cqp—202312310001383650错误--12-312023财年6,99111,5077,6392,4754,5681,472——19,46616,0759,1122,72111,8875,2902221384——172,74312,1005,3918797576351661661426272461,10799582310598992859997946—111—17—121—2——21—4Http://fasb.org/srt/2023#AffiliatedEntityMemberHttp://fasb.org/srt/2023#AffiliatedEntityMemberHttp://fasb.org/srt/2023#AffiliatedEntityMemberHttp://fasb.org/srt/2023#AffiliatedEntityMember8061,3785655748661,4581141443311714775—23239823Http://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesNoncurrentSOFR或基本费率SOFR或基本费率Http://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseRightOfUseAssetHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseRightOfUseAssetHttp://fasb.org/us-gaap/2023#PropertyPlantAndEquipmentNetHttp://fasb.org/us-gaap/2023#PropertyPlantAndEquipmentNetHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseLiabilityNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseLiabilityNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#FinanceLeaseLiabilityNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#FinanceLeaseLiabilityNoncurrentHttp://fasb.org/srt/2023#AffiliatedEntityMemberHttp://fasb.org/srt/2023#AffiliatedEntityMember00013836502023-01-012023-12-3100013836502023-06-30ISO 4217：美元00013836502024-02-16Xbrli：共享0001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMember美国-公认会计准则：非关联方成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMember美国-公认会计准则：非关联方成员2022-01-012022-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMember美国-公认会计准则：非关联方成员2021-01-012021-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2023-01-012023-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2022-01-012022-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：LiquefiedNaturalGasMember2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：LiquefiedNaturalGasMember2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：LiquefiedNaturalGasMember2021-01-012021-12-310001383650CQP：重新生成服务成员2023-01-012023-12-310001383650CQP：重新生成服务成员2022-01-012022-12-310001383650CQP：重新生成服务成员2021-01-012021-12-310001383650美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMember2023-01-012023-12-310001383650美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMember2022-01-012022-12-310001383650美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMember2021-01-012021-12-3100013836502022-01-012022-12-3100013836502021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：非关联方成员2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：非关联方成员2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：非关联方成员2021-01-012021-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用2022-01-012022-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用2021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员2021-01-012021-12-31ISO 4217：美元Xbrli：共享0001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMember2022-01-012022-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMember2021-01-012021-12-3100013836502023-12-3100013836502022-12-310001383650美国-公认会计准则：非关联方成员2023-12-310001383650美国-公认会计准则：非关联方成员2022-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员2023-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员2022-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用2023-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用2022-12-310001383650CQP：公共单位成员2022-12-310001383650CQP：CheniereEnergyPartnersLPM成员2022-01-012022-12-31Xbrli：纯0001383650CQP：CheniereEnergyPartnersLPM成员2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：一般合作伙伴成员2022-12-310001383650美国-公认会计准则：一般合作伙伴成员2023-12-310001383650CQP：公共单位成员2020-12-310001383650美国-公认会计准则：一般合作伙伴成员2020-12-3100013836502020-12-310001383650CQP：公共单位成员2021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：一般合作伙伴成员2021-01-012021-12-310001383650CQP：公共单位成员2021-12-310001383650美国-公认会计准则：一般合作伙伴成员2021-12-3100013836502021-12-310001383650CQP：公共单位成员2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：一般合作伙伴成员2022-01-012022-12-310001383650CQP：公共单位成员2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：一般合作伙伴成员2023-01-012023-12-310001383650CQP：公共单位成员2023-12-310001383650cqp：SabinePassLNGTerminalMember2023-01-012023-12-31cqp：火车总产量：百万吨Utr：是cqp：单位cqp：项目0001383650cqp：CreoleTrailPipelineMember2023-01-012023-12-31Utr：MI0001383650CQP：CheniereEnergyPartnersLPM成员cqp：CheniereEnergyIncMember2023-01-012023-12-310001383650CQP：CheniereEnergyPartnersLPM成员CQP：公共单位成员cqp：CheniereEnergyIncMember2023-12-310001383650SRT：最小成员数美国-公认会计准则：一般合作伙伴成员2023-01-012023-12-310001383650SRT：最大成员数美国-公认会计准则：一般合作伙伴成员2023-01-012023-12-310001383650SRT：最大成员数2023-01-012023-12-310001383650cqp：BXCQPTTargetHoldcoLLCAAndrandBlackstoneAndBrookfieldAffiliatesMemberCQP：CheniereEnergyPartnersLPM成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：PublicMemberCQP：CheniereEnergyPartnersLPM成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：CheniereEnergyIncMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：BXCQPTargetHoldcoLLCMembercqp：BIPChinook HoldcoLLCMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：BIFIVCypressAggregatorDelawareLLCMembercqp：BXCQPTargetHoldcoLLCMember2023-01-012023-12-310001383650SRT：最小成员数cqp：Sampaign MemberUS-GAAP：客户集中度风险成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：Sampaign MemberUS-GAAP：客户集中度风险成员cqp：SPACustomersMember2023-01-012023-12-31cqp：客户0001383650cqp：SabinePassLNGTerminalMember2023-12-310001383650SRT：最大成员数cqp：SabinePassLNGTerminalMember2023-12-310001383650cqp：CreoleTrailPipelineMember2023-12-310001383650cqp：SPLProjectMember2023-12-310001383650cqp：SPLProjectMember2022-12-310001383650美国-公认会计准则：贸易应收账款成员2023-12-310001383650美国-公认会计准则：贸易应收账款成员2022-12-310001383650cqp：2023-12-310001383650cqp：2022-12-310001383650cqp：材料库存成员2023-12-310001383650cqp：材料库存成员2022-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasJennoryMember2023-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasJennoryMember2022-12-310001383650cqp：naturalgasinventoryMember2023-12-310001383650cqp：naturalgasinventoryMember2022-12-310001383650cqp：登录库存会员2023-12-310001383650cqp：登录库存会员2022-12-310001383650cqp：LngTerminalMember2023-12-310001383650cqp：LngTerminalMember2022-12-310001383650美国-美国公认会计准则：建设正在进行成员2023-12-310001383650美国-美国公认会计准则：建设正在进行成员2022-12-310001383650cqp：LngTerminalCostsMember2023-12-310001383650cqp：LngTerminalCostsMember2022-12-310001383650cqp：固定资产成员2023-12-310001383650cqp：固定资产成员2022-12-310001383650美国-公认会计准则：资产负债低于资本租赁成员2023-12-310001383650美国-公认会计准则：资产负债低于资本租赁成员2022-12-310001383650SRT：最小成员数cqp：