运营和维护某些新设施的授权申请，以实现克里奥尔步道管道系统的双向天然气流动，从而允许每天向Sabine Pass LNG终端输送高达1,530,000 Dekatherm的原料气。2013年11月，CTPL获得路易斯安那州环境质量部(“LDEQ”)对拟议修改的批准，并于2015年完成施工。2013年9月，作为第5次和第6次列车申请的一部分，我们向FERC提交了一份申请，要求授权建造和运营克里奥尔步道管道和相关设施的延长和扩建，以向Sabine Pass LNG终端输送更多国内天然气供应，FERC在2015年4月发布的命令和2015年6月发布的拒绝重审的命令中批准了这一申请。这些命令不受上诉法院的审查。
2014年12月，FERC发布了一项命令，授权CCL根据《公共交通条例》第3节的规定，为CCL项目选址、建造和运营列车1至3，并根据《NGA》第7(C)条，授权建造和运营Corpus Christi管道，签发了一份公共便利和必要性证书(“2014年12月命令”)。诉讼的一方要求重审2014年12月的命令，2015年5月，FERC否认重审(“拒绝重审的命令”)。该方向有关上诉法院请愿，要求复审2014年12月的命令和拒绝重审的命令；2016年11月4日，该请愿被驳回。2018年6月，CCL第三阶段、CCL和CCP向FERC提交了一份申请，要求根据新法规第3条的规定授权在现有CCL项目和管道位置选址、建造和运营Corpus Christi第3阶段项目。2019年11月，FERC批准了Corpus Christi Stage 3项目。科珀斯克里斯蒂第三阶段项目包括增加七列中型列车和相关设施。该命令不受上诉法院审查。2020年，联邦能源监管委员会授权CCP临时建造和运营Corpus Christi第三阶段项目(辛顿压气站1号机组)的一部分，独立于剩余的Corpus Christi第三阶段项目设施，后者于2020年12月获得联邦能源监管委员会的批准投入使用。2022年9月，我们的某些子公司根据CCL中型列车8和9号列车的国家环境政策法案，进入了向FERC提交备案前审查程序。
2019年9月27日，CCL和SPL根据NGA第3条向FERC提交了一份请求，请求授权将每个终端的LNG总产能从目前授权的水平增加到更准确地反映每个设施的能力的数量，该数量基于工程、设计和建设过程中的增强，以及迄今的运营经验。所要求的授权不涉及建造新设施。还向能源部提交了相应的授权出口增量卷的申请。美国能源部于2020年4月发布命令，授权向自贸协定国家出口液化天然气，并于2022年3月向非自贸协定国家出口液化天然气。2021年10月，FERC根据NGA第3条发布了修改授权的命令。202年3月，美国能源部批准从Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端到2050年12月31日之前，分别从Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端通过船只额外出口152.64 Bcf/Yr和108.16 Bcf/Yr的国内生产的LNG，这些出口到非FTA国家是以前仅允许FTA国家使用的。
FERC的行为标准适用于与从事天然气营销职能的附属公司进行传输交易的州际管道。FERC行为标准的一般原则是：(1)独立运作，要求传输职能部门的员工独立于营销职能部门的员工开展工作；(2)无管道规则，禁止向营销职能部门的员工传递传输功能信息；以及(3)透明度，它施加张贴要求，以发现由于非公开传输功能信息的不当披露而造成的不当偏好。我们已经制定了必要的政策、程序和培训，以遵守FERC的行为标准。
我们所有的FERC建设、运营、报告、会计和其他受监管的活动都要接受FERC的审计，FERC可能会进行例行或特殊检查，并发出旨在确保符合FERC规则、法规、政策和程序的数据请求。根据NGA，FERC的管辖权允许它对任何违反NGA和FERC的任何规则、法规或命令的行为施加民事和刑事处罚，每次违规最高可达每天约130万美元，包括任何违反NGA禁止市场操纵的行为。
在我们的液化天然气终端和管道的整个生命周期中，还需要其他几种材料、政府和监管部门的批准和许可。此外，我们的FERC命令要求我们遵守某些持续条件、报告义务，并在我们设施的整个生命周期内保持其他监管机构的批准。例如，在我们的液化天然气终端和管道的整个生命周期内，我们必须定期向FERC、交通部(DOT)管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)以及适用的联邦和州监管机构报告我们设施的运营和维护。到目前为止，我们已经能够根据需要获得并维护所需的批准，这些批准和报告义务的需要并未对我们的建设或运营产生实质性影响。
能源部出口许可证
美国能源部已授权从Sabine Pass LNG终端通过船只出口国内生产的LNG，如中所述萨宾帕斯液化天然气终端—液化设施和科珀斯克里斯蒂液化天然气终端科珀斯克里斯蒂液化天然气码头—液化设施。虽然预计不会发生，但在我们的SPA下，失去出口授权可能是不可抗力事件。
根据NGA第3条，向自由贸易区国家出口天然气的申请，允许天然气贸易的国民待遇，被认为是符合公共利益的，并应由能源部批准，不作“修改或延迟”。美国能源部目前承认的液化天然气出口自贸区国家包括澳大利亚、巴林、加拿大、智利、哥伦比亚、多米尼加共和国、萨尔瓦多、危地马拉、洪都拉斯、约旦、墨西哥、摩洛哥、尼加拉瓜、阿曼、巴拿马、秘鲁、韩国和新加坡。与以色列和哥斯达黎加的自由贸易协定不要求天然气贸易获得国民待遇。向非自贸协定国家出口液化天然气的申请由能源部在通知和评论程序中审议，在该程序中，公众和其他干预者有机会发表评论，并可能断言这种授权不符合公共利益。
管道 和危险材料安全管理局
我们的液化天然气终端以及克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道都受到PHMSA的监管。PHMSA由适用的管道安全法律授权，为某些管道和液化天然气设施建立最低安全标准。PHMSA制定的监管标准适用于影响州际或对外贸易的天然气和危险液体管道设施以及液化天然气设施的设计、安装、测试、建设、运营、维护和管理。PHMSA还制定了培训、工人资格和报告要求。
PHMSA对管道和液化天然气设施进行检查，并有权采取执法行动，包括对每个违规行为每天发出最高约258,000美元的民事罚款，对任何相关系列违规行为的最高行政民事罚款约为260万美元。
其他政府许可、批准和授权
Sabine Pass LNG终端和CCL项目的建设和运营需要由各种联邦和州机构颁发额外的许可证、命令、批准和咨询，包括交通部、美国陆军兵团
美国环境保护署(EPA)、美国国土安全部、LDEQ、德克萨斯州环境质量委员会(TCEQ)和德克萨斯州铁路委员会(RRC)。
USACE根据《清洁水法》(CWA)(第404条)和《河流和港口法》(第10条)颁发许可证。环境保护局管理《清洁空气法》(“CAA”)，并授权TCEQ和LDEQ颁发第五章操作许可证(“第五章许可证”)和“防止重大恶化许可证”(“PSD许可证”)。这两个许可证是由LDEQ为Sabine Pass LNG终端和CTPL颁发的，以及由TCEQ为CCL项目颁发的。
商品期货交易委员会(“CFTC”)
《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(下称《多德-弗兰克法案》)修订了《商品交易法》，规定对场外衍生品市场和参与这些市场的实体(如我们)进行联邦监管。CFTC根据《多德-弗兰克法案》制定了多项规定，包括投机头寸限制规则。鉴于最近颁布的投机头寸限制规则，以及多德-弗兰克法案下其他规则和法规的影响，这些规则和法规对我们业务的影响仍然不确定，但预计不会有实质性的影响。
根据多德-弗兰克法案的要求，CFTC和联邦银行监管机构还通过了规则，要求掉期交易商(如多德-弗兰克法案中定义的)，包括受监管的金融机构，向其交易对手(即金融最终用户、注册掉期交易商或主要掉期参与者)收取未清算掉期的初始和/或变动保证金。这些规则不要求向符合强制性结算要求的最终用户例外的非金融实体最终用户收取保证金，或在某些情况下向非金融最终用户或某些其他交易对手收取保证金。就我们为对冲商业风险而进行的掉期交易而言，我们有资格成为非金融实体最终用户。
根据多德-弗兰克法案，CFTC通过了额外的反操纵和反破坏性交易行为法规，其中禁止在期货、期权、掉期和现货市场上进行操纵、欺诈性或欺诈性计划或重大失实陈述。此外，与《多德-弗兰克法案》不同，我们对大宗商品的期货和期权的使用须遵守《商品交易法》和CFTC法规，以及执行上述任何工具的期货交易所的规则。如果我们违反了这些法律法规中的任何一项，我们可能会受到CFTC或交易所的执法行动和实质性处罚，可能会导致我们可以收取的费率发生变化。
英国/欧洲法规
我们的欧洲贸易活动主要在英国(“英国”)设立和经营，受多项欧洲联盟(“欧盟”)和英国法律和法规的约束，包括但不限于：
•《欧洲市场基础设施条例》，旨在提高欧洲经济区衍生品市场的透明度和稳定性；
•《能源批发市场诚信和透明度条例》(下称《REMIT》)，禁止欧洲经济区能源批发市场的市场操纵和内幕交易，并对活跃在这些市场的参与者施加各种透明度和其他义务；
•《金融工具市场指令和条例》(MiFID II)，其中规定了整个欧洲经济区的金融服务框架，包括针对从事与某些金融工具有关的投资服务和活动的公司的规则，包括一系列商品衍生品；以及
•市场滥用条例“(下称”MAR“)，旨在建立一个更完善的市场滥用框架，适用于在欧洲经济区交易场所上市或交易的所有金融工具，以及为交易场所合约定价或产生影响的其他场外交易(”场外“)金融工具。
在英国脱离欧盟(“英国退欧”)后，在英国身为欧盟成员国时(以及过渡期)适用于整个欧盟的规则已被复制，但需要进行某些修订，以创建一套仅适用于英国的平行规则。因此，我们受到基于相同基础的两套实质上相似的规则的约束
立法：(I)一套适用于欧洲经济区(即不包括英国)的规则(“欧洲经济区规则”)；以及(Ii)一套仅适用于英国的规则(“英国离岸规则”)。
只要我们的交易活动与欧洲经济区有联系，我们就遵守欧洲经济区的规则。然而，由于我们的交易活动主要是在英国以外运营的，在日常基础上影响和适用于我们的主要规则是英国离岸规则。
特别是，根据英国离岸规则，根据英国MiFID II从事投资服务和活动的公司必须获得授权，除非适用豁免，而我们有资格获得豁免，因此不需要根据英国MiFID II进行授权。
除了英国本土的规则外，我们还受到一个单独的、英国特有的制度的约束，该制度不是基于先前的欧盟/欧洲经济区立法。这主要载于英国的《2000年金融服务及市场法令》(下称《2000年金融服务及市场法令》)及《2001年金融服务及市场法令(受规管活动)令》(下称《2001年金融服务及市场法令》)，当中规管英国的金融服务及市场的规管，并载有受规管的指明类别活动及产品的明确清单。根据这些英国特有的规定，从事受监管活动的公司必须获得授权，除非适用排除。我们符合适用的排除条件，因此不需要根据英国FSMA/RAO制度进行授权。
2022年12月30日，欧盟颁布了法规，其中包括建立了针对过高液化天然气价格的市场修正机制，并规定了通过新的报告义务收集信息，这些义务将被用来提供新的液化天然气定价评估/基准。适用的法规载于理事会条例(EU)2022/2576-2581。鉴于最近颁布的适用法规，这些法规对我们业务的影响尚不确定，但预计不会有实质性的影响。
违反上述法律和法规可能导致调查、可能的罚款和处罚，在某些情况下，还可能导致刑事犯罪和声誉损害。
英国退欧与对等
如上所述，英国退出了欧盟。英国和欧盟达成并批准了一项贸易协议，避免了英国退欧。
该协议明显没有涉及的一个领域是金融服务，而英国金融体系是否会被欧盟授予“同等地位”的问题尚未得到解决。此外，在英国退欧后，欧盟没有通过大量关于英国的对等决定，也不太可能推行寻求一套全面对等决定的政策。
有人提议，如果立法草案成为法律，将通过废除英国本土规则并以新规则取而代之，从而改变英国的监管框架。然而，目前还无法确定任何此类行动是否会对我们的业务产生实质性影响。
环境监管
我们的液化天然气终端必须遵守与环境和自然资源保护相关的各种联邦、州和地方法律法规。这些环境法律和法规可能会影响运营的成本和产出，并可能对不遵守规定的行为施加重大处罚，并对污染承担重大责任，如风险因素中进一步描述的那样现有和未来的安全、环境和类似的法律和政府法规可能导致合规成本增加或额外的运营成本或建设成本和限制在……里面与法规有关的风险在第1A项内。风险因素。其中许多法律和条例，如下文所述的法律和条例，限制或禁止对环境的影响或可排放到环境中的物质的类型、数量和浓度，并可能导致对不遵守规定的大量行政、民事和刑事罚款和处罚。
《清洁空气法》
我们的液化天然气终端受联邦CAA以及类似的州和地方法律的约束。我们可能需要在未来几年为空气污染控制设备支付某些资本支出，以维持或获得解决与空气排放有关的问题的许可和批准。然而，我们不认为我们的业务或我们液化设施的建设和运营会受到任何此类要求的实质性和不利影响。
2022年2月28日，美国环保局取消了国家危险空气污染物排放标准(NESHAP)YYYY分部中针对位于危险空气污染物(HAP)主要排放源的固定式燃气轮机的甲醛标准。在2003年1月14日之后安装在主要HAP来源的稀薄混合燃气涡轮机和扩散火焰燃气涡轮机的所有者和运营商必须在2022年3月9日之前遵守NESHAP第YYYY分节。我们不相信我们的运营，或我们液化设施的建设和运营，会受到此类监管行动的重大不利影响。
我们支持逐步减少温室气体(“GHG”)排放的法规。自2009年以来，环保局颁布并最终确定了与报告和减少我们设施的温室气体排放有关的多项温室气体排放法规。美国环保局提出了额外的新法规，以减少原油和天然气来源类别中新来源和现有来源的甲烷排放，这些来源会影响我们的资产和供应链。
国会不时审议旨在减少温室气体排放的立法提案。2022年8月16日，总裁·拜登签署了《2022年通胀削减法案》--H.R.5376(P.L.117-169)，其中包括对根据美国环保局温室气体排放报告计划第98部分(W分部)报告温室气体排放的设施征收超过一定甲烷强度门槛的甲烷排放费用。2024年甲烷收费从每吨900美元开始，2025年每吨1200美元，2026年及以后增加到每吨1500美元。目前，我们预计这不会对我们的运营、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响。
海岸带管理法(CZMA)
我们在海岸区内的液化天然气终端的选址和建设符合CZMA的要求。CZMA由各州管理(在路易斯安那州，由自然资源部管理，在德克萨斯州，由总土地办公室管理)。该计划的实施是为了确保对沿海地区的影响与CZMA管理沿海地区的意图一致。
《清洁水法》
我们的液化天然气终端受联邦CWA和类似的州和地方法律的约束。CWA对进入美国通航水域的污染物排放实施严格控制，包括废水和暴雨径流的排放以及进入美国水域的填充/排放。在向州和联邦水域排放污染物之前，必须获得许可。CWA由EPA、USACE和各州(在路易斯安那州由LDEQ管理，在德克萨斯州由TCEQ管理)管理。CWA的监管项目，包括各州执行的Section404疏浚和填埋许可计划和Section401水质认证计划，经常成为机构解释和法律挑战的主题，这有时会导致许可的延误。
《资源保护和回收法案》(“RCRA”)
联邦RCRA和类似的州法规管理固体和危险废物的产生、处理和处置，并要求对排放到环境中的废物采取纠正行动。当该等废物与我们设施的运作有关而产生时，我们须遵守影响该等废物的处理、运输、处理、储存及处置的监管规定。
保护物种、栖息地和湿地
各种联邦和州法规，如《濒危物种法》、《候鸟条约法》、《保护野生动植物公约》和《石油污染法》，禁止某些可能对濒危或受威胁的动植物物种和/或其指定栖息地、湿地或其他自然资源产生不利影响的活动。如果我们的某个液化天然气终端或管道对
对于受保护物种或其栖息地，我们可能需要制定并遵循一项计划，以避免这些影响。在这种情况下，选址、建设或运营可能会延误或受到限制，并导致我们招致更多成本。
目前还无法预测未来的法规或立法可能如何处理物种、栖息地和湿地的保护问题，并影响我们的业务。然而，我们不相信我们的运营，或我们液化设施的建设和运营，会受到此类监管行动的重大不利影响。
市场因素与竞争
市场因素
我们是否有能力进入额外的长期水疗中心，以支持额外列车的开发、Cheniere营销公司的液化天然气销售或新项目的开发，取决于市场因素。这些因素包括全球天然气、液化天然气及替代产品供需情况的变化，北美和国际市场天然气、原油和替代产品的相对价格，欧盟和其他地区能源安全需求的程度，发电燃料从煤、核能或石油转向天然气的速度，以及全球经济增长以及从化石能源生产和消费系统向可再生能源过渡的速度等其他重要因素。此外，我们能否获得额外资金来执行我们的业务战略，取决于投资界对液化天然气和天然气基础设施的投资胃口，以及我们进入资本市场的能力。
我们预计，随着各国寻求更丰富、更可靠、更环保的燃料替代石油和煤炭，全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加。全球各地的市场参与者都表现出了对环境目标的承诺，这与我们认为对液化天然气需求和基础设施增长具有建设性的许多政策举措一致。目前，欧洲、亚洲和拉丁美洲正在向在建的天然气项目投入大量资金，更多资金继续用于全球计划中的项目。在欧洲，有各种计划在短期内安装超过8000万吨的进口能力，以确保获得液化天然气，并取代俄罗斯的天然气进口。在印度，有近1.2万公里的天然气管道正在建设中，以扩大天然气分配网络，增加获得天然气的机会。而在中国，已经投入了数十亿美元，预计将在天然气价值链上进一步投入数千亿美元，以减少有害排放。
由于这些动态，我们预计天然气和液化天然气将继续在满足未来能源需求方面发挥重要作用。Wood Mackenzie Limited(“WoodMac”)在其2022年第四季度预测中预测，全球液化天然气需求将增长约53%，从2021年的388.5吨/年(18.6Tcf)增至2030年的595.7吨/年(28.6Tcf)，2040年增至677.8吨/年(32.5Tcf)。在2022年第四季度的预测中，WoodMac还预测，现有运营设施和已经在建的新设施的液化天然气产量将能够在2030年供应给市场约537吨/年，到2040年将降至490吨/年。这可能导致市场需要到2030年再建设约5900万吨/年的液化天然气产量，到2040年再增加约1.87亿吨/年。作为一种比煤炭或液体燃料排放更低的清洁发电燃料，我们预计天然气和液化天然气将在平衡电网和促进全球低碳能源体系方面发挥核心作用。我们相信，我们的液化项目和Corpus Christi Stage 3项目的未承诺产能的资本和运营成本在全球范围内与新的拟议项目具有竞争力，我们处于有利地位，能够满足这一增量市场需求的一部分。
我们对油价走势的敞口有限，因为我们已经根据与Henry Hub挂钩的长期买卖协议签约了相当大一部分液化天然气产能。这些协议包含固定费用，即使客户选择取消或暂停交付液化天然气货物，也需要支付这些费用。通过我们的SPA和IPM协议，我们已经签订了到2020年代中期液化项目预期总产量的约95%，包括签署的合同，以支持Corpus Christi LNG终端在Corpus Christi第3阶段项目之后的额外液化能力。剔除期限不到10年的合同以及为支持Corpus Christi LNG终端在Corpus Christi第3阶段项目之后的额外液化能力而签署的合同，截至2022年12月31日，我们的水疗中心和IPM协议的加权平均剩余寿命约为17年。
竞争
尽管我们的SPA具有长期性，但当SPL、CCL或我们的综合营销职能部门需要更换或修改任何现有的SPA或进入新的SPA时，它们将以当时LNG的每合同量价格为基础，相互竞争，并与世界各地的其他天然气液化项目竞争。与任何业务相关的收入
增量数量，包括我们综合营销职能部门销售的数量，也将受到基于市场的价格竞争的影响。与我们竞争的许多公司都是大型能源公司，它们比我们拥有更长的运营历史、更多的开发经验、更高的知名度、更多的财务、技术和营销资源，以及更多进入液化天然气市场的机会。
企业责任
如中所述市场因素与竞争我们预计，随着各国寻求更丰富、更可靠、更环保的燃料替代石油和煤炭，全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加。我们的愿景是向世界提供清洁、安全和负担得起的能源。这一愿景支撑了我们对应对世界共同能源挑战的关注--扩大全球清洁和负担得起的能源供应，改善空气质量，减少排放，并支持向低碳未来的过渡。我们处理企业责任的方法遵循我们的气候和可持续发展原则：透明度、科学性、供应链和卓越运营。2022年，我们发布了现在行动，明天安全，我们的第三份企业责任(CR)报告，其中概述了我们对可持续发展的关注以及我们在关键环境、社会和治理(ESG)指标方面的表现。我们的CR报告可在www.cheniere.com/our-responsibility/reporting-center.上查阅我们网站上的信息，包括CR报告，并未以参考方式并入本Form 10-K年度报告中。有关社会和治理事项的进一步讨论，请参见 人力资本资源.
我们的气候战略是衡量和减少排放-更好地定位我们的液化天然气供应，以在更低碳的未来保持竞争力，为我们的世界各地的客户提供能源、经济和环境安全。为了最大限度地提高我们液化天然气的环境效益，我们认为，基于对我们液化天然气排放状况的准确和全面评估，制定未来的气候目标和战略非常重要，这一评估涵盖了供应链中的所有步骤。
因此，我们正在与天然气中游公司、甲烷检测技术提供商和/或领先的学术机构合作，对温室气体研发项目的生命周期评估(LCA)模型、量化、监测、报告和验证(QMRV)进行合作，共同发起和赞助由德克萨斯大学奥斯汀分校与科罗拉多州立大学和科罗拉多矿业学院合作领导的多学科研究和教育活动。
此外，我们于2022年6月开始向长期客户提供货物排放标签(“CE标签”)。我们还于2022年10月加入了石油和天然气甲烷伙伴关系(OGMP)2.0，这是联合国环境规划署(UNEP)的石油和天然气甲烷排放报告和缓解倡议的旗舰倡议。
在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内，我们与气候举措相关的全部增量支出，包括资本支出，对我们的合并财务报表并不重要。然而，随着向低碳经济的过渡继续发展，如中所述市场因素与竞争，我们预计我们未来倡议的范围和程度将相应地发展。虽然我们没有发生与气候变化相关的重大直接资本支出，但我们渴望以安全和负责任的方式开展业务，并积极管理环境影响、风险和机会。除了过渡风险外，我们还面临与气候变化的实际影响相关的某些商业和运营风险，例如恶劣天气事件的潜在增加或天气模式的变化。请看第1A项。风险因素以供进一步讨论。
附属公司
我们几乎所有的资产都由我们的子公司持有。我们通过这些子公司开展大部分业务，包括开发、建设和运营我们的液化天然气终端业务，以及开发和运营我们的液化天然气和天然气营销业务。
人力资本资源
作为排名靠后的48家中的第一家美国液化天然气公司，我们处于独特的地位。作为先行者，我们投资于核心人力资本优先事项--吸引、吸引和发展不同的人才，建设一个包容和公平的工作场所--因为它们支撑着我们当前和未来的成功以及创造长期价值的能力。
截至2022年12月31日，我们拥有1,551名全职员工，其中1,459名在美国，92名在美国以外(主要是英国)。
我们的优势来自我们不同员工的集体专业知识，以及我们的核心价值观--团队合作、尊重、责任、正直、灵活和安全(“火车”)。我们的员工帮助推动我们的成功，建立我们的声誉，建立我们的传统，并履行我们对客户的承诺。通过实现职业机会、培训、发展和具有竞争力的薪酬计划，我们的目标是保持员工的敬业度。2022年，我们的自愿离职率为5.1%。
我们的首席人力资源官负责监督人力资本管理。这包括我们在吸引和留住人才、奖励和薪酬、员工关系、员工敬业度以及培训和发展方面的做法。我们的首席合规和道德官负责监督多样性、公平性和包容性(“DEI”)计划。这两位官员每季度向董事会通报我们项目的进展情况。
吸引人才、吸引人才和留住人才
我们的招聘策略专注于吸引多样化和高技能的人才。我们提供有竞争力的薪酬和福利，并通过一系列实习、学徒和职业计划努力培养和吸引强大的人才渠道。我们投资机会，通过赞助学徒和实习，帮助当地学生和服务不足的社区获得专门技能，并创造当地就业机会。我们每年都会参与我们运营的地理区域的劳动力可用性研究，以确保当地劳动力的代表性。我们在内部和外部发布职位空缺，以吸引具有不同背景、技能和经验的个人，并为推荐高素质候选人提供员工奖金。
我们管理和衡量组织的健康状况，以期洞察员工的体验、工作场所的满意度以及对公司的参与感和包容性。鼓励员工通过多种反馈渠道分享想法和担忧，包括敬业度调查、市政厅和热线，这些渠道可以匿名联系到。来自这些渠道的见解被用来制定公司范围和业务单位层面的人才发展计划和培训计划。
薪酬和福利
我们为员工提供强有力的薪酬和福利计划。除工资外，所有员工都有资格获得年度奖金和股票奖励。福利计划因国家而异，包括401(K)计划、医疗和保险福利、健康储蓄和灵活支出账户、带薪假期、探亲假、家庭护理资源、员工援助计划和学费援助。我们将我们的年度激励计划与财务和非财务绩效指标联系起来，包括但不限于ESG和DEI绩效标准。
多样性、公平性和包容性
我们致力于提供一种多元化和包容性的文化，让所有员工都能茁壮成长，感到受到欢迎和重视。为了创造这种环境，我们致力于平等就业机会，并遵守所有禁止工作场所歧视、骚扰和非法报复的联邦、州和地方法律。我们的商业行为和道德准则、我们的培训价值观以及我们的歧视和骚扰以及平等就业机会政策表明，我们致力于建设一个包容性的工作场所，无论种族、信仰、国籍、性别和性取向或任何其他受我们政策保护的地位。我们致力于提供公平和公平的员工计划，包括薪酬和福利。我们为高管和高级管理人员提供Dei培训和对所有员工的无意识偏见培训。此外，我们还提出了我们的“行动价值观”，支持员工识别和实施与我们的列车价值观一致的行动和行为。
通过我们有针对性的招聘努力，我们吸引了具有不同背景、技能、经验和专业知识的各种应聘者。自2018年以来，我们的种族或族裔员工增加了26%，种族或族裔多元化的管理层增加了42%。在过去的五年里，女性雇员的比例从27%略微下降到26%，而担任管理职位的女性增加了3%。2021年，我们宣布了我们对瑟古德·马歇尔学院基金的多年承诺，向就读于选定的历史上的黑人学院和大学的学生提供50万美元的奖学金。我们还承诺提供其他奖学金和社区努力，以促进我们对Dei的承诺。
我们鼓励我们的员工通过参与各种员工资源小组和员工网络来利用他们独特的背景。WILS(女性激励领导力成功)、EPN(新兴专业网络)、文化冠军团队和我们最新的专注于退伍军人的员工资源小组等组织有助于建立包容的文化。
发展和培训
作为美国后48个地区的第一个液化天然气出口国，我们面临着培养自己的液化天然气人才的独特挑战。我们的学徒计划为当地学生在液化天然气领域的职业生涯做好准备。该计划将课堂教育与培训和我们设施中的现场学习体验相结合。
我们努力为我们的人民提供他们取得成功所需的一切工具和支持。我们积极鼓励我们的员工掌握自己的职业生涯，并为此提供大量资源。员工会接受年中和年度绩效评估，并经常进行非正式讨论，以帮助实现他们的职业目标。我们还每年进行人才评估和继任规划会议，以确保满足未来组织的人才趋势。为了确保在高度监管的环境中安全、可靠和高效地运营，我们提供在线和现场特定的学习机会。我们还为员工、领导者和高管提供有针对性的发展规划，以巩固内部人才管道和继任计划。
员工安全、健康和健康
员工、承包商和社区的安全是我们的核心价值观之一。我们的Cheniere集成管理系统定义了我们所需的安全计划，并详细说明了与安全和健康相关的程序。安全工作由我们的执行安全委员会领导，该委员会包括首席执行官、整个公司的高级领导和我们每项运营资产的代表。我们专注于不断提高我们的业绩。在截至2022年12月31日的一年中，我们有两名员工可记录的伤害，以及零个承包商可记录的伤害。我们的总可记录事故率(员工和承包商的总和)为0.05，根据美国劳工局的安全统计数据，我们处于行业基准的前四分之一。
为了支持员工的福祉，我们提供了一项健康计划，激励员工保持积极的生活方式，并设定个人健康目标。激励措施包括与健康、营养、情绪健康和疫苗接种相关的在线教育，以及健身器材和健身房会员资格的补贴。我们还提供乳房X光检查、哺乳母亲房间和现场生物特征检查。
可用信息
我们的普通股自2003年3月24日起公开交易，在纽约证券交易所美国交易所以“LNG”代码交易。我们的主要执行办公室位于米拉姆街700号，Suite1900，Houston，Texas 77002，我们的电话号码是(713)3755000。我们的网址是www.cheniere.com。我们向公众提供我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告，以及在我们根据《交易法》以电子方式将这些材料存档到美国证券交易委员会或向其提供这些材料后，在合理可行的范围内尽快对这些报告进行修正。这些报告可以通过我们的互联网网站免费获取。我们使我们的网站内容仅用于提供信息。网站不应用于投资目的，也不应通过引用将其纳入本10-K表格。
我们还将免费向任何股东提供我们提交给美国证券交易委员会的Form 10-K年度报告的副本。要获得这份文件或任何其他文件的副本，请联系：Cheniere Energy，Inc.，投资者关系部，700Milam Street Suite1900号，德克萨斯州休斯敦，邮编：77002。美国证券交易委员会设有一个互联网网站(www.sec.gov)，其中包含有关发行人的报告、委托书和信息声明以及其他信息。
此外，我们鼓励您查看我们的企业责任报告(位于我们的网站www.cheniere.com)，以了解有关我们的人力资本计划和计划的更详细信息，以及我们对ESG问题的回应。我们网站上的任何内容，包括我们的企业责任报告或其中的部分，都不应被视为通过引用而纳入本年度报告。
第1A项。风险因素
以下是一些可能影响我们的财务业绩或可能导致实际结果与我们的前瞻性陈述中包含的估计或预期大不相同的重要因素。除了下面描述的风险之外，我们还可能遇到其他风险。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定因素也可能损害或不利影响我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景。
本报告中的风险因素分为以下几类：
•与我们的财务事务有关的风险;
•与我们的运营和行业相关的风险及
•与法规有关的风险.