LngTerminalCostsMember2023-12-310001383650SRT：最大成员数cqp：LngTerminalCostsMember2023-12-310001383650cqp：LNGTANKS成员2023-12-310001383650美国-公认会计准则：管道成员2023-12-310001383650cqp：海洋泊位电气设施和道路成员2023-12-310001383650cqp：水管道成员2023-12-310001383650cqp：再气化处理设备再浓缩器汽化和通风元件2023-12-310001383650cqp：发送泵成员2023-12-310001383650SRT：最小成员数cqp：液化处理设备成员2023-12-310001383650cqp：液化处理设备成员SRT：最大成员数2023-12-310001383650SRT：最小成员数US-GAAP：OtherEnergyEquipment成员2023-12-310001383650SRT：最大成员数US-GAAP：OtherEnergyEquipment成员2023-12-310001383650美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2023-12-310001383650美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2023-12-310001383650美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-12-310001383650美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2022-12-310001383650美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001383650美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2022-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-12-310001383650SRT：最小成员数cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:MarketApproachValuationTechniqueMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives MemberSRT：最大成员数美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:MarketApproachValuationTechniqueMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives MemberSRT：权重平均成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:MarketApproachValuationTechniqueMember2023-01-012023-12-310001383650SRT：最小成员数Us-gaap:ValuationTechniqueOptionPricingModelMembercqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-01-012023-12-310001383650Us-gaap:ValuationTechniqueOptionPricingModelMembercqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives MemberSRT：最大成员数美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-01-012023-12-310001383650Us-gaap:ValuationTechniqueOptionPricingModelMembercqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives MemberSRT：权重平均成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member2022-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member2021-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member2020-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member2023-01-012023-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member2022-01-012022-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member2021-01-012021-12-310001383650cqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives Member2023-12-310001383650cqp：Sampaign Membercqp：PhysicalLiquefactationSupplyDerivatives MemberSRT：最大成员数2023-01-012023-12-310001383650cqp：Sampaign Member2023-12-31cqp：tbtu0001383650cqp：Sampaign Member2022-12-310001383650美国-美国公认会计准则：销售成员2023-01-012023-12-310001383650美国-美国公认会计准则：销售成员2022-01-012022-12-310001383650美国-美国公认会计准则：销售成员2021-01-012021-12-310001383650美国-GAAP：销售成本成员2023-01-012023-12-310001383650美国-GAAP：销售成本成员2022-01-012022-12-310001383650美国-GAAP：销售成本成员2021-01-012021-12-310001383650CQP：销售成本关联方成员2023-01-012023-12-310001383650CQP：销售成本关联方成员2022-01-012022-12-310001383650CQP：销售成本关联方成员2021-01-012021-12-310001383650CQP：PriceRiskDerivativeAsset成员2023-12-310001383650CQP：PriceRiskDerivativeAsset成员2022-12-310001383650CQP：价格风险衍生责任成员2023-12-310001383650CQP：价格风险衍生责任成员2022-12-310001383650Cqp:A2024SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650Cqp:A2024SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2022-12-310001383650Cqp:A2025SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650Cqp:A2025SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2022-12-310001383650Cqp:A2026SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650Cqp:A2026SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2022-12-310001383650Cqp:A2027SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650Cqp:A2027SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2022-12-310001383650cqp：A2028SabinePassLiquefactationSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp：A2028SabinePassLiquefactationSeniorNotesMember2022-12-310001383650cqp：A2030SabinePassLiquefactationSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp：A2030SabinePassLiquefactationSeniorNotesMember2022-12-310001383650SRT：权重平均成员cqp：A2037SabinePassLiquefactionNotesMember2023-12-310001383650cqp：A2037SabinePassLiquefactionNotesMember2023-12-310001383650cqp：A2037SabinePassLiquefactionNotesMember2022-12-310001383650cqp：SabinePassLiquefactationSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp：SabinePassLiquefactationSeniorNotesMember2022-12-310001383650cqp：A2020SPLWorkingCapitalFacilityMember2023-12-310001383650cqp：A2020SPLWorkingCapitalFacilityMember2022-12-310001383650cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMember2023-12-310001383650cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMember2022-12-310001383650cqp：A2029Cheniere能源合作伙伴高级备注会员2023-12-310001383650cqp：A2029Cheniere能源合作伙伴高级备注会员2022-12-310001383650cqp：A2031 CheniereEnergyPartners高级会员2023-12-310001383650cqp：A2031 CheniereEnergyPartners高级会员2022-12-310001383650cqp：A2032Cheniere能源合作伙伴高级备注会员2023-12-310001383650cqp：A2032Cheniere能源合作伙伴高级备注会员2022-12-310001383650cqp：A2033 CheniereEnergyPartners高级会员2023-12-310001383650cqp：A2033 CheniereEnergyPartners高级会员2022-12-310001383650cqp：CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp：CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2022-12-310001383650cqp：A2019CQPCreditFacilityMember2023-12-310001383650cqp：A2019CQPCreditFacilityMember2022-12-310001383650cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMember2023-12-310001383650cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMember2022-12-310001383650美国-GAAP：母公司成员2023-12-310001383650美国-GAAP：母公司成员2022-12-310001383650cqp：CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：A2033 CheniereEnergyPartners高级会员2023-01-012023-12-310001383650cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMemberUs-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2023-01-012023-12-31Utr：费率0001383650SRT：最小成员数cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMemberUs-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMemberSRT：最大成员数Us-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2023-01-012023-12-310001383650SRT：最小成员数cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMember美国公认会计准则：基本比率成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMember美国公认会计准则：基本比率成员SRT：最大成员数2023-01-012023-12-310001383650cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMemberUs-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2023-01-012023-12-310001383650SRT：最小成员数cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMemberUs-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2023-01-012023-12-310001383650SRT：最大成员数cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMemberUs-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2023-01-012023-12-310001383650SRT：最小成员数美国公认会计准则：基本比率成员cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMember2023-01-012023-12-310001383650美国公认会计准则：基本比率成员SRT：最大成员数cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMember2023-01-012023-12-310001383650SRT：最小成员数cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMemberSRT：最大成员数2023-01-012023-12-310001383650SRT：最小成员数cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMember2023-01-012023-12-310001383650SRT：最大成员数cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：SPLRevolvingCreditFacilityMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：CQPRevolvingCreditFacilityMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：ChevronUSAIncMembercqp：GainLossOnExtinguishmentOfObligationsMember2022-01-012022-12-310001383650cqp：Fashion Member美国-GAAP：老年人注意事项成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2023-12-310001383650cqp：Fashion Member美国-GAAP：老年人注意事项成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2023-12-310001383650cqp：Fashion Member美国-GAAP：老年人注意事项成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001383650cqp：Fashion Member美国-GAAP：老年人注意事项成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001383650美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：老年人注意事项成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2023-12-310001383650美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：老年人注意事项成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001383650美国公认会计准则：运营费用成员2023-01-012023-12-310001383650美国公认会计准则：运营费用成员2022-01-012022-12-310001383650美国公认会计准则：运营费用成员2021-01-012021-12-310001383650cqp：折旧和摊销费用成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：折旧和摊销费用成员2022-01-012022-12-310001383650cqp：折旧和摊销费用成员2021-01-012021-12-310001383650美国公认会计准则：利息支出成员2023-01-012023-12-310001383650美国公认会计准则：利息支出成员2022-01-012022-12-310001383650美国公认会计准则：利息支出成员2021-01-012021-12-310001383650cqp：Total EnergiesGasPowerNorthAmericaIncMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：ChevronUSAIncMember2022-01-012022-12-310001383650cqp：Sampaign Member2023-01-012023-12-310001383650cqp：终端设备再气化能力部分成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：终端设备再气化能力部分成员2022-01-012022-12-310001383650cqp：终端设备再气化能力部分成员2021-01-012021-12-310001383650cqp：ChevronUSAIncMember2022-06-012022-06-300001383650CQP：重新生成服务成员cqp：ChevronUSAIncMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：TerminatedCommittsMembercqp：ChevronUSAIncMember2022-07-062022-12-3100013836502024-01-01cqp：LiquefiedNaturalGasMember美国-公认会计准则：非关联方成员2023-12-3100013836502023-01-01cqp：LiquefiedNaturalGasMember美国-公认会计准则：非关联方成员2022-12-3100013836502024-01-01cqp：LiquefiedNaturalGasMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2023-12-3100013836502023-01-01cqp：LiquefiedNaturalGasMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2022-12-3100013836502024-01-01CQP：重新生成服务成员2023-12-310001383650CQP：重新生成服务成员2023-01-012022-12-3100013836502024-01-012023-12-3100013836502023-01-012022-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMembercqp：CheniereMarketingMembersMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2023-01-012023-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMembercqp：CheniereMarketingMembersMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2022-01-012022-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMembercqp：CheniereMarketingMembersMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2021-01-012021-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMemberUS-GAAP：母公司成员的代用cqp：Contractsfor销售和购买天然气和LNG会员2023-01-012023-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMemberUS-GAAP：母公司成员的代用cqp：Contractsfor销售和购买天然气和LNG会员2022-01-012022-12-310001383650cqp：LiquefiedNaturalGasMemberUS-GAAP：母公司成员的代用cqp：Contractsfor销售和购买天然气和LNG会员2021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：LiquefiedNaturalGasMemberCqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：LiquefiedNaturalGasMemberCqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：LiquefiedNaturalGasMemberCqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2021-01-012021-12-310001383650cqp：CheniereMarketingMembersMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2023-01-012023-12-310001383650cqp：CheniereMarketingMembersMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2022-01-012022-12-310001383650cqp：CheniereMarketingMembersMemberUS-GAAP：母公司成员的代用2021-01-012021-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用cqp：Contractsfor销售和购买天然气和LNG会员2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用cqp：Contractsfor销售和购买天然气和LNG会员2022-01-012022-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用cqp：Contractsfor销售和购买天然气和LNG会员2021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员Cqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员Cqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员Cqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：naturalGasSupplyMember2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：naturalGasSupplyMember2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：naturalGasSupplyMember2021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：服务协议成员US-GAAP：母公司成员的代用2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：服务协议成员US-GAAP：母公司成员的代用2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：服务协议成员US-GAAP：母公司成员的代用2021-01-012021-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用cqp：合作努力会员2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用cqp：合作努力会员2022-01-012022-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用cqp：合作努力会员2021-01-012021-12-310001383650cqp：Sampaign Membercqp：CheniereMarketingMembersMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：Sampaign MemberCQP：CheniereMarketingInternational LLPM成员cqp：CheniereMarketingMembersMember2023-12-310001383650cqp：Sampaign MemberCQP：CheniereMarketingInternational LLPM成员cqp：CheniereMarketingMembersMember2022-12-310001383650cqp：Sampaign MemberCQP：FacilitySwapAgreement成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：Sampaign MemberUS-GAAP：母公司成员的代用cqp：Contractsfor销售和购买天然气和LNG会员2023-12-310001383650cqp：Sampaign