与我们的财务事务有关的风险
我们现有的现金资源水平和巨额债务可能导致我们的流动性不足，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
截至2022年12月31日，我们拥有14亿美元的现金和现金等价物，11亿美元的限制性现金和现金等价物，我们信贷安排下的可用承诺总额为75亿美元，综合基础上的未偿还债务总额为251亿美元(未摊销溢价、贴现和债务发行成本之前)。SPL、CQP、CCH和Cheniere采用独立的资本结构运营，详见附注11--债务我们的合并财务报表附注。我们产生并将产生与Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端的资产融资相关的巨额利息支出，我们预计将利用现有承诺的设施和/或产生额外债务来为Corpus Christi Stage 3项目和CCL中型列车8和9的建设提供资金。我们为资本支出和债务再融资的能力将取决于我们获得额外项目融资以及债务和股权资本市场的能力。我们无法控制的各种因素可能会影响资本的可获得性或成本，包括国内或国际经济状况、关键基准利率和/或信贷利差的上升、采用新的或修订的银行或资本市场法律或法规以及重新定价市场风险和资本和金融市场的波动性。我们的融资成本可能增加，或未来的借款或股票发行可能对我们不可用或不成功，这可能导致我们无法偿还或再融资我们的债务，或为我们的其他流动性需求提供资金。我们还依赖我们信贷安排下的借款来为我们的资本支出提供资金。如果支持这些贷款的银团中的任何贷款人无法履行其承诺，我们可能需要寻求替代融资，这些融资可能无法在需要时获得，或者可能以更有限的金额或更昂贵或其他不利的条款获得。
我们产生现金的能力在很大程度上取决于我们签订的长期合同下客户的表现，如果任何重要客户出于任何原因未能履行其合同义务，我们可能会受到实质性和不利的影响。
我们未来的业绩和流动性在很大程度上取决于我们的客户根据长期合同付款的表现。截至2022年12月31日，我们拥有10年或更长期限的SPA，总共有28个不同的第三方客户。
虽然我们几乎所有的长期第三方客户协议都是与信誉良好的母公司执行的，或者由母公司担保或其他形式的抵押品担保，但如果客户违约，我们仍面临信用风险，需要我们寻求追索权。
此外，我们的长期SPA有权在发生某些事件时终止其合同义务，这些事件包括但不限于：(1)如果我们无法提供指定的预定货运量；(2)商业运营的开始延迟；以及(3)根据我们的大多数SPA，在发生某些不可抗力事件时。
尽管我们没有重大客户违约或终止事件的历史，但此类事件的发生在很大程度上是我们无法控制的，可能会使我们面临无法挽回的损失。我们可能无法以理想的条款替换这些客户安排，或者如果它们被终止，我们可能根本无法更换。因此，我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景可能会受到重大不利影响。
根据我们的负债条款，我们的子公司在某些情况下可能被限制进行分配，这可能会限制CQP向我们支付或增加分配的能力，或者阻止我们从CCL项目获得现金流，并可能对我们产生重大和不利的影响。
管理子公司债务的协议限制了子公司在某些情况下可以向CQP或我们支付的款项，并限制了子公司可能产生的债务。例如，SPL一般不得根据管理其债务的协议进行分配，直至除其他要求外，已为使用现金或信用证偿还债务建立适当的准备金，并满足1.25：1.00的偿债覆盖比率。
CCH一般不得根据管理其债务的协议作出分派，除非(其中包括)已为使用现金或信用证偿还债务建立适当的准备金，并且其历史偿债覆盖率及固定预测偿债覆盖率至少为1.25：1.00。在Corpus Christi第三阶段项目完成之前，CCH还需要确认它有足够的资金，包括优先债务承诺、股权资金和来自第三方水疗中心固定价格部分的预计合同现金流，以满足Corpus Christi第三阶段项目所需的剩余支出，以便在特定日期之前完成。
我们的附属公司无法向CQP或我们支付分派，或因其债务协议中的前述限制而产生额外债务，可能会抑制CQP向我们及其其他单位持有人支付或增加分派的能力，或阻止我们从CCL项目获得现金流，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们通过衍生工具管理商品和金融风险的努力，包括我们的IPM协议，可能会对我们根据GAAP报告的收益产生不利影响，并影响我们的流动性。
我们使用衍生品工具来管理大宗商品、货币和金融市场风险。我们的衍生品头寸在任何给定时间的程度取决于我们对这些商品的市场和相关敞口的评估。我们目前按公允价值对我们的衍生工具进行会计处理，并立即确认收益中公允价值的变化，但我们已选择对其应用权责发生制会计的某些衍生工具除外，如附注2--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。这种估值主要基于估计的远期商品价格，更容易受到变化的影响，特别是在市场动荡的时候。如中所述经营成果在项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析中，截至2022年和2021年12月31日止年度的我们的净收益(亏损)分别包括57亿美元和43亿美元的衍生品公允价值变动造成的亏损，其中几乎所有此类亏损都与与国际液化天然气价格挂钩的大宗商品衍生品工具有关，主要是我们的IPM协议。
该等交易及其他衍生工具交易已经并可能继续导致根据公认会计原则呈报的经营业绩大幅波动，尤其是在大宗商品、货币或金融市场出现重大波动的期间。就某些金融工具而言，在缺乏主动报价的市场价格和来自外部来源的定价信息的情况下，这些金融工具的价值涉及管理层对估计的判断或使用。基本假设的变化或替代估值方法的使用可能会影响这些合同的报告公允价值。
此外，我们的流动性可能会受到商品交易所的现金保证金要求或交易对手未能按照合同履行的不利影响。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们分别向交易对手提交了1.34亿美元和7.65亿美元的抵押品，这些抵押品包括在我们综合资产负债表的保证金存款中。
约束我们和我们子公司债务的协议中的限制可能会阻止我们和我们的子公司进行某些有益的交易，这可能会对我们产生重大和不利的影响。
除了对我们、CQP、SPL和CCH进行分配或产生额外债务的能力进行限制外，管理我们债务的协议还包含各种可能阻止我们从事有益交易的其他公约，包括对我们以下能力的限制：
•进行一定的投资；
•购买、赎回或注销股权；
•发行优先股；
•出售或者转让资产；
•产生留置权；
•与关联公司进行交易；
•合并、合并、出售或租赁我们的全部或几乎所有资产；以及
•进行销售和回租交易。
对从事有益交易能力的任何限制都可能对我们产生实质性和不利的影响。
我们宣布和支付股息以及回购股票的能力受到某些考虑因素的影响。
股息由本公司董事会自行决定，并取决于多种因素，包括：
•可供分配的现金；
•我们的运营结果和预期的未来运营结果；
•我们的财务状况，特别是与我们任何液化设施扩建的预期未来资本需求有关的财务状况；
•可比公司支付的分配水平；
•我们的营运开支；以及
•本公司董事会认为相关的其他因素。
我们预计将继续向我们的股东支付季度股息；然而，我们的董事会可能会在任何时候减少我们的股息或停止宣布股息，包括如果董事会在扣除资本支出、投资和其他承诺后确定我们经营活动提供的当前或预测的未来现金流不足以向我们的股东支付我们希望的股息水平，或者根本不足以向我们的股东支付股息。
此外，截至2022年12月31日，我们董事会批准的股票回购计划仍有36亿美元的回购授权。我们的股份回购计划并不要求我们在任何期间购买特定数量的股份，我们在任何期间开始、停止或恢复回购的决定将取决于我们董事会在宣布股息时可能考虑的相同因素。
我们向股东支付的股息金额或我们根据股票回购计划购买的股票数量的任何下调都可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
与我们的运营和行业相关的风险
灾难性天气事件或其他灾难可能会导致我们的运营中断、液化项目建设延迟、液化项目受损以及保险成本增加，所有这些都可能对我们产生不利影响。
重大飓风和冬季风暴等天气事件导致我们设施的施工或运营中断或暂停，或对我们的设施造成轻微损坏。我们与天气事件或其他灾难相关的损失风险受到我们水疗中心合同条款的限制，这些条款在某些情况下可以提供运营事件的救济，并通过我们维持的保险部分缓解。从历史上看，与上述天气事件相关的直接和间接损失(扣除保险赔偿)在我们的综合财务报表中并不重要，我们相信我们的保险范围保持不变，我们SPA内某些保护性条款的存在以及其他风险管理策略减少了我们面临的重大损失。然而，未来的不利天气事件和附带影响，或其他灾难，如爆炸、火灾、洪水或严重干旱，可能会对我们的码头或相关基础设施的运营造成损害或中断，这可能会影响我们的运营业绩，增加已支付的保险费或免赔额，并推迟或增加与液化项目或我们其他设施的建设和开发相关的成本。我们的液化天然气终端基础设施和位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂和路易斯安那州萨宾帕斯或附近的液化天然气设施是根据联邦法规第199部分的要求设计的。液化天然气设施：联邦安全标准以及所有适用的行业规范和标准。
向我们的管道和设施供应天然气的第三方中断可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们依赖第三方管道和其他设施，为我们的液化设施和管道提供天然气输送选择。如果任何管道连接因维修、设施损坏、产能不足、未能按经济条件替换已签订的固定管道运输能力或任何其他原因而无法用于当前或未来数量的天然气，我们接收天然气数量以生产液化天然气或继续从生产区或终端市场运输天然气的能力可能会受到不利影响。我们第三方天然气供应的这种中断也可能是由天气事件或风险因素中描述的其他灾难造成的灾难性天气事件或其他灾难可能会导致我们的运营中断、液化项目建设延迟、液化项目受损以及保险成本增加，所有这些都可能对我们产生不利影响。虽然我们SPA中的某些合同条款可以限制中断的潜在影响，并且我们因第三方天然气供应中断而产生的历史间接损失并不是实质性的，但如果我们的天然气供应发生任何重大中断，我们可能得不到保护，可能会导致我们在长期SPA或其他客户安排下的收入大幅减少，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们可能无法购买或接收足够的天然气实物交付，以履行SPA项下的交付义务，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
根据与客户签订的水疗服务协议，我们须在指定时间向客户提供指定数量的液化天然气。向我们的液化项目供应天然气，以及时和充足地满足我们的液化天然气生产需求，对我们的运营和客户合同的履行至关重要。然而，由于各种因素，包括我们的供应商没有交付或不及时交付，区域盆地内的天然气储备耗尽，以及风险因素中描述的管道运营中断，我们可能无法购买或接收天然气实物交付。向我们的管道和设施供应天然气的第三方中断可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。我们的风险在一定程度上得到了缓解，因为我们的天然气供应和运输在供应商和管道之间以及跨地区跨盆地的多样化，此外，我们在供应商合同中有条款，提供了一定的保护，防止出现违约。此外，我们SPA中的条款针对不可抗力事件提供了一定的保护。虽然从历史上看，我们的天然气供应没有发生重大或长期的中断，从而对我们的运营造成重大不利影响，但由于天然气供应对我们的液化天然气生产至关重要，在我们可能得不到保护的情况下，如果我们未能购买或收到足够数量的天然气实物交付，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们是否有能力完成更多列车的开发和/或建造，包括CCL中型列车8和9，将取决于我们获得额外资金的能力。如果我们无法获得足够的资金，我们可能无法全面执行我们的商业战略。
我们沿着液化天然气价值链不断寻求液化扩张机会和其他项目。如中进一步描述的项目1.和2.业务和物业，我们目前正在开发CCL中型列车8和9，这是另外两个中型列车，预计总生产能力约为300万吨液化天然气。液化天然气设施的商业开发需要数年时间，需要大量资本投资，这取决于充足的资金和商业利益等因素。
我们将需要大量额外资金才能开始建设CCL中型列车8和9，以及任何额外的扩建项目，我们可能无法以产生积极经济效益的成本获得这些项目，或者根本无法获得这些项目。无法获得可接受的资金可能会导致CCL中型列车8号和9号列车或任何其他扩建项目的开发或建设延迟，我们可能无法完成我们的业务计划，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们扩建项目的成本超支和延迟，包括Corpus Christi第3阶段项目和CCL中型列车8和9，以及在获得足够资金支付此类成本和延误方面的困难，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们对Corpus Christi第3阶段项目的投资决定以及未来任何潜在的液化天然气设施扩建，包括CCL中型列车8和9，都依赖于最初通过前端工程和设计研究制定的成本估计。然而，由于液化天然气设施的建设规模和持续时间，实际建设成本可能会大大高于我们目前的估计，这是许多因素的结果，包括但不限于范围的变化，Bechtel和我们的其他承包商根据其协议成功执行的能力，大宗商品价格(特别是镍和钢铁)的变化，劳动力成本的上升，以及可能需要额外资金来维持建设时间表或遵守现有或未来的环境或其他法规。随着施工进度的推进，我们可能会决定或被迫向我们的承包商提交可能导致更长工期、更高施工成本或两者兼而有之的变更单，包括符合现有或未来环境或其他法规的变更单。此外，我们的SPA通常规定，如果相关列车没有及时开始商业运营，客户可以终止该SPA。因此，任何重大的建设延误，无论是什么原因，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。
液化项目成本的大幅增加超过了我们估计的可能影响项目商业可行性的金额，并要求我们获得额外的资金来源来为我们的运营提供资金，直到适用的液化项目完全建成(这可能导致进一步的延误)，从而对我们的业务产生负面影响，并限制我们的增长前景。虽然从历史上看，我们没有经历过对我们的运营产生重大不利影响的成本超支或建设延误，但未来导致此类事件的因素可能是我们无法控制的，并可能对我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们面临着重大的建筑和运营风险以及未投保的风险，其中一个或多个风险可能会给我们带来重大责任和损失。
我们LNG终端和管道的建设和运营正在并将受到我们在整个风险因素中讨论的与此类操作相关的固有风险的影响，包括爆炸、设备故障或故障、船舶或拖轮操作员的操作错误、污染、有毒物质的释放、火灾、飓风和不利天气条件以及其他危险，每一种危险都可能导致开始运营的重大延误或中断，和/或我们的设施损坏或毁坏或人身和财产损失。此外，我们的行动以及我们行动所依赖的第三方的设施和船只可能面临与侵略或恐怖主义行为有关的风险。
我们不会，也不打算为所有这些风险和损失提供保险。我们可能无法在未来以我们认为合理的费率维持所需或所需的保险。尽管自保风险造成的损失从历史上看并不是很严重，但重大事件的发生没有完全投保或赔偿
可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。
我们依赖我们的EPC合作伙伴和其他承包商成功完成Corpus Christi第三阶段项目和任何潜在的扩建项目，包括CCL中型列车8和9。
按照商定的规格及时和经济高效地完成Corpus Christi第3阶段项目和任何潜在的扩建项目，包括CCL中型列车8和9，对我们的业务战略至关重要，并高度依赖我们的EPC合作伙伴(包括Bechtel)和他们协议下的其他承包商的表现。我们的EPC合作伙伴和我们的其他承包商根据其协议成功履行合同的能力取决于许多因素，包括他们的能力：
•设计和设计每列列车，使其按照规范运行；
•聘用和保留第三方分包商并采购设备和用品；
•应对设备故障、交货延误、进度变更和分包商无法履行合同等困难，其中一些是他们无法控制的；
•吸引、培养和留住技术人才，包括工程师；
•提交要求的施工保证金，并遵守保证金条款；
•全面管理施工过程，包括与其他承建商和监管机构协调；以及
•保持自己的财务状况，包括充足的营运资金。
虽然有些协议可能规定，如果承包商未能履行其某些义务所需的方式，则支付违约金，但触发支付违约金要求的事件可能会延误或损害Corpus Christi Stage 3项目和任何潜在扩建项目的运营，包括CCL中级列车8和9，我们收到的任何违约金可能不足以弥补我们因任何此类延误或损害而遭受的损害。EPC合作伙伴和我们的其他承包商根据其协议支付违约金的义务受到其中规定的责任上限的限制。
此外，我们可能与我们的承包商在施工过程的不同要素上存在分歧，这可能导致根据他们的合同主张权利和补救措施，并增加Corpus Christi Stage 3项目和任何潜在扩建项目的成本，包括CCL中型列车8和9，或者导致承包商不愿进行进一步的工作。如果任何承包商因任何原因不能或不愿意按照其各自协议的谈判条款和时间表履行合同，或终止其协议，我们将被要求聘请替代承包商。这可能会导致重大的项目延误和成本增加，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。
液化天然气的运输可能会受到阻碍，例如全球液化天然气船舶短缺或对液化天然气运输的运营影响，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们有相当数量的液化天然气是以在码头交货(“DAT”)的条款销售的，该条款要求向国际目的地交货。为了满足我们的运输需求，包括长期水疗中心的需求，我们依赖于通过长期租赁安排获得租用船只的能力。建造和交付液化天然气船舶需要大量资金和较长的建造周期，我们可能会在租赁安排开始前几年签署租约。
尽管我们根据市场和客户合同积极管理我们的船舶需求，但由于以下原因，LNG船舶的可用性和运输成本可能会受到影响，从而损害我们的业务和客户：
•建造液化天然气船舶的船厂数量不足，这些船厂的订单积压；
•缺少或延迟收到必要的建筑材料；
•政治或经济动乱；
•战争或海盗行为；
•政府规章或海事自律组织的变更；
•停工或者发生其他劳动纠纷的；
•造船企业或船东破产或发生其他财务危机；
•质量或工程问题；
•海上运输路线中断；以及
•天气干扰或灾难性事件，如大地震、海啸或火灾。
虽然我们租用的船只由船东运营，我们面临着我们自己无法控制的风险，但我们通常通过租船协议中的条款受到保护，使其不受船东方面的运输中断的影响，包括因停工和停工或运输延误而造成的中断。然而，我们可能得不到保护的其他我们无法控制的事件可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
此外，虽然我们的船舶租赁使我们能够获得长期合同下的固定费率(在某些情况下受到通胀的影响)，并且我们通常将SPA的结构调整为收回此类成本的任何增加，但我们的盈利能力，特别是与我们SPA以外的短期或现货LNG销售相关的盈利能力，在很大程度上取决于国际LNG市场的实力。虽然历史上的低迷对我们的业务或业绩没有实质性的不利影响，但此类市场的任何长期疲软都可能导致利润率低迷或负增长。请参阅风险因素液化天然气和天然气的需求和价格的周期性或其他变化可能会对我们的液化天然气业务和客户的业绩产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。以供进一步讨论。
液化天然气和天然气的需求和价格的周期性或其他变化可能会对我们的液化天然气业务和我们客户的业绩产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们的液化天然气业务以及国内液化天然气设施和项目的发展一般是基于对未来天然气和液化天然气的供应和价格以及国际天然气和液化天然气市场前景的假设。由于下列一个或多个因素，天然气和液化天然气价格一直并可能继续波动，并受到广泛波动的影响：
•北美地区具有竞争力的液化能力；
•全球天然气液化或接收能力不足或过剩；
•液化天然气罐车运力不足；
•气候变化引起的温度波动等天气条件和极端天气事件可能导致国际液化天然气供需平衡意外扭曲；
•天然气需求减少，价格下降；
•管道的天然气产量增加，这可能会抑制对液化天然气的需求；
•石油和天然气勘探活动减少，这可能会减少天然气的生产，包括可能禁止通过水力压裂生产天然气；
•成本改善，使竞争对手能够以更低的价格提供天然气液化能力；
•替代能源供应和价格的变化，这可能会减少对天然气的需求；
•关于进口液化天然气、天然气或替代能源的监管、税收或其他政府政策的变化，这可能会减少对进口液化天然气和/或天然气的需求；
•客户所在地区的政治条件；
•由于自然灾害或公共卫生危机，包括发生大流行和其他灾难性事件，对液化天然气的需求突然减少；
•与其他市场相比，对液化天然气的相对需求不利，这可能会减少从北美进口的液化天然气；以及
•引起天然气需求变化的一般商业和经济状况的周期性趋势。
影响上述任何因素的不利趋势或发展可能导致液化天然气和/或天然气价格下降，这可能对我们客户的业绩产生重大不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
如果出口液化天然气不能成为国际市场长期具有竞争力的能源，可能会对我们的客户造成不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
液化项目的运营取决于我们的SPA客户从美国提供液化天然气供应的能力，这主要取决于液化天然气是一种具有国际竞争力的能源。我们业务计划的成功在一定程度上取决于，在相当长的时期内，大量液化天然气能否从北美供应，并以低于替代能源成本的成本运往国际市场。通过使用改进的勘探技术，可能会在美国以外发现更多的天然气来源，这可能会增加美国以外的天然气供应，并可能导致这些市场上的天然气价格低于出口到这些市场的液化天然气。
进口或出口天然气的外国的政治不稳定，或这些国家与美国之间的紧张关系，也可能会阻碍这些国家的液化天然气采购商或供应商和商人从美国进口液化天然气的意愿或能力。此外，一些液化天然气的外国买家或供应商可能出于经济或其他原因从美国以外的市场或从我们的竞争对手在美国的液化设施获得或将其液化天然气引导到美国。
如中所述市场因素与竞争预计，随着各国寻求更丰富、更可靠、更环保的燃料替代石油和煤炭等替代化石燃料能源，全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加。然而，随着全球从以化石为基础的能源生产和消费系统向可再生能源转型，随着替代能源的出现，液化天然气可能面临来自替代能源、更清洁能源的日益激烈的竞争。另外，液化天然气来自液化项目还与其他液化天然气来源竞争，包括以Henry Hub以外的指数定价的液化天然气。在某些市场上，这些能源中的一些可能比液化项目的液化天然气成本更低。来自美国的液化天然气供应成本，包括液化项目，也可能受到美国天然气价格上涨的影响。
如中所述市场因素与竞争通过我们的水疗中心和IPM协议，我们已经签订了到2020年代中期液化项目预期总产量的约95%，其中包括签署的合同，以支持Corpus Christi LNG终端在Corpus Christi第3阶段项目之后的额外液化能力。然而，由于上述因素和其他因素，我们生产的液化天然气可能不会继续成为具有国际竞争力的长期能源，特别是在我们现有的长期合同开始到期的情况下。继续获得长期商业合同或从美国交付液化天然气的能力受到任何重大阻碍，都可能对我们的客户以及我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们面临着以液化天然气国际市场价格为基础的竞争。
当我们需要更换任何现有的SPA时，无论是由于自然过期、违约或其他原因，或者进入新的SPA，我们的液化项目都会受到LNG价格竞争的风险。与竞争有关的因素可能会阻止我们以与现有SPA具有经济可比性的条款进入新的或替代的SPA，或者根本不能。此类事件可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。可能对我们液化项目对液化天然气的潜在需求产生负面影响的因素多种多样，其中包括：
•全球液化天然气产能增加，市场供应液化天然气供应增加；
•液化天然气需求增加，但低于保持目前供应价格平衡所需的水平；
•向我国液化项目供应天然气原料的成本增加；
•减少竞争来源的天然气或替代燃料，如煤、重油和柴油的成本；
•非美国液化天然气价格下降，包括与油价下跌挂钩的合同导致的价格下降；
•增加核电及相关设施的容量和利用率；以及
•在目前无法获得这些能源的地区，用管道天然气或替代燃料取代液化天然气。
涉及我们的业务、运营控制系统或相关基础设施的网络攻击，或供应液化设施的第三方管道的攻击，可能会对我们的运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，或延误财务或合规报告。这些影响可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流和流动性产生实质性的不利影响。
管道和液化天然气行业越来越依赖业务和运营控制技术来进行日常运营。我们依靠控制系统、技术和网络来运营我们的业务，并控制和管理我们的贸易、营销、管道、液化和航运业务。近年来，针对企业的网络攻击升级，包括地缘政治紧张局势的结果，使用互联网、云服务、移动通信系统和其他公共网络，使我们的业务和与我们有业务往来的其他第三方面临潜在的网络攻击，包括向我们的液化设施供应天然气的第三方管道。例如，在2021年，殖民地管道遭受勒索软件攻击，导致其管道系统完全关闭六天。如果供应液化设施的多条第三方管道同时遭受类似的攻击，液化设施可能无法获得足够的天然气来满负荷运行，甚至根本不能。涉及我们的业务或运营控制系统或相关基础设施，或与我们有业务往来的第三方管道的网络攻击可能会对我们的运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，或延迟财务或合规报告。这些影响可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流和流动性产生实质性的不利影响。
我们可能会经历劳动力成本的增加，而技术工人的缺乏或我们无法吸引和留住合格的人才可能会对我们产生不利影响。此外，我们高级管理层或其他关键人员的变动可能会影响我们的业务结果。
我们依赖于可用的熟练员工队伍。我们与其他能源公司和其他雇主竞争，以吸引和留住具有建造和运营我们的设施和管道所需的技术技能和经验的合格人员，并为我们的客户提供最高质量的服务。我们还必须遵守《公平劳动标准法》，该法案规定了最低工资、加班和其他工作条件等事项。熟练工人的劳动力短缺、我们的工地偏远或其他普遍的通胀压力、适用法律法规的变化或劳资纠纷可能会使我们更难吸引和留住合格的人员，并可能需要我们提供更高的工资和福利待遇，从而增加我们的运营成本。我们经营成本的任何增加都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们依靠我们的执行官员进行各种活动。我们不为我们的任何人员维护关键人物人寿保险。虽然我们与若干行政人员订有有关薪酬及福利的安排，但除与总裁及行政总裁订立的聘用协议外，我们并无与主要人员订立任何雇佣合约或其他协议，以约束他们在任何特定任期内提供服务。这些个人中的任何一个失去服务都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。
在我们的一个或多个设施爆发传染病，例如新冠肺炎的爆发，可能会对我们的运营产生不利影响。
我们在萨宾帕斯液化天然气码头和科珀斯克里斯蒂液化天然气码头的设施是关键的基础设施，并通过实施工作场所控制和降低流行病风险措施在新冠肺炎大流行期间继续运营。虽然新冠肺炎大流行，包括达美航空和奥密克戎的变种，没有对我们正在进行的运营产生不利影响，但未来变种的风险尚不清楚。虽然我们相信我们可以继续减轻与当前形式的病毒相关的对我们关键设施的员工和运营的任何重大不利影响，但未来在我们的一个或多个设施爆发更强大的变种或另一种传染病可能会对我们的运营造成不利影响。
与法规有关的风险
在我们设施的设计、建造和运营、管道的开发和运营以及液化天然气出口方面，如果不能获得和保持政府和监管机构的批准和许可，可能会阻碍运营和建设，并可能对我们产生实质性的不利影响。
设计、建造和运营州际天然气管道、液化天然气终端，包括液化项目、CCL中型列车8号和9号列车和其他设施，以及液化天然气的进出口和天然气的采购和运输，都是受到严格监管的活动。建造和运营LNG设施和州际天然气管道以及出口LNG需要根据NGA第3节和第7节获得FERC和DOE的批准，以及其他几项政府和监管部门的批准和许可，包括根据CAA和CWA的几项批准和许可。
到目前为止，联邦紧急事务监察委员会已根据《法令》第3节发出命令，授权选址、建造及营运沙田至中环线项目的6辆列车及相关设施、中环线项目的3辆列车及相关设施，以及Corpus Christi第3阶段项目的7辆中型列车及相关设施，以及根据《法令》第7条发出的命令，授权建造及营运克里奥尔步道管道、Corpus Christi管道及Corpus Christi第3阶段项目的管道。2022年9月，我们的某些子公司根据《CCL中型列车第8和第9期国家环境政策法案》向FERC进入备案前审查程序。迄今为止，美国能源部还根据NGA第4节发布命令，授权SPL、CCL和Corpus Christi Stage 3项目出口国内生产的液化天然气。此外，我们根据NGA第7(C)条持有证书，授予我们与我们在第三方拥有的土地上的管道状况有关的土地使用权。如果我们失去这些权利或被要求重新安置我们的管道，我们的业务可能会受到实质性的不利影响。
从FERC、美国能源部和其他联邦和州监管机构获得的授权包含我们必须遵守的持续条件。我们目前正在遵守这些条件；然而，如果不遵守或我们无法获得和维护现有的或新施加的批准和许可、备案，这些可能是由于我们无法控制的因素而引起的，如美国政府中断或关闭、政治反对或当地社区出于安全、环境或安保方面的考虑而抵制液化天然气设施的选址，可能会阻碍我们基础设施的运营和建设。此外，这些政府许可、批准和授权中的某些正在或可能受到重审请求、上诉和其他挑战。不能保证我们将获得并保持这些政府许可、批准和授权，也不能保证我们能够及时获得这些许可、批准和授权。任何障碍都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。
我们的州际天然气管道及其FERC天然气费率受FERC监管。如果我们不遵守这些规定，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
我们的州际天然气管道受到FERC根据NGA和1978年天然气政策法案(“NGPA”)的监管。FERC监管州际商业中的天然气购买和运输，包括
管道的建设和运营、服务的费率、条款和条件以及设施的废弃。根据NGA，我们的州际天然气管道收取的费率必须是公正和合理的，我们被禁止在管道费率或服务条款和条件方面不适当地偏袒或不合理地歧视任何潜在的托运人。如果我们不遵守所有适用的法规、规则、法规和命令，我们的州际管道可能会受到巨额处罚和罚款。
此外，作为天然气市场参与者，如果我们未能遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。根据EPAct，FERC根据NGA和NGPA拥有民事惩罚权，可以对目前的违规行为处以每天最高140万美元的罚款。
尽管FERC到目前为止还没有对我们施加罚款或处罚，但如果我们不遵守这些规定，我们将面临巨额处罚和罚款。
现有和未来的安全、环境和类似的法律和政府法规可能会导致合规成本增加或额外的运营成本或建设成本和限制。
我们的业务正在并将受到适用于我们的建筑和运营活动的广泛的联邦、州和地方法律、规则和法规的约束，这些法律、规则和法规与空气质量、水质、废物管理、自然资源以及健康和安全等相关。其中许多法律和法规，如CAA、石油污染法、CWA和RCRA，以及类似的州法律和法规，限制或禁止与我们设施的建设和运营相关的可向环境排放的物质的类型、数量和浓度，并要求我们保持许可证，并允许政府当局进入我们的设施进行检查和与我们的合规相关的报告。此外，某些法律和法规授权对我们的液化天然气终端、码头和管道的建设和运营拥有管辖权的监管机构，包括FERC、PHMSA、EPA和美国海岸警卫队，发布可能限制或限制运营或增加合规或运营成本的监管执法行动。违反这些法律和法规可能会导致重大责任、合规命令、罚款和处罚，难以从监管机构获得和维护许可，或者导致资本支出，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。联邦和州法律对向环境中排放某些类型或数量的危险物质施加责任，而不考虑最初行为的过错或合法性。作为我们设施的所有者和运营者，我们可能要为清理我们设施内或从我们设施排放到环境中的有害物质以及由此对自然资源造成的损害承担责任。
环保局已经敲定或提出了多项影响我们资产和供应链的温室气体法规。此外，IRA包括对超过某些排放门槛的甲烷排放收取费用，采用的经验排放数据将从2024年开始适用于我们的设施。此外，未来可能会考虑其他国际、联邦和州倡议，通过条约承诺、直接监管、基于市场的监管(如温室气体排放税或总量管制与交易计划)或清洁能源或基于绩效的标准来解决温室气体排放问题。这些举措可能会影响我们在终端消费的天然气的需求或成本，或者可能会增加我们运营的合规成本。
修订、重新解释或补充地方、州、联邦或国际层面的指导、法律和法规，导致合规成本增加或额外的运营或建设成本和限制，可能会对我们的业务、合同、财务状况、运营结果、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。目前还不可能预测未来的法规或立法可能如何解决温室气体排放问题并影响我们的业务。
2022年2月28日，环保局取消了NESHAP分区YYYY中针对位于主要HAP排放源的固定式燃气轮机的甲醛标准。在2003年1月14日之后安装在HAP主要污染源的稀薄混合燃气涡轮机和扩散火焰燃气涡轮机的拥有者和运营商必须在2022年3月9日之前遵守NESHAP第YYYY分部，并在2022年9月5日之前证明初步符合这些要求。我们不相信我们的运营，或我们液化设施的建设和运营，会受到此类监管行动的重大不利影响。
其他未来的法律和法规，如与我们码头进出口液化天然气的运输和安全有关的法规，或目的地国家根据《巴黎协定》或其他国家气候变化相关政策承担的义务的气候政策，可能会导致我们的
业务和我们拟议的建筑活动，其程度无法预测，在某些情况下可能需要我们大幅限制、推迟或停止运营。
与环境及类似法律和政府法规有关的总支出，包括资本支出，对我们截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度合并财务报表并不重要。修订、重新解释或额外的法律法规导致合规成本增加或额外的运营或建设成本和限制可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
管道安全和合规计划和维修可能会给我们带来巨大的成本和责任。
PHMSA要求管道运营商制定管理计划，以安全运营和维护管道，并全面评估管道沿线的某些区域，并在必要时采取额外措施，保护位于泄漏或破裂可能造成最大危害的“高度或中等后果区域”的管道段。作为运营商，我们必须：
•对管道安全和合规性进行持续评估；
•识别和描述可能影响高后果区域的对管道段的适用威胁；
•改进数据收集、整合和分析；
•如有需要，维修及改善管道；及
•实施预防和减轻措施。
我们需要使用旨在维护管道完整性的管道完整性管理程序。任何修复、补救、预防或减轻措施都可能需要大量的资本和运营支出。虽然到目前为止还没有对我们施加罚款或处罚，但如果我们不遵守适用的法规和管道安全办公室的规则以及相关法规和命令，我们可能会受到巨额罚款和罚款，对于某些违规行为，罚款总额可能高达260万美元。
税收法律法规的增加或变化可能会潜在地影响我们的财务业绩或流动性。
我们需要缴纳在我们经营和交易的司法管辖区的正常业务运营所产生的各种类型的税收。当地、国内或国际税收法律法规的任何变化，或其解释和应用，包括那些具有追溯力的法律和法规，都可能影响我们未来的纳税义务、盈利能力和现金流。此外，由于我们无法控制的政治或经济因素，我们运营的各个司法管辖区的税率可能会发生重大变化。 我们不断监测和评估可能对我们的业务产生负面影响的拟议税收立法。
2022年8月16日颁布的《降低通货膨胀率法》包括实施新的15%的企业替代最低税(CAMT)，从2023年起生效。CAMT可能会导致我们的现金缴税义务出现波动，特别是在商品、货币或金融市场因衍生工具公允价值的潜在变化而出现重大波动的时期。CAMT是一种新的计算企业纳税义务的方法。关于CAMT的操作规则将如何实施和解释，仍有许多悬而未决的问题。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目3.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。
LDEQ物质
我们的一些子公司正在与LDEQ讨论，以解决自己报告的因Sabine Pass LNG终端的运营和SPL项目的投产而产生的偏差，以及与其Title V许可证中的某些要求有关的偏差。该事项涉及根据第五章许可证自行向LDEQ报告的偏差，涵盖时间从2012年1月1日至2016年3月25日。2016年4月11日，我们的某些子公司收到了来自LDEQ的综合合规命令和潜在处罚通知(“合规命令”)，涵盖了在此期间自行报告的偏差。我们的某些子公司继续与LDEQ合作，以解决合规命令中确定的问题。我们预计任何最终制裁都不会对我们的财务业绩产生实质性的不利影响。
PHMSA物质
2018年2月，PHMSA向SPL发布了与Sabine Pass LNG终端一个储罐轻微泄漏和第二个储罐轻微蒸汽泄漏有关的纠正行动令(“2018年SPL储罐事件”)。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。PHMSA在一封日期为2021年11月9日的信中通知SPL，此案被认为是“结案”。SPL继续与PHMSA和FERC协调，以解决与2018年SPL油罐事件有关的事项，包括修复方法和相关分析。其中一辆坦克已重新投入使用。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。
项目4.煤矿安全信息披露
不适用。
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
市场信息、持股人与股利政策
自2003年3月24日以来，我们的普通股一直在纽约证券交易所美国交易所交易，代码为“LNG”。截至2023年2月17日，我们有2.44亿股流通股，由83名记录所有者持有。
我们打算继续宣布和支付季度股息，目标是随着时间的推移增加股息。宣布派息须由本公司董事会酌情决定，并将视乎本公司的财务状况及董事会认为相关的其他因素而定。看到其中的风险我们宣布和支付股息以及回购股票的能力受到某些考虑因素的影响在……下面与我们的财务事务有关的风险在第1A项中。风险因素。
发行人及关联购买人购买股权证券
下表汇总了截至2022年12月31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) |
| October 1 - 31, 2022 | | 1,161,014 | | $170.57 | | 1,161,005 | | $4,159,601,537 |
| November 1 - 30, 2022 | | 2,723,122 | | $165.73 | | 2,723,122 | | $3,708,244,552 |
| December 1 - 31, 2022 | | 490,753 | | $169.95 | | 490,554 | | $3,624,866,341 |
| 总计 | | 4,374,889 | | $167.49 | | 4,374,681 | | |
(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)2022年9月12日，我们的董事会批准将现有的股票回购计划增加40亿美元，从2022年10月1日起再延长三年。有关其他信息，请参阅附注19-股票回购计划我们的合并财务报表附注。
股东总回报
以下是由17家公司(“同业集团”)组成的定制同业集团，这些公司之所以被选中，是因为它们是上市公司，具有：(1)可比的全球行业分类标准，(2)相似的市值，(3)相似的企业价值和(4)相似的经营特征和资本密度。
| | | | | | | | |
| 同级组 |
空气产品和化学品公司(AIR Products and Chemals，Inc.) | | 马拉松石油公司(MPC) |
| 贝克休斯公司(BKR) | | 西方石油公司(Oxy) |
| 康菲石油(扶贫委员会) | | ONEOK，Inc.(OKE) |
企业产品合伙人L.P.(环保署) | | 菲利普斯66(PSX) |
| EOG Resources，Inc.(EOG) | | 森科尔能源公司(Suncor Energy Inc.) |
| 哈里伯顿公司(HAL) | | 塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.) |
| 赫斯公司(Hess Corporation) | | 瓦莱罗能源公司(VLO) |
金德摩根公司(KMI) | | 威廉姆斯公司(The Williams Companies，Inc.) |
| LyondellBasell Industries N.V.(LYB) | | |
下图比较了我们普通股、标准普尔500指数和我们的同业集团的五年总回报率。该图表是在假设在2017年12月31日投资于我们的普通股、标准普尔500指数和我们的同行集团的100美元，并且所有股息都进行了完全再投资的基础上构建的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 公司/指数 | | 2017 | | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 |
| Cheniere能源公司 | | $ | 100.00 | | | $ | 109.94 | | | $ | 113.43 | | | $ | 111.50 | | | $ | 188.96 | | | $ | 282.18 | |
| 标准普尔500指数 | | 100.00 | | | 95.61 | | | 125.70 | | | 148.82 | | | 191.49 | | | 156.78 | |
| 同级组 | | 100.00 | | | 86.27 | | | 105.33 | | | 77.72 | | | 112.39 | | | 166.84 | |
| | | | | | | | | | | | |
ITEM 6. [已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
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。关于截至2021年12月31日的年度与2020年12月31日相比的2020年项目和差异驱动因素的讨论不包括在本报告中，可参阅《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告.
我们的讨论和分析包括以下主题：
•概述
•重大事件综述
•市场环境
•经营成果
•流动性与资本资源
•关键会计估算摘要
•最新会计准则
概述
我们是一家主要从事液化天然气相关业务的能源基础设施公司。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。我们在路易斯安那州萨宾帕斯和得克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近运营着两个天然气液化和出口设施(分别为“萨宾帕斯液化天然气终端”和“科珀斯克里斯蒂液化天然气终端”)，共有9列天然气液化列车在运行。除了Sabine Pass LNG终端(“SPL项目”)的天然气液化设施外，Sabine Pass LNG终端还拥有运营中的再气化设施和管道，将我们的设施连接到几条州际和州内天然气管道。科珀斯克里斯蒂液化天然气终端包括现有的天然气液化设施、正在进行的多达七列中型列车的扩建项目(“科珀斯克里斯蒂第三阶段项目”)以及将我们的设施与多条州际和州内天然气管道互连的管道(“CCL项目”，以及与SPL项目一起被称为“液化项目”)。有关我们业务的进一步讨论，请参阅项目1.和2.业务和物业.