MemberUS-GAAP：母公司成员的代用cqp：Contractsfor销售和购买天然气和LNG会员2022-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：Sampaign MemberCqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2023-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：Sampaign MemberCqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2022-12-310001383650美国-公认会计准则：服务协议成员US-GAAP：母公司成员的代用2023-12-310001383650美国-公认会计准则：服务协议成员US-GAAP：母公司成员的代用2022-12-310001383650CQP：SabinePassLNGLPM成员cqp：合作努力会员2023-12-310001383650CQP：SabinePassLNGLPM成员cqp：合作努力会员2023-01-012023-12-310001383650CQP：SabinePassLNGLPM成员cqp：合作努力会员2018-12-310001383650CQP：SabinePassLNGLPM成员cqp：合作努力会员2022-12-310001383650CQP：CheniereMarketingInternational LLPM成员CQP：SabinePassLNGLPM成员cqp：合作努力会员2023-12-310001383650CQP：CheniereMarketingInternational LLPM成员CQP：SabinePassLNGLPM成员cqp：合作努力会员2022-12-310001383650cqp：SabinePassTugServicesLLCMembercqp：TerminalMarineServicesMembercqp：CheniereLNGTerminalsLLC Member2023-01-012023-12-310001383650cqp：SabinePassTugServicesLLCMembercqp：TerminalMarineServicesMembercqp：CheniereLNGTerminalsLLC Member2022-01-012022-12-310001383650cqp：SabinePassTugServicesLLCMembercqp：TerminalMarineServicesMembercqp：CheniereLNGTerminalsLLC Member2021-01-012021-12-310001383650CQP：SabinePassLNGLPM成员cqp：TaxSharingMembercqp：CheniereEnergyIncMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：Sampaign Membercqp：CheniereEnergyIncMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：CreoleTrailPipelineMembercqp：CheniereEnergyIncMember2023-01-012023-12-310001383650CQP：公共单位成员美国公认会计准则：次要事件成员2024-01-262024-01-260001383650CQP：公共单位成员cqp：BaseAmountMember美国公认会计准则：次要事件成员2024-01-262024-01-260001383650CQP：公共单位成员cqp：VariableAmountMember美国公认会计准则：次要事件成员2024-01-262024-01-260001383650cqp：奖励分配权利会员2023-01-012023-12-310001383650cqp：奖励分配权利会员2022-01-012022-12-310001383650cqp：奖励分配权利会员2021-01-012021-12-310001383650美国公认会计准则：库存成员cqp：Sampaign MemberSRT：最大成员数2023-01-012023-12-310001383650cqp：Sampaign MemberSRT：最大成员数Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2023-01-012023-12-310001383650美国-GAAP：NaturalGasStorageMemberscqp：Sampaign MemberSRT：最大成员数2023-01-012023-12-310001383650cqp：Sampaign Membercqp：NaturalGasSupplyTransportationandGasServiceMembersMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：Sampaign Member美国-公认会计准则：非关联方成员cqp：NaturalGasSupplyTransportationandGasServiceMembersMember2023-12-310001383650美国-公认会计准则：其他附属机构成员cqp：Sampaign Membercqp：NaturalGasSupplyTransportationandGasServiceMembersMember2023-12-310001383650美国-公认会计准则：非关联方成员cqp：服务和认证会员2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：母公司成员的代用cqp：服务和认证会员2023-01-012023-12-310001383650cqp：客户管理US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2023-01-012023-12-310001383650cqp：客户管理US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001383650cqp：客户管理US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001383650cqp：客户管理US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：应收账款和合同资产成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：客户管理US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：应收账款和合同资产成员2022-01-012022-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：客户BMembers美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：客户BMembers美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：客户BMembers美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：客户BMembersCQP：应收账款和合同资产成员2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMemberscqp：客户会员2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMemberscqp：客户会员2022-01-012022-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMemberscqp：客户会员2021-01-012021-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：应收账款和合同资产成员cqp：客户会员2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：应收账款和合同资产成员cqp：客户会员2022-01-012022-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员cqp：客户管理美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员cqp：客户管理美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员cqp：客户管理美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员cqp：客户管理CQP：应收账款和合同资产成员2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员cqp：客户管理CQP：应收账款和合同资产成员2022-01-012022-12-310001383650cqp：客户管理US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2023-01-012023-12-310001383650cqp：客户管理US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001383650cqp：客户管理US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001383650cqp：客户管理US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：应收账款和合同资产成员2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：应收账款和合同资产成员cqp：客户FMember2023-01-012023-12-310001383650US-GAAP：客户集中度风险成员CQP：应收账款和合同资产成员cqp：客户FMember2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：美国2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：美国2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：美国2021-01-012021-12-310001383650国家：KR美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2023-01-012023-12-310001383650国家：KR美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2022-01-012022-12-310001383650国家：KR美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：在2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：在2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：在2021-01-012021-12-310001383650国家/地区：IE美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2023-01-012023-12-310001383650国家/地区：IE美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2022-01-012022-12-310001383650国家/地区：IE美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2021-01-012021-12-310001383650美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：GB2023-01-012023-12-310001383650美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：GB2022-01-012022-12-310001383650美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：GB2021-01-012021-12-310001383650国家：中国美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2023-01-012023-12-310001383650国家：中国美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2022-01-012022-12-310001383650国家：中国美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2021-01-012021-12-310001383650cqp：国家会员美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2023-01-012023-12-310001383650cqp：国家会员美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2022-01-012022-12-310001383650cqp：国家会员美国-公认会计准则：地理集中度风险成员2021-01-012021-12-310001383650cqp：LNGRegasicationandMember2023-01-012023-12-310001383650cqp：LNGRegasicationandMember2022-01-012022-12-310001383650cqp：LNGRegasicationandMember2021-01-012021-12-310001383650cqp：Cheniere Corpus ChristiLiquefactationStageIIIMDERScqp：NovationOfIPMAgreementMember2022-03-012022-03-31Utr：MMBtu0001383650cqp：NovationOfIPMAgreementMember2022-03-152022-03-150001383650cqp：NovationOfIPMAgreementMember2022-03-150001383650SRT：ParentCompany Member2023-01-012023-12-310001383650SRT：ParentCompany Member美国-公认会计准则：非关联方成员2023-01-012023-12-310001383650SRT：ParentCompany Member美国-公认会计准则：非关联方成员2022-01-012022-12-310001383650SRT：ParentCompany Member美国-公认会计准则：非关联方成员2021-01-012021-12-310001383650SRT：ParentCompany MemberUS-GAAP：母公司成员的代用2023-01-012023-12-310001383650SRT：ParentCompany MemberUS-GAAP：母公司成员的代用2022-01-012022-12-310001383650SRT：ParentCompany MemberUS-GAAP：母公司成员的代用2021-01-012021-12-310001383650SRT：ParentCompany Member2022-01-012022-12-310001383650SRT：ParentCompany Member2021-01-012021-12-310001383650SRT：ParentCompany Member2023-12-310001383650SRT：ParentCompany Member2022-12-310001383650SRT：ParentCompany Member美国-公认会计准则：非关联方成员2023-12-310001383650SRT：ParentCompany Member美国-公认会计准则：非关联方成员2022-12-310001383650SRT：ParentCompany MemberUS-GAAP：母公司成员的代用2023-12-310001383650SRT：ParentCompany MemberUS-GAAP：母公司成员的代用2022-12-310001383650SRT：ParentCompany Member2021-12-310001383650SRT：ParentCompany Member2020-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2029Cheniere能源合作伙伴高级备注会员2023-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2029Cheniere能源合作伙伴高级备注会员2022-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2031 CheniereEnergyPartners高级会员2023-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2031 CheniereEnergyPartners高级会员2022-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2032Cheniere能源合作伙伴高级备注会员2023-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2032Cheniere能源合作伙伴高级备注会员2022-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2033 CheniereEnergyPartners高级会员2023-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2033 CheniereEnergyPartners高级会员2022-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2023-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2022-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2019CQPCreditFacilityMember2023-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：A2019CQPCreditFacilityMember2022-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：CQPRevolvingCreditFacilityMember2023-12-310001383650SRT：ParentCompany Membercqp：CQPRevolvingCreditFacilityMember2022-12-31 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2023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
委员会文件编号：001-33366
Cheniere Energy Partners，L.P.
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | |
| 特拉华州 | 20-5913059 |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | (I.R.S.及雇主身分证明文件编号) |
德克萨斯大道845号, 1250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)
根据法案第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 |
| 代表有限合伙人权益的共同单位 | CQP | 纽约证券交易所 |
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☒：不是☐
如果注册人不需要根据法案第13条或第15条（d）款提交报告，则用复选标记进行标记。 是的， 不是 ☒
用复选标记标出注册人是否（1）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条或第15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否遵守了此类提交要求。 是*☒表示没有☐。
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法规第405条(本章232.405节)要求提交的每一份交互数据文件。他说：是 ☒ 没有
通过复选标记来确定注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。 参见《交易法》第12b—2条中"大型加速申报人"、"加速申报人"、"小型申报公司"和"新兴增长公司"的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服务器 | ☒ | | 加速文件管理器 | ☐ |
| 非加速文件服务器 | ☐ | | 规模较小的报告公司 | ☐ |
| | | | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，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)。☐*☒
登记人的非关联公司持有的登记人共同单位的总市场价值约为#美元。1.8截至2023年6月30日，10亿美元。
截至2024年2月16日，注册人已 484,040,623公用事业单位突出。
Cheniere Energy Partners，L.P.
目录
| | | | | | |
| 第一部分 |
| 项目1.和2.业务和物业 | 4 |
| 项目1A.风险因素 | 13 |
| 项目1B。未解决的员工意见 | 27 |
| 项目1C。网络安全 | 28 |
| 项目3.法律诉讼 | 29 |
| 第四项：矿山安全信息披露 | 29 |
| 第II部 |
| 项目5.注册人普通股、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场 | 30 |
| 第6项。[已保留] | 30 |
| 项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 31 |
| 项目7A。关于市场风险的定量和定性披露 | 46 |
| 项目8.财务报表和补充数据 | 47 |
| 项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 82 |
| 项目9A。控制和程序 | 82 |
| 项目9B。其他信息 | 82 |
| 项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 82 |
| 第三部分 |
| 项目10.我们普通合伙人的董事、高级管理人员和公司治理 | 83 |
| 第11项.高管薪酬 | 88 |
| 项目12.某些实益所有人和管理层的担保所有权，以及有关单位持有人事项 | 91 |
| 第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性 | 93 |
| 项目14.总会计师费用和服务 | 94 |
| 第四部分 |
| 项目15.展品和财务报表附表 | 96 |
| 第16项：表格10-K摘要 | 111 |
| 签名 | 112 |
| | |
| | |
| |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| | |
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
| | | | | | | | |
| 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 |
| ESG | | 环境、社会和治理 |
| 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 |
| 离岸价 | | 船上交货 |
| 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(以美元/MMBtu为单位) |
| IPM协议 | | 综合产销协议，其中天然气生产商以全球液化天然气或天然气指数价格，减去固定液化费、运输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2023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“CQP”、“伙伴关系”、“我们”、“我们”及“我们”，均指Cheniere Energy Partners，L.P.及其合并子公司。
本年度报告包含某些属于或可能被视为“前瞻性陈述”的陈述。除有关历史或当前事实或条件的陈述外，本文包含的或通过引用并入本文的所有陈述均为“前瞻性陈述”。“前瞻性陈述”包括以下内容：
•关于我们向单位持有人支付分配的能力的声明；
•关于我们预期收到来自SPLNG、SPL或CTPL的现金分配的声明；
•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，或未来北美和全球其他国家的LNG进口或出口水平，或天然气采购的声明，无论此类信息的来源，或运输或其他基础设施，或与天然气、LNG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;
•关于我们未来流动资金来源和现金需求的声明;
•与我们的列车建造有关的声明，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；
•关于任何SPA或其他协议的声明，包括预计将收到的任何收入及其预期时间，以及关于LNG再气化总量、天然气液化或储存能力的声明，这些都是或可能成为合同的约束条件;
•关于我们的商业合同、建筑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的声明，包括为这些列车提供资金；
•声明我们的列车在完工后将具有某些特性，包括液化能力;
•有关我们的业务策略、我们的优势、我们的业务和运营计划或任何其他计划、预测、预测或目标的声明，包括预期收入、资本支出、维护和运营成本以及现金流，其中任何或所有内容均可能发生变化;
•关于立法、政府、监管、行政或其他公共机构行为、批准、要求、许可证、申请、备案、调查、程序或决定的声明；
•任何其他与非历史有关的陈述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。
所有这些类型的陈述，除历史或当前事实或条件的陈述外，均为前瞻性陈述。 在某些情况下，前瞻性陈述可以通过诸如“可能”、“将”、“可能”、“应该”、“实现”、“预期”、“相信”、“预期”、“计划”、“潜在”、“预测”、“项目”、“追求”、“目标”等术语的否定或其他类似术语来识别。 本年报所载的前瞻性陈述主要基于我们的预期，反映了我们管理层作出的估计和假设。 该等估计及假设反映我们根据目前已知市况及其他因素作出的最佳判断。 虽然我们相信该等估计属合理，但其本身具有不确定性，并涉及多项我们无法控制的风险及不确定性。 此外，假设可能被证明是不准确的。 我们谨此提醒，本年报中所载的前瞻性陈述并非对未来表现的保证，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。 实际结果可能与前瞻性陈述中预期或暗示的结果有重大差异，原因是本年度报告和我们向SEC提交的其他报告和其他信息中描述的各种因素。 所有归因于我们或代表我们行事的人的前瞻性陈述均明确受到这些风险因素的限制。 这些前瞻性陈述仅限于作出之日，除法律要求外，我们没有义务更新或修订任何前瞻性陈述或提供实际结果可能不同的原因，无论是由于新信息，未来事件或其他原因。
第一部分
项目1.和2.包括商业和财产
一般信息