我们与客户的长期合作构成了我们业务的基础，并为我们提供了可观、稳定、长期的现金流。通过我们的SPA和IPM协议，我们已经签订了到2020年代中期液化项目预期总产量的约95%，包括签署的合同，以支持Corpus Christi LNG终端在Corpus Christi第3阶段项目之后的额外液化能力。剔除期限不到10年的合同以及为支持Corpus Christi LNG终端在Corpus Christi第3阶段项目之后的额外液化能力而签署的合同，截至2022年12月31日，我们的水疗中心和IPM协议的加权平均剩余寿命约为17年。我们的大多数合同是固定价格的长期水疗中心，由每MMBtu液化天然气的固定费用加上每MMBtu液化天然气的浮动费用组成，可变费用的结构通常涵盖天然气购买和运输以及生产LNG的液化燃料的成本，从而限制了我们受到美国天然气价格波动的影响。在2022年间，我们继续扩大我们的SPA和IPM协议组合，我们相信全球对天然气和LNG的持续需求，如市场因素与竞争在项目1.和2.商业和物业中，将为我们未来客户合同组合的进一步增长奠定基础。我们长期现金流的持续强劲和稳定是我们于2022年宣布的修订后的全面、长期资本分配计划的基础，其中包括增加股份回购授权、降低综合长期杠杆目标、增加股息和继续投资于增长型有机增长。
重大事件综述
自2022年1月1日至本10-K表格提交之日，我们的重大事件包括：
战略
•2023年2月，Cheniere Partners的某些子公司根据国家环境政策法案向FERC启动了备案前审查程序，以扩建SPL项目，该项目包括最多三个列车，预计总生产能力约为2000万吨/年。
•2023年1月2日，原环球贸易执行副总裁总裁的科里·格林达尔晋升为执行副总裁总裁兼公司首席运营官。
•2022年10月3日，我们的董事会任命布莱恩·E·爱德华兹先生为董事会成员。爱德华兹先生被任命为本公司董事会的审计委员会和薪酬委员会成员。
•2022年9月，我们的某些子公司根据《国家环境政策法案》向FERC进入备案前审查程序，以便在CCL项目附近进行扩建，该项目包括两个中型列车，预计总产能约为300万吨液化天然气(“CCL中型列车8和9”)。
•于2022年6月15日，本公司董事会就Corpus Christi第三阶段项目与Bechtel执行了一份EPC合同，合同价格约为55亿美元，仅受更改单的调整，并发出有限通知，开始于2022年3月开始早期工程、采购和现场工程，董事会对Corpus Christi第三阶段项目做出了积极的FID。CCL第三阶段发布了全面通知，从2022年6月16日起开始建设贝克特尔。关于正面的FID，CCL第三阶段被贡献给CCH，随后与CCL合并并并入CCL，CCL是合并后幸存的公司，CCH是CCH的全资子公司。关于合并，CCL第三阶段持有的合同被转移到CCL。
•2022年6月，雪佛龙美国公司(“雪佛龙”)与SPLNG签订了一项协议，提前终止双方及其附属公司之间的TUA和相关的码头海事服务协议(“TMSA”)，自2022年7月6日起生效，一次性支付7.65亿美元的费用。
•我们签订或修订了以下协议：
◦我们签订了新的或修订的长期水疗中心，总计约1.4亿吨液化天然气，将于2026年至2050年期间交付，其中包括与Engie SA、Equinor ASA、雪佛龙、浦项制铁国际有限公司、中国石油股份国际有限公司和PTT Global LNG Company Limited签订的长期水疗中心，其中约5,000万吨取决于Cheniere做出最终投资决定，在Corpus Christi LNG终端建设七列火车Corpus Christi第三阶段项目之外的额外液化能力，或者我们单方面免除该要求。
◦2022年5月，CCL第三阶段与ARC Resources，Ltd.的子公司ARC Resources U.S.Corp签订了一项IPM协议，以普氏日韩标志(“JKM”)为基础的价格购买每天140,000 MMBtu的天然气，期限约15年，从Corpus Christi第三阶段项目第7列的商业运营开始。与这一天然气供应相关的液化天然气，约为0.85百万吨/年，将由Cheniere营销公司销售。
◦2022年2月，CCL第三阶段修订了之前与EOG Resources，Inc.(“EOG”)达成的IPM协议，将天然气供应量和供应期从10年的每天140,000 MMBtu增加到15年的每天420,000 MMBtu，定价继续基于JKM。根据经修订的IPM协议，供应的目标是在Corpus Christi第3阶段项目的1、4和5次列车完成后开始供应。此外，先前签署的天然气供应协议，根据该协议，EOG每天向CCL第三阶段出售300,000 MMBtu的天然气，价格与Henry Hub挂钩，延长了5年，导致15年的期限，预计从修订的IPM协议启动时开始。与这一天然气供应相关的液化天然气约为2.55 Mtpa，将由Cheniere Marketing拥有和营销。
可操作的
•截至2023年2月17日，液化项目已累计生产、装载和出口约2650批液化天然气货物，总计超过1.8亿吨。
•2022年10月27日，萨宾口航站楼第三个泊位基本完工。
•2022年2月4日，SPL项目6次列车实现实质性贯通(《6次列车竣工》)。
金融
•我们完成了以下债务交易：
◦于2022年12月及11月，标普发行本金总额分别为7,000万元于2037年到期的6.293厘高级抵押债券(“6.293%特殊保障优先票据”)及4.3亿元于2037年到期的5.900厘高级抵押摊销票据(“5.900%特殊目的优先票据”)，加权平均年期分别约为9.6年及9.5年。于2022年10月赎回3,000,000美元后，6.293%特殊目的公司优先债券及5.900%特殊目的公司优先债券所得款项，连同手头现金，将用于赎回2023年到期的特殊目的公司本金总额为15亿元的高级抵押债券(“2023年特别提款权优先债券”)的未偿还余额。
◦于2022年12月，我们根据投标要约，以手头现金回购了CCH于2024年到期的7.000厘高级抵押债券(“2024年CCH优先债券”)的未偿还本金总额752,000,000美元。2023年1月，2024年CCH优先债券的剩余未偿还本金4.98亿美元用手头现金赎回。
◦于2022年6月，CCH修订并重述其定期贷款信贷安排(“CCH信贷安排”)及其营运资本安排(“CCH营运资金安排”)，以(1)将CCH信贷安排及CCH营运资本安排的承担额分别增加至约40亿元及15亿元，以资助开发、建造及营运Corpus Christi第3阶段项目的部分成本，(2)将CCH信贷安排的到期日延长至6月15日较早时，在Corpus Christi第3阶段项目的最后一列列车基本完成后的2029年或两年后，并将CCH营运资金安排的到期日延长至2027年6月15日，(3)更新SOFR的指数利率，以及(4)对每个现有安排的条款和条件进行某些其他修改。
•2022年11月和2023年1月，Cheniere分别获得了标准普尔全球评级(S&P)和惠誉评级(Fitch)的第一和第二发行人投资级信用评级，前者导致Cheniere循环信贷安排的适用保证金和信用证费率从1.625%降至1.5%，承诺费利率从0.25%降至0.225%，并免除了此前因该设施的无担保地位而需要的抵押品。
•2022年9月，穆迪公司将Cheniere、CQP和SPL的发行人信用评级分别从Ba3、Ba2和Baa3上调至Ba1、Ba1和Baa2，展望为稳定。此外，2022年9月，惠誉将CQP和SPL的发行人信用评级分别从BB+和BBB-上调至BBB-和BBB-，均为投资级信用评级，前景稳定。2022年11月，由于从BB+升级到BBB，CQP获得了标普的第二个发行人投资级信用评级，前景稳定，这导致CQP循环信贷安排之前所需的抵押品被释放，这是由于该安排的无担保状态。2023年2月，标普还将SPL的发行人信用评级从BBB上调至BBB+，前景稳定。
•2022年9月，本理事会核准了经修订的全面长期资本分配计划，其中包括：
◦从2022年10月1日起，将股票回购授权增加40亿美元，为期3年；
◦将我们的综合长期杠杆率目标降至约4倍；
◦从2022年9月宣布派发每股普通股0.395美元(2022年11月支付)开始，将股息增加20%，目标是通过Corpus Christi第三阶段项目建设实现约10%的股息年增长率；以及
◦继续投资于增长型有机增长。
•我们根据我们的资本分配优先事项完成了以下工作：
◦在截至2022年12月31日的一年中，我们预付了54亿美元 根据我们的资本分配计划，合并的长期债务。
◦在截至2022年12月31日的一年中，我们回购了约930万股普通股，作为我们股票回购计划的一部分，回购金额约为14亿美元。在截至2022年12月31日的年度内回购的股份包括我们以约3.5亿美元回购的约270万股普通股，这些普通股由伊坎资本有限公司及其某些附属公司(“伊坎集团”)实益拥有。
◦在截至2022年12月31日的一年中，我们支付了每股普通股1.385美元的总股息。
市场环境
2022年，在所有天然气和液化天然气基准中，液化天然气市场出现了前所未有的价格波动。全球天然气市场基本面紧张，俄罗斯/乌克兰战争风险以及后来俄罗斯输往欧盟的天然气大幅减少加剧了这一局面。由于欧洲的战争形势，以及自由港液化天然气设施6月份的停运和9月份北溪1号和北溪2号管道爆炸导致的天然气和液化天然气供应受到进一步限制，人们对今年年初天然气和液化天然气库存较低以及额外液化天然气供应不足的担忧加剧。欧盟通过了几项政策倡议，以确保该地区的地下储气库在冬季之前被填满。欧洲不得不争夺液化天然气船货，导致价格出现前所未有的飙升。欧洲的高煤价、低核能发电量和低水力发电水平，限制了发电厂的选择，并加深了欧洲的能源危机，加剧了这些条件。
尽管供应状况普遍吃紧，但据开普勒称，自2021年以来，全球液化天然气需求增长了约5%，使整体市场额外增加了1,950万吨。2022年，欧洲和土耳其的液化天然气进口量增加了4,590万吨，同比增长61%。这一增长主要伴随着中国经济活动的显著放缓，这导致亚洲的液化天然气需求比2021年减少了7%，减少了1,910万吨。战争余波和全球需求增加，尤其是对欧洲和土耳其进口增加的需求，导致欧盟对液化天然气的这些大规模需求，暴露出液化天然气行业在供应限制和投资不足方面的脆弱性。这一点体现在价格水平和基准之间的价差幅度上。例如，2022年荷兰所有权转让机制(“TTF”)的月结算价平均为40.9美元/MMBtu，比2021年的14.4美元/MMBtu的平均价格高出约184%，2022年第四季度的TTF月结算价平均为42.3美元/MMBtu，比2021年第四季度的28.9美元/MMBtu的平均价格高出约46%。同样，2022年JKM平均结算价同比上涨128%，2022年平均结算价为34.2美元/MMBtu，2022年第四季度JKM平均结算价同比上涨38%，至38.5美元/MMBtu。这种极端的价格上涨引发了美国的强烈供应反应，美国在平衡全球液化天然气市场方面发挥了重要作用。尽管自由港液化天然气停运，但2022年美国出口了约7700万吨液化天然气，较2021年增长约9%，原因是市场继续拉动我们和竞争对手设施的供应。我们液化项目的总出口量达到4400万吨, 占美国全年总收益的85%以上。
尽管俄罗斯/乌克兰战争对全球产生了影响，但我们不认为我们受到战争直接或间接不利影响的重大影响，因为我们不在俄罗斯开展业务，也不与俄罗斯实体进行商业交易。此外，我们不知道战争对我们的供应链有任何具体的直接或间接不利影响。因此，我们相信，我们有能力帮助满足我们的国际液化天然气客户日益增长的需求，以克服他们的供应短缺。
经营成果
综合经营成果
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (单位：百万，不包括每股数据) | | | | | 2022 | | 2021 | | 方差 |
| 收入 | | | | | | | | | |
| 液化天然气收入 | | | | | $ | 31,804 | | | $ | 15,395 | | | $ | 16,409 | |
| 再气化收入 | | | | | 1,068 | | | 269 | | | 799 | |
| 其他收入 | | | | | 556 | | | 200 | | | 356 | |
| | | | | | | | | |
| 总收入 | | | | | 33,428 | | | 15,864 | | | 17,564 | |
| | | | | | | | | |
| 营运成本及开支 | | | | | | | | | |
| 销售成本(不包括下面单独列出的项目) | | | | | 25,632 | | | 13,773 | | | 11,859 | |
| | | | | | | | | |
| 运维费用 | | | | | 1,681 | | | 1,444 | | | 237 | |
| 销售、一般和行政费用 | | | | | 416 | | | 325 | | | 91 | |
| 折旧及摊销费用 | | | | | 1,119 | | | 1,011 | | | 108 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 开发费用 | | | | | 16 | | | 7 | | | 9 | |
| 其他 | | | | | 5 | | | 5 | | | — | |
| | | | | | | | | |
| 总运营成本和费用 | | | | | 28,869 | | | 16,565 | | | 12,304 | |
| | | | | | | | | |
| 营业收入(亏损) | | | | | 4,559 | | | (701) | | | 5,260 | |
| | | | | | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | | | | (1,406) | | | (1,438) | | | 32 | |
| 债务变更或清偿损失 | | | | | (66) | | | (116) | | | 50 | |
| 利率衍生收益(亏损)净额 | | | | | 2 | | | (1) | | | 3 | |
| 其他收入(费用)，净额 | | | | | 5 | | | (22) | | | 27 | |
| 其他费用合计 | | | | | (1,465) | | | (1,577) | | | 112 | |
| | | | | | | | | |
| 所得税和非控股利息前收益(亏损) | | | | | 3,094 | | | (2,278) | | | 5,372 | |
| 减去：所得税拨备(福利) | | | | | 459 | | | (713) | | | 1,172 | |
| 净收益(亏损) | | | | | 2,635 | | | (1,565) | | | 4,200 | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | | | | | 1,207 | | | 778 | | | 429 | |
| 普通股股东应占净收益(亏损) | | | | | $ | 1,428 | | | $ | (2,343) | | | $ | 3,771 | |
| | | | | | | | | |
| 普通股股东每股净收益(亏损)--基本 | | | | | $ | 5.69 | | | $ | (9.25) | | | $ | 14.94 | |
| 普通股股东每股净收益(亏损)-摊薄 | | | | | $ | 5.64 | | | $ | (9.25) | | | $ | 14.89 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
从液化项目中加载和识别的数据量
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日的年度 |
| (以TBtu为单位) | | | | | 可操作的 | | 试运行 | | 总计 |
| 本期内加载的卷 | | | | | 2,295 | | | 13 | | | 2,308 | |
| 在上一期间加载但在本期已识别的卷 | | | | | 49 | | | 1 | | | 50 | |
| 减去：本期装入和期末在途的数量 | | | | | (56) | | | — | | | (56) | |
| 本期确认的总成交量 | | | | | 2,288 | | | 14 | | | 2,302 | |
液化天然气收入的构成和相应的液化天然气运送量
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 方差 |
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) | | | | | $ | 20,702 | | | $ | 11,990 | | | $ | 8,712 | |
| 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 | | | | | 10,169 | | | 4,361 | | | 5,808 | |
| 从第三方采购液化天然气 | | | | | 760 | | | 499 | | | 261 | |
| | | | | | | | | |
| 衍生工具净亏损 | | | | | (328) | | | (1,776) | | | 1,448 | |
| 其他收入 | | | | | 501 | | | 321 | | | 180 | |
| 液化天然气总收入 | | | | | $ | 31,804 | | | $ | 15,395 | | | $ | 16,409 | |
| | | | | | | | | |
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) | | | | | 1,926 | | | 1,608 | | | 318 | |
| 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 | | | | | 362 | | | 344 | | | 18 | |
| 从第三方采购液化天然气 | | | | | 29 | | | 45 | | | (16) | |
| 作为液化天然气收入交付的总运量 | | | | | 2,317 | | | 1,997 | | | 320 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
(1)长期协议包括初始期限为12个月或更长时间的协议。
普通股股东应占净收益(亏损). 与2021年同期相比，截至2022年12月31日的年度出现38亿美元的顺差，主要原因是：
•液化天然气收入，扣除销售成本和不包括衍生产品损失的影响(如下所述)，增加了51亿美元，其中约80%是由于(1)国际天然气价格上升，(2)Henry Hub，对我们的长期SPA的可变对价，一般定价为Henry Hub的115%，其中约80%是由于与以下各项挂钩的销售利润率上升所致，约20%是由于可比期间之间交货量的增加，部分原因是列车6号列车的完工，程度较小，2021年3月26日，CCL项目3号列车基本完工并开始运营(“3号列车完工”)；和
•雪佛龙与终止协议有关的7.65亿美元一次性费用产生的额外收入，如中所述重大事件综述;
这些有利的差异驱动因素被以下因素部分抵消：
•由于公允价值变动和年度间结算5.44亿美元(税前和非控股权益的影响)而增加的衍生亏损，包括截至2021年12月31日的年度公允价值变动带来的衍生亏损43亿美元至截至2022年12月31日的年度57亿美元，主要与我们的IPM协议有关，根据这些协议，我们以与国际天然气价格挂钩的价格采购天然气；以及
•12亿美元所得税拨备(优惠)的不利变化。
以下是对可归因于普通股股东的净收益(亏损)变化的重大差异驱动因素的详细讨论 按行项目：
收入。可比期间增加176亿美元，主要归因于：
•由于每MMBtu定价更高，增加了122亿美元，这既来自Henry Hub提高的定价(我们的大部分长期合同都编制了索引)，也来自国际天然气定价；
•增加26亿美元，原因是两个期间之间交付的液化天然气数量增加，增加了320 TB tu或16%，原因是6号列车完工，以及3号列车完工(程度较小)，这两个时期的总生产能力总计约为1000万吨/年；
•公允价值变化和结算导致的衍生品损失减少14亿美元，主要是由于远期商品曲线发生变化，与旨在对商品市场进行经济对冲的安排有关，在这些市场中，我们有出售实物液化天然气的合同安排；
•再气化收入增加7.99亿美元，原因是与雪佛龙终止协议的再气化收入加快，如上所述重大事件综述及
•其他收入增加3.56亿美元，主要原因是LNG船舶分租收入因费率上升而增加，以及分租天数因期间船舶租赁能力的供应和需求而增加。
营运成本及开支. 可比期间增加123亿美元，主要归因于：
•销售成本增加99亿美元，不包括下述衍生产品损失的影响，主要原因是天然气原料成本增加89亿美元，主要原因是美国天然气价格上涨，其次是上文标题下讨论的液化和液化天然气数量增加收入；
•包括在销售成本中的公允价值变化和结算导致的衍生损失增加20亿美元，从截至2021年12月31日的年度的42亿美元增加到截至2022年12月31日的年度的62亿美元，这主要是由于我们的商品衍生品公允价值的非现金不利变化，这些变化归因于与国际天然气价格挂钩的头寸；以及
•运营和维护费用增加2.37亿美元，主要原因是6号列车和3号列车完工后天然气运输和储存能力需求费用增加，以及第三方服务和维护合同费用增加。
其他费用(收入)。可比期间其他支出总额减少1.12亿美元，主要原因是：
•修改或清偿债务损失减少5,000万美元，主要原因是提前赎回或偿还债务本金所支付的保费减少，详情见下融资现金流在……里面现金的来源和用途在流动性和资本资源方面，部分抵消了与向雪佛龙支付溢价以终止双方之间的收入分享协议有关的3100万美元的损失；
•利息支出净额减少3,200万美元，这是由于按照我们的资本分配计划偿还债务以及为成本较高的债务进行再融资而导致的利息成本下降，但在2021年和2022年分别大幅完成CCL项目的第3列和SPL项目的第6列后，符合资本化条件的总利息成本的较低部分部分抵消了这一减少；以及
•2,700万美元其他支出(收入)的有利差异，净额主要是由于2022年较高的利率带来的现金和现金等价物利息收入增加，但被与我们在Midship Holdings的投资相关的非临时性减值损失增加部分抵消。
所得税拨备(福利)。可比期间增加12亿美元，主要归因于税前收入的增加。
截至2022年和2021年12月31日止年度的有效税率分别为14.8%和31.3%。2022年的实际税率低于法定税率，这主要是由于分配给非控股权益的收入不应向Cheniere征税，但这部分被路易斯安那州净营业亏损(“NOL”)结转估值津贴的增加所抵消。2021年的有效税率代表税前亏损的税收优惠，高于法定税率，主要是由于分配给非控股权益的收入不应向Cheniere征税，以及路易斯安那州NOL结转的估值津贴减少。我们对路易斯安那州NOL的估值免税额在2021年下降，主要是因为税法的变化允许无限期结转NOL，而我们对路易斯安那州NOL的估值免税额在2022年增加，原因是我们收到路易斯安那州税务局关于州分配税问题的有利指导而导致我们的路易斯安那州应纳税所得额减少。请参阅中的进一步讨论附注15--所得税我们的合并财务报表附注。
由于我们的税前和应税收益以及该等收益中非控股权益所占比例的变化，我们的有效税率可能会有前瞻性的变化。
可归因于非控股权益的净收入。可比期间增加4.29亿美元，主要归因于CQP于可比期间的综合净收入增加9亿美元。
影响我们经营结果的重要因素
除了中讨论的流动性来源和用途之外流动性与资本资源，下面是影响我们运营结果的其他重要因素。
衍生工具的损益
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。与我们的IPM协议有关的商品衍生工具，包括在截至2022年12月31日的年度内订立的那些工具，详情见重大事件综述根据权责发生制会计方法，预期来自未来液化天然气销售的收入只有在相关交易交付或变现时才会确认。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相关的损益的效果，且鉴于我们某些衍生合约的成交量、长期持续期和价格基础的波动性，使用衍生工具可能会导致我们基于市场定价、交易对手信用风险和其他可能超出我们控制范围的相关因素的变化而导致我们的运营结果持续波动，尽管我们的运营意图是随着时间的推移减轻风险敞口。
委托装运货物
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。于截至2022年及2021年12月31日止年度，我们已实现液化天然气终端成本抵销2.04亿美元及3.19亿美元，分别相当于15TBtu及42TBtu，与出售液化项目的投产货物有关。
SPL的客户协议
在截至2022年12月31日的年度内，为履行先前对SPL项目第6列融资的抵押承诺，Cheniere向SPL提供了一些总计约2100万吨液化天然气的水疗中心，将于2023年至2035年期间交付，并向SPL提供了一项IPM协议，从2023年初开始，每天购买140,000 MMBtu天然气，为期约15年。此外，在截至2022年12月31日的一年中，SPL与交易对手签署了一项SPA，总计约1.0 Mtpa的液化天然气，将于2026至2042年间交付。因此，可归因于非控股权益的净收入将在未来期间受到影响，因为根据上述合同交付的数量以及作为衍生工具计入的IPM协议公允价值变化的损益将受到影响。
流动性与资本资源
以下信息描述了我们产生和获得足够数量的现金的能力，以满足我们的短期和长期需求。短期内，我们预计将使用营运现金流和可用流动资金满足我们的现金需求，包括现金和现金等价物、受限现金和现金等价物以及我们信贷安排下的可用承诺。从长远来看，我们预计将利用营运现金流和其他未来潜在的流动性来源来满足我们的现金需求，其中可能包括我们或我们子公司发行的债务和股票。下表提供了我们可用流动资金的摘要(单位：百万)。未来流动性的物质来源将在下文中讨论。
| | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | | |
| 现金及现金等价物(1) | $ | 1,353 | | | | |
| 为下列目的指定的限制性现金和现金等价物： | | | | |
| | | | |
| SPL项目 | 92 | | | | |
| | | | |
| | | | |
| CCL项目 | 738 | | | | |
| 我们子公司持有的现金仅限于Cheniere | 304 | | | | |
| 受限现金和现金等价物合计 | 1,134 | | | | |
| 我们信贷安排下的可用承诺额(2)： | | | | |
| | | | |
SPL的营运资金循环信贷和信用证偿还协议(“SPL营运资金安排”) | 872 | | | | |
| CQP的信贷安排 | 750 | | | | |
| | | | |
| CCH信贷安排 | 3,260 | | | | |
| CCH营运资金安排 | 1,322 | | | | |
Cheniere循环信贷安排(“Cheniere循环信贷安排”) | 1,250 | | | | |
| | | | |
| 我们的信贷安排下的可用承诺额 | 7,454 | | | | |
| | | | |
| 总可用流动资金 | $ | 9,941 | | | | |
(1)所列金额包括我们的综合可变利息实体CQP持有的余额，如中所述附注9--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2022年12月31日，CQP的资产(包括在我们的综合资产负债表中)包括9亿美元的现金和现金等价物。
(2)可用承诺额是指截至2022年12月31日的总承诺额减去未偿还贷款和在我们每个信贷安排下签发的信用证。看见附注11--债务关于我们的信贷安排和其他债务工具的更多信息，请参阅我们的综合财务报表附注。
我们在2022年12月31日之后的流动资金状况将受到未来流动资金来源和未来现金需求的影响，这一点在下文标题下进一步讨论。流动性的未来来源和用途.
虽然我们的现金来源和用途从综合的角度介绍如下，但SPL、CQP、CCH和Cheniere采用独立的资本结构运营。我们子公司执行的债务和股权工具的某些限制限制了每个实体分配现金的能力，包括：
•根据某些债务协议，SPL和CCH必须将收到的所有现金存入受限现金和现金等价物账户。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。此外，SPL和CCH的运营费用由我们的子公司根据关联协议管理，这可能需要SPL和CCH向各自的关联公司预付现金，但现金仍限于Cheniere用于液化项目的运营和建设；
•根据其合伙协议，CQP必须在季度末向单位持有人分配手头所有可用现金，减去其普通合伙人建立的任何准备金的金额。从2022年第二季度支付的分配开始，CQP的季度分配由基本额加上等于单位剩余可用现金的可变金额组成，其中考虑了为年度债务偿还和资本分配目标预留的金额、预期资本支出将由现金提供资金，以及为CQP业务的适当开展提供资金的现金储备。
•我们在CQP中的48.6%有限合伙人权益、100%普通合伙人权益和奖励分配权将我们获得CQP持有的现金的权利限制在CQP合伙协议条款指定的金额内；以及
•SPL、CQP和CCH受到其某些债务协议中包含的肯定和消极契约的限制，除非满足具体要求，否则它们支付某些款项的能力，包括分配的能力。
尽管有上述限制，我们相信Cheniere Complex内部仍有足够的灵活性，使每个独立的资本结构能够满足其目前预期的现金需求。SPL、CQP和CCH的流动资金来源主要为各自实体的现金需求提供资金，任何不受限制的剩余流动资金加上Cheniere Marketing提供的流动资金，均可用于使Cheniere能够满足其现金需求。
流动性的未来来源和用途
已执行合同规定的未来流动资金来源
由于我们的许多销售合同都是长期的，根据合同，我们有权在我们的SPA和TUA项下获得未来的重大对价，但尚未确认为收入。在大多数情况下，这种未来的考虑在法律上还没有到期给我们，截至2022年12月31日，也没有反映在我们的综合资产负债表上。此外，如下文更具体讨论的那样，这一未来考虑的很大一部分会受到变异性的影响。我们预计，这一对价将用于满足未来的流动性需求。下表汇总了我们对截至2022年12月31日从已执行合同中获得的未来重要流动性来源的估计(以十亿计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 按期间分列的已执行合同估计收入(1) |
| | | | | | | | |
| | | 2023 | | 2024 - 2027 | | 此后 | | 总计 |
| 液化天然气收入(固定费用)(2) | | $ | 6.1 | | | $ | 26.1 | | | $ | 79.8 | | | $ | 112.0 | |
| 液化天然气收入(可变费用)(2)(3) | | 10.5 | | | 46.2 | | | 144.5 | | | 201.2 | |
| 再气化收入 | | 0.1 | | | 0.5 | | | 0.2 | | | 0.8 | |
| 金融衍生品(4) | | (0.1) | | | — | | | — | | | (0.1) | |
| 其他收入(5) | | 0.2 | | | 0.2 | | | 0.1 | | | 0.5 | |
| 总计 | | $ | 16.8 | | | $ | 73.0 | | | $ | 224.6 | | | $ | 314.4 | |
(1)截至2022年12月31日生效的协议，其条款取决于项目里程碑日期，是基于截至2022年12月31日的估计日期。根据公认会计原则确认收入的时间可能与现金收入不一致，尽管我们不认为时间差异是实质性的。上述估计反映了管理层的假设以及截至2022年12月31日的当前已知市场状况和其他因素。估计数不能保证未来的业绩，实际结果可能会因本年度报告中所述的各种因素而大不相同。
(2)液化天然气收入不包括最初预期期限为一年或更短的合同收入。固定费用是指无论客户是否根据合同行使其不接收液化天然气货物的合同权利，都应向我们支付的费用。可变费用仅适用于已交付的液化天然气货物。
(3)液化天然气收入(可变费用)反映了客户选择接受根据合同提供的所有货物的假设。液化天然气收入(可变费用)基于截至2022年12月31日的估计远期价格和基差。我们与客户签订的SPA协议的定价结构包含了每MMBtu液化天然气的可变费用，通常相当于Henry Hub的115%，在交付时支付，从而限制了我们对未来天然气价格上涨的净敞口。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。由于最终定价和收款的不确定性，我们没有计入这种可变对价，因为对价被认为是受限的。
(4)金融衍生工具包括某些液化天然气交易衍生工具，根据衍生工具的性质和意图被记录为液化天然气收入。金融衍生品的定价基于截至2022年12月31日的估计远期价格和基差。
(5)其他收入包括从某些液化天然气船分租船收取的款项。
液化天然气收入
通过我们的SPA和IPM协议，我们已经承包了液化项目的几乎所有预期总产能。合同的大部分产能包括SPL和CCL与第三方签订的固定价格的长期SPA，以销售SPL项目和CCL项目的液化天然气，包括Corpus Christi Stage 3项目。我们签约的几乎所有产能都来自条款超过10年的合同。不包括期限少于10年的合同以及为支持Corpus Christi LNG终端在Corpus Christi第3阶段项目之后的额外液化能力而签署的合同，截至2022年12月31日，我们的水疗中心的加权平均剩余寿命约为17年。根据SPA，客户以FOB或在码头交货(“DAT”)为基础购买液化天然气，价格包括每MMBtu液化天然气的固定费用(其中一部分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115%。某些客户可选择取消或暂停LNG货物的交付，但需按照各自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SPA项下的浮动费用通常是为了支付购买天然气、可变运输和液化燃料的成本，以生产将在每个此类SPA下销售的液化天然气。总体而言，第三方SPA客户每年支付的固定费用部分，SPL项目约为34亿美元，CCL项目(包括Corpus Christi Stage 3项目)约为27亿美元。我们的长期SPA客户由信誉良好的交易对手组成, 标准普尔、穆迪和惠誉的平均信用评级分别为A-、A3和A-。关于我们水疗中心收入的讨论可以在注13--收入我们的合并财务报表附注。
我们通过我们的综合营销功能Cheniere Marketing来营销和销售未由CCL或SPL承包的液化项目生产的液化天然气。Cheniere Marketing拥有一系列长期、中期和短期SPA，将商业LNG货物运送到世界各地。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2022年12月31日，Cheniere Marketing已出售或拥有出售约6,529 TBtu液化天然气的选择权，这些液化天然气将在2023至2043年间交付给第三方客户，其中包括来自长期执行合同的6,393 TBtu，这些合同包括在上表已执行合同项下的未来流动性来源中。货物已按FOB价格(在Sabine Pass LNG终端或Corpus Christi LNG终端(视情况而定)交付给客户)或DAT(在客户指定的LNG接收终端交付给客户)进行销售。
再气化收入
SPLNG与TotalEnergie Gas&Power North America，Inc.(“TotalEnergy”)签订了一项长期的第三方TUA协议，根据该协议，TotalEnergy必须支付固定的月费，无论它是否使用其在Sabine Pass LNG终端预留的大约1Bcf/d的再气化能力。TotalEnergy有义务在2009年开始的20年内，在通货膨胀调整之前，每月向SPLNG支付总计约1.25亿美元的运力付款。除某些例外情况外，Total S.A.为TotalEnergy在其TUA下的债务提供了高达25亿美元的担保。
SPLNG还与SPL签订了TUA，在Sabine Pass LNG终端保留约2Bcf/d的再气化能力。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TotalEnergie签订了部分TUA分配协议，根据该协议，SPL获得了TotalEnergie与SPLNG于2019年开始的TUA项下提供的几乎所有能力和其他服务。尽管TotalEnergie和SPL之间有任何安排，TotalEnergie需要向SPLNG支付的款项将继续由TotalEnergy根据其TUA向SPLNG支付。SPL根据本部分TUA转让协议向TotalEnergy支付的款项包括在下表已执行合同项下的未来运营现金需求和资本支出表中的其他购买义务中。关于部分TUA分配和SPLNG在TUA协议下的收入的全面讨论可在注13--收入我们的合并财务报表附注。
金融衍生品
Cheniere Marketing已经签订了金融衍生品，以最大限度地减少与Cheniere Marketing的液化天然气协议相关的未来现金流变异性。有关金融衍生品的全面讨论可在附注7-衍生工具我们的合并财务报表附注。
未来更多的流动性来源
信贷安排下的可用承担额
截至2022年12月31日，我们的信贷安排下有75亿美元的可用承诺，这取决于适用的契约的遵守情况，以潜在地满足流动性需求。我们的信贷安排在2024年至2029年之间到期。
无合同液化供应
我们预计，截至2022年12月31日尚未根据已签署协议签订合同的液化项目总产能的一部分，将可供Cheniere Marketing向更多液化天然气客户销售。消除瓶颈的机会和其他优化项目导致了产量水平的提高，这使得Cheniere营销公司的可用生产能力增加到了尚未与其他客户签约的程度。
受财务约束的增长
我们在Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端的重要土地位置为进一步扩大液化能力提供了潜在的开发和投资机会，这些位置具有战略优势，靠近管道基础设施和资源。2022年9月，我们的某些子公司根据《CCL中型列车8号和9号列车国家环境政策法案》向FERC进入备案前审查程序。这些地点或其他项目的开发，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，在我们做出积极的FID之前，将需要可接受的商业和融资安排等。
已执行合同项下业务和资本支出的未来现金需求
我们承诺根据我们的某些合同，为未来的运营和资本支出支付现金。下表汇总了我们对截至2022年12月31日已执行合同项下的业务和资本支出的重大现金需求的估计(以十亿计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 按期间分列的已执行合同的估计应付款项(1) |
| | | | | | | | |
| | | 2023 | | 2024 - 2027 | | 此后 | | 总计 |
| 购买义务(2)： | | | | | | | | |
| 天然气供应协议(三) | | $ | 10.5 | | | $ | 26.2 | | | $ | 29.2 | | | $ | 65.9 | |
| 天然气运输和储存服务协议(四) | | 0.5 | | | 2.1 | | | 5.4 | | | 8.0 | |
| 资本支出 | | 1.0 | | | 3.1 | | | — | | | 4.1 | |
| 其他购买义务(5) | | 0.2 | | | 0.6 | | | 0.6 | | | 1.4 | |
| 租约(6) | | 0.8 | | | 3.0 | | | 3.3 | | | 7.1 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 13.0 | | | $ | 35.0 | | | $ | 38.5 | | | $ | 86.5 | |
(1)截至2022年12月31日生效的协议，其条款取决于项目里程碑日期，是基于截至2022年12月31日的估计日期。上述估计反映了管理层的假设以及截至2022年12月31日的当前已知市场状况和其他因素。估计数不能保证未来的业绩，实际结果可能会因本年度报告中所述的各种因素而大不相同。
(2)购买义务包括购买可强制执行并具有法律约束力的货物或服务的协议，这些协议规定了要购买的固定数量或最低数量。我们包括我们有提前终止选择权的合同，如果目前预计不会行使该选择权的话。我们包括未满足条件先例的合同，如果目前预计条件可以满足的话。
(3)天然气供应协议的定价基于截至2022年12月31日的预估远期价格和基差。IPM协议的定价是基于全球天然气市场价格减去固定液化费用和我们产生的某些成本。包括根据天然气供应协议支付的4亿美元，但有未满足条件的先例。
(4)包括根据天然气运输和储存服务协议对相关方的14亿美元购买义务。还包括根据天然气运输和储存服务协议支付的12亿美元，但有未满足条件的先例。
(5)其他购买义务包括根据SPL与TotalEnergy的部分TUA转让协议进行的付款，如中所述再气化收入上面。
(6)租赁包括(1)经营租赁、(2)融资租赁、(3)短期租赁和(4)船舶定期租赁项下的付款，这些租赁已于2022年12月31日签署，但将在未来开始。我们的某些租约还包含可变付款，如通货膨胀，除非合同条款要求支付不可避免的固定金额，否则不包括在上文中。在续订期权期间可由吾等自行决定行使的付款，只包括在相信该期权合理地肯定会行使的范围内。
天然气供应、运输和储存服务协议
我们通过长期天然气供应和IPM协议，为Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端获得了天然气原料。根据我们的IPM协议，我们根据全球天然气市场价格减去固定液化费用和我们产生的某些成本来支付天然气原料。虽然从会计角度而言，IPM协议不是收入合同，但IPM协议下购买天然气的付款结构产生了一种不收即付的固定液化费用，假设从天然气原料生产的液化天然气随后以接近购买天然气原料的全球液化天然气市场价格出售。
截至2022年12月31日，我们已获得约86%的天然气供应，以支持2023年液化项目的总预测产能。2023年以后，天然气供应占预测产能的百分比有所下降。天然气供应通常是在指数化定价的基础上加上固定费用，所有权转让在收到商品时发生。中进一步描述的内容液化天然气收入如上所述，我们与客户签订的SPA协议的定价结构包含了每MMBtu液化天然气的可变费用，通常相当于Henry Hub的115%，在交付时支付，从而限制了我们对未来天然气价格上涨的净敞口。包括截至2022年12月31日未满足条件的合同金额，我们通过剩余期限长达15年的协议获得了高达14,094 TB的天然气原料。有关我们的天然气供应和IPM协议的讨论可在附注7-衍生工具我们的合并财务报表附注。
为了确保我们能够将天然气原料运输到Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端，我们已经签署了运输先例和其他协议，以确保从管道公司获得稳固的管道运输能力。我们还与第三方签订了确定的储存服务协议，以帮助管理液化项目天然气需求的可变性。
资本支出
我们与第三方承包商签订液化项目总承包合同。上表中包含的未来资本支出主要包括Corpus Christi第3阶段项目的Bechtel EPC合同下的固定成本，其中Bechtel一次性收取费用，并通常暴露项目成本、进度和性能风险，除非发生某些特定事件，在这种情况下，Bechtel导致我们进入变更单，或者我们同意Bechtel提出变更单。此外，我们预计将产生持续的资本支出，以维护我们的设施和其他资产，以及优化我们的现有资产和购买旨在提高我们生产能力的新资产。看见受财务约束的增长部分，以供进一步讨论。
语料库克里斯蒂第三阶段项目
下表汇总了截至2023年1月31日科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的项目完成和建设状况：
| | | | | | | | | | | |
| | |
| 项目总完成率 | | 24.5% |
| 完成百分比： | | |
| 工程学 | | 41.3% |
| 采购 | | 36.9% |
| 分包工程 | | 29.5% |
| 施工 | | 2.2% |
| 预计基本完工日期 | | 2H 2025 - 1H 2027 |
租契
根据我们的租赁安排，我们的义务主要包括LNG船定期租船合同，期限长达15年，以确保以DAT为基础销售的货物的交付。我们还签订了使用拖轮、写字楼、设施和土地的租约。关于我们租赁义务的讨论可以在附注12-租契我们的合并财务报表附注。
运营和资本支出的额外未来现金需求
企业活动
我们需要保持公司、一般和行政职能，以服务于我们的商业活动。在截至2022年12月31日的年度内，销售、一般和行政费用为4亿美元，其中一部分与办公空间租赁有关，这已列入上文已执行合同项下的业务所需现金和资本支出表。截至2022年12月31日，我们的全职员工人数为1,551人。
受财务约束的增长
任何扩建项目的FID将导致额外的现金需求，以资助此类项目的建设和运营，超出我们根据上文讨论的已执行合同承担的当前合同义务。然而，在达成FID方面，我们可能需要获得融资，以满足该项目最初需要的现金需求，以支持该项目的商业化。
除了Corpus Christi第三阶段项目外，我们在Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端的重要土地位置为进一步扩大液化产能提供了潜在的开发和投资机会，这些位置具有战略优势，靠近管道基础设施和资源。我们预计，Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端未来的任何潜在扩建都将增加现金需求，以支持扩大运营，尽管扩建可以设计为利用共享基础设施来降低任何潜在扩建的增量成本。
已执行合同项下融资的未来现金需求
我们承诺根据我们的某些合同支付未来的现金融资。下表汇总了我们对截至2022年12月31日已执行合同项下融资的重大现金需求的估计(以十亿计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 按期间分列的已执行合同的估计应付款项(1) |
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| | | 2023 | | 2024 - 2027 | | 此后 | | 总计 |
| 债务(2) | | $ | 0.5 | | | $ | 10.1 | | | $ | 14.5 | | | $ | 25.1 | |
| 利息支付(2) | | 1.2 | | | 3.8 | | | 2.0 | | | 7.0 | |
| 总计 | | $ | 1.7 | | | $ | 13.9 | | | $ | 16.5 | | | $ | 32.1 | |
(1)上述估计反映了管理层的假设以及截至2022年12月31日的当前已知市场状况和其他因素。估计数不能保证未来的业绩，实际结果可能会因本年度报告中所述的各种因素而大不相同。
(2)债务和利息支付是基于2022年12月31日生效的总债务余额、预定合同到期日和固定或估计的远期利率，不包括2024年CCH高级债券的债务和利息支付，这些债务和利息是基于2023年1月5日支付的赎回款项。2022年12月，我们发布了2024年CCH高级债券未偿还本金余额的赎回通知。除了支付2024年CCH高级债券的债务和利息外，债务和利息支付不包括我们预计在合同到期之前进行的回购、偿还和退休。请参阅中的进一步讨论附注11--债务我们的合并财务报表附注。
债务
截至2022年12月31日，我们的债务综合体由未偿还本金余额总计251亿美元的优先票据和没有未偿还余额的信贷安排组成。截至2022年12月31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契约。有关我们债务责任的进一步讨论，包括这些安排所施加的限制，可参阅附注11--债务我们的合并财务报表附注。
利息
截至2022年12月31日，我们的优先票据的加权平均合同利率为4.76%。我们有各种与伦敦银行同业拆借利率挂钩的信贷安排，预计将在2023年逐步取消。到目前为止，我们已经修改了我们的某些信贷安排，以纳入由于预期的LIBOR过渡而与SOFR挂钩的替换率或备用替换率。我们打算继续与贷款人合作，寻求对目前与伦敦银行同业拆借利率挂钩的剩余债务协议进行修订。根据我们的信贷安排，未提取的承诺将收取0.10%至0.638%不等的承诺费，可能会根据适用实体的信用评级发生变化。根据我们的信用证出具的信用证将收取1.25%至1.625%不等的费用。截至2022年12月31日，我们的信贷安排下已签发的信用证总额为5.06亿美元。
融资的额外未来现金需求
CQP分布
根据其合伙协议，CQP必须在每个季度结束后45天内向单位持有人分配季度末所有可用现金，减去其普通合伙人建立的任何准备金的金额。我们以2.399亿股普通股的形式持有CQP 48.6%的有限合伙人权益，其余非控股有限合伙人权益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有。在截至2022年12月31日的年度内，CQP向其非控股权益支付了9.47亿美元的分配。
修订后的资本分配计划
如中所述重大事件综述，2022年9月，我们的董事会批准了修订后的全面长期资本分配计划。根据修订后的资本分配计划，董事会于2022年9月12日授权
从2022年10月1日开始，在未来三年内将现有的股票回购计划增加40亿美元。截至2022年12月31日，根据股票回购计划，我们有高达36亿美元的可用资金。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管理层根据市场状况和其他因素决定。在截至2022年12月31日的一年中，我们以每股146.88美元的加权平均价回购了930万股普通股，价格为14亿美元。有关我们的股份回购计划的讨论可在项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券.