我们是一家上市的特拉华州有限合伙企业，由Cheniere于2006年成立。 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，为客户提供可靠、有竞争力和综合性的液化天然气来源。
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，并作为间歇性能源的备用。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。
我们拥有一个天然气液化和出口设施，位于路易斯安那州卡梅隆教区的萨宾帕斯（Sabine Pass， “Sabine Pass LNG终端”），全球最大的液化天然气生产设施之一，拥有六条运营列车，总生产能力约为每年30万吨液化天然气（ "液化项目"）. Sabine Pass LNG终端也有可操作的再气化设施包括 五个LNG储罐，总容量约为17 Bcfe，蒸发器，再气化容量约为4 Bcf/d，以及三个海洋泊位，其中两个泊位可容纳额定容量高达266，000立方米的船舶，第三个泊位可容纳额定容量高达200，000立方米的船舶。 我们还通过子公司CTPL拥有一条94英里长的天然气供应管道，该管道将Sabine Pass液化天然气终端与几条州际和州际管道（ “克里奥尔步道管道”).
我们的长期客户安排构成我们业务的基础，并为我们提供大量、稳定和长期的现金流。 我们已根据SPA合约大部分预期产能，客户一般须就合约量支付固定费用，而不论其选择取消或暂停交付液化天然气货物；根据IPM协议，天然气生产商按全球液化天然气或天然气指数价格向我们出售天然气，扣除固定液化费、运输及其他成本。 水疗中心亦有可变费用部分，其结构通常涵盖天然气采购、运输及生产液化天然气所消耗的液化燃料的成本。 由于我们大部分液化天然气生产原料都是从美国采购的，这些合同的结构有助于限制我们对美国天然气价格波动的风险。 透过我们的SPA及IPM协议，我们已签订液化项目预计总产量约85%的合约，截至2023年12月31日，加权平均剩余寿命约为14年，但不包括合约上受目前正在建设或运营的额外液化容量限制的产量。
我们仍然专注于安全、卓越运营和客户满意度。 对液化天然气的需求不断增加，使我们能够以财政纪律的方式扩大液化基础设施。 我们已增加液化项目的可用液化能力，作为脱气检查和其他优化项目的结果。 我们相信，这些因素将为我们未来客户合约组合的进一步增长奠定基础。 我们在Sabine Pass液化天然气终端拥有重要的土地位置，这为进一步扩大液化能力提供了机会。 于2023年5月，我们的若干附属公司根据《国家环境政策法案》（《国家环境政策法》）用于液化项目附近的扩建工程，其潜在生产能力高达总液化天然气产能约为20百万吨/年，包括估计的脱油机会（ “SPL扩建项目”）. SPL扩建项目或其他项目（包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目）的发展将需要（其中包括）可接受的商业和融资安排，然后才能作出积极的FID。
我们的业务战略
我们的主要业务策略是开发、建设及营运资产，以满足客户的长期能源需求。 我们计划通过以下方式实施我们的战略：
•安全、高效和可靠地运营和维护我们的资产，包括我们的列车；
•采购天然气和管道运输能力至我们的设施；
•为我们的长期SPA客户开始商业交付，截至2023年12月31日，我们已为11名第三方长期SPA客户中的9名启动商业交付；
•继续获得长期客户合同，以支持我们的计划扩张，包括潜在扩张项目的FID；
•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；
•利用现有基础设施优化液化项目；
•维持审慎及具成本效益的资本架构；及
•从战略上确定可行的、经济的环境解决方案。
我们的业务
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
Sabine Pass LNG接收站
Sabine Pass LNG终端，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6列火车、5个储罐和3个船用泊位。此外，2023年5月，我们的某些子公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目向FERC进入了备案前审查程序。
以下汇总了我们已获得FERC批准在液化项目现场、建造和运营列车的天然气数量，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，截至2050年12月31日：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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已通过长期天然气供应协议(包括IPM协议)获得液化项目的天然气原料。SPL第五阶段还签订了提供SPL扩建项目的IPM协议，但Cheniere必须在SPL扩建项目的第一列列车上取得积极的FID。此外，为了确保SPL能够将天然气原料运输到液化项目并管理库存水平，它已与第三方和CTPL签订了固定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该公司的再气化能力约为4 Bcf/d，LNG总储存能力约为17 Bcf。 SPLNG与TotalEnergies Gas & Power North America，Inc.有一个长期的第三方TUA，价格为1 Bcf/d。 （“Total Energies”）根据该规定，TotalEnergies无论是否使用其预留的再气化能力，均须支付固定月费。 在2022年12月31日取消之前，SPLNG还与Chevron U.S.A. Inc.签订了1 Bcf/d的TUA。（《雪佛龙》）. 约2
剩余容量的Bcf/d已由SPL根据TUA预留，SPL还与TotalEnergies签订了部分TUA分配协议，详情见 注13--收入我们的合并财务报表附注。
顾客
我们的客户信用风险超过总收入的10%的集中程度如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 外部客户总收入的百分比 |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
BG墨西哥湾沿岸液化天然气有限责任公司及其附属公司 | | | | | | 23% | | 22% | | 24% |
韩国天然气公司 | | | | | | 16% | | 15% | | 17% |
GAIL（India）Limited | | | | | | 16% | | 15% | | 17% |
Naturgy LNG GOM有限公司 | | | | | | 15% | | 15% | | 16% |
道达尔能源天然气和电力北美公司 | | | | | | 11% | | 10% | | 11% |
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。
有关我们客户合同的更多信息，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注17—客户集中度我们的合并财务报表附注。
政府监管
Sabine Pass LNG终端和Creole Trail管道受联邦、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，并要求我们获得并保持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，不遵守这些法律可能导致重大处罚和/或失去必要的授权。
联邦能源管理委员会
Sabine Pass LNG终端的设计、建设、运营、维护和扩建，LNG的进口或出口以及通过Creole Trail管道在州际商业中购买和运输天然气是受联邦能源管理委员会根据经修订的1938年《天然气法》（The Natural Gas Act of 1938）的管辖权的高度监管活动。 《NGA》）. 根据NGA，FERC的管辖权一般延伸到州际商业中的天然气运输，州际商业中的天然气转售销售，从事此类运输或销售的天然气公司，以及LNG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，我们的管道不得在费率或服务条款和条件方面给予任何托运人不适当的歧视或不适当的优惠，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，并在FERC存档。 与管道监管相反，FERC不要求LNG终端所有者，
以基于成本或受管制的费率提供开放式获取服务。 虽然联邦能源管理委员会在这一领域的政策的条款已于2015年1月1日到期，但我们没有看到任何迹象表明联邦能源管理委员会打算改变其在这一领域的政策。 2022年2月18日，联邦能源管理委员会更新了其1999年关于新州际天然气设施认证的政策声明和联邦能源管理委员会决策过程框架，修改了联邦能源管理委员会用于评估申请的标准，其中包括合理可预见的温室气体排放（“温室气体”）可能归因于该项目以及该项目对环境正义社区的影响。 2022年3月24日，联邦能源管理委员会撤销了该政策声明，并将其作为草案重新发布，目前仍在等待。 目前，我们预期其不会对我们的营运造成重大不利影响。
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Sabine Pass LNG终端，我们根据NGA第3条收到并保持FERC的授权，以及其他重要的政府和监管批准和许可。 2005年能源政策法案（The Energy Policy Act of 2005） “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属权力，除非在对NGA的修正案的EPAct中另有明确规定。 例如，NGA的EPAct修正案中的任何内容都无意影响与任何其他联邦机构与LNG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有关的其他适用法律。
于2023年5月，我们的若干附属公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目向联邦能源监督委员会进行了备案前审查程序。
联邦能源管理委员会的行为标准适用于与从事天然气营销职能的子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，要求传输职能员工独立于营销职能员工运作;（2）无渠道规则，禁止将传输职能信息传递给营销职能员工;（3）透明度，其强加了张贴要求以检测由于非公开传输功能信息的不适当披露而导致的不适当偏好。 我们已制定所需的政策、程序和培训，以遵守FERC的行为标准。
我们的所有FERC建设、运营、报告、会计和其他受监管的活动均须接受FERC的审计，FERC可能会进行例行或特别检查，并发出数据要求，以确保遵守FERC的规则、法规、政策和程序。 根据NGA，FERC的管辖权允许其对任何违反NGA和FRC的任何规则、法规或命令的行为施加民事和刑事处罚，每次违规行为高达每天约130万美元，包括违反NGA禁止市场操纵的任何行为。
在Sabine Pass LNG终端和Creole Trail管道的整个生命周期中，还需要其他几个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的条件，报告义务，并在Sabine Pass LNG终端和克里奥尔Trail管道的整个生命周期内保持其他监管机构的批准。 例如，在萨宾帕斯液化天然气接收站和克里奥尔小道管道的整个生命周期中，我们必须遵守定期向联邦能源管理委员会（FERC）报告的要求，交通部的。“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对我们设施的运营和维护进行监督。 到目前为止，我们能够根据需要获得并保持所需的批准，这些批准和报告义务的需要并没有对我们的建设或运营产生重大影响。
DOE出口许可证
能源部已授权从Sabine Pass LNG接收站通过船舶出口国内生产的LNG，如 Sabine Pass LNG终端和扩建项目。 虽然预计不会发生，但出口授权的丧失可能是我们SPA下的不可抗力事件。
根据NGA第3条，向自由贸易协定国家出口天然气的申请，允许天然气贸易的国民待遇，"被视为符合公共利益"，并应由指定经营实体批准，不得"修改或延迟"。 目前能源部承认的LNG出口自由贸易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、大韩民国和新加坡。 与以色列和哥斯达黎加的自由贸易协定不要求对天然气贸易实行国民待遇。 向非自由贸易区国家出口液化天然气的申请由指定经营实体在通知和评论程序中审议，据此，公众和其他干预者有机会发表评论，并可声称这种授权不符合公众利益。 2024年1月，拜登政府宣布暂时暂停对非自由贸易区国家出口液化天然气的未决决定，直到美国能源部能够更新授权的基本分析。 我们认为，暂停将不会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流或流动性造成重大不利影响。 目前，我们没有项目等待能源部的非自由贸易区出口批准，尽管我们预计未来会就SPL扩建项目寻求能源部的非自由贸易区出口授权，并已于2023年5月与FERC进行预申报审查。 看到 Sabine Pass LNG接收站以上章节为FERC和DOE批准的现有液化项目的体积。
管道和危险材料安全管理
Sabine Pass LNG终端以及Creole Trail管道受PHMSA监管。 PHMSA经适用的管道安全法授权为某些管道和LNG设施制定最低安全标准。 PHMSA制定的监管标准适用于影响州际或外国商业的天然气和危险液体管道设施以及LNG设施的设计、安装、测试、施工、操作、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处以最高约266,000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270万美元。
其他政府许可、批准和授权
Sabine Pass液化天然气终端的建设和运营需要由多个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、美国陆军工兵部队（“USACE”)、美国商务部、国家海洋渔业局、美国内政部、美国鱼类和野生动植物管理局、美国环境保护局(The“环境保护局”），美国国土安全部和路易斯安那州环境质量部（ “LDEQ”).
美国环境保护署根据《清洁水法》(“CWA”)(第404条)和《河流和港口法》(第10条)。环保局执行《清洁空气法》(“CAA”），并已授权土地发展局签发《第五章经营许可证》和《防止重大恶化许可证》。 这两个许可证是由LDEQ颁发的Sabine Pass LNG终端和CTPL。
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》(The Dodd-Frank Wall Street改革and Consumer Protection Act《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。鉴于投机头寸限制规则的颁布，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(根据多德-弗兰克法案的定义)，包括受监管的金融机构，向作为金融最终用户、注册掉期交易商或主要掉期参与者的交易对手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，禁止操纵、欺骗或欺诈计划或重大虚假陈述，
期货、期权、掉期和现货市场。 此外，除《多德—弗兰克法案》外，我们对商品期货和期权的使用受《商品交易法》和CFTC法规以及执行任何这些工具的期货交易所规则的约束。 如果我们违反任何这些法律和法规，我们可能会受到CFTC或交易所的强制执行行动和重大处罚，可能导致我们可以收取的费率发生变化。
环境监管
Sabine Pass液化天然气码头受各种联邦、州和地方法律法规的约束，以保护环境和自然资源。 这些环境法律和法规可能影响运营的成本和产出，并可能对违规行为施加重大处罚，并对污染承担重大责任，详见风险因素 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》
Sabine Pass LNG终端受联邦CAA和类似的州和地方法律的约束。 在未来数年，我们可能需要就维持或取得处理与空气排放相关问题的许可证和批准，为空气污染控制设备支付若干资本开支。 然而，我们认为任何该等要求不会对我们的运营或Sabine Pass LNG码头的建设和运营造成重大不利影响。
2022年2月28日，美国环保局取消了《国家有害空气污染物排放标准》(“NESHAP”)位于危险空气污染物主要污染源的固定式燃气轮机的YYYY小节(“HAP”)排放。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。我们不认为Sabine Pass LNG终端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。2023年12月2日，环保局发布了减少甲烷和挥发性有机化合物(“挥发性有机化合物”)石油和天然气部门新的、现有的和改装的排放源的排放量。这些法规将要求监测我们压缩机站的甲烷和VOC排放。我们不认为这样的规定会对我们的运营、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响。
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，美国总统拜登签署了H.R. 5376（P.L.）2019 - 02 - 22 00：00：00 00：00（“爱尔兰共和军”)，其中包括对根据EPA的温室气体排放报告计划第98部分法规报告其温室气体排放的设施的甲烷排放超过一定甲烷强度门槛的收费。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。2024年1月，环保局发布了一项拟议的规则，以征收和收取根据爱尔兰共和军授权的甲烷排放费。我们认为甲烷收费不会对我们的运营、财务状况或运营结果产生重大不利影响。
海岸带管理法（“CZMA”)
海岸带内的Sabine Pass LNG终端的选址和建设符合CZMA的要求。CZMA由各州(在路易斯安那州，由自然资源部)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》
Sabine Pass LNG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。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。
资源保护和恢复法（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，并要求对释放到环境中的废物采取纠正措施。 当该等废物与我们的设施营运有关时，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。
物种、湿地和湿地保护
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Sabine Pass LNG终端或Creole Trail管道对受保护物种或其栖息地造成不利影响，我们可能需要制定并遵循避免这些影响的计划。在这种情况下，选址、建设或运营可能会延迟或受到限制，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，我们不认为此类监管行动会对我们的运营或Sabine Pass LNG终端的建设和运营产生实质性的不利影响。
市场因素与竞争
市场因素
我们是否能够加入额外的长期水疗中心，以支持额外的列车发展或开发新项目，取决于市场因素。 这些因素包括全球天然气、液化天然气和替代产品供求的变化，北美和国际市场天然气、原油和替代产品的相对价格，欧盟和其他地区的能源安全需求程度，煤炭发电燃料转换率，核能或石油向天然气的转变以及全球经济增长以及从化石能源生产和消费系统向替代能源过渡的速度等其他支配性因素。 此外，我们获得额外资金以执行业务策略的能力取决于投资界对液化天然气和天然气基础设施的投资意愿以及我们进入资本市场的能力。
我们预计，全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加，因为各国寻求更丰富、更可靠和更环保的燃料替代品，以取代石油和煤炭。 全球的市场参与者已经表现出对环境目标的承诺，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建设中的天然气项目投入大量资金，更多资金继续被指定用于全球计划中的项目。 在欧洲，有各种计划在近期内安装超过8500万吨的进口能力，以确保液化天然气的供应，并取代俄罗斯天然气进口。 在印度，有超过11，000公里的天然气管道正在建设中，以扩大天然气分配网络，增加天然气供应。 在中国，已经投资了数十亿美元，预计将在天然气价值链上进一步投资数千亿美元，以促进增长并减少有害排放。 此外，美国境外的一些现有集成液化设施由于上游资源耗尽而经历了与原料气减少有关的问题。 这些工厂的全球供应贡献一直在下降，预计LNG供应增长将有助于支持这些短缺。
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。在2023年第三季度发布的预测中，Wood Mackenzie Limited(《WoodMac》）预测，全球LNG需求将增长约60%，从2022年的约411百万吨/年或19.7百万吨/年，增加到2040年的657百万吨/年或31.5百万吨/年，以及2050年的709百万吨/年或34百万吨/年。 在2023年第三季度发布的预测中，WoodMac还预测，现有运营设施和已在建设中的新设施的液化天然气产量将能够在2040年供应约544百万吨/年的市场，到2050年下降至477百万吨/年。 这可能导致市场需要在2040年之前建造额外约113百万吨的LNG生产，到2050年之前建造约231百万吨的LNG生产。 作为一种比煤炭或液体燃料更清洁、排放更低的发电燃料，我们预计天然气和液化天然气将在平衡电网方面发挥核心作用，作为间歇性能源的后备，并为全球低碳能源系统做出贡献。 我们相信，我们液化项目的未承诺产能以及我们在Sabine Pass的拟议扩建项目的资本和运营成本与全球新的拟议项目具有竞争力，我们具备充分的条件，以满足部分增量市场需求。
我们对油价波动的风险有限，因为我们已根据与Henry Hub挂钩的长期买卖协议，收缩了大部分液化天然气产能。 该等协议包含固定费用，即使客户选择取消或暂停交付LNG货物，仍须支付。 通过我们的SPA和IPM协议，我们已承包液化项目预计总产量的约85%，截至2023年12月31日，加权平均剩余寿命约为14年，不包括合同规定的额外液化容量超出目前正在建设或运营的容量。 无论客户是否选择取消或暂停交付液化天然气货物，客户均须就合约数量支付固定费用。
竞争
尽管我们的SPA具有长期性质，但当SPL需要替换或修改任何现有SPA或订立新SPA时，SPL将根据每合同量液化天然气价格与世界各地的其他天然气液化项目竞争，包括我们的附属公司Corpus Christi液化有限责任公司（"覆铜板"），该公司在德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的天然气液化设施运营三列火车。 与液化项目的任何增量相关的收入，包括提供给Cheniere Marketing的收入，也将受到基于市场的价格竞争。 与我们竞争的许多公司都是大型能源公司，它们的经营历史较长，开发经验丰富，知名度较高，财务、技术和营销资源较多，以及LNG市场准入较广。
企业责任
如中所述市场因素与竞争我们预计全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加，因为各国寻求更丰富、更可靠和更环保的燃料替代品来替代石油和煤炭。 我们的愿景是为世界提供清洁、安全和负担得起的能源。 这一愿景支持我们专注于应对全球共同的能源挑战—扩大全球清洁、安全和负担得起的能源供应，改善空气质量，减少排放，并支持向低碳未来过渡。 我们的企业责任方针遵循我们的气候和可持续发展原则：透明度、科学、供应链和卓越运营。 2023年8月，Cheniere出版了 连接的力量第四章企业责任（“CR”)报告，其中详细说明了Cheniere在ESG事项上的做法和进展。Cheniere的CR报告可在www.cheniere.com/our-responsibility/reporting-center.上查阅Cheniere网站上的信息，包括CR报告，并未以参考方式纳入本Form 10-K年度报告。
Cheniere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，Cheniere与天然气中游公司、技术提供商和领先的学术机构就生命周期评估(“LCA”)模型、量化、监测、报告和核查(“QMRV”)温室气体排放和其他研发项目。Cheniere还共同创建和赞助了能源排放建模和数据实验室(“EEMDL”)，这是一个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倡议。此外,
Cheniere开始提供货物排放标签(“CE标签”)，并于2022年10月加入石油和天然气甲烷合作伙伴关系(“OGMP”)2.0，联合国环境规划署(“联合国环境规划署”)石油和天然气甲烷排放报告和缓解倡议的旗舰举措。
在截至2023年、2022年和2021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，随着各国政府考虑和实施减少温室气体排放的行动，以及向低碳经济的过渡继续发展，市场因素与竞争，我们预计我们未来气候和可持续发展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支出，但我们积极主动地管理气候风险和机会，包括遵守现有和未来的政府法规。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，例如暴露在恶劣天气事件或天气模式变化中。请看第1A项。风险因素以供进一步讨论。
附属公司
我们绝大部分资产均由我们的附属公司持有。 我们透过该等附属公司进行大部分业务，包括开发、建设及营运液化天然气码头业务。
员工
我们没有员工。 我们依靠我们的普通合作伙伴来管理Sabine Pass液化天然气终端的开发、建设、运营、维护和管理的各个方面，并开展我们的业务。 由于我们的普通合伙人没有雇员，其依赖Cheniere的附属公司提供必要的人员以履行其对我们、SPLNG、SPL和CTPL的管理义务。 截至2023年12月31日，Cheniere及其子公司共有1，605名全职员工，其中501名直接支持Sabine Pass LNG终端运营的员工。 看到 附注14--关联方交易请参阅我们的综合财务报表附注，以讨论与Cheniere附属公司的服务协议。
可用信息
我们的普通股自2007年3月21日起公开交易，并在纽约证券交易所交易代码为“CQP”。 我们的主要行政办公室位于845 Texas Avenue，Suite 1250，Houston，Texas 77002，我们的电话号码是（713）375—5000。 我们的网址是www.cheniere.com。 在我们根据《交易法》向SEC提交或提供这些材料后，我们在合理可行的范围内尽快向公众提供我们的表格10—K年度报告、表格10—Q季度报告、表格8—K当前报告以及这些报告的修订。 这些报告可通过我们的互联网网站免费查阅。 我们的网站内容仅供参考。 本网站不应作为投资目的而依赖，亦不以提述方式纳入本表格10—K。
我们还将免费向任何基金单位持有人提供我们向SEC提交的10—K表格年度报告的副本。 如需此副本，或任何其他文件，请联系：Cheniere能源合作伙伴，L. P，投资者关系部，845德克萨斯大道，套房1250，休斯顿，得克萨斯州77002或致电（713）375—5000。 SEC拥有一个网站（www.example.com），其中包含有关发行人的报告和其他信息。
项目1A.不包括风险因素
有限合伙人权益与公司的股本有本质上的不同，尽管我们面临的许多商业风险与从事类似业务的公司所面临的风险相似。 以下是投资于我们时应考虑的一些重要因素，因为这些风险因素可能对我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流产生不利影响，或造成其他不利影响，并可能导致实际结果与我们前瞻性陈述中所载的估计或预期有重大差异。 我们目前未知或我们目前认为不重大的额外风险及不确定性，亦可能对我们的业务、合约、财务状况、经营业绩、现金流量、流动资金及前景造成不利影响。
本报告中的风险因素分为以下类别：
•与我们的财务事项有关的风险;
•与我们的业务和行业相关的风险;
•与法规有关的风险;
•与我们与普通合伙人的关系有关的风险;
•与投资我们及我们的共同单位有关的风险及
•与税务事宜有关的风险.