我们修订的资本分配计划的另一个方面是通过偿还债务将我们的长期杠杆目标降低到约4倍，这可能涉及在公开市场或以其他方式偿还、赎回或回购我们的债务，包括SPL、CQP、CCH和Cheniere的优先票据。偿还债务的时间和金额将由管理层根据市场状况和其他因素决定。在截至2022年12月31日的一年中，我们使用了56亿美元的可用现金来减少未偿债务，其中54亿美元 是根据我们的资本分配计划赎回或提前偿还债务。
修订后的资本分配计划还包括通过Corpus Christi第三阶段项目建设实现约10%的目标年度股息增长率。2022年9月12日，我们宣布季度股息为每股普通股0.395美元，比上一季度股息增加了20%。2023年1月27日，我们宣布了普通股每股0.395美元的季度股息，将于2023年2月27日支付给截至2023年2月7日登记在册的股东。
受财务约束的增长
如果Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端的液化能力扩展到液化项目和Corpus Christi第三阶段项目之外，例如CCL中型列车8和9，我们预计将使用额外的融资来资助扩建项目的建设。
现金的来源和用途
下表汇总了我们的现金、现金等价物以及受限现金和现金等价物的来源和用途(单位：百万)。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。
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | |
| | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 10,523 | | | $ | 2,469 | | | |
| 用于投资活动的现金净额 | (1,844) | | | (912) | | | |
| 用于融资活动的现金净额 | (8,014) | | | (1,817) | | | |
| 汇率变动对现金、现金等价物以及限制性现金和现金等价物的影响 | 5 | | | — | | | |
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| 现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净增(减) | $ | 670 | | | $ | (260) | | | |
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营运现金流
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，我们的运营现金净流入分别为105亿美元和25亿美元。81亿美元的增长主要是由于销售液化天然气货物的现金收入增加，原因是每MMBtu的收入增加，其次是液化天然气交货量增加。此外，增加的一部分与收到雪佛龙公司与终止协议有关的一次性终止费有关，详情见重大事件综述，其中7.96亿美元的现金流入可分配用于终止TUA，而3,100万美元被确认为清偿可分配给雪佛龙的溢价以终止与他们的收入分享安排而产生的损失，该安排被视为债务，如下文所述融资现金流。营运现金流出增加，部分抵销了这些营运现金流入，主要原因是天然气原料成本上升以及某些投资组合优化活动的贡献较低。
2022年8月16日，总裁·拜登签署了通常被称为降低通货膨胀法案的H.R.5376(P.L.117-169)，使之成为法律，其中包括对某些大公司的调整后财务报表收入实施新的15%的公司替代最低税(CAMT)，并从2023年起生效，以及其他条款。我们已选择考虑CAMT对递延税项资产、结转和出现期间的税收抵免的影响。
投资现金流
本公司于两个年度的投资现金净流出主要用于液化项目的建设成本。增加的9.32亿美元 2022年与2021年相比，主要是由于在截至2022年12月31日的一年中，与Bechtel为Corpus Christi Stage 3项目进行的建筑工程有关的支出，但因SPL项目第6列列车于2022年2月完工而部分抵消了支出的减少，该项目在整个2021年都在施工。我们预计，随着Corpus Christi第三阶段项目的建设工作的进展，我们预计未来一段时间内我们的资本支出将增加，因为我们将于2022年6月发出全面通知，继续前往贝克特尔。
融资现金流
下表汇总了我们的融资活动(单位：百万)：
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| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 |
| 发行债券所得款项 | | $ | 1,575 | | | $ | 5,911 | |
| 债务的赎回和偿还 | | (6,771) | | | (6,810) | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 对非控股权益的分配 | | (947) | | | (649) | |
| | | | |
| 普通股回购 | | (1,373) | | | (9) | |
| 向股东分红 | | (349) | | | (85) | |
| 其他，净额 | | (149) | | | (175) | |
| 用于融资活动的现金净额 | | $ | (8,014) | | | $ | (1,817) | |
在截至2022年和2021年12月31日的年度内，我们分别发行了16亿美元和59亿美元的债券。截至2022年12月31日止年度的借款收益连同手头现金用于偿还68亿美元的未偿还债务，其中包括在公开市场回购9.65亿美元的债务，其余用于赎回我们的未偿还票据或偿还我们的信贷安排。在截至2021年12月31日的年度内，借款所得款项连同手头现金用于赎回或回购68亿美元的未偿债务，完全与赎回我们的未偿还票据或偿还我们的信贷安排有关。
债务发行和相关融资成本
下表显示了发行债务的收益，包括年内借款(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | |
| 发行债券所得款项 | | | | | | |
| SPL： | | | | | | |
| 5.900%高级担保摊销票据，2037年到期 | | $ | 430 | | | $ | — | | | |
2037 SPL私募高级担保债券 | | 70 | | | 482 | | | |
| SPL营运资金安排 | | 60 | | | — | | | |
| | | | | | |
| CQP： | | | | | | |
| | | | | | |
4.000厘优先债券，2031年到期 | | — | | | 1,500 | | | |
3.25%优先债券将于2032年到期 | | — | | | 1,200 | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| CCH： | | | | | | |
| 优先债券2029年到期，息率2.742 | | — | | | 750 | | | |
| | | | | | |
CCH信贷安排 | | 440 | | | — | | | |
| CCH营运资金安排 | | — | | | 400 | | | |
| | | | | | |
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| | | | | | |
| Cheniere： | | | | | | |
| | | | | | |
| Cheniere循环信贷安排 | | 575 | | | 1,359 | | | |
| Cheniere定期贷款安排(“Cheniere定期贷款安排”) | | — | | | 220 | | | |
| 发行债券的总收益 | | $ | 1,575 | | | $ | 5,911 | | | |
在截至2022年和2021年12月31日的年度内，我们支付了5100万美元的债务发行成本和其他融资成本 和 5,300万美元，分别计入其他净额融资现金流上表，与上述债务发行和各自期间的信贷安排修订有关。
债务偿还、偿还和回购以及相关的修改或终止费用
下表显示了债务的赎回、偿还和回购情况，包括年内偿还情况(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | |
| 债务的赎回、偿还和回购 | | | | | | |
| SPL： | | | | | | |
| | | | | | |
| 2022年SPL高级债券 | | $ | — | | | $ | (1,000) | | | |
| 2023年SPL高级债券 | | (1,500) | | | — | | | |
| SPL营运资金安排 | | (60) | | | — | | | |
| | | | | | |
| CQP： | | | | | | |
优先债券2025年到期，息率5.250 | | — | | | (1,500) | | | |
优先债券2026年到期，息率5.625 | | — | | | (1,100) | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| CCH： | | | | | | |
| CCH信贷安排 | | (2,169) | | | (898) | | | |
| CCH营运资金安排 | | (250) | | | (290) | | | |
| 2024年CCH高级债券 | | (752) | | | — | | | |
优先债券2025年到期，息率5.625 | | (9) | | | | | |
优先债券2027年到期，息率5.125 | | (230) | | | — | | | |
优先债券2029年到期，息率3.700 | | (138) | | | — | | | |
2039年到期的优先债券加权平均利率3.751% | | (88) | | | — | | | |
| | | | | | |
| Cheniere： | | | | | | |
| 4.875%Cheniere可转换优先票据，2021年到期 | | — | | | (295) | | | |
| 4.25%可转换优先票据，2045年到期 | | (500) | | | — | | | |
| Cheniere循环信贷安排 | | (575) | | | (1,359) | | | |
2028年到期的4.625%高级担保票据 | | (500) | | | — | | | |
| Cheniere定期贷款安排 | | — | | | (368) | | | |
| | | | | | |
| 债务的全部赎回、偿还和回购 | | $ | (6,771) | | | $ | (6,810) | | | |
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于截至二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度内，本公司分别支付债务修改或清偿费用300万美元及8200万美元，包括于其他净额内融资现金流上表，与这些赎回和偿还有关。此外，在截至2022年12月31日的年度内，我们支付了3100万美元，与根据与雪佛龙的终止协议终止收入分享安排而支付的溢价相关。
非控制性利益分配
我们拥有CQP 48.6%的有限合伙人权益，其余非控股有限合伙人权益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有。在截至2022年和2021年12月31日的年度内，CQP分别向非控股权益支付了9.47亿美元和6.49亿美元的分派。
普通股回购
下表列出了有关普通股回购的信息(单位为百万，每股数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2022 | | 2021 | | |
| 回购的普通股合计 | | | | | 9.35 | | | 0.10 | | | |
| 加权平均每股支付价格 | | | | | $ | 146.88 | | | $ | 87.32 | | | |
| 已支付总金额 | | | | | $ | 1,373 | | | $ | 9 | | | |
截至2022年12月31日，我们的股票回购计划剩余约36亿美元。
向股东发放现金股利
在截至2022年12月31日的一年中，我们支付了每股普通股1.385美元的总股息，向普通股股东支付的股息总额为3.49亿美元。在截至2021年12月31日的一年中，我们支付了每股普通股0.33美元的股息，总计8500万美元。
2023年1月27日，我们宣布了普通股每股0.395美元的季度股息，将于2023年2月27日支付给截至2023年2月7日登记在册的股东。
关键会计估算摘要
按照公认会计原则编制我们的综合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综合财务报表和附注中报告的金额。管理层定期评估其估计及相关假设，包括与衍生工具估值有关的估计及假设。事实和情况的变化或补充信息可能会导致修订估计数，实际结果可能与这些估计数不同。管理层认为以下是涉及重大判断的最关键的会计估计。
第三级实物液化供应衍生产品的公允价值
所有衍生工具均按公允价值入账，但我们已选择采用权责发生制会计的某些衍生工具除外，如附注2--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。我们根据衍生工具可在意愿方之间交换的价值，通过收益记录衍生工具的公允价值变动。我们实物液化供应衍生合约的估值通常是通过使用内部模型来制定的，内部模型包括代表第3级公允价值计量的重大不可观察输入，如附注2--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。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，例如不可观察期间的能源单位未来价格、流动性和运输价格调整，以及产生公允价值的相关事件，包括但不限于，随着基础设施的发展，从市场参与者的角度评估各自的市场是否存在。
此外，由于不可观察期或流动性有限，某些实物液化供应衍生品的估值需要在估计相关远期商品曲线时做出重大判断。这样的估值更容易受到变化性的影响，尤其是在市场动荡的时候。以下为按内部模型计入截至2022年及2021年12月31日止年度的重大不可观察投入(以百万计)的工具估值的公允价值变动，该等内部模型完全由实物液化供应衍生工具组成。所显示的公允价值变动仅限于在每个相应期间结束时仍持有的票据。
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 |
与期末仍持有的票据有关的公允价值不利变化 | | $ | (6,493) | | | $ | (4,305) | |
在两个年度末持有的工具的公允价值的不利变化主要归因于我们的IPM协议的远期国际LNG商品曲线在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内大幅升值。
截至2022年和2021年12月31日，我们综合资产负债表中确认的3级衍生品的估计公允价值分别为99亿美元和40亿美元，全部由实物液化供应衍生品组成。
我们衍生工具的最终公允价值是不确定的，我们相信估计公允价值在不久的将来可能会发生重大变化，特别是考虑到本年度的波动水平，这与大宗商品价格有关。看见第7A项。关于市场风险的定量和定性披露以进一步分析我们衍生工具的公允价值对标的价格假设变化的敏感性。
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2--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。
第7A项。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
我们已订立商品衍生工具，包括SPL项目及CCL项目的投产及营运天然气供应合约，以及相关的经济对冲(统称“液化供应衍生工具”)。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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021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 | $ | (10,019) | | | $ | 2,249 | | | $ | (4,038) | | | $ | 903 | |
| 液化天然气交易衍生品 | (46) | | | 15 | | | (400) | | | 38 | |
看见附注7-衍生工具有关我们的商品衍生工具的其他详情，请参阅我们的综合财务报表附注。
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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021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 | $ | (28) | | | $ | 3 | | | $ | 12 | | | $ | 2 | |
看见附注7-衍生工具有关我们的外币衍生工具的更多详情，请参阅综合财务报表附注。
项目8.财务报表和补充数据
合并财务报表索引
Cheniere能源公司及附属公司
| | | | | |
Cheniere Energy，Inc.管理层向股东提交的报告 | 55 |
独立注册会计师事务所报告 | 56 |
合并业务报表 | 59 |
合并资产负债表 | 60 |
合并股东权益报表(亏损) | 61 |
合并现金流量表 | 62 |
合并财务报表附注 | 63 |
注1--业务的组织和性质 | 63 |
附注2--主要会计政策摘要 | 63 |
附注3--受限现金和现金等价物 | 72 |
附注4--扣除当前预期信贷损失后的贸易和其他应收款 | 72 |
注5--库存 | 72 |
附注6--财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | 73 |
附注7-衍生工具 | 74 |
附注8--其他非流动资产，净额 | 79 |
附注9--非控股权益和可变权益实体 | 80 |
附注10--应计负债 | 81 |
附注11--债务 | 82 |
附注12-租契 | 87 |
注13--收入 | 89 |
附注14--关联方交易 | 92 |
附注15--所得税 | 93 |
附注16--基于股份的薪酬 | 95 |
附注17-雇员福利计划 | 97 |
附注18--普通股股东每股净收益(亏损) | 98 |
附注19-股票回购计划 | 98 |
附注20--承付款和或有事项 | 99 |
注21-客户集中度 | 100 |
附注22-补充现金流量资料 | 101 |
| |
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管理层给Cheniere Energy，Inc.股东的报告。
管理层关于财务报告内部控制的报告
作为管理层，我们有责任为Cheniere Energy，Inc.及其子公司(“Cheniere”)建立和维护充分的财务报告内部控制。为了评估财务报告内部控制的有效性，按照2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第404条的要求，我们进行了一项评估，包括使用内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布。Cheniere的财务报告内部控制制度旨在根据美利坚合众国普遍接受的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述，即使被确定为有效的，也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。
根据我们的评估，我们得出结论，截至2022年12月31日，Cheniere对财务报告保持了有效的内部控制，其标准是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
Cheniere的独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所发布了一份关于Cheniere截至2022年12月31日财务报告内部控制的审计报告，该报告包含在本10-K表格中。
管理人员的证书
2002年《萨班斯-奥克斯利法案》要求的Cheniere首席执行官和首席财务官的证书已被列入Cheniere的Form 10-K中的附件31和32。
Cheniere能源公司
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| 发信人： | /杰克·A·福斯科 | | 发信人： | /s/扎克·戴维斯 |
| 杰克·A·福斯科 | | | 扎克·戴维斯 |
| | 总裁与首席执行官
(首席行政主任) | | | 常务副总裁兼首席财务官
(首席财务官) |
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会
Cheniere Energy，Inc.：
对合并财务报表的几点看法
我们审计了Cheniere Energy，Inc.及其子公司(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表，截至2022年12月31日的三年期间各年度的相关综合经营报表、股东权益(亏损)和现金流量，以及相关附注和财务报表附表I至II(统称为合并财务报表)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三年期间每年的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据下列标准审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2023年2月22日的报告对公司财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见。
意见基础
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
第三级实物液化供应衍生产品的公允价值
如综合财务报表附注2和附注7所述，截至2022年12月31日，该公司记录的第三级实物液化供应衍生工具的公允价值为(99.24亿美元)。实物液化供应衍生品包括液化天然气设施运营的天然气供应合同。3级实物液化供应衍生品的公允价值是使用内部模型制定的，该内部模型纳入了重大的不可观察的输入。
我们将评估3级实物液化供应衍生品的公允价值确定为一项重要的审计事项。具体地说，用于估计公允价值的某些假设存在主观性，包括对不可观测时期和流动性的能源单位未来价格的假设。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了与3级物理液化评估相关的某些内部控制的运行效果。
提供衍生品。这包括与重大不可观察投入的假设和公允价值模型有关的控制。对于精选的3级液化供应衍生品，我们聘请了具有专业技能和知识的评估专业人员，他们协助：
•通过与市场数据的比较，包括报价或公布的远期价格，评估可观察时期内能源单位的未来价格
•编制独立的公允价值估计，并将独立编制的估计与公司的公允价值估计进行比较。
此外，我们通过与市场或第三方数据(包括对第三方报价运输价格的调整)的比较，评估了公司对不可观测时期和流动性的未来能源单位价格的假设。
自2014年以来，我们一直担任本公司的审计师。
休斯敦，得克萨斯州
2023年2月22日
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会
Cheniere Energy，Inc.：
财务报告内部控制之我见
我们已经审计了Cheniere Energy，Inc.及其子公司(本公司)截至2022年12月31日的财务报告内部控制，根据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。我们认为，截至2022年12月31日，本公司在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，审计了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表，截至2022年12月31日的三年期间各年度的相关综合经营报表、股东权益(亏损)和现金流量，以及相关附注和财务报表附表一至表二 (统称为合并财务报表)，我们于2023年2月22日的报告对该等合并财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
休斯敦，得克萨斯州
2023年2月22日
合并业务报表
(单位：百万，不包括每股数据)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 收入 | | | | | | | | | |
| 液化天然气收入 | | | | | $ | 31,804 | | | $ | 15,395 | | | $ | 8,924 | |
| 再气化收入 | | | | | 1,068 | | | 269 | | | 269 | |
| 其他收入 | | | | | 556 | | | 200 | | | 165 | |
| | | | | | | | | |
| 总收入 | | | | | 33,428 | | | 15,864 | | | 9,358 | |
| | | | | | | | | |
| 营运成本及开支 | | | | | | | | | |
| 销售成本(不包括下面单独列出的项目) | | | | | 25,632 | | | 13,773 | | | 4,161 | |
| | | | | | | | | |
| 运维费用 | | | | | 1,681 | | | 1,444 | | | 1,320 | |
| 销售、一般和行政费用 | | | | | 416 | | | 325 | | | 302 | |
| 折旧及摊销费用 | | | | | 1,119 | | | 1,011 | | | 932 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 开发费用 | | | | | 16 | | | 7 | | | 6 | |
| 其他 | | | | | 5 | | | 5 | | | 6 | |
| | | | | | | | | |
| 总运营成本和费用 | | | | | 28,869 | | | 16,565 | | | 6,727 | |
| | | | | | | | | |
| 营业收入(亏损) | | | | | 4,559 | | | (701) | | | 2,631 | |
| | | | | | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | | | | (1,406) | | | (1,438) | | | (1,525) | |
| 债务变更或清偿损失 | | | | | (66) | | | (116) | | | (217) | |
| 利率衍生收益(亏损)净额 | | | | | 2 | | | (1) | | | (233) | |
| 其他收入(费用)，净额 | | | | | 5 | | | (22) | | | (112) | |
| 其他费用合计 | | | | | (1,465) | | | (1,577) | | | (2,087) | |
| | | | | | | | | |
| 所得税和非控股利息前收益(亏损) | | | | | 3,094 | | | (2,278) | | | 544 | |
| 减去：所得税拨备(福利) | | | | | 459 | | | (713) | | | 43 | |
| 净收益(亏损) | | | | | 2,635 | | | (1,565) | | | 501 | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | | | | | 1,207 | | | 778 | | | 586 | |
| 普通股股东应占净收益(亏损) | | | | | $ | 1,428 | | | $ | (2,343) | | | $ | (85) | |
| | | | | | | | | |
普通股股东每股净收益(亏损)--基本 | | | | | $ | 5.69 | | | $ | (9.25) | | | $ | (0.34) | |
普通股股东每股净收益(亏损)-摊薄 | | | | | $ | 5.64 | | | $ | (9.25) | | | $ | (0.34) | |
| | | | | | | | | |
| 已发行普通股加权平均数-基本 | | | | | 251.1 | | | 253.4 | | | 252.4 | |
| 已发行普通股加权平均数--摊薄 | | | | | 253.4 | | | 253.4 | | | 252.4 | |
合并资产负债表(1)
(单位：百万，共享数据除外)
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| | | |
| 2022 | | 2021 |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 1,353 | | | $ | 1,404 | |
| 受限现金和现金等价物 | 1,134 | | | 413 | |
| 贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额 | 1,944 | | | 1,506 | |
| | | |
| 库存 | 826 | | | 706 | |
| 流动衍生资产 | 120 | | | 55 | |
| 保证金存款 | 134 | | | 765 | |
| | | |
| 其他流动资产 | 97 | | | 207 | |
| 流动资产总额 | 5,608 | | | 5,056 | |
| | | |
| | | |
| 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | 31,528 | | | 30,288 | |
| 经营性租赁资产 | 2,625 | | | 2,102 | |
| | | |
| 衍生资产 | 35 | | | 69 | |
| 商誉 | 77 | | | 77 | |
| 递延税项资产 | 864 | | | 1,204 | |
| 其他非流动资产，净额 | 529 | | | 462 | |
| 总资产 | $ | 41,266 | | | $ | 39,258 | |
| | | |
| 负债和股东赤字 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 应付帐款 | $ | 124 | | | $ | 155 | |
| 应计负债 | 2,679 | | | 2,299 | |
| | | |
| 扣除贴现和债务发行成本后的经常债务 | 813 | | | 366 | |
| 递延收入 | 234 | | | 155 | |
| 流动经营租赁负债 | 616 | | | 535 | |
| 流动衍生负债 | 2,301 | | | 1,089 | |
| 其他流动负债 | 28 | | | 94 | |
| 流动负债总额 | 6,795 | | | 4,693 | |
| | | |
| 长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本 | 24,055 | | | 29,449 | |
| 经营租赁负债 | 1,971 | | | 1,541 | |
| 融资租赁负债 | 494 | | | 57 | |
| | | |
| 衍生负债 | 7,947 | | | 3,501 | |
| 其他非流动负债 | 175 | | | 50 | |
| | | |
承付款和或有事项(见注20) | | | |
| | | |
| 股东亏损额 | | | |
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；276.7百万股和275.2分别于2022年和2021年12月31日发行的百万股 | 1 | | | 1 | |
| | | |
| | | |
| | | |
库存股：31.2百万股和21.6百万股，按成本计算，分别为2022年12月31日和2021年12月31日 | (2,342) | | | (928) | |
| 追加实收资本 | 4,314 | | | 4,377 | |
| 累计赤字 | (4,942) | | | (6,021) | |
| Cheniere股东亏损总额 | (2,969) | | | (2,571) | |
| 非控制性权益 | 2,798 | | | 2,538 | |
| 股东总亏损额 | (171) | | | (33) | |
| 总负债和股东赤字 | $ | 41,266 | | | $ | 39,258 | |
(1)列报的金额包括我们的综合可变利息实体(“VIE”)CQP持有的余额，详见附注9--非控股权益和可变权益主体。截至2022年12月31日，CQP的总资产和负债为$18.910亿美元21.7分别为10亿美元，其中包括0.9十亿美元的现金和现金等价物，以及0.110亿美元的受限现金和现金等价物。
合并股东权益报表(亏损)
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 股东亏损总额 | | | |
| | 普通股 | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 累计赤字 | | 非控制性权益 | | 总股本(赤字) |
| | 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 | |
| 以股份为基础的薪酬奖励的归属 | 2.4 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股份的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 114 | | | — | | | — | | | 114 | |
| 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 | (0.8) | | | — | | | 0.8 | | | (43) | | | — | | | — | | | — | | | (43) | |
| 按成本价回购股份 | (2.9) | | | — | | | 2.9 | | | (155) | | | — | | | — | | | — | | | (155) | |
| 非控股权益应占净亏损 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 586 | | | 586 | |
| 重新收购可转换票据的权益部分，税后净额 | — | | | — | | | — | | | — | | | (8) | | | — | | | — | | | (8) | |
| 对非控股权益的分配和分红 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (626) | | | (626) | |
| 普通股股东应占净亏损 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (85) | | | — | | | (85) | |
| 2020年12月31日余额 | 252.3 | | | 1 | | | 20.8 | | | (872) | | | 4,273 | | | (3,593) | | | 2,409 | | | 2,218 | |
| 以股份为基础的薪酬奖励的归属 | 2.1 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股份的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 105 | | | — | | | — | | | 105 | |
| 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 | | | (47) | | | (1) | | | — | | | — | | | (48) | |
| 按成本价回购股份 | (0.1) | | | — | | | 0.1 | | | (9) | | | — | | | — | | | — | | | (9) | |
| 可归因于非控股权益的净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 778 | | | 778 | |
| 对非控股权益的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (649) | | | (649) | |
宣布的股息($0.33每股普通股) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (85) | | | — | | | (85) | |
| 普通股股东应占净亏损 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2,343) | | | — | | | (2,343) | |
| 2021年12月31日的余额 | 253.6 | | | 1 | | | 21.6 | | | (928) | | | 4,377 | | | (6,021) | | | 2,538 | | | (33) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | |
| 以股份为基础的薪酬奖励的归属 | 1.5 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股份的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 112 | | | — | | | — | | | 112 | |
| 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 | (0.3) | | | — | | | 0.3 | | | (41) | | | (22) | | | — | | | — | | | (63) | |
| 按成本价回购股份 | (9.3) | | | — | | | 9.3 | | | (1,373) | | | — | | | — | | | — | | | (1,373) | |
采用ASU 2020-06税后净额(见注2) | — | | | — | | | — | | | — | | | (153) | | | 4 | | | — | | | (149) | |
| 可归因于非控股权益的净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,207 | | | 1,207 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 对非控股权益的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (947) | | | (947) | |
宣布的股息($1.385每股普通股) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (353) | | | — | | | (353) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股股东应占净收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,428 | | | — | | | 1,428 | |
| 2022年12月31日的余额 | 245.5 | | | $ | 1 | | | 31.2 | | | $ | (2,342) | | | $ | 4,314 | | | $ | (4,942) | | | $ | 2,798 | | | $ | (171) | |
合并现金流量表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 2,635 | | | $ | (1,565) | | | $ | 501 | |
| 将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
| 未实现外汇兑换收益，净额 | (5) | | | — | | | — | |
| 折旧及摊销费用 | 1,119 | | | 1,011 | | | 932 | |
| 基于股份的薪酬费用 | 205 | | | 140 | | | 110 | |
| 非现金利息支出 | 26 | | | 19 | | | 51 | |
| 债务发行成本、溢价和贴现摊销 | 57 | | | 72 | | | 114 | |
| 使用权资产减持 | 607 | | | 393 | | | 291 | |
| 债务变更或清偿损失 | 66 | | | 116 | | | 217 | |
| 衍生工具总亏损，净额 | 6,531 | | | 5,989 | | | 211 | |
| 用于结算衍生工具的现金净额 | (904) | | | (1,579) | | | 74 | |
| | | | | |
| 权益法投资损失 | 55 | | | 24 | | | 126 | |
| 递延税金 | 440 | | | (715) | | | 40 | |
| 偿还与回购可换股票据有关的实收利息 | (13) | | | (190) | | | (911) | |
| 其他，净额 | 11 | | | 9 | | | 8 | |
| 经营性资产和负债变动情况： | | | | | |
| 贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额 | (502) | | | (799) | | | (154) | |
| | | | | |
| 库存 | (123) | | | (409) | | | 21 | |
| 保证金存款 | 631 | | | (741) | | | (13) | |
| | | | | |
| 其他流动资产 | 67 | | | (101) | | | (14) | |
| 应付账款和应计负债 | 250 | | | 1,144 | | | 54 | |
| | | | | |
| 递延收入总额 | 124 | | | 55 | | | (23) | |
| 经营租赁负债总额 | (622) | | | (418) | | | (277) | |
| | | | | |
| 其他，净额 | (132) | | | 14 | | | (93) | |
| 经营活动提供的净现金 | 10,523 | | | 2,469 | | | 1,265 | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 财产、厂房和设备 | (1,830) | | | (966) | | | (1,839) | |
| 出售固定资产所得 | 1 | | | 68 | | | — | |
| 权益法投资 | (15) | | | — | | | (100) | |
| 其他，净额 | — | | | (14) | | | (8) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (1,844) | | | (912) | | | (1,947) | |
| | | | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| 发行债券所得款项 | 1,575 | | | 5,911 | | | 7,823 | |
| 债务的赎回和偿还 | (6,771) | | | (6,810) | | | (6,940) | |
| 债务发行和其他融资成本 | (51) | | | (53) | | | (125) | |
| 债务修改或清偿费用 | (28) | | | (82) | | | (172) | |
| | | | | |
| 对非控股权益的分配 | (947) | | | (649) | | | (626) | |
| 与股票薪酬的预扣税款有关的付款 | (63) | | | (48) | | | (43) | |
| 普通股回购 | (1,373) | | | (9) | | | (155) | |
| 向股东分红 | (349) | | | (85) | | | — | |
| 支付融资租赁负债 | (7) | | | — | | | — | |
| 其他，净额 | — | | | 8 | | | 3 | |
| 用于融资活动的现金净额 | (8,014) | | | (1,817) | | | (235) | |
| 汇率变动对现金、现金等价物以及限制性现金和现金等价物的影响 | 5 | | | — | | | — | |
| | | | | |
| 现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净增(减) | 670 | | | (260) | | | (917) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期初 | 1,817 | | | 2,077 | | | 2,994 | |
| 现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期末 | $ | 2,487 | | | $ | 1,817 | | | $ | 2,077 | |
每个合并资产负债表的余额： | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 现金和现金等价物 | $ | 1,353 | | | $ | 1,404 | |
| 受限现金和现金等价物 | 1,134 | | | 413 | |
| | | |
| 现金总额、现金等价物以及受限现金和现金等价物 | $ | 2,487 | | | $ | 1,817 | |
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注
注1-业务的组织和性质
我们经营二天然气液化和出口设施位于路易斯安那州卡梅隆教区的Sabine Pass和得克萨斯州Corpus Christi附近(分别为“Sabine Pass LNG终端”和“Corpus Christi LNG终端”)。
CQP拥有Sabine Pass LNG终端，该终端拥有天然气液化设施，包括六业务列车，列车6已于2022年2月4日基本完工，总业务生产能力约为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、气化器和三海上泊位，第三个泊位已于2022年10月27日基本完工。Sabine Pass LNG终端还包括一个94CQP的子公司CTPL拥有的一条长达1英里的管道，将我们的设施与许多大型州际和州内管道互连。截至2022年12月31日，我们拥有100普通合伙人权益的%和a48.6有限合伙人在CQP中的权益。
科珀斯克里斯蒂液化天然气终端目前有三运营培训，总运营生产能力约为15Mtpa液化天然气，三液化天然气储罐和二海上泊位。此外，我们正在建造科珀斯克里斯蒂液化天然气码头的扩建工程(“科珀斯克里斯蒂第三阶段工程”)，可容纳多达七预计运营总生产能力超过50亿辆的中型列车10Mtpa液化天然气。CCL第三阶段、CCL和CCP于2019年11月获得FERC的批准，可以选址、建造和运营Corpus Christi第三阶段项目。2022年3月，CCL第三阶段发出有限通知，同意贝克特尔能源公司(“贝克特尔”)开始早期工程、采购和现场工作。2022年6月，我们的董事会对Corpus Christi 3期项目的建设和运营投资做出了积极的FID，并发布了全面的通知，从2022年6月16日起开始建设贝克特尔。关于积极的FID，CCL第三阶段，我们通过该阶段开发和建设Corpus Christi第三阶段项目，被贡献给CCH，随后与CCL合并，并并入CCL，CCL是合并后的幸存实体和CCH的全资子公司。通过子公司CCP，我们还拥有一家21.5科珀斯克里斯蒂天然气供应管道，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互连(“科珀斯克里斯蒂管道”，与现有的运营列车、中型列车、储罐和海上泊位一起，称为“CCL项目”)。
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。2022年9月，我们的某些子公司根据国家环境政策法案进入了向FERC提交备案前审查程序，以便在CCL项目附近进行扩建，包括二中型列车，预计总生产能力约为3Mtpa液化天然气。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，除其他外，将需要可接受的商业和融资安排，然后我们才能做出积极的FID。
注2-重要会计政策摘要
陈述的基础
我们的合并财务报表是根据公认会计准则编制的。综合财务报表包括我们持有控股权的Cheniere、其子公司和关联公司的账户，反映了截至财务报表日期的多数投票权权益的所有权。此外，我们在下面进一步讨论的特定标准下整合VIE。在合并中，所有公司间账户和交易都已取消。
VIES
我们在每项安排开始时决定，我们已投资或拥有其他可变权益的实体是否被视为VIE。一般而言，在以下情况下，一个实体是VIE：(1)该实体没有足够的风险股本，无法在没有其他各方额外从属财务支持的情况下为其活动提供资金；(2)该实体的投资者缺乏任何具有控股权的特征；或(3)该实体是以非实质性投票权成立的。
当我们被认为是主要受益人时，我们合并VIE。VIE的主要受益者通常是：(1)有权作出对VIE的经济表现影响最大的决定的一方；以及
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(2)有义务承担损失或有权接受在任何一种情况下可能对VIE产生重大影响的利益。如果我们不被视为VIE的主要受益人，我们将根据适用的公认会计原则对VIE的投资或其他可变权益进行核算。
非控制性权益
当我们合并一个实体时，我们将子公司的100%资产、负债、收入和费用包括在我们的合并财务报表中。对于我们的所有权低于100%的被我们合并的实体，我们在我们的合并资产负债表上记录了非控股权益作为权益的一个组成部分，这代表了各自合并子公司的净资产中的第三方所有权。此外，可归因于非控制性权益的净收益或亏损部分在我们的综合经营报表上报告为可归因于非控制性权益的净收益(亏损)。我们在实体中的所有权权益的变化不会导致解除合并，通常在股权中确认。看见附注9--非控股权益和可变权益实体有关我们的非控股权益的更多详细信息。
权益法投资
Cheniere有能力对运营和财务政策施加重大影响的非受控实体的投资使用权益会计方法进行会计核算，我们的收益或亏损份额在我们的综合运营报表中的其他收益(费用)中报告，或者，如果投资被认为是我们的运营不可或缺的，则根据投资的性质，在我们的综合运营报表的运营收入中在相应的项目中报告我们的收益或亏损。在应用权益会计方法时，投资最初按成本确认，随后根据我们按比例分摊的收益、亏损和分配进行调整。使用权益会计方法核算的投资被报告为其他非流动资产的组成部分。看见附注8--其他非流动资产，净额有关我们的权益法投资的更多详细信息。
预算的使用
按照公认会计原则编制我们的综合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综合财务报表和附注中报告的金额。管理层定期评估其估计及相关假设，包括与衍生工具及其他工具的公允价值计量、物业、厂房及设备的使用年限、若干估值(包括租赁、资产报废债务(“ARO”)及递延税项资产的可回收性)有关的估计及相关假设，有关详情将于本附注各节进一步讨论。事实和情况的变化或补充信息可能会导致修订估计数，实际结果可能与这些估计数不同。
公允价值计量
公允价值是在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移债务所收到的价格。层次结构级别1、2和3是表示用于计量公允价值的估值方法的投入优先顺序的术语。层次结构1级投入是相同资产或负债在活跃市场上的报价。层次结构第二级投入是指资产或负债的直接或间接可观察到的投入，而不是包括在第一级中的报价。层次结构第三级投入是在市场上看不到的投入。
在确定公允价值时，我们使用可观察到的市场数据，或结合可观察到的市场数据的模型。除市场信息外，我们纳入了特定于交易的细节，根据管理层的判断，市场参与者在计量公允价值时将予以考虑。我们最大限度地使用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入，以得出公允价值估计。
经常性公允价值计量是对衍生工具进行的，如附注7-衍生工具，和责任分类的基于股份的薪酬奖励，如附注16--基于股份的薪酬.
现金及现金等价物、限制性现金及现金等价物、贸易及其他应收账款的账面值，扣除综合资产负债表所载的当期预期信贷损失、合同资产、保证金按金、应付账款及应计负债后的账面金额接近公允价值。债务的公允价值是我们必须支付的估计金额。
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在公开市场回购我们的债务，包括因每个资产负债表日的声明利率与市场利率之间的差额而产生的任何溢价或折价。债务公允价值，披露于附注11--债务基于相同工具的报价市场价格(如有)，或基于使用可观察或不可观察的投入的类似债务工具的估值。
收入确认
当我们将承诺的商品或服务的控制权转让给我们的客户时，我们确认收入，金额反映了我们预期有权获得的对价，以换取这些商品或服务。看见注13--收入以进一步讨论我们的收入来源和与收入确认相关的会计政策。
现金和现金等价物
我们认为所有原始到期日为三个月或以下的高流动性投资均为现金等价物。
限制性现金和现金等价物
限制性现金和现金等价物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。
当前预期信贷损失
贸易和其他应收账款和合同资产是在扣除任何当前预期的信贷损失后报告的。目前预期的信贷损失是根据过去的事件、当前的状况以及合理和可支持的预测来考虑损失的风险。交易对手的支付能力通过信用审查过程进行评估，该过程考虑支付条件、交易对手的既定信用评级或我们对交易对手的信用可靠性、合同条款、支付状态和其他风险或可用的财务保证的评估。对当前预期信贷损失的调整在我们的综合经营报表中记录在销售、一般和行政费用中。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们目前的预期信贷损失为零及$5百万美元，分别为我们的贸易和其他应收账款和美元5百万美元和美元4百万美元，分别用于我们的非流动合同资产。
库存
液化天然气和天然气库存以加权平均成本和可变现净值中的较低者入账。材料和其他存货以成本和可变现净值中的较低者入账。存货在出售时计入费用，或对于某些符合条件的成本，在发行时计入房地产、厂房和设备，主要使用加权平均法。
物业、厂房及设备
财产、厂房和设备按成本入账。为延长资产使用寿命而进行的建造和试运行活动、重大更新和改进的支出被资本化，而维护和维修(包括计划的重大维护项目的支出)以维持物业、厂房和设备的运营状况的支出一般被计入已发生的费用。
一般来说，一旦个别项目符合以下标准，我们就开始对我们的液化天然气终端的成本进行资本化：(1)已获得监管部门的批准，(2)项目融资可用，(3)管理层已承诺开始建设。在满足这些标准之前，与项目相关的大部分成本都作为已发生的费用进行支出。这些成本主要包括与初步前端工程和设计工作相关的专业费用、获得必要的监管批准的成本以及与我们的液化天然气终端相关的其他初步调查和开发活动的成本。
一般而言，在符合其他资本化标准的项目之前资本化的成本包括：土地购置成本、详细的工程设计工作和某些被资本化为其他非流动资产的许可证。
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我们实现了对各自列车在建造测试阶段开始商业运营之前赚取或装载的调试货物销售的液化天然气终端成本的抵消。
我们在指定的使用年限内使用直线折旧法对我们的财产、厂房和设备进行折旧。参考附注6--财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额以按资产类别对我们的有用寿命进行更多讨论。当物业、厂房及设备报废或以其他方式处置时，成本及相关累计折旧将从账目中撇除，而由此产生的处置损益则记入其他营运成本及开支。
每当事件或环境变化显示物业、厂房及设备的账面金额可能无法收回时，管理层便会测试物业、厂房及设备的减值情况。为评估可回收性，资产按可识别现金流在很大程度上独立于其他资产组现金流的最低水平分组。回收能力一般通过将资产的账面价值与资产的预期未贴现未来现金流进行比较来确定。如该资产的账面价值不可收回，则减值亏损金额按该资产的账面价值超出其估计公允价值的部分(如有)计量。
我们做到了不是不记录截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内与财产、厂房和设备有关的任何重大减值。
利息资本化
我们将LNG终端建设期间的利息成本和相关资产作为在建资产进行资本化。在标的资产投入使用时，这些成本从在建工程转至各自的在建资产类别，并在相应资产的估计使用年限内折旧，但与土地相关的资本化利息不计折旧。
受管制的天然气管道
根据1938年《天然气法》和1978年《天然气政策法》，克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道受联邦能源研究委员会管辖。监管的经济影响可能导致受监管公司在与不受监管的企业记录金额的期间不同的费率设定过程中，将已经或预计将从客户那里收回的那些成本记录为资产，或将那些预计需要退还给客户的金额记录为负债。因此，我们为非受监管实体记录了受监管利率制定过程产生的资产和负债，这些资产和负债可能没有在GAAP下记录。我们不断评估监管资产未来是否有可能收回，我们会考虑适用的监管变动及近期适用于其他受监管实体的利率命令等因素。基于这一持续评估，我们认为现有监管资产有可能收回。这些监管资产和负债在我们的综合资产负债表中被归类为其他资产和其他负债。在确定触发事件后，我们根据GAAP评估其适用性，并考虑监管变化和竞争影响等因素。如果以成本为基础的监管结束或竞争加剧，我们可能不得不注销相关的监管资产和负债。
可能影响我们评估的项目包括：
•无法收回因费率上限和暂缓费率而增加的成本；
•无法收回资本化成本，包括通过费率制定过程和FERC程序获得足够的这些成本回报；
•产能过剩；
•我们服务的市场的竞争和折扣增加；以及
•天然气行业正在进行的监管举措的影响。
天然气管道成本包括作为建设期间使用资金津贴(“AFUDC”)资本化的金额。用于计算AFUDC的费率是根据FERC制定的指导方针确定的。AFUDC代表债务和股权资金的成本，这些资金用于资助我们在建设期间增加的天然气管道。AFUDC作为我们天然气管道成本的一部分进行了资本化。根据监管利率做法，我们
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一般允许在我们的天然气管道投入使用后，通过我们的费率基础收回AFUDC，并由此获得公平的回报。
衍生工具
我们使用衍生工具对冲利率、商品价格和外币汇率风险带来的现金流波动风险。衍生工具按公允价值入账，并于综合资产负债表中列为资产或负债，视乎衍生资产状况及预期结算时间而定，除非该等衍生工具符合及吾等选择正常买卖例外情况，即吾等根据权责发生制会计方法对该工具进行会计处理，即收入及开支仅于相关交易交付、接收或变现时才予以确认。当我们有合同权利和净额结算意向时，衍生资产和负债按净额报告。
对于按公允价值计量的衍生工具，除非我们选择应用对冲会计并符合特定标准，否则该工具的公允价值变动将计入收益。我们做到了不是在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，没有任何被指定为现金流量或公允价值对冲的衍生工具。看见附注7-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅。
租契
我们确定一项安排在安排开始时是否为租约或包含租约。当我们确定该安排是或包含我们是承租人的租赁时，我们将该租赁分类为经营性租赁或融资租赁。营运及融资租赁于我们的综合资产负债表中确认，方法是记录租赁负债及使用权资产，租赁负债代表未来支付租赁款项的责任，使用权资产代表标的资产在租赁期内的使用权。
经营及融资租赁使用权资产及负债一般根据租赁期内最低租赁付款的现值确认。在确定最低租赁付款的现值时，我们使用租赁中的隐含利率(如果很容易确定)。在缺乏可随时确定的隐含利率的情况下，我们使用相关子公司的增量借款利率对我们预期的未来租赁付款进行贴现。递增借款利率是对给定子公司在与租赁期类似的期限内以抵押方式借款所需支付的利率的估计。续订租赁的选择权包括在租赁期内，并被确认为使用权资产和租赁负债的一部分，只有在合理确定将被行使的范围内。
我们选择了实际的权宜之计，以(1)在我们的资产负债表上忽略初始期限为12个月或以下的租赁，以及(2)在计算所有类别租赁资产的使用权资产和租赁负债时，将安排中的租赁和非租赁部分结合起来。
经营租赁支付的租赁费用在租赁期内以直线法确认。融资租赁的租赁费用确认为在租赁期限内使用实际利息法对使用权资产进行直线摊销和租赁负债利息的总和。
我们的某些租赁还包含可变付款，只有在合同条款要求支付不可避免的固定金额时，才包括在使用权资产和租赁负债中。
当吾等确定该安排是或包含吾等为出租人或分租人的租赁时，吾等评估该租赁的类别为经营租赁、销售型租赁或直接融资租赁。我们的所有安排均已被评估为经营租约，并由分租人安排组成，在这些安排中，我们没有被解除我们在原始租约下的主要义务。我们的转租人安排并未在我们的综合资产负债表上确认，而我们在转租期内以直线方式确认来自这些安排的收入。
看见附注12-租契有关我们租赁的其他详细信息，请访问。
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信用风险集中
可能使我们面临集中信用风险的金融工具主要包括衍生工具以及与我们的长期SPA和再融资合同相关的应收账款，每一项都将在下文进一步讨论。此外，我们在金融机构保持现金余额，有时可能超过联邦保险水平。到目前为止，我们还没有发生与这些现金余额相关的信贷损失。
衍生品工具的使用使我们面临交易对手信用风险，即交易对手将无法履行其承诺的风险。我们的某些商品衍生产品交易是通过场外合约进行的，这些合约存在名义信用风险，因为这些交易是以每日保证金为基础与投资级金融机构结算的。为这类合同存入的抵押品记录在保证金存款中。我们的外汇衍生工具被放置在我们认为是可接受的信用风险的投资级金融机构。我们持续监测交易对手的信誉；然而，我们不能预测交易对手的信誉突然发生变化。此外，即使这种变化不是突然的，我们缓解交易对手信用风险增加的能力可能也是有限的。如果这些交易对手中的一个不履行，我们可能无法实现我们的一些衍生品工具的好处。
我们已经根据SPA和IPM协议签约了我们的预期生产能力。我们签约的几乎所有产能都来自条款超过10年的合同。截至2022年12月31日，我们拥有10年或更长期限的SPA，总共28不同的第三方客户。不包括期限不到10年的合同，我们的spa和IPM协议大约有17截至2022年12月31日的加权平均剩余寿命年数。我们通过我们的综合营销功能来营销和销售由液化项目生产的液化天然气，这些液化项目没有被CCL或SPL承包。我们依赖于各自客户的信誉，以及他们根据各自协议履行义务的意愿。
看见注21-客户集中度有关我们客户集中度的其他详细信息，请访问。
吾等与客户的安排包含若干条款以减低吾等的信贷损失风险，并在某些情况下包括客户抵押品、透过使用行业标准商业协议及如上所述向场外衍生工具市场的若干交易对手收取保证金存款，而此等保证金存款主要由独立系统营运商及结算经纪商提供协助。当衍生产品的价值超过我们与交易对手预先设定的信用额度时，我们或交易对手根据头寸要求支付保证金存款。对于非交易所交易衍生品，保证金存款在结算日或接近结算日时退还给我们(或交易对手)，对于交易所交易，我们每天交换追加保证金通知。
商誉
商誉是企业收购成本超过收购净资产估计公允价值的部分。商誉不摊销；然而，我们至少每年进行一次商誉减值测试，或在事件或情况表明商誉更有可能减值的情况下更频繁地进行减值测试。可能表明减值可能性大于减值的因素包括但不限于重大负面行业或经济趋势、成本增加、业务中断、监管或政治环境变化或其他意想不到的事件。在评估商誉减值时，我们可以进行定性评估，也可以进行定量测试。定性评估是对历史资料及相关事件和情况的评估，以确定报告单位的公允价值是否更有可能低于其账面价值(包括商誉)。如果得出结论认为更有可能存在减值，则需要进行量化测试，将报告单位的估计公允价值与其账面价值进行比较，并将任何商誉减值计量为报告单位的账面金额超过其公允价值的金额。我们对用于确定报告单位公允价值估计的未来现金流量的估计存在重大判断和假设。我们可以选择不执行定性评估，而是执行定量减损测试。
我们在本年度通过进行定性评估完成了商誉减值的年度评估；这表明它是不是不太可能存在损伤，因此不需要进行定量测试。
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债务
我们的债务包括流动和长期担保和无担保债务证券、可转换债务证券以及与银行和其他贷款人的信贷安排。债券发行由我们直接或通过证券交易商或承销商配售，并由机构和散户投资者持有。
债务按面值计入综合资产负债表，经未摊销折价或溢价调整，并扣除与定期票据有关的未摊销债务发行成本。债务发行费用主要包括安排费、专业费、律师费、印刷费，在某些情况下还包括承诺费。如果债务发行成本与信贷额度安排或未提取资金有关，债务发行成本将在我们的综合资产负债表中作为资产列示。与发行债务直接相关的贴现、溢价和债务发行成本在债务期限内摊销，并按实际利息法扣除资本化利息后计入利息支出。债务清偿或修改的收益和损失在我们的综合经营报表中计入债务修改或清偿的损失。
我们根据合同到期日对综合资产负债表上的债务进行分类，但以下情况除外：
•如果管理层有意愿和能力用已执行的长期债务协议的未来现金收益为此类债务的当前部分进行再融资，我们将合同规定的一年内到期的定期债务归类为长期债务。
•我们根据截至资产负债表日存在的事实和情况评估在资产负债表日之后但在财务报表发布之前清偿的长期债务的分类。
资产报废债务
我们承认因资产的收购、建造、开发和/或正常使用而产生的与长期资产报废相关的法律义务，以及有条件的ARO，其中结算的时间或方法取决于可能在我们控制范围内或可能不在我们控制范围内的未来事件。如果能够对公允价值作出合理估计，ARO负债的公允价值在发生期间确认。负债的公允价值计入相关资产的账面价值。这笔额外的账面金额在资产的估计使用年限内折旧。
我们有不是T记录了与Sabine Pass LNG终端相关的ARO。根据Sabine Pass LNG终端的不动产租赁协议，在租期届满时，我们必须交出处于良好工作状态和维修状态的LNG终端，预计会出现正常损耗和伤亡。我们在Sabine Pass LNG终端的物业租赁协议的条款最高可达90数年，包括续订选项。我们已确定，在正常损耗和伤亡的情况下，交出状况良好和维修良好的Sabine Pass LNG终端的成本并不重要。
我们有不是T记录了与克里奥尔踪迹管道或科珀斯克里斯蒂管道相关的ARO。我们认为，预测克里奥尔步道管道或科珀斯克里斯蒂管道提供的天然气运输服务何时不再使用是不可行的。此外，我们与克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道有关的通行权协议没有规定的终止日期。我们打算运营克里奥尔小道管道和科珀斯克里斯蒂管道，只要美国存在天然气供需，并打算定期维护。
基于股份的薪酬
我们以股票(立即归属)、限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位和影子单位的形式授予基于股票的薪酬。有关奖项及我们的相关会计政策，请参阅附注16--基于股份的薪酬.
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外币
我们所有子公司的功能货币是美元。我们的某些子公司以美元以外的货币进行交易，这导致了根据美元与外币交易所用货币之间的汇率变化来确认交易损益。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，我们确认的交易净收益(亏损)总额为60百万，$33百万美元和$(0.5)，基本上全部归因于共计#美元的净收益(亏损)。61百万，$33百万美元和$(0.3)，分别与Cheniere Marketing内的商业交易有关。该等商业交易的交易损益主要包括因出售货物而产生的欧元计价应收账款及相关外币对冲的交易损益，该等交易损益在我们的综合业务报表中的液化天然气收入内列报。剩余的交易损益主要在我们的综合经营报表中的其他收入(费用)净额中列报。
所得税
所得税拨备是基于本年度的应付或可退还税款以及资产和负债的计税基准与其在综合财务报表中报告的金额之间的临时差异而递延缴纳的税款。递延税项资产和负债按现行颁布的所得税税率计入我们的综合财务报表，适用于预期实现或结算递延税项资产和负债的期间。随着税法或税率的变化，递延税项资产和负债通过当期所得税拨备进行调整。
当我们的部分或全部递延税项资产很可能无法变现时，计入估值准备以减少递延税项资产的账面价值。我们评估截至每个报告日期的递延税项资产的变现能力，权衡所有积极和消极的证据。评估需要重大判断，并在我们每个适用的司法管辖区进行。在作出这项决定时，我们考虑各种因素，例如历史盈利能力、固定价格长期spa所支持的持续盈利能力的未来预测，以及现有递延税项负债的冲销。
我们确认税务状况的财务报表影响，如果根据技术上的优点，该状况更有可能在审查后得以维持。
2022年8月16日，总裁·拜登签署了第5376号(P.L.117-169)，俗称《降低通货膨胀法》，使之成为法律，其中包括实施一项新的15在其他条款中，对某些大型公司的调整后财务报表收入征收2023年生效的公司替代最低税率(CAMT)。我们已选择考虑CAMT对递延税项资产、结转和出现期间的税收抵免的影响。
每股净收益(亏损)
普通股股东应占基本净收益或每股亏损不包括摊薄，计算方法为将当期普通股股东应占净收益或亏损除以当期已发行普通股的加权平均数。摊薄后每股净收益或每股亏损反映潜在摊薄，其计算方法是将当期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，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。然而，如果任何额外证券的影响是反摊薄的(即导致更高的每股净收益或更低的每股净亏损)，它们将被排除在稀释净收益或亏损的计算之外。未归属股票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库存法或IF折算法计算。
参考附注18--普通股股东每股净收益(亏损)关于截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度计算的更多细节。
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业务细分市场
我们已经确定，我们作为一个单一的运营和可报告的部门运营。我们几乎所有的长期资产都位于美国。我们的首席运营决策者根据综合基础上提供的财务信息做出资源分配决策并评估绩效，以向客户交付综合来源的液化天然气。
最新会计准则
ASU 2020-06
2020年8月，FASB发布了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。我们在2022年1月1日采用了这一指南，采用了修改后的回溯法。采用ASU 2020-06的主要原因是重新分类了以前与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。截至2022年1月1日，重新定级的结果是：(1)$194在额外实收资本中计入的权益部分减少100万美元，然后抵消#美元的税收影响41百万美元，(2)一美元189我们2045 Cheniere可转换优先票据的账面价值增加了100万美元和(3)a$5累计赤字减少百万美元，抵消税收影响$1百万美元。2021年12月，我们发布了所有美元的赎回通知6252045年Cheniere可转换优先票据的未偿还本金总额为100万美元，已于2022年1月5日赎回。看见附注11--债务关于2045 Cheniere可转换优先票据的进一步讨论。
ASU 2020-06的采用也影响了我们的2045 Cheniere可转换优先票据对截至2022年12月31日的年度每股净亏损的摊薄效应的计算，详见附注18--普通股股东每股净收益(亏损).
ASU 2020-04
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。该标准下的临时可选权宜之计于2020年3月12日生效，并将在随后对该标准进行修订后一直有效到2024年12月31日。
我们有各种与LIBOR挂钩的信贷安排，详情请参阅附注11--债务。到目前为止，我们已经修改了我们的某些信贷安排，以纳入由于预期的LIBOR过渡而与SOFR挂钩的替换率或备用替换率。我们选择将可选权宜之计适用于某些经修改的设施；然而，应用可选权宜之计的影响并不重大，我们预计过渡到SOFR或其他替换率指数不会对我们未来的现金流产生重大影响。我们将在未来将可选的权宜之计应用于合格的合同修改；然而，我们预计此类应用的影响不会很大。
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注3-受限现金和现金等价物
限制性现金和现金等价物包括以下内容(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| 受限现金和现金等价物 | | | | |
| SPL项目 | | $ | 92 | | | $ | 98 | |
| | | | |
| CCL项目 | | 738 | | | 44 | |
| 我们子公司持有的现金仅限于Cheniere | | 304 | | | 271 | |
| 受限现金和现金等价物合计 | | $ | 1,134 | | | $ | 413 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
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4-贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额
贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后，构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| 应收贸易账款 | | | | |
| SPL和CCL | | $ | 922 | | | $ | 802 | |
| | | | |
| Cheniere营销 | | 917 | | | 640 | |
| 其他应收账款 | | 105 | | | 64 | |
| 贸易和其他应收账款总额，扣除当前预期信贷损失 | | $ | 1,944 | | | $ | 1,506 | |
注5-盘存
库存包括以下内容(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| 运输中的液化天然气 | | $ | 356 | | | $ | 312 | |
| 液化天然气 | | 212 | | | 153 | |
| 材料 | | 194 | | | 174 | |
| 天然气 | | 60 | | | 64 | |
| 其他 | | 4 | | | 3 | |
| 总库存 | | $ | 826 | | | $ | 706 | |
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注6-财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后，构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| 液化天然气终端 | | | | |
| 终端和互连管道设施 | | $ | 33,815 | | | $ | 30,660 | |
| 场地及相关费用 | | 451 | | | 441 | |
| 在建工程 | | 1,685 | | | 2,995 | |
| 累计折旧 | | (4,985) | | | (3,912) | |
| 液化天然气终端总数，扣除累计折旧后的净值 | | 30,966 | | | 30,184 | |
| 固定资产及其他 | | | | |
| 计算机和办公设备 | | 33 | | | 25 | |
| 家具和固定装置 | | 20 | | | 20 | |
| 计算机软件 | | 121 | | | 120 | |
| 租赁权改进 | | 48 | | | 45 | |
| 土地 | | 1 | | | 1 | |
| 其他 | | 19 | | | 19 | |
| 累计折旧 | | (191) | | | (176) | |
| 固定资产和其他资产总额，扣除累计折旧 | | 51 | | | 54 | |
| 融资租赁项下的资产 | | | | |
| 海洋资产 | | 533 | | | 60 | |
| 累计折旧 | | (22) | | | (10) | |
| 融资租赁项下总资产，扣除累计折旧 | | 511 | | | 50 | |
| 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | $ | 31,528 | | | $ | 30,288 | |
下表显示了折旧费用和对LNG终端成本的抵销(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 折旧费用 | | | | | | $ | 1,113 | | | $ | 1,006 | | | $ | 926 | |
| 对液化天然气终端成本的补偿(1) | | | | | | 204 | | | 319 | | | 19 | |
(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。
液化天然气终端成本
我们的LNG终端使用直线折旧法折旧，适用于使用寿命不同的LNG终端资产组。我们的液化天然气终端的可识别部件的折旧寿命在6和50年份，详情如下：
| | | | | | | | |
| 组件 | | 使用年限(年) |
| 液化天然气储罐 | | 50 |
| 天然气管道设施 | | 40 |
| 海上泊位、电力、设施和道路 | | 35 |
| 输水管道 | | 30 |
| 再气化处理设备 | | 30 |
| 送出泵 | | 20 |
| 液化处理设备 | | 6-50 |
| 其他 | | 10-30 |
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固定资产及其他
我们的固定资产和其他资产按成本入账，并根据个别资产或资产组的估计寿命按直线方法折旧。
融资租赁项下的资产
我们的融资租赁资产包括符合融资租赁分类的某些拖轮和LNG船舶定期租赁。这些资产在各自的租赁期内按直线折旧。看见附注12-租契有关我们融资租赁的更多细节，请访问。
注7-衍生工具
我们签订了以下衍生工具：
•利率互换(“CCH利率衍生工具”)，以对冲CCH于2022年5月到期的经修订及重述定期贷款信贷安排(“CCH信贷安排”)的部分浮动利率付款的波动性风险，以及对冲可能影响CCH预期未来债务发行的利率变动(“利率远期起始衍生工具”及与CCH利率衍生工具合称为“利率衍生工具”)，该等衍生工具于2020年8月结算；
•由天然气和电力供应合同组成的商品衍生品，包括根据我们的IPM协议为液化项目和相关经济对冲的开发、试运行和运营而签订的合同(统称为“液化供应衍生品”)；
•LNG衍生品，我们在其中进行合同净结算，并就我们有合同安排购买或销售实物LNG的大宗商品市场的风险进行经济对冲(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，公允价值的变化在我们的综合经营报表中记录，但不用于委托过程，在这种情况下，该等变化被资本化。
下表显示了我们要求按公允价值经常性计量的衍生工具的公允价值(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至公允价值计量 |
| 2022年12月31日 | | 2021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 |
| 利率衍生工具负债 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (40) | | | $ | — | | | $ | (40) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 液化供应衍生产品资产(负债) | (66) | | | (29) | | | (9,924) | | | (10,019) | | | 7 | | | (9) | | | (4,036) | | | (4,038) | |
| 液化天然气交易衍生品资产(负债) | 1 | | | (47) | | | — | | | (46) | | | (22) | | | (378) | | | — | | | (400) | |
| 外汇衍生工具资产(负债) | — | | | (28) | | | — | | | (28) | | | — | | | 12 | | | — | | | 12 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
我们采用以收入为基础的方法，利用估值模型中的可观察数据，包括利率曲线、风险调整贴现率、信用利差和其他相关数据，对我们的利率衍生工具进行估值。我们对我们的液化天然气交易衍生品和液化供应衍生品进行估值，使用基于市场或期权的方法，结合目前
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必要时使用可观察到的商品价格曲线和其他相关数据的价值技术。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。
我们的液化供应衍生产品和液化天然气交易衍生产品的公允价值主要受可观测和不可观测的市场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，包括但不限于，随着基础设施的发展，从市场参与者的角度评估各自的市场是否存在。
由于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，我们将我们的液化供应衍生品的相当大一部分作为估值层次中的第三级。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、流动性和波动性。
我们液化供应衍生产品中天然气头寸的3级公允价值计量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2022年12月31日我们的3级液化供应衍生品的不可观察到的输入的定量信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 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) |
| 液化供应衍生产品 | | $(9,924) | | 结合现值技术的市场法 | | Henry Hub基差 | | $(1.775) - $0.660 / $(0.154) |
| | | | 期权定价模型 | | 国际液化天然气价差，相对于Henry Hub(2) | | 73% - 532% / 163% |
| | | | | | | | |
(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，基差或定价利差的增加或减少将分别减少或增加我们液化供应衍生品的公允价值。
下表显示了我们的3级液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值变动(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 (1) | | 2020 |
| 期初余额 | | | | | | $ | (4,036) | | | $ | 241 | | | $ | 138 | |
| 计入净收入的公允价值收益(亏损)的已实现和变动(2)： | | | | | | | | | | |
| 包括在销售成本、现有交易中(3) | | | | | | (5,120) | | | (2,509) | | | 156 | |
| 包括在销售成本、新交易中(4) | | | | | | (1,373) | | | (1,796) | | | — | |
| 采购和结算： | | | | | | | | | | |
| 购买量(5) | | | | | | — | | | (1) | | | 5 | |
| 定居点(6) | | | | | | 605 | | | 29 | | | (65) | |
| 调入和/或调出3级 | | | | | | | | | | |
| 转入第3层(7) | | | | | | — | | | — | | | 7 | |
| | | | | | | | | | |
| 期末余额 | | | | | | $ | (9,924) | | | $ | (4,036) | | | $ | 241 | |
与期末仍持有的票据有关的公允价值的有利(不利)变化 | | | | | | $ | (6,493) | | | $ | (4,305) | | | $ | 156 | |
(1)包括与CCL与关联方签订的天然气供应合同有关的记录金额。该协议在2021年不再被视为关联方协议，如中所讨论的附注14--关联方交易.
(2)不包括与通过实物交割结算的衍生工具相关的实现价值，因为结算等于自交易日起的合同固定价格乘以合同成交量。请参阅本表中的结算行项目。
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(3)对期初存在并在期末继续存在的交易的收益的影响。
(4)对报告期内达成并在期末继续存在的交易的收益的影响。
(5)除于购置日以非零价值从实体购入的任何衍生工具合约，例如于报告期转让或更新并于报告期结束时继续存在的衍生工具外，还包括于报告期内就报告期内达成的交易而确认的任何首日收益(亏损)。
(6)由于本期相关票据的结算，本公司综合资产负债表上期末确认的金额在本期进行滚转。
(7)由于未观察到相关天然气购买协议的市场行情，已转移至3级。
所有现有的交易对手衍生品合同都规定了在发生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，以及无条件的合约抵销权。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。我们根据衍生品的位置在公允价值计量中同时计入我们自己的非履约风险和相应交易对手的非履约风险。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。
利率衍生品
CCH之前签订了以下利率衍生品，以防范未来现金流的波动，并对冲CCH信贷工具的部分可变利息支付，该工具于2022年5月到期：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 名义金额 | | | | | | |
| | 2022年12月31日 | | 2021年12月31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 | | | | 2.30% | | 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对我们的综合业务报表的影响和位置(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 在合并经营报表中确认的损益 |
| | 合并操作报表位置 | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| CCH利率衍生品 | | 利率衍生收益(亏损)净额 | | | | | | $ | 2 | | | $ | (1) | | | $ | (138) | |
| CCH利率远期起始衍生品 | | 利率衍生收益(亏损)净额 | | | | | | — | | | — | | | (95) | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
商品衍生品
SPL和CCL持有液化供应衍生品，这些衍生品主要与天然气市场和国际液化天然气指数挂钩。液化供应衍生产品的条款最高可达约15几年，其中一些开始于对某些事件或事件状态的满意。
Cheniere Marketing历史上一直并可能不定期地进行提供合同净额结算的液化天然气交易。这类交易被视为液化天然气交易衍生品，以及掉期或期货形式的金融大宗商品合约。LNG交易衍生品的条款范围最高约为两年.
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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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 液化供应衍生产品(1) | | 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) | 14,504 | | | 50 | | | 11,238 | | | 33 | |
| | | | | | | |
(1)不包括与截至2022年12月31日不确定采取的延期期权相关的名义金额。
下表显示了我们在综合经营报表上记录的商品衍生品的影响和位置(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 在合并经营报表中确认的损益 |
| 合并业务报表地点(1) | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | | | | | | | |
| 液化天然气交易衍生品 | 液化天然气收入 | | | | | | $ | (387) | | | $ | (1,812) | | | $ | (26) | |
| 液化天然气交易衍生品 | 销售成本 | | | | | | (2) | | | 91 | | | (42) | |
| 液化供应衍生产品(2) | 液化天然气收入 | | | | | | 2 | | | 3 | | | (1) | |
| 液化供应衍生产品(2) | 销售成本(3) | | | | | | (6,203) | | | (4,303) | | | 94 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
(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价值。
(3)包括与CCL与关联方签订的天然气供应合同有关的记录金额。该协议在2021年不再被视为关联方协议，如中所讨论的附注14--关联方交易.
外汇衍生品
Cheniere Marketing持有外汇衍生品，以防范可归因于国际货币汇率变化的未来现金流波动。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$619百万美元和美元762分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。
下表显示了我们在综合经营报表上记录的外汇衍生产品的影响和位置(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 在合并经营报表中确认的收益 |
| 合并操作报表位置 | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 外汇衍生品 | 液化天然气收入 | | | | | | $ | 57 | | | $ | 33 | | | $ | (3) | |
| | | | | | | | | | | |
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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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022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 | $ | — | | | | | $ | 36 | | | $ | 84 | | | $ | — | | | $ | 120 | |
| 衍生资产 | — | | | | | 35 | | | — | | | — | | | 35 | |
| 衍生工具资产总额 | — | | | | | 71 | | | 84 | | | — | | | 155 | |
| | | | | | | | | | | |
| 流动衍生负债 | — | | | | | (2,143) | | | (130) | | | (28) | | | (2,301) | |
| 衍生负债 | — | | | | | (7,947) | | | — | | | — | | | (7,947) | |
| 衍生负债总额 | — | | | | | (10,090) | | | (130) | | | (28) | | | (10,248) | |
| | | | | | | | | | | |
| 衍生负债净额 | $ | — | | | | | $ | (10,019) | | | $ | (46) | | | $ | (28) | | | $ | (10,093) | |
| | | | | | | | | | | |
| 2021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 | $ | — | | | | | $ | 38 | | | $ | 2 | | | $ | 15 | | | $ | 55 | |
| 衍生资产 | — | | | | | 69 | | | — | | | — | | | 69 | |
| 衍生工具资产总额 | — | | | | | 107 | | | 2 | | | 15 | | | 124 | |
| | | | | | | | | | | |
| 流动衍生负债 | (40) | | | | | (644) | | | (402) | | | (3) | | | (1,089) | |
| 衍生负债 | — | | | | | (3,501) | | | — | | | — | | | (3,501) | |
| 衍生负债总额 | (40) | | | | | (4,145) | | | (402) | | | (3) | | | (4,590) | |
| | | | | | | | | | | |
| 衍生资产(负债)净额 | $ | (40) | | | | | $ | (4,038) | | | $ | (400) | | | $ | 12 | | | $ | (4,466) | |
(1)不包括我方向交易对手提交的抵押品#美元。111百万美元和美元20截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别为100万欧元，计入我们综合资产负债表的保证金存款。
(2)不包括我方向交易对手提交的抵押品#美元。23百万美元和美元745截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别为100万欧元，计入我们综合资产负债表的保证金存款。
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合并资产负债表演示文稿
下表显示了我们的衍生工具在综合资产负债表中按净额列报的未偿还衍生工具的毛利和净额的公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 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2022年12月31日 | | | | | | | | | | |
| 总资产 | | | | | | $ | 76 | | | $ | 87 | | | $ | — | |
| 抵销金额 | | | | | | (5) | | | (3) | | | — | |
| 净资产 | | | | | | $ | 71 | | | $ | 84 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | |
| 总负债 | | | | | | $ | (10,436) | | | $ | (132) | | | $ | (29) | |
| 抵销金额 | | | | | | 346 | | | 2 | | | 1 | |
| 净负债 | | | | | | $ | (10,090) | | | $ | (130) | | | $ | (28) | |
| | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日 | | | | | | | | | | |
| 总资产 | | | | | | $ | 155 | | | $ | 10 | | | $ | 48 | |
| 抵销金额 | | | | | | (48) | | | (8) | | | (33) | |
| 净资产 | | | | | | $ | 107 | | | $ | 2 | | | $ | 15 | |
| | | | | | | | | | |
| 总负债 | | | | | | $ | (4,382) | | | $ | (551) | | | $ | (10) | |
| 抵销金额 | | | | | | 237 | | | 149 | | | 7 | |
| 净负债 | | | | | | $ | (4,145) | | | $ | (402) | | | $ | (3) | |
| | | | | | | | | | |
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注8-其他非流动资产，净额
其他非流动资产，净额如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| 合同资产，扣除当前预期信贷损失后的净额 | | $ | 171 | | | $ | 135 | |
| 向市政当局提供的加强供水系统的进展 | | 78 | | | 81 | |
| 权益法投资 | | 16 | | | 56 | |
| 向第三方提供预付款和其他资产转让以支持液化天然气终端 | | 92 | | | 80 | |
| 债务发行成本和债务贴现，累计摊销净额 | | 60 | | | 34 | |
| 根据EPC和非EPC合同支付的预付款 | | — | | | 5 | |
| 与税收有关的预付款和应收款 | | 20 | | | 17 | |
| 其他 | | 92 | | | 54 | |
| 其他非流动资产合计，净额 | | $ | 529 | | | $ | 462 | |
权益法投资
对Midship Holdings，LLC的兴趣
截至2022年12月31日，我们的权益法投资余额包括我们在Midship Holdings，LLC(“Midship Holdings”)的权益，该公司管理Midship Pipeline Company，LLC(“Midship Pipeline”)的业务和事务。船中管道目前正在运营一条大约200连接阿纳达科盆地生产和墨西哥湾沿岸市场的长达1英里的天然气管道项目(“中船项目”)。中船项目于2020年4月开始运作。
于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内，我们确认非暂时性减值亏损为67百万，$37百万美元和美元129百万美元，分别与我们在Midship Holdings的投资有关。在截至2022年12月31日的年度内，减值亏损主要是由于预测的与建筑相关的成本和运营成本增加，导致我们股权的公允价值出现非临时性的减少。截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度的减值亏损主要是由于能源行业市况下降及客户信贷风险所致，导致本公司股权的公允价值非暂时性减少。本公司股权的公允价值主要采用收益法计量，该方法采用第3级公允价值投入，例如
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
预期收益和贴现率。与我们的权益法投资相关的减值损失在其他费用净额中列示。
我们对Midship Holdings的投资，扣除减值损失后为#美元16百万美元和美元56分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。
对ADCC管道有限责任公司的兴趣
2022年6月，我们收购了一家30通过我们的全资子公司Cheniere ADCC Investments，LLC拥有ADCC管道有限责任公司及其全资子公司(统称为“ADCC管道”)的%股权。ADCC管道将开发、建设和运营大约42连接Agua Dulce天然气枢纽和CCL项目的长达1英里的天然气管道项目(“ADCC管道项目”)。我们目前的未来承诺高达约美元93为我们的股权提供资金，这一承诺受到一个尚未满足的条件的制约。一旦为此类承诺提供资金，这笔投资将在我们的综合资产负债表中确认为权益法投资。
注9-非控股利益和可变利益主体
我们拥有一家48.6有限合伙人在CQP中的权益百分比，形式为239.9100万个普通股，剩余的非控股有限合伙人权益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有。我们还拥有100CQP中普通合伙人权益和奖励分配权的%。
CQP是我们于2006年成立的有限合伙企业，拥有和运营Sabine Pass液化天然气终端及相关资产。我们的子公司Cheniere Partners GP是CQP的普通合伙人。于二零一二年，CQP、Cheniere及Blackstone CQP Holdco LP(“Blackstone CQP Holdco”)订立单位购买协议，据此出售CQP100.0100万个B类单位以私募方式出售给Blackstone CQP Holdco。Cheniere Partners GP的董事会被修改为包括三由Blackstone CQP Holdco任命的董事，四由我们委任的董事及四独立董事由Blackstone CQP Holdco和我们共同商定，并由我们任命。此外，我们向Blackstone CQP Holdco提供了维护一我们董事会(我们的“董事会”)的董事会席位。Cheniere Partners GP董事的法定人数由所有董事的多数组成，至少包括二由Blackstone CQP Holdco任命的董事，二由我们委任的董事及二独立董事。如果Blackstone CQP Holdco在CQP的持股比例低于20突出的一般单位和下属单位的百分比。
作为CQP普通单位的持有者，我们没有义务弥补CQP的损失。然而，我们的资本账户--如果CQP被清算，将在分配CQP的净资产时被考虑--继续分享CQP的亏损。我们已确定Cheniere Partners GP是VIE，作为风险股权的持有人，由于Blackstone CQP Holdco持有的权利，我们不拥有控股权。然而，由于Blackstone CQP Holdco有权在我们的董事会中保留一个董事会席位，因此我们继续巩固CQP，这在Blackstone CQP Holdco和我们之间建立了事实上的代理关系。公认会计原则要求，当存在事实上的代理关系时，事实上的代理关系的其中一个成员必须根据某些标准合并VIE。因此，我们将CQP合并到我们的合并财务报表中。
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
下表列出了CQP的汇总资产和负债(以百万为单位)，这些资产和负债包括在我们的综合资产负债表中。下表中的资产只能用于清偿CQP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CQP的第三方资产和负债，不包括CQP和Cheniere之间的公司间余额，这些余额在Cheniere的合并财务报表中注销。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| 资产 | | | | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 904 | | | $ | 876 | |
| 受限现金和现金等价物 | | 92 | | | 98 | |
| 贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额 | | 627 | | | 580 | |
| | | | |
| 其他流动资产 | | 269 | | | 285 | |
| 流动资产总额 | | 1,892 | | | 1,839 | |
| | | | |
| | | | |
| 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | 16,725 | | | 16,830 | |
| 其他非流动资产，净额 | | 288 | | | 316 | |
| | | | |
| 总资产 | | $ | 18,905 | | | $ | 18,985 | |
| | | | |
| 负债 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
| | | | |
| 应计负债 | | $ | 1,384 | | | $ | 1,077 | |
| | | | |
| 其他流动负债 | | 960 | | | 200 | |
| | | | |
| 流动负债总额 | | 2,344 | | | 1,277 | |
| | | | |
| 长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本 | | 16,198 | | | 17,177 | |
| | | | |
| 其他非流动负债 | | 3,122 | | | 100 | |
| 总负债 | | $ | 21,664 | | | $ | 18,554 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
附注10-应计负债
应计负债由以下部分组成(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| 购买天然气 | | $ | 1,621 | | | $ | 1,323 | |
| 衍生产品结算 | | 7 | | | 329 | |
| 利息成本和相关债务费用 | | 383 | | | 214 | |
| 液化天然气终端及相关管道成本 | | 240 | | | 144 | |
| 薪酬和福利 | | 245 | | | 180 | |
| 液化天然气库存 | | 88 | | | 34 | |
| | | | |
| 其他应计负债 | | 95 | | | 75 | |
| 应计负债总额 | | $ | 2,679 | | | $ | 2,299 | |
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
注11-债务
债务由以下部分组成(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| SPL： | | | | |
| 高级担保票据： | | | | |
| | | | |
5.625% due 2023 | | $ | — | | | $ | 1,500 | |
5.75% due 2024 | | 2,000 | | | 2,000 | |
5.625% due 2025 | | 2,000 | | | 2,000 | |
5.875% due 2026 | | 1,500 | | | 1,500 | |
5.00% due 2027 | | 1,500 | | | 1,500 | |
4.200% due 2028 | | 1,350 | | | 1,350 | |
4.500% due 2030 | | 2,000 | | | 2,000 | |
4.7462037年到期的加权平均利率百分比 | | 1,782 | | | 1,282 | |
| SPL高级担保票据总数 | | 12,132 | | | 13,132 | |
周转信贷和信用证偿还协议(“特别提款权周转资金安排”) | | — | | | — | |
| 总债务-SPL | | 12,132 | | | 13,132 | |
| | | | |
| CQP： | | | | |
| 高级注释： | | | | |
| | | | |
| | | | |
4.500% due 2029 | | 1,500 | | | 1,500 | |
4.000% due 2031 | | 1,500 | | | 1,500 | |
3.25% due 2032 | | 1,200 | | | 1,200 | |
| CQP高级票据总数 | | 4,200 | | | 4,200 | |
| 信贷安排(“CQP信贷安排”) | | — | | | — | |
| 总债务-CQP | | 4,200 | | | 4,200 | |
| | | | |
| CCH： | | | | |
| 高级担保票据： | | | | |
7.0002024年到期百分比(“2024年CCH优先债券”)(1) | | 498 | | | 1,250 | |
5.875% due 2025 | | 1,491 | | | 1,500 | |
5.125% due 2027 (2) | | 1,271 | | | 1,500 | |
3.700% due 2029 (2) | | 1,361 | | | 1,500 | |
3.7512039年到期的加权平均利率百分比(2) | | 2,633 | | | 2,721 | |
| CCH高级担保票据合计 | | 7,254 | | | 8,471 | |
| CCH信贷安排 | | — | | | 1,728 | |
营运资本安排(“CCH营运资本安排”)(3) | | — | | | 250 | |
| 总债务(简写为CCH) | | 7,254 | | | 10,449 | |
| | | | |
| Cheniere： | | | | |
4.6252028年到期的高级担保票据百分比 | | 1,500 | | | 2,000 | |
| | | | |
2045 Cheniere可转换优先票据(4) | | — | | | 625 | |
循环信贷安排(“Cheniere循环信贷安排”) | | — | | | — | |
| | | | |
| 债务总额--Cheniere | | 1,500 | | | 2,625 | |
| | | | |
Cheniere营销：贸易融资安排和信用证安排(3) | | — | | | — | |
| 债务总额 | | 25,086 | | | 30,406 | |
| | | | |
| 长期债务的当期部分 | | (813) | | | (117) | |
| 短期债务 | | — | | | (250) | |
| 未摊销保费、贴现和债务发行成本，净额 | | (218) | | | (590) | |
| 长期债务总额，扣除溢价、贴现和债务发行成本 | | $ | 24,055 | | | $ | 29,449 | |
(1)2023年1月，我们用2022年12月31日手头的现金赎回了2024年CCH高级票据的剩余未偿还本金余额。因此，截至2022年12月31日，赎回的未偿还本金余额被归类为长期债务的当期部分，扣除贴现和债务发行成本#美元。3百万美元。
(2)从2022年12月31日到2023年2月16日，我们执行了总计美元的债券回购322百万美元，包括CCH在公开市场上将于2027年、2029年和2039年到期的高级担保票据。这些债券
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
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是用2022年12月31日手头的现金回购的；因此，回购的金额被归类为截至2022年12月31日的长期债务的当期部分，扣除贴现和债务发行成本#美元。4百万美元。
(3)这些债务工具被归类为短期债务。
(4)赎回这些票据的资金来自Cheniere循环信贷机制下的借款，这是一种长期债务工具。因此，截至2021年12月31日，2045 Cheniere可转换优先票据被归类为长期债务。看见可转换票据部分，以进一步讨论赎回事宜。
高级附注
SPL高级担保票据
SPL高级担保债券是SPL的优先担保债券，与SPL的其他现有和未来优先债务具有同等的偿付权，并以相同的抵押品和对其任何未来次级债务的优先偿付权为抵押。在许可留置权的限制下，SPL高级担保票据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。SPL可随时按管理SPL高级担保票据的契约中规定的指定价格赎回全部或部分SPL高级担保票据，外加到赎回日为止的应计和未付利息(如果有)。将于2037年到期的SPL系列高级担保票据将根据各自契约中规定的固定雕刻摊销时间表进行全面摊销。
CQP高级票据
CQP高级债券由CQP的每家附属公司(SPL除外)以及Sabine Pass LP(每个子公司均为“担保人”，统称为“CQP担保人”)共同及个别担保，并受其担保的某些条件所规限。CQP优先债券是CQP的优先债务，与CQP的其他现有和未来的非次级债务具有同等的偿付权，并优先于其任何未来的次级债务。如果CQP的担保债务和CQP担保人的担保债务(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)在任何时间的未偿债务总额超过(1)$1.5十亿美元和(2)10CQP优先票据将以CQP及CQP担保人及CQP担保人于CQP担保人的实质上所有现有及未来的有形及无形资产及权利及股权的优先留置权(须受准许的产权负担规限)作为抵押。担保CQP高级票据的留置权，如果适用，将与任何其他优先担保债券的持有者平等和按比例分享(受许可留置权的约束)。CQP可随时按管理CQP优先票据的契约中规定的指定价格赎回全部或部分CQP优先票据，外加到赎回日为止的应计和未付利息(如有)。
CCH高级担保票据
CCH高级担保票据由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高级担保票据是CCH的优先担保债务，优先于CCH的任何和所有未来债务的付款权利，该债务从属于CCH高级担保票据，并与CCH的其他现有和未来债务具有同等的偿付权利，该等债务由担保CCH高级担保票据的相同抵押品担保。CCH高级担保票据以CCH和CCH担保人的几乎所有资产的优先担保权益为抵押。CCH可随时按管理CCH高级担保票据的各个契约中规定的价格赎回全部或部分CCH高级担保票据，外加截至赎回日的应计和未付利息(如有)。
Cheniere高级担保票据
Cheniere高级担保票据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，而根据其条款，Cheniere高级担保票据的偿付权明确从属于Cheniere高级担保票据，并与我们所有其他现有和未来的非附属债务同等享有偿付权。Cheniere高级担保票据于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票据，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，Cheniere高级担保票据将通过对我们在直接子公司(某些被排除的子公司除外)的几乎所有资产和股权的留置权来优先担保。
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
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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2022年12月31日，Cheniere高级担保票据不由我们的任何子公司担保。将来，Cheniere高级担保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。我们可以随时按管理Cheniere高级担保票据的契约中规定的价格赎回全部或部分Cheniere高级担保票据，外加到赎回日为止的应计和未付利息(如果有)。
以下是我们有义务在2022年12月31日就未偿债务支付的未来本金付款时间表(以百万为单位)：
| | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | | 本金支付 |
| 2023 | | $ | 498 | |
| 2024 | | 2,000 | |
| 2025 | | 3,542 | |
| 2026 | | 1,608 | |
| 2027 | | 2,966 | |
| 此后 | | 14,472 | |
| 总计 | | $ | 25,086 | |
信贷安排
以下是截至2022年12月31日我们承诺的未偿还信贷安排摘要(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | SPL营运资金安排(1) | | CQP信贷安排(2) | | CCH信贷安排(3)(4) | | CCH营运资金安排(4)(5) | | Cheniere循环信贷安排(6) | | |
| 设施总规模 | | | | | | | | $ | 1,200 | | | $ | 750 | | | $ | 3,260 | | | $ | 1,500 | | | $ | 1,250 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 更少： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未清偿余额 | | | | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 开出的信用证 | | | | | | | | 328 | | | — | | | — | | | 178 | | | — | | | |
| 可用承诺 | | | | | | | | $ | 872 | | | $ | 750 | | | $ | 3,260 | | | $ | 1,322 | | | $ | 1,250 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 优先级排序 | | | | | | | | 高级安全保障 | | 不安全 | | 高级安全保障 | | 高级安全保障 | | 不安全 | | |
| 可用余额利率(7) | | | | | | | | 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% | | SOFR加信用利差调整0.1%，外加1.5%或基本费率加0.5% | | SOFR加信用利差调整0.1%，外加1.0% - 1.5%或基本费率加0.0% - 0.5% | | Libor Plus1.125% - 2.250%或基本费率加0.125% - 1.250% (8) | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未支取余额的承诺费(7) | | | | | | | | 0.10% - 0.30% | | 0.375% - 0.638% | | 0.525% | | 0.10% - 0.20% | | 0.125% - 0.375% | | |
| 到期日 | | | | | | | | March 19, 2025 | | May 29, 2024 | | (9) | | June 15, 2027 | | 2026年10月28日 | | |
(1)SPL在SPL营运资金机制下的责任由SPL的几乎所有资产以及在SPL和SPL的某些未来子公司的所有成员权益的质押作为抵押平价通行证以SPL高级担保票据的优先留置权为基础。SPL周转基金包含延长期限的惯常条件。
(2)CQP信贷安排项下的责任由CQP担保人无条件担保。
(3)CCH在CCH信贷机制下的债务以对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质押其在CCH的有限责任公司权益为担保。
(4)2022年6月，CCH修订并重述了CCH信贷安排和CCH周转资金安排，产生了#美元20百万美元的债务清偿和改装费用，除其他事项外，用于(1)提供增加的承付款#美元3.710亿美元300就Corpus Christi第3阶段项目的FID，(2)延长到期日，(3)将指数利率更新至SOFR，及(4)对每项现有贷款的条款及条件作出若干其他更改，以分别为CCH信贷融资及CCH营运资金融资提供百万元。
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
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(5)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高级担保票据和CCH信贷安排的基础。
(6)Cheniere循环信贷安排包含一项金融契约，要求我们将非综合杠杆率保持在不超过5.50：1.00截至任何财政季度结束时，如果(I)截至该财政季度最后一天，未偿还贷款本金总额加上已提取和未偿还的信用证的本金总额大于35Cheniere循环信贷安排(“契诺触发事件”)项下总承担额的百分比或(Ii)契诺触发事件已于上一财政季度最后一天发生及持续，且截至该结束财政季度的最后一天，该契诺触发事件至少连续三十天未停止。
(7)利率和承诺费的差额可能会根据适用实体的信用评级而发生变化.
(8)这一安排于2021年进行了修订，以确定伦敦银行间同业拆借利率的Sofr指数替代率。
(9)CCH信贷安排在以下日期中较早到期June 15, 2029或两年在科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的最后一列列车基本完成后。
可转换票据
2021年12月6日，我们发布了所有美元的赎回通知6252045年Cheniere可转换优先票据的未偿还本金总额为百万美元。赎回通知允许持有人在规定的截止日期2021年12月31日之前的任何时间选择转换票据，并于2022年1月5日以现金结算。持有者选择转换的影响对合并财务报表并不重要。未转换的2045 Cheniere可转换优先票据已于2022年1月5日赎回，并根据Cheniere循环信贷安排借款。我们认出了$16与提前赎回这些可转换票据有关的债务清偿成本为数百万美元。
与雪佛龙终止协议有关的债务清偿损失
本公司于截至2022年12月31日止年度的债务变更或清偿亏损包括预期付款义务清偿亏损#美元。31向雪佛龙美国公司(“雪佛龙”)支付溢价，以终止与他们签订的码头海运服务协议下的收入分享安排。看见附注13-收入进一步讨论终止与雪佛龙的协议。
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。SPL、CQP和CCH一般不得根据管理其各自债务的协议进行分配，除非除其他要求外，已为使用现金或信用证偿还债务建立适当的准备金，并且历史偿债覆盖率和预计偿债覆盖率至少为1.25：1.00是满意的。截至2022年12月31日，我们合并子公司的受限净负债约为$0.4十亿美元。
截至2022年12月31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契约。
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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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 可转换票据的利息成本： | | | | | | | | | | |
| 按合同利率计算的利息 | | | | | | $ | — | | | $ | 36 | | | $ | 152 | |
| 债务贴现摊销和债务发行成本 | | | | | | — | | | 10 | | | 53 | |
| | | | | | | | | | |
| 与可转换票据相关的总利息成本 | | | | | | — | | | 46 | | | 205 | |
| 债务和融资租赁(不包括可转换票据)的利息成本 | | | | | | 1,485 | | | 1,558 | | | 1,568 | |
| 总利息成本 | | | | | | 1,485 | | | 1,604 | | | 1,773 | |
| 资本化利息 | | | | | | (79) | | | (166) | | | (248) | |
| 扣除资本化利息后的利息支出总额 | | | | | | $ | 1,406 | | | $ | 1,438 | | | $ | 1,525 | |
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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2022年12月31日 | | 2021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) | | $ | 21,763 | | | $ | 20,539 | | | $ | 24,550 | | | $ | 26,725 | |
高级笔记— 第3级(2) | | 3,323 | | | 2,961 | | | 3,253 | | | 3,693 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2045 Cheniere可转换高级票据-1级(3) | | — | | | — | | | 625 | | | 526 | |
(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。
(3)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。
我们信贷安排的估计公允价值接近未偿还本金，因为利率是可变的，反映了市场利率，而且债务可能在任何时候全部或部分偿还，而不会受到惩罚。
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合并财务报表附注--续
附注12-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。我们所有的租赁都被归类为经营租赁，但我们的某些船舶租赁和拖轮除外，它们被归类为融资租赁。
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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | | | |
| 合并资产负债表位置 | | 2022 | | 2021 |
| 使用权资产--经营性 | 经营性租赁资产 | | $ | 2,625 | | | $ | 2,102 | |
| 使用权资产--融资 | 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | 511 | | | 50 | |
| 使用权资产总额 | | | $ | 3,136 | | | $ | 2,152 | |
| | | | | |
| 流动经营租赁负债 | 流动经营租赁负债 | | $ | 616 | | | $ | 535 | |
| 流动融资租赁负债 | 其他流动负债 | | 28 | | | 2 | |
| 非流动经营租赁负债 | 经营租赁负债 | | 1,971 | | | 1,541 | |
| 非流动融资租赁负债 | 融资租赁负债 | | 494 | | | 57 | |
| 租赁总负债 | | | $ | 3,109 | | | $ | 2,135 | |
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 | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 经营租赁费(A) | 经营成本和支出(1) | | | | | | $ | 828 | | | $ | 621 | | | $ | 432 | |
| 融资租赁成本： | | | | | | | | | | | |
| 使用权资产摊销 | 折旧及摊销费用 | | | | | | 12 | | | 3 | | | 2 | |
| 租赁负债利息 | 扣除资本化利息后的利息支出 | | | | | | 14 | | | 9 | | | 7 | |
| | | | | | | | | | | |
| 总租赁成本 | | | | | | | $ | 854 | | | $ | 633 | | | $ | 441 | |
| | | | | | | | | | | |
| (A)计入经营租赁成本： | | | | | | | | | | | |
| 短期租赁成本 | | | | | | | $ | 122 | | | $ | 139 | | | $ | 93 | |
| 可变租赁成本 | | | | | | | 18 | | | 21 | | | 16 | |
(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。
截至2022年12月31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， | 经营租约 | | 融资租赁 |
| 2023 | $ | 690 | | | $ | 63 | |
| 2024 | 644 | | | 66 | |
| 2025 | 505 | | | 71 | |
| 2026 | 372 | | | 75 | |
| 2027 | 275 | | | 77 | |
| 此后 | 492 | | | 427 | |
| 租赁支付总额(1) | 2,978 | | | 779 | |
| 减去：利息 | (391) | | | (257) | |
| 租赁负债现值 | $ | 2,587 | | | $ | 522 | |
(1)不包括大约$3.310亿美元具有法律约束力的最低付款，主要用于截至2022年12月31日签订的船舶租赁合同，将在未来期间开始，固定最低租赁条款最高可达15好几年了。
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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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021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) | 5.9 | | 10.6 | | 5.6 | | 16.7 |
| 加权平均贴现率(1) | 4.2% | | 7.8% | | 3.6% | | 16.2% |
(1)加权平均折现率受在采用现行通用会计准则下的租赁准则之前已开始的若干融资租赁的影响。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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 为计量租赁负债所包括的金额支付的现金： | | | | | |
| 来自经营租赁的经营现金流 | $ | 713 | | | $ | 483 | | | $ | 309 | |
| 融资租赁的营运现金流 | 14 | | | 10 | | | 10 | |
| | | | | |
| 以经营性租赁负债换取的使用权资产 | 1,220 | | | 1,736 | | | 615 | |
| 以融资租赁负债换取的使用权资产(1) | 473 | | | — | | | — | |
(1)包括$88在截至2022年12月31日的年度内，由于基础船舶租赁的修改，从经营租赁重新分类为融资租赁的百万美元。
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。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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 固定收益 | | | | | | $ | 371 | | | $ | 72 | | | $ | 68 | |
| 可变收入 | | | | | | 79 | | | 37 | | | 27 | |
| 分租收入总额 | | | | | | $ | 450 | | | $ | 109 | | | $ | 95 | |
截至2022年12月31日，从LNG船舶分租船东收到的未来年度最低分租付款如下(以百万为单位)：
| | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | 液化天然气船舶分租 |
| 2023 | $ | 165 | |
| 2024 | 18 | |
| 2025 | — | |
| 2026 | — | |
| 2027 | — | |
| 此后 | — | |
| 租赁付款总额 | 183 | |
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注13-收入
下表是收入的分类(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | | | | | |
| 液化天然气收入(1) | | | | | | $ | 32,132 | | | $ | 17,171 | | | $ | 8,954 | |
| 再气化收入 | | | | | | 1,068 | | | 269 | | | 269 | |
| 其他收入 | | | | | | 107 | | | 91 | | | 70 | |
| | | | | | | | | | |
| 与客户签订合同的总收入 | | | | | | 33,307 | | | 17,531 | | | 9,293 | |
| 导数净亏损(2) | | | | | | (328) | | | (1,776) | | | (30) | |
| 其他(3) | | | | | | 449 | | | 109 | | | 95 | |
| 总收入 | | | | | | $ | 33,428 | | | $ | 15,864 | | | $ | 9,358 | |
(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12月31日的年度内，我们确认了969与客户通知我们不会提货的液化天然气相关的液化天然气收入为100万美元，其中38如果货物按照与客户的交货时间表提货，在截至2021年12月31日的年度内将确认100万美元。我们做到了不是没有与客户通知我们在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度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7-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12-租契获取有关我们转租的更多信息。
液化天然气收入
我们与许多第三方客户签订了水疗中心，以船上交货(FOB)(在Sabine Pass LNG终端或我们的Corpus Christi LNG终端交付给客户)或在终端交付(DAT)(在客户的LNG接收终端交付给客户)的基础上销售LNG。我们的客户一般购买液化天然气的价格包括每MMBtu液化天然气的固定费用(其中一部分受到通货膨胀的年度调整)加上每MMBtu液化天然气的浮动费用，通常等于115亨利·哈勃的股份。固定费用部分是无论客户取消或暂停液化天然气交付都应向我们支付的金额。浮动费用部分是通常只有在交付液化天然气时才向我们支付的金额，加上未来对固定费用的所有通胀调整。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。
我们打算主要使用来自我们的Sabine Pass LNG终端或Corpus Christi LNG终端的LNG来向我们的客户提供合同数量。然而，我们用从第三方采购的数量来补充这一液化天然气。从第三方采购的液化天然气确认收入为#美元。760百万，$499百万美元和美元414截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
销售LNG的收入在LNG交付给客户时根据合同条款确认，无论是在Sabine Pass LNG终端或我们的Corpus Christi LNG终端，还是在客户的LNG接收终端，合同条款是指合法所有权、实物所有权以及所有权转让给客户的风险和回报。每个单独的液化天然气分子都被视为一项单独的履行义务。每项液化天然气销售安排中规定的每MMBtu合同价格(包括固定和可变费用)代表了合同谈判时液化天然气的独立销售价格。我们的结论是，可变费用符合将可变对价分配给合同特定部分的例外情况。因此，这些合同的可变对价分配给每个不同的LNG分子，并在该不同的LNG分子交付给客户时确认。由于使用了例外，与LNG销售相关的可变对价也不包括在交易价格中。
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当我们在DAT基础上销售液化天然气时，我们将所有运输成本，包括租船、装卸和运河费用，视为履行成本，而不是在协议中向客户提供的单独服务，无论此类活动是在客户获得LNG控制权之前还是之后发生。除非GAAP另有规定，否则我们将按实际发生的金额计入履行费用。
根据SPA收到的费用只有在各自列车基本完工后才被确认为液化天然气收入。在基本完工之前，调试阶段产生的销售额将抵消相应列车的建造成本，因为生产液化天然气并将其从仓库中移出是测试设施并使资产达到预期使用所需条件所必需的。
在向最终客户交付天然气的过程中，我们得出结论认为我们作为委托人的天然气销售在我们的综合经营报表中的收入中列报，而我们得出的结论是我们作为代理的天然气销售在我们的综合经营报表中的销售成本中计入净额。
再气化收入
Sabine Pass LNG终端的运营再气化能力约为4Bcf/d约1Sabine Pass LNG终端的再气化能力的Bcf/d已根据与TotalEnergie Gas&Power North America，Inc.(以下简称TotalEnergy)的长期TUA保留，根据该协议，他们必须向SPLNG支付固定的月费，无论他们使用LNG终端，总计约为#美元。125每年100万美元20从2009年开始的年度，这代表了合同中的固定对价。这项费用的一部分每年根据通货膨胀进行调整，这被认为是可变的考虑因素。在2022年12月31日生效的取消之前，SPLNG也有一个TUA1Bcf/d与雪佛龙，如下所述。大致2萨宾帕斯液化天然气终端再气化能力的bcf/d已由SPL预留，相关收入在合并中被抵消。
由于SPLNG每天以相同的转让模式提供再气化服务，因此我们得出结论，随着时间的推移，SPLNG向其客户提供单一的履约义务。吾等已确定，基于已用时间的产出确认方法最能反映此项服务对客户的好处，因此，液化天然气再气化产能预留费用在各自的TUA期限内以直线方式确认为再气化收入。
2012年，SPL与TotalEnergy签订了部分TUA分配协议，根据该协议，在SPL项目的第5列基本完成后，SPL获得了TotalEnergy与SPLNG的TUA项下提供的几乎所有能力和其他服务。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，并允许SPL更灵活地管理其LNG存储能力。尽管TotalEnergie和SPL之间有任何安排，TotalEnergie需要向SPLNG支付的款项将继续由TotalEnergy根据其TUA向SPLNG支付，我们继续将从TotalEnergie收到的付款确认为收入。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，SPL记录了$131百万，$129百万美元和美元129根据这份部分TUA转让协议，分别作为运营和维护费用。
与雪佛龙的终止协议
2022年6月，雪佛龙与苏人解签订了一项协议，规定提前终止TUA以及双方与其关联公司之间的相关码头海事服务协议(“终止协议”)，自2022年7月起生效，一次性支付费用#美元。765百万元(“终止费”)。根据TUA和相关协议承担的义务，包括雪佛龙向苏人解能力付款共计#美元的义务1252023年至2029年每年100万欧元(经通胀调整)，于2022年12月31日终止，SPLNG于2022年12月收到终止费。我们分配了$765终止承诺的终止费为百万美元，包括#美元796可分配给终止TUA的现金流入(在2022年7月6日至2022年12月31日期间按比例确认为我们综合经营报表上的再气化收入)和抵销美元31百万在收到终止费用后，报告为我们的综合经营报表上的债务清偿损失，可分配给雪佛龙的溢价，以终止与他们的收入分享安排，该安排被视为债务。
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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)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| 合同资产，扣除当前预期信贷损失后的净额 | | $ | 186 | | | $ | 140 | |
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2022年12月31日的一年中，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，相关的对价尚未到期。
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2022年12月31日的年度 | | |
| 递延收入，期初 | | $ | 194 | | | |
| 收到但尚未在收入中确认的现金 | | 320 | | | |
| 从前期递延确认的收入 | | (194) | | | |
| 递延收入，期末 | | $ | 320 | | | |
在根据销售合同条款将货物或服务转让给客户之前，当我们收到对价或客户无条件支付此类对价时，我们会记录递延收入。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，递延收入的变化主要是由于收入确认的时间和收到与某些SPA下的液化天然气交付相关的预付款之间的差异。
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。下表披露了分配给尚未履行的履约义务的交易价格总额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日 | | 2021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 | | $ | 112.0 | | | 9 | | $ | 107.1 | | | 9 |
| 再气化收入 | | 0.8 | | | 4 | | 1.9 | | | 4 |
| 总收入 | | $ | 112.8 | | | | | $ | 109.0 | | | |
(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。
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此外，我们排除了与合同相关的可变对价，在合同中，存在一方或双方能否实现某些里程碑的不确定性。大致72%和60在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，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2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，大约2%和5我们再气化收入的百分比分别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14-关联方交易
以下是我们在综合经营报表上报告的关联方交易摘要(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 液化天然气收入 | | | | | | | | | | |
| 天然气运输和储存协议(一) | | | | | $ | — | | | $ | 1 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | |
| 其他收入 | | | | | | | | | |
| 运营和维护服务协议(2) | | | | | 7 | | | 7 | | | 9 | |
| | | | | | | | | |
| 销售成本 | | | | | | | | | |
| 天然气供应协议(A)(3) | | | | | — | | | 162 | | | 114 | |
| 天然气运输和储存协议(一) | | | | | — | | | 1 | | | — | |
| | | | | | | | | |
| 销售总成本 | | | | | — | | | 163 | | | 114 | |
| | | | | | | | | | |
| 运维费用 | | | | | | | | | |
| 天然气运输和储存协议(1)(4) | | | | | 81 | | | 55 | | | 19 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| (A)计入销售成本： | | | | | | | | | |
| 液化供应导数收益(3) | | | | | — | | | 13 | | | (1) | |
(1)SPL是各种天然气运输和储存协议的订约方，而CTPL是在正常业务过程中就SPL项目的运营与关联方达成的运营平衡协议的订约方。该关联方由Brookfield Asset Management，Inc.部分拥有，Brookfield Asset Management，Inc.于2020年9月间接收购了CQP的部分有限合伙人权益。我们记录了应计负债#美元。6百万美元和美元4截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别与该关联方合作。
(2)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$1百万美元和美元2截至2022年12月31日和2021年12月31日的其他应收账款，分别用于根据这些协议向Midship Pipeline提供的服务。
(3)包括与SPL和CCL与相关方签订的天然气供应合同有关的记录金额。2021年，当关联方实体被非关联方收购时，这些协议不再被视为关联方协议。
(4)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。我们记录了应计负债#美元。1截至2022年12月31日和2021年12月31日，与该关联方的合同金额均为100万美元。
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其他协议
与ADCC管道达成天然气运输协议Ne
CCL是与ADCC管道在正常业务过程中就CCL项目的运营签署的天然气运输协议的缔约方，初始期限为20该项目将于ADCC管道项目完成后开始。我们有一个30ADCC管道的%股权，如中所述附注8--其他非流动资产，净额.
股份购买协议
2022年6月，我们签订了一项采购协议，购买了大约350伊坎资本有限公司及伊坎资本有限公司的若干联营公司(“伊坎集团”)实益拥有的百万股本公司普通股，据此，吾等购入合共约2.68百万股我们的普通股，每股价格为$130.52，即购买协议签署之日我们普通股的收盘价。根据Cheniere与伊坎集团于2015年8月21日签订的提名及停职协议，伊坎集团在本公司董事会的其余董事委任人士Andrew Teno已于2022年6月21日辞去本公司董事会及本公司董事会所有委员会的职务。此外，自该日起，伊坎集团不再被视为关联方。
附注15-所得税
综合经营报表中扣除所得税和非控股权益的账面收益(亏损)的管辖部分如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 美国 | | $ | (1,575) | | | $ | (2,317) | | | $ | 720 | |
| 国际 | | 4,669 | | | 39 | | | (176) | |
| 未计所得税和非控股利息的总收入(亏损) | | $ | 3,094 | | | $ | (2,278) | | | $ | 544 | |
包括在我们报告的净收入中的所得税准备金(福利)包括以下内容(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 当前： | | | | | | |
| 联邦制 | | $ | 6 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 状态 | | 2 | | | 3 | | | — | |
| 外国 | | 11 | | | 5 | | | — | |
| 总电流 | | 19 | | | 8 | | | — | |
| | | | | | |
| 延期： | | | | | | |
| 联邦制 | | 320 | | | (633) | | | 41 | |
| 状态 | | 118 | | | (89) | | | 2 | |
| 外国 | | 2 | | | 1 | | | — | |
| 延期合计 | | 440 | | | (721) | | | 43 | |
| 所得税拨备总额(福利) | | $ | 459 | | | $ | (713) | | | $ | 43 | |
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我们的所得税税率与法定所得税税率并不存在惯常的关系。将21%的联邦法定所得税税率与我们的有效所得税税率进行对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 美国联邦法定税率 | | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 非控制性权益 | | (8.2) | | | 7.2 | | | (22.6) | |
| 扣除联邦福利后的州税 | | 0.5 | | | (2.5) | | | — | |
| 外国派生的无形收入扣除 | | (1.2) | | | — | | | — | |
| 高管薪酬 | | 0.8 | | | (0.5) | | | 1.4 | |
| | | | | | |
| 不可扣除的利息支出 | | — | | | — | | | 8.0 | |
| 在美国征税的外国收益。 | | — | | | — | | | 1.2 | |
| 外币利差 | | 0.2 | | | (0.1) | | | (3.7) | |
| 税收抵免 | | (0.6) | | | 0.6 | | | (4.5) | |
| 内部重组 | | — | | | — | | | 7.0 | |
| 估值免税额 | | 2.6 | | | 5.6 | | | (0.9) | |
| 其他 | | (0.3) | | | — | | | 1.0 | |
| 申报的实际税率 | | 14.8 | % | | 31.3 | % | | 7.9 | % |
我们递延税项资产和负债的重要组成部分如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 递延税项资产 | | | | |
| 净营业亏损(“NOL”)结转 | | | | |
| 联邦制 | | $ | 1,968 | | | $ | 3,231 | |
| 外国 | | — | | | 2 | |
| 状态 | | 177 | | | 244 | |
| 联邦和州税收抵免 | | 66 | | | 108 | |
| 衍生工具 | | 1,345 | | | 951 | |
| 经营租赁负债 | | 542 | | | 438 | |
| 其他 | | 311 | | | 146 | |
| 减去：估值免税额 | | (143) | | | (63) | |
| 递延税项资产总额 | | 4,266 | | | 5,057 | |
| | | | |
| 递延税项负债 | | | | |
| 对伙伴关系的投资 | | (211) | | | (716) | |
| | | | |
| 财产、厂房和设备 | | (2,646) | | | (2,638) | |
| 经营性租赁资产 | | (536) | | | (431) | |
| 其他 | | (9) | | | (68) | |
| 递延税项负债总额 | | (3,402) | | | (3,853) | |
| | | | |
| 递延税项净资产 | | $ | 864 | | | $ | 1,204 | |
NOL和税收抵免结转
截至2022年12月31日，我们有联邦和州NOL结转约$9.410亿美元2.2分别为10亿美元。我们所有的NOL都有一个不确定的结转期。
截至2022年12月31日，我们有联邦和州税收抵免结转$65百万美元和美元1分别为100万美元。联邦税收抵免结转包括投资税收抵免结转#美元。49与我们液化项目投入使用的资本设备相关的100万美元。我们在流通法下对我们的联邦投资税收抵免进行核算。结转的联邦税收抵免还包括$15百万美元的外国税收抵免。我们的联邦和州税收抵免将在2026年至2042年之间到期。
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我们的NOL和税收抵免结转不受任何先前税收所有权变更的影响。我们继续监控我们股票的公开交易活动，以确定可能影响我们利用此类属性的时机和能力的潜在税收所有权变化。
评税免税额
截至2022年12月31日止期间，我们的估值津贴为$143百万美元主要与国家NOL结转递延税项资产有关。我们将路易斯安那州NOL递延税项资产的估值额度增加了$80这主要是由于我们收到路易斯安那州税务局在州分配税问题上的有利指导而减少了我们预测的路易斯安那州应纳税收入。
未确认的税收优惠
截至2022年12月31日，我们有未确认的税收优惠，金额为74百万美元。如果已识别，则$65数百万未确认的税收优惠将影响我们未来时期的有效税率。与所得税有关的利息和罚金被确认为所得税费用的一部分。
我们在美国以及各个州和外国司法管辖区都要纳税，并定期接受税务机关的审计和审查。2018年后的联邦和州纳税申报单以及2017年后的英国纳税申报单仍可供审查。税务机关可能有能力审查和调整在这些期间之前产生的结转属性，如果在开放纳税年度使用的话。
我们未确认的税收优惠的期初和期末金额对账如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| 年初余额 | $ | 65 | | | $ | 62 | |
| 基于与本年度相关的纳税头寸的增加 | 10 | | | 3 | |
| 增加前几年的纳税状况 | — | | | — | |
| 前几年的减税情况 | (1) | | | — | |
| 聚落 | — | | | — | |
| | | |
| 年终结余 | $ | 74 | | | $ | 65 | |
附注16--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。2011年计划和2020年计划规定印发35.0百万股和8.0按本公司董事会薪酬委员会(“薪酬委员会”)所认为的各种基于股票的表现奖励的形式，分别持有本公司普通股的百万股。
我们根据奖励的估计公允价值确认基于股份的薪酬。这些费用的确认期限从适用的服务开始日期或赠与日期开始，并持续到整个必要的服务期。
对于股权分类股份薪酬奖励(包括授予员工和非员工董事的限制性股票、限制性股票单位和绩效股票单位)，薪酬成本按授予日期的公允价值确认，除非进行修改，否则不会随后重新计量。公允价值被确认为费用(扣除任何资本)，对于完全根据服务条件授予的奖励使用直线基础，对于基于绩效条件授予的奖励使用加速确认方法。对于既有时间条件又有绩效条件的奖励，我们根据每个报告期内绩效条件的可能结果确认薪酬成本。对于现金结算的负债分类股份补偿奖励(包括虚拟单位、将以现金结算的某些限制性股票和部分绩效股票单位)，补偿成本通过结算或到期按公允价值重新计量。
我们会在罚没发生时对其进行核算。
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基于股份的总薪酬包括以下内容(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 基于股份的薪酬成本，税前： | | | | | | | | | | |
| 股权奖励 | | | | | | $ | 112 | | | $ | 105 | | | $ | 114 | |
| 赔偿责任(1) | | | | | | 97 | | | 40 | | | 2 | |
| 基于股份的总薪酬 | | | | | | 209 | | | 145 | | | 116 | |
| 资本化股份薪酬 | | | | | | (4) | | | (5) | | | (6) | |
| 基于股份的薪酬总支出 | | | | | | $ | 205 | | | $ | 140 | | | $ | 110 | |
| 与基于股份的薪酬支出相关的税收优惠 | | | | | | $ | 48 | | | $ | 33 | | | $ | 23 | |
(1) 2022年和2021年确认的与责任奖励相关的以股份为基础的补偿金额包括因修改某些员工以现金代替股票而产生的增加费用，导致从股权奖励重新分类为责任奖励。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，我们确认56百万美元和美元18由于这些修改，分别增加了100万美元的费用。
截至2022年12月31日，与非既得性基于股份的薪酬安排有关的未确认薪酬成本总额包括：
| | | | | | | | | | | |
| 未确认的补偿成本
(单位：百万) | | 在加权平均期间内确认
(年) |
| 限制性股票奖励 | $ | — | | | 0.3 |
| 限制性股票单位奖和绩效股票单位奖 | 172 | | | 1.4 |
| | | |
限制性股票奖励
限制性股票奖励是授予我们董事会成员的普通股奖励，以表彰他们的服务，受转让限制的限制，如果接受者在限制失效之前与我们没有关联，则有被没收的风险。这些奖项授予一名一-服务年限。有几个标称截至2022年12月31日未偿还的非既有限制性股票奖励。
截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度归属的限制性股票奖励的公允价值为2百万，$2百万美元和美元3分别为100万美元。
限制性股票单位奖和绩效股票单位奖
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业绩条件，包括每股累计可分配现金流，在某些情况下，基于市场条件，包括我们普通股的绝对股东总回报(“ATSR”)。所有绩效股票单位将完全以股票结算，但在2021年和2022年授予某些官员的奖励除外，将以现金结算，上限为#美元。3百万美元。此外，2023年授予的某些限制性股票单位和绩效股票单位奖励可以现金代替股票进行结算，官员们在薪酬委员会的允许下选择了这种结算方式。薪酬委员会还酌情获得董事会的授权，允许某些官员选择现金结算他们在2024年获得的绩效股票单位以及在2024年和2025年获得的限制性股票单位。
在适用情况下，对包含ATSR市况的绩效股票单位的补偿是基于截至授予日使用蒙特卡罗模型分配给市场指标的公允价值，该模型利用第三级输入，如预计股票波动率和预计无风险利率，并在股权结算成分的归属期间保持不变，并在每个报告期重新计量现金结算成分。归因于绩效指标的薪酬成本将因有关预期实现绩效指标的估计发生变化而有所不同
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每股累计可分配现金流。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%。将以Cheniere普通股结算的限制性股票单位和部分绩效股票单位(在一对一的基础上)将作为股权奖励入账，其余将以现金结算的作为责任奖励入账。
作为责任赔偿入账的赔偿或部分赔偿的公允价值为#美元。98百万美元和美元40截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别为100万欧元，并在我们的合并资产负债表中确认为应计负债和其他非流动负债。
下表提供了我们未偿还的限制性股票单位和绩效股票单位奖励的摘要，假设包含绩效条件的奖励以目标支付(单位为百万，但单位信息除外)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 单位 | | 每单位加权平均授予日期公允价值 |
截至2022年1月1日未归属 | | 3.7 | | | $ | 66.71 | |
| 已批准(1) | | 1.7 | | | 112.91 | |
| 既得 | | (2.1) | | | 69.23 | |
| 被没收 | | (0.1) | | | 85.15 | |
2022年12月31日未归属(2) | | 3.2 | | | $ | 90.21 | |
(1)这一数字包括0.4根据之前授予的绩效股票单位奖励的业绩结果发行的100万股我们普通股的增量股票。
(2)这一数字不包括0.81,000,000个业绩存量单位，这是如果达到目标奖励金额下的最高业绩水平，将发放的共同单位的增量数量。
下表汇总了已发行的限制性股票单位和绩效股票单位奖励以及归属单位的公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 单位发行量(单位：百万) | | 1.7 | | | 2.2 | | | 1.8 | |
| 加权平均授权日单位公允价值 | | $ | 112.91 | | | $ | 70.99 | | | $ | 53.88 | |
| 归属单位的公允价值(单位：百万) | | $ | 140 | | | $ | 123 | | | $ | 137 | |
幻影单元奖
影子单位是在归属期间授予员工的基于股份的奖励，使受赠人有权在每次归属时获得相当于我们普通股价值的现金。幻影单位没有资格获得季度分配。这些奖励是根据服务条件(二, 三或四-服务年限)。我们做到了不是在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，不向我们的员工和非员工董事发行任何影子单位。在截至2021年12月31日的年度内归属的剩余未清偿幻影单位。截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度归属的虚拟单位价值为零, $1百万美元和美元4分别为100万美元。
附注17-员工福利计划
我们有一个明确的供款计划(“401(K)计划”)，允许符合条件的员工供款至多75他们薪酬的%，最高可达美国国税局的最高限额。我们将每位员工的延期(缴费)匹配到6%的补偿，并可由我们酌情作出额外的贡献。员工会立即受益于我们做出的贡献。我们对401(K)计划的贡献是$16百万，$15百万美元和美元15在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度中，分别为100万美元。我们已经做出了不是迄今对401(K)计划的可自由支配缴款。
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附注18-普通股股东每股净收益(亏损)
下表核对了基本和稀释加权平均已发行普通股和宣布的普通股股息(单位为百万，每股数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 普通股股东应占净收益(亏损) | | | | | | $ | 1,428 | | | $ | (2,343) | | | $ | (85) | |
| | | | | | | | | | |
| 加权平均已发行普通股： | | | | | | | | | | |
| 基本信息 | | | | | | 251.1 | | | 253.4 | | | 252.4 | |
| 稀释性未归属股票 | | | | | | 2.3 | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | |
| 稀释 | | | | | | 253.4 | | | 253.4 | | | 252.4 | |
| | | | | | | | | | |
普通股股东每股净收益(亏损)--基本 | | | | | | $ | 5.69 | | | $ | (9.25) | | | $ | (0.34) | |
普通股股东每股净收益(亏损)-摊薄 | | | | | | $ | 5.64 | | | $ | (9.25) | | | $ | (0.34) | |
| | | | | | | | | | |
| 每股普通股支付的股息 | | | | | | $ | 1.385 | | | $ | 0.33 | | | $ | — | |
2023年1月27日，我们宣布季度股息为$0.395每股普通股，于2023年2月27日支付给2023年2月7日登记在册的股东。
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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 未归属股票(1) | | | | | | — | | | 1.8 | | | 3.4 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 2045 Cheniere可转换优先票据(2) | | | | | | 0.3 | | | — | | | 4.5 | |
| 潜在摊薄的普通股总数 | | | | | | 0.3 | | | 1.8 | | | 7.9 | |
(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。
(2)如中所述附注11--债务，2045 Cheniere可转换优先票据于2022年1月5日以现金赎回或兑换。然而，2022年1月1日通过的ASU 2020-06要求推定股票结算，以计算在2022年票据流通期内对稀释后每股收益的影响。 这种影响是反稀释的，因为报告的2022年期间普通股股东的净亏损。看见附注2--主要会计政策摘要以进一步讨论我们采用ASU 2020-06的情况。
附注19-股票回购计划
2021年9月7日，我们的董事会批准将先前存在的股票回购计划重置为$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。2022年9月12日，我们的董事会批准将现有的股票回购计划增加$4.010亿美元三年，从2022年10月1日开始。下表列出了有关普通股回购的信息(单位为百万，每股数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 回购的普通股合计 | | | | | 9.35 | | | 0.10 | | | 2.88 | |
| 加权平均每股支付价格 | | | | | $ | 146.88 | | | $ | 87.32 | | | $ | 53.88 | |
| 已支付总金额 | | | | | $ | 1,373 | | | $ | 9 | | | $ | 155 | |
截至2022年12月31日，我们大约有3.6根据我们的股票回购计划剩余的10亿美元。
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附注20-承付款和或有事项
承付款
我们在已执行合同下有各种未来承诺，包括无条件购买义务和截至2022年12月31日不符合负债定义的其他承诺，因此不在我们的综合财务报表中确认为负债。
EPC合同
CCL与Bechtel就Corpus Christi第三阶段项目的工程、采购和建设签订了一份一次性交钥匙合同。EPC合同的合同总价约为#美元。5.410亿美元，反映截至2022年12月31日根据变更单发生的金额。截至2022年12月31日，我们大约有3.9这份合同下还有10亿美元。
天然气供应、运输和储存服务协议
SPL和CCL拥有实物天然气供应合同，分别为SPL项目和CCL项目确保天然气原料。这些合同的剩余条款最高可达15好几年了。
此外，SPL和CCL分别为SPL项目和CCL项目签订了天然气运输和储存服务协议。天然气运输协议的初始条款最高可达20SPL项目和CCL项目的年限，以及某些合同的续签选择权，并在出现先例条件时开始。SPL项目的天然气储存服务协议的初始期限最长为10年，CCL项目的天然气储存服务协议的初始期限为五年.
截至2022年12月31日，SPL和CCL根据天然气供应、运输和储存服务协议对满足先行条件或目前预计将满足条件的合同的义务如下(以十亿计)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | | 应付第三方款项(1)(2) | | 应付关联方款项(1)(3) |
| 2023 | | $ | 10.9 | | | $ | 0.1 | |
| 2024 | | 8.6 | | | 0.1 | |
| 2025 | | 7.2 | | | 0.1 | |
| 2026 | | 6.2 | | | 0.1 | |
| 2027 | | 5.9 | | | 0.1 | |
| 此后 | | 33.7 | | | 0.9 | |
| 总计 | | $ | 72.5 | | | $ | 1.4 | |
(1)天然气供应合同的定价根据根据基差调整的市场商品基准价格而变化，IPM协议的定价根据全球天然气市场价格减去固定液化费用和我们产生的某些成本而变化。. 所包括的金额是基于截至2022年12月31日的估计远期价格和基差。我们的一些合同可能没有作为为提供天然气供应、运输和储存服务的基础资产安排融资的一部分进行谈判。
(2)包括$0.410亿美元的天然气供应协议与未满足条件的先例。
(3)包括$1.2根据天然气运输和储存服务协议达成的10亿美元未满足条件的先例。
其他协议
根据SPL与TotalEnergy的部分TUA分配协议和其他协议，我们有某些固定承诺，金额为$1.4十亿美元。看见注13--收入以进一步讨论部分TUA任务。
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环境和监管事项
我们的液化天然气终端和管道受到联邦、州和地方法规、规则、法规和法律的广泛监管。这些法律要求我们与适当的联邦和州机构进行协商，并获得和维护适用的许可证和其他授权。不遵守这些法律可能会导致法律诉讼，其中可能包括巨额罚款。我们相信，根据目前已知的信息，遵守这些法律法规不会对我们的运营结果、财务状况或现金流产生实质性的不利影响。
法律诉讼
我们现在是，将来也可能以当事人的身份参与各种法律程序，这些程序是正常业务过程中附带的。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。我们确认与法律和监管事项相关的法律成本，因为它们发生了。虽然这些诉讼事项和申索的结果不能肯定地预测，但我们相信这些事项可能造成的合理损失，无论是个别或整体而言，都不是重大的损失。此外，我们相信这类事件可能的最终结果不会对我们的经营业绩、财务状况或现金流产生实质性影响。
注21-客户集中度
下表分别显示了来自外部客户的收入占总收入10%或以上的外部客户和具有贸易和其他应收账款的外部客户，扣除当前预期信贷损失和合同资产，扣除贸易和其他应收账款总额10%或以上的当前预期信贷损失余额，扣除外部客户和合同资产的当前预期信贷损失后的净额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 外部客户总收入的百分比 | | 来自外部客户的贸易和其他应收款、净资产和合同资产的百分比 |
| | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： | | 十二月三十一日， |
| | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022 | | 2021 |
| 客户A | | | | | | * | | 12% | | 14% | | * | | 10% |
| 客户B | | | | | | * | | 12% | | 12% | | * | | * |
| 客户C | | | | | | * | | 10% | | 10% | | * | | * |
| 客户D | | | | | | * | | * | | 10% | | * | | * |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
*低于10%
下表显示了可归因于收入所在国家的外部客户的收入(以百万为单位)。我们将外部客户的收入归因于适用协议当事人的主要营业地所在的国家。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 来自外部客户的收入 |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 美国 | $ | 5,213 | | | $ | 1,340 | | | $ | 2,466 | |
| 英国 | 4,642 | | | 1,246 | | | 678 | |
| 新加坡 | 3,273 | | | 1,740 | | | 646 | |
| 爱尔兰 | 2,726 | | | 1,838 | | | 1,130 | |
| 西班牙 | 2,226 | | | 1,577 | | | 1,034 | |
| 韩国 | 2,225 | | | 1,680 | | | 942 | |
| 印度 | 2,109 | | | 1,375 | | | 1,021 | |
| 德国 | 1,747 | | | 507 | | | 66 | |
| 瑞士 | 1,725 | | | 582 | | | 147 | |
| 其他国家 | 7,542 | | | 3,979 | | | 1,228 | |
| 总计 | $ | 33,428 | | | $ | 15,864 | | | $ | 9,358 | |
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附注22-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)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期内为债务利息支付的现金，扣除资本化金额 | $ | 891 | | | $ | 1,365 | | | $ | 1,395 | |
| 支付所得税的现金，扣除退款后的净额 | 30 | | | 4 | | | 2 | |
| 非现金投资活动： | | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 转让财产、厂房和设备以换取其他非流动资产 | 17 | | — | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
不动产、厂房和设备的余额扣除由应付帐款和应计负债提供资金的累计折旧后的净额为#美元。346百万，$339百万美元和美元282分别截至2022年、2021年和2020年12月31日。
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
披露控制和程序包括但不限于控制和程序，旨在确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求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被记录、处理、汇总和报告，并且这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关要求披露的决定。
根据他们对截至2022年12月31日的财政年度结束的评估，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(如交易法下规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义)是有效的，以确保我们根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息是：(1)积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时做出关于所需披露的决定；以及(2)记录、处理、在美国证券交易委员会规则和表格规定的期限内汇总上报。
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。
管理层关于财务报告内部控制的报告
我们的管理层关于财务报告内部控制的报告已包括在我们的合并财务报表中，并通过引用并入本文。
项目9B。其他信息
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
根据Form 10-K的一般指示G第3段，本报告第三部分第10至13项所要求的信息通过参考纳入Cheniere的最终委托书，该委托书将在Cheniere截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内根据第14A条提交。
项目14.首席会计师费用和服务
我们的独立注册会计师事务所是毕马威会计师事务所, 休斯敦，得克萨斯州，审计师事务所ID185.
本项目所需的其余信息通过引用纳入Cheniere的最终委托书，该委托书将在Cheniere截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内根据第14A条提交。
第四部分
项目15.证物和财务报表附表
(A)财务报表、附表和证物
(1)财务报表-Cheniere Energy，Inc.及其子公司：
| | | | | |
Cheniere Energy，Inc.管理层向股东提交的报告 | 55 |
独立注册会计师事务所报告 | 56 |
合并业务报表 | 59 |
合并资产负债表 | 60 |
合并股东权益报表(亏损) | 61 |
合并现金流量表 | 62 |
合并财务报表附注 | 63 |
(2)财务报表附表：
| | | | | |
附表一--注册人截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的简明财务资料 | 119 |
附表二-估值及合资格账目 | 125 |
(三)展品：
作为本表格10-K证物提交的某些协议包含协议各方的陈述、保证、契诺和条件，这些陈述、保证、契诺和条件是完全为协议各方的利益而订立的。这些陈述、保证、契诺和条件：
•在所有情况下都不应被视为对事实的明确陈述，而是在事实证明不准确的情况下将风险分摊给一方当事人的一种方式；
•可能受到与协议谈判有关的向其他当事方作出的披露的限制，而这些披露不一定反映在协议中；
•可适用与合理投资者不同的重要性标准；以及
•仅在协定中规定的日期作出，并视随后的事态发展和情况变化而定。
因此，这些陈述和保证不得描述截至其作出之日或在任何其他时间的实际情况。包括这些协议是为了向您提供有关其条款的信息，而不是为了提供有关公司或协议其他各方的任何其他事实或披露信息。投资者不应依赖它们作为事实陈述。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 2.1 | | 由CQP、Cheniere管道公司、Grand Cheniere管道公司、有限责任公司和本公司修订和重新签署的买卖协议，日期为2012年8月9日 | | CQP | | 8-K | | 10.2 | | 8/9/2012 | |
| 3.1 | | 重述的公司注册证书 | | Cheniere | | 10-Q | | 3.1 | | 8/10/2004 | |
| 3.2 | | 公司重新注册成立证书修订证书 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 2/8/2005 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 3.3 | | 公司重新注册成立证书修订证书 | | Cheniere (SEC File No. 333-160017) | | S-8 | | 4.3 | | 6/16/2009 | |
| 3.4 | | 公司重新注册成立证书修订证书 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 6/7/2012 | |
| 3.5 | | 公司重新注册成立证书修订证书 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 2/5/2013 | |
| 3.6 | | 2015年12月9日修订和重述的公司章程 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 12/15/2015 | |
| 3.7 | | 2016年9月15日修订和重新调整的公司章程第1号修正案 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 9/19/2016 | |
| 4.1 | | 公司普通股证书式样 | | Cheniere (SEC File No. 333-10905) | | S-1 | | 4.1 | | 8/27/1996 | |
| 4.2 | | 契约，日期为2013年2月1日，由SPL、可能不时成为契约一方的担保人和作为受托人的纽约梅隆银行签署 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 2/4/2013 | |
| 4.3 | | 第一补充契约，日期为2013年4月16日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1.1 | | 4/16/2013 | |
| 4.4 | | 第二份补充契约，日期为2013年4月16日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1.2 | | 4/16/2013 | |
| 4.5 | | 第三补充契约，日期为2013年11月25日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 11/25/2013 | |
| 4.6 | | 第四份补充契约，日期为2014年5月20日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 5/22/2014 | |
| 4.7 | | 2024年到期的5.750厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.6) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 5/22/2014 | |
| 4.8 | | 第五份补充契约，日期为2014年5月20日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 5/22/2014 | |
| 4.9 | | 第六份补充契约，日期为2015年3月3日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/3/2015 | |
| 4.10 | | 2025年到期的5.625厘高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.9) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/3/2015 | |
| 4.11 | | 第七份补充契约，日期为2016年6月14日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/14/2016 | |
| 4.12 | | 2026年到期的5.875厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.11) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/14/2016 | |
| 4.13 | | 第八份补充契约，日期为2016年9月19日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/23/2016 | |
| 4.14 | | 第九次补充契约，日期为2016年9月23日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/23/2016 | |
| 4.15 | | 2027年到期的5.00%高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.14) | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/23/2016 | |
| 4.16 | | 第十份补充契约，日期为2017年3月6日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/6/2017 | |
| 4.17 | | 2028年到期的4.200厘高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.16) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/6/2017 | |
| 4.18 | | 第十一次补充契约，日期为2020年5月8日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 5/8/2020 | |
| 4.19 | | 2030年到期的4.500厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.18) | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 5/8/2020 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 4.20 | | 第十二次补充契约，日期为2022年11月29日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 11/29/2022 | |
| 4.21 | | 2037年到期的5.900%高级担保摊销票据表格(作为上文附件A-1至附件4.20) | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 11/29/2022 | |
| 4.22 | | 契约，日期为2017年2月24日，由SPL(可能不时成为契约一方的担保人)和纽约梅隆银行(作为契约受托人)签订 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 2/27/2017 | |
| 4.23 | | 2037年到期的5.00%高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.22) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 2/27/2017 | |
| 4.24 | | 作为受托人，SPL和纽约梅隆银行之间的契约，日期为2021年12月15日 | | Cheniere | | 10-K | | 4.24 | | 2/24/2022 | |
| 4.25 | | 2037年到期的2.95%高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.24) | | Cheniere | | 10-K | | 4.24 | | 2/24/2022 | |
| 4.26 | | 作为受托人，SPL和纽约梅隆银行之间的契约，日期为2021年12月15日 | | Cheniere | | 10-K | | 4.26 | | 2/24/2022 | |
| 4.27 | | 于2037年到期的3.17%高级抵押票据表格(载于上文附件A-1至附件4.26) | | Cheniere | | 10-K | | 4.26 | | 2/24/2022 | |
| 4.28 | | 第一份补充契约，日期为2021年12月15日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | Cheniere | | 10-K | | 4.28 | | 2/24/2022 | |
| 4.29 | | 2037年到期的3.19%高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.28) | | Cheniere | | 10-K | | 4.28 | | 2/24/2022 | |
| 4.30 | | 第二份补充契约，日期为2021年12月15日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | Cheniere | | 10-K | | 4.30 | | 2/24/2022 | |
| 4.31 | | 2037年到期的3.08%高级抵押票据表格(载于上文附件A-1至附件4.30) | | Cheniere | | 10-K | | 4.30 | | 2/24/2022 | |
| 4.32 | | 第三补充契约，日期为2021年12月15日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | Cheniere | | 10-K | | 4.32 | | 2/24/2022 | |
| 4.33 | | 2037年到期的3.10%高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.32) | | Cheniere | | 10-K | | 4.32 | | 2/24/2022 | |
| 4.34 | | 作为发行人的公司和作为受托人的纽约梅隆银行之间的契约，日期为2020年9月22日 | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 9/22/2020 | |
| 4.35 | | 作为发行人的公司和作为受托人的纽约梅隆银行之间的第一份补充契约，日期为2020年9月22日 | | Cheniere | | 8-K | | 4.2 | | 9/22/2020 | |
| 4.36 | | 2028年到期的4.625厘高级抵押票据表格(载于上文附件A-1至附件4.35) | | Cheniere | | 8-K | | 4.2 | | 9/22/2020 | |
| 4.37 | | 截至2016年5月18日的契约，CCH作为担保人，发行人、CCL、CCP和Corpus Christi管道有限责任公司为担保人，纽约梅隆银行为受托人 | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 5/18/2016 | |
| 4.38 | | 2024年到期的7.000厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.37) | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 5/18/2016 | |
| 4.39 | | 第一补充契约，日期为2016年12月9日，CCH作为担保人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC为担保人，纽约梅隆银行为受托人 | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 12/9/2016 | |
| 4.40 | | 2025年到期的5.875厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.39) | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 12/9/2016 | |
| 4.41 | | 第二份补充契约，日期为2017年5月19日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC，受托人为纽约梅隆银行 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 5/19/2017 | |
| 4.42 | | 2027年到期的5.125厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.41) | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 5/19/2017 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 4.43 | | 第三补充契约，日期为2019年9月6日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC，受托人为纽约梅隆银行 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 | |
| 4.44 | | 第四份补充契约，日期为2019年11月13日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC，受托人为纽约梅隆银行 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 11/13/2019 | |
| 4.45 | | 2029年到期的3.700%票据表格(作为上文附件A-1至附件4.44) | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 11/13/2019 | |
| 4.46 | | 第五补充契约，日期为2021年8月24日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC，受托人为纽约梅隆银行 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/24/2021 | |
| 4.47 | | 2039年到期的2.742厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.46) | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/24/2021 | |
| 4.48 | | 债券，日期为2020年8月20日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi管道有限责任公司，受托人为纽约梅隆银行 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/21/2020 | |
| 4.49 | | 2039年12月31日到期的3.52%高级担保票据的格式(作为上文附件A-1至附件4.48) | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/21/2020 | |
| 4.50 | | 债券，日期为2019年9月27日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi管道有限责任公司，受托人为纽约梅隆银行 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 9/30/2019 | |
| 4.51 | | 2039年12月31日到期的4.80%优先票据表格(作为上文附件A-1至附件4.50) | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 9/30/2019 | |
| 4.52 | | 债券，日期为2019年10月17日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi管道有限责任公司，受托人为纽约梅隆银行 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 10/18/2019 | |
| 4.53 | | 2039年12月31日到期的3.925厘优先债券表格(载于上文附件A至附件4.52) | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 10/18/2019 | |
| 4.54 | | 契约，日期为2017年9月18日，由CQP、担保人一方CQP和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/18/2017 | |
| 4.55 | | 第一份补充契约，日期为2017年9月18日，由CQP、担保人一方CQP和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/18/2017 | |
| 4.56 | | 第二份补充契约，日期为2018年9月11日，由CQP、其担保方和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2018 | |
| 4.57 | | 第三份补充契约，日期为2019年9月12日，由CQP、其担保方和纽约梅隆银行作为该契约的受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 | |
| 4.58 | | 2029年到期的4.500厘优先债券表格(载于上文附件A-1至附件4.57) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 | |
| 4.59 | | 第四份补充契约，日期为2020年11月5日，由CQP、担保方CQP和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | Cheniere | | 10-Q | | 4.4 | | 11/6/2020 | |
| 4.60 | | 第五份补充契约，日期为2021年3月11日，由CQP、其担保方和纽约梅隆银行作为该契约的受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/11/2021 | |
| 4.61 | | 2031年到期的4.000厘优先债券表格(载于上文附件A-1至附件4.60) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/11/2021 | |
| 4.62 | | 第六份补充契约，日期为2021年9月27日，由CQP、担保人一方和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/27/2021 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 4.63 | | 2032年到期的3.25%优先债券表格(作为上文附件A-1至附件4.62) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/27/2021 | |
| 4.64 | | 第七份补充契约，日期为2021年9月27日，由CQP、担保人一方和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 10/1/2021 | |
4.65* | | 根据1934年《证券交易法》第12条登记的注册人证券说明 | | | | | | | | | |
| 10.1 | | 道达尔液化天然气美国公司和SPLNG公司签订的液化天然气终端使用协议，日期为2004年9月2日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 11/15/2004 | |
| 10.2 | | 道达尔液化天然气美国公司和SPLNG之间于2005年1月24日修订的液化天然气终端使用协议 | | Cheniere | | 10-K | | 10.40 | | 3/10/2005 | |
| 10.3 | | Total Gas&Power North America，Inc.和SPLNG之间于2010年6月15日修订的LNG终端使用协议 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 8/6/2010 | |
| 10.4 | | 道达尔液化天然气美国公司和SPLNG公司之间于2004年9月2日签署的综合协议 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/15/2004 | |
| 10.5 | | 父母担保，日期为2004年11月5日，由Total S.A.以SPLNG为受益人 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.3 | | 11/15/2004 | |
| 10.6 | | Total Gas&Power North America，Inc.和SPLNG之间的信函协议，日期为2012年9月11日 | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 11/2/2012 | |
| 10.7 | | 雪佛龙美国公司和SPLNG于2004年11月8日签署的液化天然气终端使用协议 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.4 | | 11/15/2004 | |
| 10.8 | | 雪佛龙美国公司和SPLNG之间于2005年12月1日签署的液化天然气终端使用协议修正案 | | SPLNG | | S-4 | | 10.28 | | 11/22/2006 | |
| 10.9 | | 雪佛龙美国公司和SPLNG之间于2010年6月16日修订的液化天然气终端使用协议 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.3 | | 8/6/2010 | |
| 10.10 | | 2004年11月8日雪佛龙美国公司和SPLNG之间的综合协议 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.5 | | 11/15/2004 | |
| 10.11 | | 雪佛龙德士古公司至SPLNG的担保协议，日期为2004年12月15日 | | SPLNG | | S-4 | | 10.12 | | 11/22/2006 | |
| 10.12 | | SPL和SPLNG之间的第二次修订和重新签署的液化天然气终端使用协议，日期为2012年7月31日 | | SPLNG | | 8-K | | 10.1 | | 8/6/2012 | |
| 10.13 | | SPL和SPLNG之间的信函协议，日期为2013年5月28日 | | SPLNG | | 10-Q | | 10.1 | | 8/2/2013 | |
| 10.14 | | CQP以SPLNG为受益人的担保协议，日期为2012年7月31日 | | SPLNG | | 8-K | | 10.2 | | 8/6/2012 | |
| 10.15† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(修订至2017年4月13日) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 8/8/2017 | |
| 10.16† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划下的限制性股票授予表格(美国-新员工) | | Cheniere | | 8-K | | 10.13 | | 8/10/2012 | |
| 10.17† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(18-20级)下限制性股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.37 | | 2/24/2017 | |
| 10.18† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(18-20级)下限制性股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 5/4/2017 | |
| 10.19† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(17级)下限制性股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.38 | | 2/24/2017 | |
| 10.20† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(16级及以下高管离职计划)下限制性股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.39 | | 2/24/2017 | |
| 10.21† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(16级及以下-薪酬计划)下限制性股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.40 | | 2/24/2017 | |
| 10.22† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(16级及以下)下的限制性股票单位奖励协议格式 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.4 | | 5/4/2017 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.23† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(新加坡)(16级及以下)下的限制性股票单位奖励协议表格 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.5 | | 5/4/2017 | |
| 10.24† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(18-20级)下绩效股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.41 | | 2/24/2017 | |
| 10.25† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(18-20级)下绩效股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.7 | | 5/4/2017 | |
| 10.26† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(17级)下绩效股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.42 | | 2/24/2017 | |
| 10.27† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(17级)下的绩效股票单位奖励协议格式 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.8 | | 5/4/2017 | |
| 10.28† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(16级及以下高管离职计划)下绩效股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.43 | | 2/24/2017 | |
| 10.29† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(16级及以下)下的绩效股票单位奖励协议格式 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.9 | | 5/4/2017 | |
| 10.30† | | Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(2019级18-20级)下绩效股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.35 | | 2/26/2019 | |
| 10.31† | | Cheniere Energy，Inc.2014-2018年长期现金激励计划 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.9 | | 4/30/2015 | |
| 10.32† | | Cheniere Energy，Inc.2015长期现金激励计划下的幻影单位奖励协议表格(美国-高管) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.10 | | 4/30/2015 | |
| 10.33† | | Cheniere Energy，Inc.2015长期现金激励计划下的幻影单位奖励协议表格(美国-非执行) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.11 | | 4/30/2015 | |
| 10.34† | | Cheniere Energy，Inc.2015长期现金激励计划下的幻影单位奖励协议表格(英国-高管) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.12 | | 4/30/2015 | |
| 10.35† | | Cheniere Energy，Inc.2015长期现金奖励计划下的幻影单位奖励协议表格(英国-非执行) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.13 | | 4/30/2015 | |
| 10.36† | | Cheniere Energy，Inc.2015长期现金激励计划下的幻影单元奖励协议表格(美国-顾问) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.14 | | 4/30/2015 | |
| 10.37† | | Cheniere Energy，Inc.2015长期现金奖励计划下的幻影单元奖励协议表格(英国-顾问) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.15 | | 4/30/2015 | |
| 10.38† | | Cheniere Energy，Inc.2020年激励计划 | | Cheniere(SEC No. 333-238261) | | S-8 | | 4.9 | | 5/14/2020 | |
| 10.39† | | Cheniere Energy，Inc.2020年激励计划(董事)下的限制性股票授权表 | | Cheniere | | 8-K | | 10.4 | | 5/20/2020 | |
| 10.40† | | Cheniere Energy，Inc.2020年激励计划(董事)下的限制性股票授权表 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 8/5/2021 | |
| 10.41† | | Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下的绩效股票单位奖励协议表格(18-20级主管) | | Cheniere | | 8-K | | 10.5 | | 5/20/2020 | |
| 10.42† | | Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下的限制性股票单位奖励协议格式(18-20级) | | Cheniere | | 8-K | | 10.6 | | 5/20/2020 | |
| 10.43†* | | Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下限制性股票单位奖励协议的格式 | | | | | | | | | |
| 10.44† | | Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下绩效股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.45 | | 2/24/2021 | |
| 10.45† | | Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下绩效股票单位奖励协议的格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.44 | | 2/24/2022 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.46†* | | Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下绩效股票单位奖励协议的格式 | | | | | | | | | |
| 10.47† | | 修订和重新启动Cheniere Energy，Inc.Key高管薪酬计划(2021年11月3日生效)和摘要计划说明 | | Cheniere | | 10-K | | 10.45 | | 2/24/2022 | |
| 10.48† | | 董事延期补偿计划(2022年2月10日生效) | | Cheniere | | 10-K | | 10.46 | | 2/24/2022 | |
| 10.49† | | 董事延期补偿计划下延期股票型单位奖励协议格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.47 | | 2/24/2022 | |
| 10.50† | | 公司与杰克·A·富斯科签订的雇佣协议，日期为2016年5月12日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 5/12/2016 | |
| 10.51† | | 公司与Jack Fusco的雇佣协议修正案，日期为2019年8月15日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 8/15/2019 | |
| 10.52† | | 公司与Jack Fusco的第二次雇佣协议修正案，日期为2021年8月11日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 8/13/2021 | |
| 10.53† | | Cheniere Energy，Inc.修订和重新发布了退休政策，日期为2019年8月15日 | | Cheniere | | 10-K | | 10.49 | | 2/25/2020 | |
| 10.54† | | 公司高级职员的弥偿协议格式 | | Cheniere | | 8-K | | 10.2 | | 5/20/2020 | |
| 10.55† | | 公司董事弥偿协议的格式 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 5/20/2020 | |
| 10.56† | | 公司与盛大道格拉斯的信函协议，日期为2019年11月1日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 11/1/2019 | |
| 10.57† | | 公司与Michael J.Wortley之间的信函协议，日期为2020年8月5日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 8/6/2020 | |
| 10.58† | | 公司与Aaron Stephenson于2023年2月15日签署的信函协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 2/15/2023 | |
| 10.59 | | 第三次修订和重新签署的共同条款协议，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和法国兴业银行作为共同担保托管人和债权人间代理人 | | Cheniere | | 8-K | | 10.2 | | 3/23/2020 | |
| 10.60 | | 营运资金循环信贷和信用证偿还协议，其中SPL作为借款人、SPL的某些子公司、丰业银行作为高级贷款机构、法国兴业银行作为共同担保受托人、开证行和贷款方不时与其他参与方签订协议 | | SPL | | 8-K | | 10.1 | | 3/23/2020 | |
| 10.61 | | SPL、SPL的某些子公司、法国兴业银行作为共同安全受托人，以及北卡罗来纳州花旗银行作为账户银行之间的第三次修订和重新签署的账户协议 | | SPL | | 8-K | | 10.3 | | 3/23/2020 | |
| 10.62 | | 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 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/4/2021 | |
| 10.63 | | 第二次修订和重新签署的定期贷款协议，日期为2022年6月15日，由CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、CCL、贷款方和法国兴业银行作为定期贷款代理达成 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/22/2022 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.64 | | 第二次修订和重新签署的共同条款协议，日期为2022年6月15日，由CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC，CCL、法国兴业银行作为定期贷款机构代理，丰业银行作为营运资金机构代理，法国兴业银行作为债权人间代理，以及任何其他贷款机构不时签订 | | Cheniere | | 8-K | | 10.3 | | 6/22/2022 | |
| 10.65 | | 2022年6月15日第二次修订和重新签署了CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC，CCL、高级债权人小组代表、法国兴业银行作为债权人间代理、法国兴业银行作为证券托管人和瑞穗银行作为账户银行之间的共同担保和账户协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.4 | | 6/22/2022 | |
| 10.66 | | 修订和重新签署了2018年5月22日Cheniere CCH HoldCo I，LLC和法国兴业银行作为安全受托人的质押协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.4 | | 5/24/2018 | |
| 10.67 | | 修订并重新签署2018年5月22日CCH与公司之间的股权出资协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.5 | | 5/24/2018 | |
| 10.68 | | CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、CCL、不时的贷款人、不时的开证行、不时的周转额度贷款人、周转额度贷款人、丰业银行作为营运资金安排代理人和法国兴业银行作为证券托管人之间于2022年6月15日第二次修订和重新修订的营运资本安排协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.2 | | 6/22/2022 | |
| 10.69 | | 第二次修订和重新签署的循环信贷协议，日期为2021年10月28日，由公司、贷款人和开证行一方、三井住友银行作为ESG协调人和法国兴业银行作为行政代理签订 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 11/1/2021 | |
| 10.70 | | 修订和重新签署的循环信贷协议，日期为2019年9月27日，在本公司、法国兴业银行作为行政代理和必要的贷款方之间 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.7 | | 11/1/2019 | |
| 10.71 | | 本公司、贷款方法国兴业银行作为行政代理，以及其他代理和安排方不时签订的信贷协议，日期为2020年6月18日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/19/2020 | |
| 10.72 | | 修订和重新签署的循环信贷协议第2号修正案，日期为2020年6月18日，在本公司、法国兴业银行作为行政代理人和必要的贷款方之间 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.11 | | 8/6/2020 | |
| 10.73 | | CQP作为借款人，CQP的某些子公司作为辅助担保人，贷款人不时作为贷款人，三菱UFG银行有限公司作为行政代理和唯一协调牵头安排人，以及某些安排人和其他参与者之间的信贷和担保协议，日期为2019年5月29日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/3/2019 | |
| 10.74 | | CQP(作为借款人)、合伙企业若干子公司(作为附属担保人)、贷款人(不时为贷款方)、Natixis、法国兴业银行、丰业银行银行、富国银行(作为开证行)、三菱UFG银行有限公司(作为行政代理和唯一协调牵头协调人)、以及若干安排行和其他参与方于2022年7月6日签署的《信贷和担保协议》的同意书和修正案 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.5 | | 8/4/2022 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.75 | | 修订和重新签署了日期为2015年9月4日的高级周转金循环信贷和信用证偿还协议，经(A)日期为2018年5月23日的第三次综合修正案；(B)日期为2018年9月17日的第四次综合修正案修正；和(C)截至2019年5月29日的第五次总括修正案、同意和豁免，其中SPL作为借款人、丰业银行作为高级开证行和高级贷款机构、荷兰银行美国有限责任公司、汇丰银行美国分行、国民协会和荷兰国际集团资本有限责任公司作为高级开证行、法国兴业银行作为摇摆线贷款机构和共同证券受托人，以及高级贷款方不时作为高级贷款人 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 8/8/2019 | |
| 10.76 | | SPL和高盛有限责任公司于2022年11月29日签署的注册权协议 | | SPL | | 8-K | | 10.1 | | 11/29/2022 | |
| 10.77 | | 2018年11月7日，SPL与Bechtel Oil，Gas and Chemals，Inc.签署了关于Sabine Pass LNG Stage 4液化设施工程、采购和建设的一次性总价交钥匙协议(根据保密请求，本展览的部分内容已被省略，并单独提交给美国证券交易委员会。) | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 11/9/2018 | |
| 10.78 | | 2018年11月7日由SPL和贝克特尔石油天然气和化学品公司之间签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次性总价交钥匙协议的更改单：2019年6月3日的CO-00001保险语言修改更改单 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 8/8/2019 | |
| 10.79 | | SPL和Bechtel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、采购和建设的一次总付协议的变更单：(I)2019年7月8日的CO-00002燃料临时关闭变更单，(Ii)2019年7月8日的CO-00003货币临时关闭变更单，(Iii)2019年7月2日的CO-00004对外贸易区变更单，(Iv)2019年7月17日的CO-00005 NGPL门出入安全协调临时变更单，(5)2019年8月14日发出的《替代亚当斯阀门的CO-00006号变更单》；(6)2019年8月14日发出的《关于HRU永久排水管道的CO-00007 E-1503号变更单》；(7)2019年8月27日发出的《CO-00008号列车不同地下土壤条件变更单》；(8)2019年9月25日发出的《CO-00009液化天然气第3号泊位变更单》；和(4)2019年9月16日发出的《重新设计和增加甲烷冷箱检查箱》变更单。 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.10 | | 11/1/2019 | |
| 10.80 | | SPL与Bechtel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、采购和建设的一次总付总承包协议的变更单：(I)2019年10月1日的CO-00011保险临时金额临时调整变更单和(Ii)2019年10月30日的CO-00012号变更单以预应力混凝土桩替换木桩 | | Cheniere | | 10-K | | 10.88 | | 2/25/2020 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.81 | | SPL和Bechtel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、采购和建设的一次性总价交钥匙协议的更改单：(I)2020年2月10日的符合SPL FTZ的变更单CO-00013费用(仅限AG管轴的自贸区条目、保税运输和收据)；(Ii)2020年2月10日的变更单CO-00014通往第三泊位的永久通道；(Iii)日期为2020年2月10日的变更单CO-00015对时间表奖金语言的修改(Iv)日期为2020年1月31日的CO-00016液化天然气泊位3号LNTP第3号更改单和(V)日期为2020年3月18日的CO-00017建造文件护栏和液化石油气超压联锁更改单 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 4/30/2020 | |
| 10.82 | | SPL和Bechtel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、采购和建设的一次性总承包协议的变更订单：(I)2020年4月2日的CO-00018 GTG电网改造电气研究变更订单；(Ii)2020年4月30日的变更订单CO-00019第三泊位-更换5千伏电力线路；(Iii)2020年5月4日的变更订单CO-00020液化天然气泊位3 LNTP第4号。(4)变更订单CO-00021列车6 P1601 A/B/法兰，日期为2020年5月27日；和(V)变更订单CO-00022列车6硫化氢滑动装置对液位变送器的修改和PT-573A/B的GTG压力范围变更，日期为2020年6月4日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.9 | | 8/6/2020 | |
| 10.83 | | SPL和Bechtel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、采购和建设的一次性总价交钥匙协议的变更订单：(I)日期为2020年6月22日的CO-00023第三铺位蒸汽围栏临时总和范围拆除和关闭变更订单，(Ii)日期为2020年6月22日的CO-00024列车6热井升级变更订单，(Iii)日期为2020年6月22日的变更订单CO-00025第三铺位气泡幕(4)2020年7月14日的CO-00026第三泊位燃料临时关闭更改令；(V)2020年7月20日的CO-00027第三泊位货币临时关闭更改令；(Vi)2020年8月11日的CO-00028列车6次热油WHRU PSV绕行更改令；和(Vii)2020年8月25日的CO-00029法律变更--海上船舶低硫排放监管变更 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/6/2020 | |
| 10.84 | | 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日签署的关于萨宾帕斯液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次总付协议的变更单：(I)2020年9月16日的变更单CO-00030第三卧土壤准备临时总和临时调整变更单；(Ii)2020年10月2日的变更单CO-00031临时总和固结(税费和保险)；(Iii)2020年10月2日的变更单CO-00032对新冠肺炎的影响(4)变更单CO-00033第三泊位--码头大楼(00A-4041)--清洁剂系统，日期为2020年11月2日；和(V)变更单CO-00034凡妮莎备用阀，日期为2020年11月18日 | | Cheniere | | 10-K | | 10.88 | | 2/24/2021 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.85 | | 萨宾通道液化天然气第四阶段液化设施的工程、采购和建造工程、采购和建造的一次性交钥匙协议的变更单，日期为2018年11月7日，由SPL和Bechtel石油、天然气和化学品公司执行，日期为2018年11月7日：(I)变更单CO-00035来自飓风劳拉和三角洲的影响，日期为2020年12月22日；(Ii)变更单CO-00036第三个泊位-增加液体和混合动力SVT装载臂顶点上的氮气连接，日期为2020年12月22日；(Iii)变更单CO-00037第三个泊位设计船舶更新，日期为2020年12月22日(Iv)日期为2021年1月21日的CO-00038列车6号列车PV-16002和FV-15104阀门配饰升级变更单，(V)日期为2021年2月11日的CO-00039第三泊位设计更新变更单，以供应加油燃料，(Vi)日期为2021年2月11日的CO-00040液化天然气基准7标高变更单，(Vii)日期为2021年2月12日的符合SPL FTZ(不包括管轴)的变更单CO-00041费用和(Viii)日期为2021年3月12日的CO-00042新冠肺炎变更单影响2021年第一季度 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 5/4/2021 | |
| 10.86 | | SPL和Bechtel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、采购和建设的一次总付协议的变更订单：(I)日期为2021年4月9日的CO-00043第三泊位SVT装载臂备件变更订单；(Ii)日期为2021年4月9日的变更订单CO-00044第三泊位U/G定向钻井和阴极保护临时关闭；(Iii)日期为2021年4月9日的变更订单CO-00045冬季风暴影响(4)日期为2021年6月15日的CO-00046 NGPL安全临时总和临时调整变更单；(V)日期为2021年6月15日的CO-00047 80英亩大桥变更单；和(Vi)日期为2021年6月15日的贫溶剂超压CO-00048 AGRU增加变更单 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.4 | | 8/5/2021 | |
| 10.87 | | 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年和(V)CO-00053列车6号变速箱总成更换1411号机组，日期为2021年9月24日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 11/4/2021 | |
| 10.88 | | SPL和Bechtel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、采购和建设的一次性总付协议的变更单：(I)2021年11月30日的CO-00054 80英亩桥梁信贷变更单；(Ii)2021年12月15日的CO-00055许可证变更法-水处理过滤器清洗；(Iii)2021年12月15日的飓风艾达对CO-00056的影响；以及(Iv)2021年12月15日尼古拉斯飓风对CO-00057的影响 | | Cheniere | | 10-K | | 10.99 | | 2/24/2022 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.89 | | 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日签署的关于萨宾帕斯液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次总付协议的变更单：(I)日期为2022年1月6日的CO-00058新冠肺炎影响2021年第三季度的变更单，(Ii)日期为2022年1月11日的CO-00059溢漏遏制系统SIL2联锁，(Iii)日期为2022年3月15日的CO-00060第三泊位土壤准备临时关闭变更单，(Iv)日期为2022年3月15日的变更单CO-00061新冠肺炎影响2021年第四季度2022年和(V)变更单CO-00062 FERC条件61，日期为2022年3月15日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 5/4/2022 | |
| 10.90 | | SPL和Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的《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)2022年5月6日的CO-00063 FERC条件78变更单；(Ii)2022年6月14日的CO-00064 FERC对管道安装的影响变更单；(Iii)2022年6月15日的CO-00065泄漏遏制SIL2联锁变更单和(Iv)2022年6月16日的CO-00066海洋疏浚和管理监督临时关闭变更单 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 8/4/2022 | |
| 10.91 | | SPL和贝克特尔石油天然气化工股份有限公司之间于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、采购和建设的一次总付总承包协议的变更单：(I)2022年8月18日的变更单CO-00067业绩和考勤奖金临时结算、(Ii)2022年8月18日的变更单CO-00068业绩和考勤奖金临时结算(对CO-00067的调节)和(Iii)2022年8月29日的变更单CO-00069新冠肺炎影响2022年第一季度和第二季度2022年 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 11/3/2022 | |
| 10.92* | | SPL和Bechtel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、采购和建设的一次性总价交钥匙协议的变更单：(I)CO-00070 80英亩大桥变更单，日期为2022年10月28日；(Ii)CO-00071系泊系统低压通用警报变更单，日期为2022年10月31日；(Iii)CO-00072 FERC碳氢化合物许可条件变更单，日期为2022年10月31日；(Iv)CO-00073 BN#2信标桩搬迁变更单，日期为2022年10月31日2022年和(V)变更单CO-00074 FERC条件56：ISA 84气体检测，日期为2022年10月31日 | | | | | | | | | |
| 10.93 | | 科珀斯克里斯蒂液化第三阶段项目的工程、采购和建设的固定价格分离交钥匙协议，日期为2022年3月1日，由CCL第三阶段和贝克特尔能源公司签署(根据保密处理请求，本展览的部分内容已被省略并单独提交给美国证券交易委员会) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 5/4/2022 | |
| 10.94 | | CCL第三阶段与贝克特尔石油天然气和化学品公司之间于2022年3月1日签署的Corpus Christi液化第3阶段项目工程、采购和建设工程、采购和施工的一次性总付协议的变更单：(I)2022年3月28日的CO-00001高架地面照明弹维修变更单，(Ii)2022年4月29日的CO-00002套餐7号列车投资前(未进行现场施工)变更单，以及(Iii)2022年6月13日的CO-00003保险语言修改变更单(本展览的部分内容已被省略) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.7 | | 8/4/2022 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.95 | | CCL和贝克特尔石油天然气和化学品公司之间于2022年3月1日签署的Corpus Christi液化第三阶段项目工程、采购和建设工程、采购和建设的一次性总付交钥匙协议的变更单：(I)2022年6月27日的CO-00004货币兑换变更单，(Ii)2022年7月15日的变更单CO-00005燃料调整，(Iii)2022年8月2日的变更单CO-00006移除铺设场地范围选项，(Iv)2022年8月22日的变更单CO-00007移除空中桥梁范围选项(V)日期为2022年8月16日的CO-00008酸性气体火炬K/O鼓变更单和(Vi)日期为2022年8月16日的CO-00009包7A(未进行现场施工)(本展览的部分内容已被省略) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/3/2022 | |
| 10.96* | | CCL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司之间于2022年3月1日签署的关于Corpus Christi液化第三阶段项目工程、采购和建设的一次性总付协议的变更单：(I)日期为2022年9月13日的CO-000010保险临时金额临时调整变更单和(Ii)日期为2022年9月14日的变更单CO-000011第6包并移交给业主(本展品的部分内容已被省略) | | | | | | | | | |
| 10.97 | | 2011年11月21日，SPL(卖方)与Gas Natural AProvisionamientos SDG S.A.(后来转让给Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited)之间的液化天然气买卖协议(FOB)(买方) | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 11/21/2011 | |
| 10.98 | | 2013年4月3日SPL(卖方)与Gas Natural AProvisionamientos SDG S.A.(后来转让给Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited)签订的液化天然气买卖协议(FOB)第1号修正案(买方) | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 5/3/2013 | |
| 10.99 | | SPL(卖方)与Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited(Gas Natural AProvisionamientos SDG S.A.的受让人)于2017年1月12日签署的液化天然气买卖协议(FOB)修正案(买家) | | SPL (SEC File No. 333-215882) | | S-4 | | 10.3 | | 2/3/2017 | |
| 10.100 | | 2011年12月11日，SPL(卖方)与Gail(印度)有限公司(买方)签订的液化天然气买卖协议(FOB) | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 12/12/2011 | |
| 10.101 | | SPL(卖方)和Gail(印度)有限公司(买方)于2013年2月18日签署的液化天然气买卖协议(FOB)第1号修正案 | | CQP | | 10-K | | 10.18 | | 2/22/2013 | |
| 10.102 | | 修订并重新签署了2012年1月25日SPL(卖方)与英国天然气墨西哥湾沿岸LLC(买方)之间的LNG买卖协议(FOB) | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 1/26/2012 | |
| 10.103 | | SPL(卖方)和Korea Gas Corporation(买方)于2012年1月30日签署的液化天然气买卖协议(FOB) | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 1/30/2012 | |
| 10.104 | | SPL(卖方)和Korea Gas Corporation(买方)于2013年2月18日签署的液化天然气买卖协议(FOB)第1号修正案 | | CQP | | 10-K | | 10.19 | | 2/22/2013 | |
| 10.105 | | 修订并重新签署了2014年8月5日SPL(卖方)与Cheniere Marketing LLC(买方)之间的液化天然气买卖协议(FOB) | | SPL | | 8-K | | 10.1 | | 8/11/2014 | |
| 10.106 | | 2016年12月8日的书面协议，修订了SPL和Cheniere Marketing International LLP(作为Cheniere Marketing，LLC的受让人)于2014年8月5日修订和重新签署的液化天然气买卖协议(FOB) | | SPL | | 10-K | | 10.14 | | 2/24/2017 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.107 | | CCL(卖方)和Gas Natural Fenosa LNG SL(后来转让给Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited)(买方)于2014年6月2日签署的液化天然气买卖协议(FOB) | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/2/2014 | |
| 10.108 | | CCL(卖方)与Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited(买方)于2018年2月27日签署的液化天然气买卖协议(FOB)第1号修正案 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 5/4/2018 | |
| 10.109 | | 修订和重新签署了截至2014年11月28日CCL与Cheniere Marketing International LLP之间的基础液化天然气买卖协议(FOB) | | CCH | | S-4 | | 10.32 | | 1/5/2017 | |
| 10.110 | | 2015年6月26日，对CCL与Cheniere Marketing International LLP之间于2014年11月28日修订并重新签署的基础液化天然气买卖协议(FOB)的第1号修正案 | | CCH | | S-4 | | 10.33 | | 1/5/2017 | |
| 10.111 | | 对CCL和Cheniere Marketing International LLP之间于2014年11月28日修订和重新签署的基础液化天然气采购协议(FOB)的修正案2，日期为2016年12月27日 | | CCH | | S-4 | | 10.34 | | 1/5/2017 | |
| 10.112 | | 合作奋进协议&Cheniere Marketing，Inc.与SPLNG之间于2007年10月23日与卡梅伦教区11个税务当局签订的税收协议的Lieu付款 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.7 | | 11/6/2007 | |
| 10.113 | | 投资者和注册权协议，日期为2012年7月31日，由公司、Cheniere Energy Partners GP，LLC，CQP、Cheniere Class B Units Holdings，LLC，Blackstone CQP Holdco LP和其他投资者不时签署 | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 8/6/2012 | |
| 10.114 | | 2017年2月14日第四次修订和重新签署的CQP有限合伙协议 | | CQP | | 8-K | | 3.1 | | 2/21/2017 | |
| 10.115 | | 修订和重新签署Cheniere GP Holding Company，LLC有限责任公司协议，日期为2013年12月13日 | | Cheniere Holdings | | 8-K | | 10.3 | | 12/18/2013 | |
| 10.116 | | 提名和暂停协议，日期为2015年8月21日，由公司、Icahn Partners Master Fund LP、Icahn Partners LP、Icahn Onshore LP、Icahn Offshore LP、Icahn Capital LP、IPH GP LLC、Icahn Enterprises Holdings LP、Icahn Enterprises G.P.Inc.、Beckton Corp.、High River Limited Partnership、Hopper Investments LLC、Barberry Corp.、Carl C.Icahn、Jonathan Christodoro和Samuel Merksamer签署 | | Cheniere | | 8-K | | 99.1 | | 8/24/2015 | |
| 10.117 | | Cheniere Energy，Inc.与Icahn Partners LP、Icahn Partners Master Fund LP、Icahn Onshore LP、Icahn Offshore LP和Icahn Capital LP之间于2022年6月14日签署的购买协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/15/2022 | |
| 21.1* | | 本公司的附属公司 | | | | | | | | | |
| 23.1* | | 毕马威有限责任公司同意 | | | | | | | | | |
| 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 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 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) | | | | | | | | | |
| | | | | |
| (1) | 除非另有说明，展品的内容包括切尼埃(美国证券交易委员会案卷第001-16383号)、中国QP(美国证券交易委员会案卷第001-33366号)、切尼埃能源合作伙伴有限责任公司(“钱尼埃控股”)(美国证券交易委员会案卷第001-36234号)、新加坡法律顾问公司(美国证券交易委员会案卷第333-192373号)、中国华信股份有限公司(美国证券交易委员会案卷第333-215435号)和美国证券交易委员会(美国证券交易委员会案卷第333-138916号)的报告。 |
| * | 现提交本局。 |
| ** | 随信提供。 |
| † | 管理合同或补偿计划或安排。 |
Cheniere能源公司
业务简明报表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 一般和行政费用 | $ | (20) | | | $ | (17) | | | $ | (20) | |
| 与子公司投资相关的资本化权益摊销 | (1) | | | (1) | | | — | |
| 总运营成本和费用 | (21) | | | (18) | | | (20) | |
| | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | (91) | | | (151) | | | (155) | |
| | | | | |
| 债务变更或清偿损失 | (12) | | | (6) | | | (50) | |
| 其他收入(费用)合计 | (103) | | | (157) | | | (205) | |
| | | | | |
| 子公司所得税前亏损和收益(亏损)权益 | (124) | | | (175) | | | (225) | |
| 减去：所得税支出(福利)(1) | 565 | | | (416) | | | (63) | |
| 新增：扣除所得税后子公司收益(亏损)中的权益 | 2,117 | | | (2,584) | | | 77 | |
| | | | | |
| 普通股股东应占净收益(亏损) | $ | 1,428 | | | $ | (2,343) | | | $ | (85) | |
(1)Cheniere报告的所得税支出(福利)包括Cheniere产生的税费(福利)，就像Cheniere是一个单独的纳税人而不是Cheniere综合所得税组的成员一样，以及Cheniere子公司的税收支出(福利)，这些子公司在联邦所得税中被忽略，其应纳税所得额或损失包括在Cheniere的联邦所得税申报单中。
Cheniere能源公司
简明资产负债表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | — | | | $ | 17 | |
| | | |
| 其他流动资产 | 6 | | | 1 | |
| 流动资产总额 | 6 | | | 18 | |
| | | |
| 与子公司投资相关的资本化利息，扣除摊销后的净额 | 38 | | | 35 | |
| 经营性租赁资产 | 64 | | | 19 | |
| 债务发行和递延融资成本，累计摊销净额 | 12 | | | 16 | |
| | | |
| 递延税项资产 | 92 | | | 797 | |
| | | |
| 总资产 | $ | 212 | | | $ | 885 | |
| | | |
| 负债和股东赤字 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 流动经营租赁负债 | $ | 7 | | | $ | 6 | |
| | | |
| 其他流动负债 | 18 | | | 30 | |
| 流动负债总额 | 25 | | | 36 | |
| | | |
| 长期债务，扣除债务发行成本 | 1,477 | | | 2,285 | |
| 对子公司的投资 | 1,552 | | | 1,110 | |
| 经营租赁负债 | 69 | | | 24 | |
| 其他非流动负债 | 58 | | | 1 | |
| | | |
| 股东亏损额 | (2,969) | | | (2,571) | |
| 总负债和股东赤字 | $ | 212 | | | $ | 885 | |
Cheniere能源公司
简明现金流量表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 用于经营活动的现金净额 | $ | (28) | | | $ | (232) | | | $ | (285) | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 与子公司投资相关的资本化权益 | (4) | | | (6) | | | (13) | |
| 收购附属公司债务工具的付款 | (1,223) | | | — | | | — | |
| 子公司分配(投资) | 4,970 | | | 1,498 | | | (481) | |
| 投资活动提供(用于)的现金净额 | 3,743 | | | 1,492 | | | (494) | |
| | | | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| 发行债券所得款项 | 575 | | | 1,579 | | | 4,778 | |
| 债务的赎回和偿还 | (1,575) | | | (2,022) | | | (3,143) | |
| 债务发行和其他融资成本 | — | | | (9) | | | (57) | |
| 债务修改或清偿费用 | — | | | (1) | | | (29) | |
| 向股东分红 | (349) | | | (85) | | | — | |
| 对非控股权益的分配 | (947) | | | (649) | | | (626) | |
| | | | | |
| 与股票薪酬的预扣税款有关的付款 | (63) | | | (48) | | | (43) | |
| 普通股回购 | (1,373) | | | (9) | | | (155) | |
| | | | | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | (3,732) | | | (1,244) | | | 725 | |
| | | | | |
| 现金及现金等价物净增(减) | (17) | | | 16 | | | (54) | |
| 现金和现金等价物--期初 | 17 | | | 1 | | | 55 | |
| 现金和现金等价物--期末 | $ | — | | | $ | 17 | | | $ | 1 | |
目录表
附表一-注册人的简明财务资料
Cheniere能源公司
简明财务报表附注
注1--陈述依据
简明财务报表代表美国证券交易委员会法规S-X 5-04对Cheniere所要求的财务信息。
在简明财务报表中，Cheniere在联属公司的投资在权益会计方法下按Cheniere应占净额列报。在这种方法下，关联公司的资产和负债不进行合并。联属公司的净资产投资计入简明资产负债表。联属公司经营业务的净收入或亏损在附属公司的权益或收入亏损中列报，不包括来自非控股权益的收入或亏损。
Cheniere的大量经营、投资和融资活动是由其附属公司进行的。简明财务报表应与Cheniere的综合财务报表一起阅读。
附注2--债务
我们的债务由以下部分组成(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| | | | |
4.6252028年到期的高级担保票据百分比 | | $ | 1,500 | | | $ | 2,000 | |
| | | | |
4.252045年到期的可转换优先票据百分比 | | — | | | 625 | |
| 循环信贷安排“Cheniere循环信贷安排”) | | — | | | — | |
| Cheniere定期贷款安排 | | — | | | — | |
| 债务总额 | | 1,500 | | | 2,625 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 未摊销债务发行成本，净额 | | (23) | | | (340) | |
| 长期债务总额，扣除贴现和债务发行成本 | | $ | 1,477 | | | $ | 2,285 | |
以下是我们有义务在2022年12月31日就未偿债务支付的未来本金付款时间表(以百万为单位)：
| | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | | 本金支付 |
| 2023 | | $ | — | |
| 2024 | | — | |
| 2025 | | — | |
| 2026 | | — | |
| 2027 | | — | |
| 此后 | | 1,500 | |
| 总计 | | $ | 1,500 | |
附注3--担保
Cheniere拥有在正常业务过程中出具的各种财务和业绩担保及赔偿。这些合同包括履约保证和备用信用证。Cheniere订立这些安排是为了通过提高交易对第三方的价值来促进与第三方的商业交易。截至2022年12月31日，未偿还担保和其他担保总额高达472百万美元，期限各不相同，包括父母担保。不是截至2022年12月31日，根据这些担保安排确认了负债。
目录表
附表一-注册人的简明财务资料
Cheniere能源公司
简明财务报表附注--续
附注4-租约
我们的租赁资产主要包括办公空间和设施，这些被归类为运营租赁。
下表显示了我们的使用权资产和租赁负债在我们的精简资产负债表上的分类和位置(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， | | |
| 简明资产负债表位置 | | 2022 | | 2021 | | |
| 使用权资产--经营性 | 经营性租赁资产 | | $ | 64 | | | $ | 19 | | | |
| 使用权资产总额 | | | $ | 64 | | | $ | 19 | | | |
| | | | | | | |
| 流动经营租赁负债 | 流动经营租赁负债 | | $ | 7 | | | $ | 6 | | | |
| 非流动经营租赁负债 | 经营租赁负债 | | 69 | | | 24 | | | |
| 租赁总负债 | | | $ | 76 | | | $ | 30 | | | |
下表显示了我们的简明经营报表中租赁成本的分类和位置(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 操作简明报表位置 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 经营租赁成本(1) | 一般和行政费用 | | $ | 12 | | | $ | 9 | | | $ | 10 | |
(1)包括$4于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内每年支付予出租人的变动租赁成本百万元。
截至2022年12月31日，经营租赁的未来年度最低租赁付款(报销)如下(以百万为单位)：
| | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | 经营租约 |
2023 (1) | $ | (11) | |
| 2024 | 6 | |
| 2025 | 8 | |
| 2026 | 13 | |
| 2027 | 8 | |
| 此后 | 105 | |
| 租赁付款总额 | 129 | |
| 减去：利息 | (53) | |
| 租赁负债现值 | $ | 76 | |
(1)包括我们出租人预期的偿还金额#美元。18百万美元，用于建设租赁改善。
下表显示了我们经营租赁的加权平均剩余租期(以年为单位)和加权平均贴现率：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 加权平均剩余租赁年限(年) | 13.4 | | 4.8 |
| 加权平均贴现率 | 5.6% | | 6.6% |
目录表
附表一-注册人的简明财务资料
Cheniere能源公司
简明财务报表附注--续
下表包括我们运营租赁的其他量化信息(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 为计量租赁负债所包括的金额支付的现金： | | | | | |
| 来自经营租赁的经营现金流 | $ | 8 | | | $ | 7 | | | $ | 7 | |
| 以新的经营租赁负债换取的使用权资产 | 48 | | | — | | | 5 | |
附注5--股票回购计划和股息
2021年9月7日，我们的董事会批准将先前存在的股票回购计划重置为$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。2022年9月12日，我们的董事会批准将现有的股票回购计划增加$4.010亿美元三年，从2022年10月1日开始。下表列出了有关普通股回购的信息(单位为百万，每股数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 回购的普通股合计 | 9.35 | | | 0.10 | | | 2.88 | |
| 加权平均每股支付价格 | $ | 146.88 | | | $ | 87.32 | | | $ | 53.88 | |
| 已支付的总金额(单位：百万) | $ | 1,373 | | | $ | 9 | | | $ | 155 | |
截至2022年12月31日，我们拥有高达3.6亿的股份回购计划可用。
分红
2023年1月27日，我们宣布季度股息为$0.395每股普通股，于2023年2月27日支付给2023年2月7日登记在册的股东。
附注6--补充现金流量资料
下表提供了对现金流量信息的补充披露，不包括立即向子公司提供的对母公司的任何贡献(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期内支付的利息，扣除资本化金额后的现金 | | $ | 109 | | | $ | 130 | | | $ | 45 | |
| 支付所得税的现金，扣除退款后的净额 | | 11 | | — | | | — | |
| 非现金投资活动： | | | | | | |
| 购买的债券对子公司的贡献(1) | | 1,223 | | | — | | | — | |
| | | | | | |
(1)包括本公司为回购附属公司债券而支付的现金总额，扣除贴现、溢价及佣金费用后，总额为$1,193百万美元及连带利息$30百万美元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期初余额 | | 计入成本和费用 | | 记入其他账户 | | 扣除额 | | 期末余额 |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 应收账款和合同资产的当前预期信贷损失 | $ | 9 | | | $ | (4) | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 5 | |
| 递延税项资产估值准备 | 63 | | | 80 | | | — | | | — | | | 143 | |
| | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 应收账款和合同资产的当前预期信贷损失 | $ | 7 | | | $ | 2 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 9 | |
| 递延税项资产估值准备 | 190 | | | (127) | | | — | | | — | | | 63 | |
| | | | | | | | | |
截至2020年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 应收账款和合同资产的当前预期信贷损失 | $ | — | | | $ | 7 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 7 | |
| 递延税项资产估值准备 | 196 | | | (6) | | | — | | | — | | | 190 | |
项目16.表格10-K摘要
没有。
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | Cheniere能源公司 |
| | (注册人) |
| | | |
| | 发信人： | /杰克·A·福斯科 |
| | | 杰克·A·福斯科 |
| | | 总裁与首席执行官
(首席行政主任) |
| | 日期： | 2023年2月22日 |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
| | | | | | | | |
| 签名 | 标题 | 日期 |
| | |
| | |
| /杰克·A·福斯科 | 总裁与董事首席执行官(首席执行官) | 2023年2月22日 |
| 杰克·A·福斯科 | |
| | |
| /s/扎克·戴维斯 | 常务副总裁兼首席财务官(首席财务官) | 2023年2月22日 |
| 扎克·戴维斯 | |
| | |
| /s/David松弛 | 总裁副秘书长兼首席会计官
(首席会计主任) | 2023年2月22日 |
| David松弛 | |
| | |
| 安德里亚·博塔 | 董事会主席 | 2023年2月22日 |
| G·安德里亚·博塔 | | |
| | |
| /s/维姬·A·贝利 | 董事 | 2023年2月22日 |
| 维姬·A·贝利 | | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| /s/帕特里夏·K·科劳恩 | 董事 | 2023年2月22日 |
| 帕特里夏·K·科劳恩 | | |
| | |
| 布莱恩·E·爱德华兹 | 董事 | 2023年2月22日 |
| 布莱恩·爱德华兹 | | |
| | |
| /s/Lorraine Mitchelmore | 董事 | 2023年2月22日 |
| 洛林·米切尔莫尔 | | |
| | |
| | |
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| | |
| /s/Scott Peak | 董事 | 2023年2月22日 |
| 斯科特·皮克 | | |
| | |
| /s/小唐纳德·F·罗比拉德 | 董事 | 2023年2月22日 |
| 小唐纳德·F·罗比拉德 | | |
| | |
| /s/尼尔·A·谢尔 | 董事 | 2023年2月22日 |
| 尼尔·A·谢尔 | | |
| | |
| | |
| | |