与我们的财务事项有关的风险
无法筹集资金以补充我们的可用现金资源和现有的循环信贷安排可能会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和不利的影响。
截至2023年12月31日，在合并的基础上，我们拥有5.75亿美元的现金和现金等价物，5600万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17亿美元，未偿还债务总额(未摊销贴现和债务发行成本前)为160亿美元。SPL和CQP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终端资产融资相关的巨额利息支出，我们预计，如果FID取得积极进展，我们将动用当前承诺的设施和/或产生额外债务，为SPL扩建项目的建设提供资金。我们为资本支出提供资金和为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、新的或修订的银行或资本市场法律或法规的通过、贷款机构关于与化石燃料相关的融资业务的不断演变的政策，以及市场风险的重新定价和资本和金融市场的波动。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2023年12月31日，我们拥有初始期限为10年或更长时间的SPA，总共有11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。
在某些情况下，我们的子公司可能会受到债务条款的限制，不能向我们进行分配，这可能会限制我们向我们的单位持有人支付或增加分配的能力，并可能对我们的普通单位的市场价格产生实质性的不利影响。
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我们支付的款项。例如，SPL一般不得根据管理其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，并满足1.25：1.00的偿债覆盖比率。
由于管理子公司债务的协议中的上述限制，我们的子公司无法向我们支付分派，这可能会抑制我们向单位持有人支付或增加分派的能力，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。
我们通过衍生工具(包括我们的IPM协议)管理大宗商品和金融风险的努力，可能会对我们根据GAAP报告的收益和我们的流动性产生不利影响。
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衍生工具进行会计，并立即确认收益中公允价值的变化，如附注3--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。该等估值主要根据估计远期商品价格进行估值，并更易受变数影响，特别是当市场波动时，这可能会对我们根据公认会计原则呈报的收益产生重大不利影响。例如，如中所述经营成果在项目7.管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中，我们截至2022年12月31日的年度的净收益包括11亿美元因我们衍生品公允价值变化而产生的亏损，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，主要是我们生效的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2023年12月31日和2022年12月31日，我们向交易对手提交的抵押品分别为零和3500万美元，这些抵押品包括在我们综合资产负债表的保证金存款中。
对我们子公司债务协议的限制可能会阻止我们的子公司从事某些有益的交易，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
除了对我们和SPL进行分配或产生额外债务的能力进行限制外，管理SPL债务的协议还包含各种可能阻止他们从事有益交易的其他公约，包括对他们能力的限制：
•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、出售或租赁其全部或实质上所有资产；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。
与我们的业务和行业相关的风险
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费用增加，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。2020年8月，SPL与其关联公司达成了一项安排，在有限的情况下，如果运营状况影响Sabine Pass LNG终端或其关联公司终端的运营，SPL有可能履行其他设施对LNG买家的承诺。在截至2021年12月31日的年度内，根据本协议在关联设施装载了八个TBTU。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，可能会对我们航站楼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，增加支付的保险费或免赔额，并推迟或增加与我们其他设施的建设和发展相关的成本。我们位于路易斯安那州萨宾帕斯或附近的液化天然气终端基础设施和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。
第三方供应天然气至我们的管道及设施的中断可能会对我们的业务、合约、财务状况、经营业绩、现金流量、流动资金及前景造成重大不利影响。
我们依赖第三方管道和其他设施，为我们的液化项目和进出克里奥尔小径管道提供天然气输送选择。 如果任何管道连接由于维修、设施损坏、产能不足、未能在经济条件下取代合同固定的管道运输能力或任何其他原因而无法用于当前或未来的天然气量，我们接收天然气量以生产LNG或继续从生产地区或终端市场运输天然气的能力可能会受到不利影响。 我们的第三方天然气供应中断也可能是由天气事件或风险因素中描述的其他灾害造成的。 灾难性天气事件或其他灾害可能导致我们的营运中断、液化项目建设延误、液化项目受损及保险费用增加，所有这些都可能对我们造成不利影响。 虽然我们水疗中心的某些合约条文可限制中断的潜在影响，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重大，但我们天然气供应的任何重大中断（如我们可能未受保护）均可能导致我们在长期水疗中心或其他客户安排下的收入大幅减少，可能对我们的业务、合约、财务状况、经营业绩、现金流量、流动资金及前景造成重大不利影响。
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。
根据与客户的SPA，我们须在指定时间向客户提供指定数量的液化天然气。 为液化项目及时及足量供应天然气以满足液化天然气生产需求，对我们的营运及履行客户合约至关重要。 然而，我们可能无法购买或接收实际输送的天然气，原因包括供应商未交付或不及时交付、区域盆地内天然气储量耗尽以及风险因素中所述的管道运营中断 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，提供了一定的保护措施，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。
Sabine Pass液化天然气终端的建设和运营以及Creole Trail管道的运营受到并将受到与这些类型运营相关的固有风险的影响，如我们在整个风险因素中所讨论的，包括爆炸、设备故障或故障、船舶或拖船操作员的操作错误、污染、有毒物质释放、火灾，飓风、恶劣天气条件和其他危害，其中每一个都可能导致业务开始或中断和/或我们的设施损坏或破坏，或人员和财产损失。 此外，我们的业务以及我们业务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，也无意为所有这些风险和损失投保。 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。 尽管自保风险导致的损失历史上并不重大，但发生未投保或未投保的重大事件可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流量、流动资金及前景造成重大不利影响。
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（包括大流行病的发生）以及其他灾难性事件，液化天然气需求突然减少；
•与其他市场相比，LNG相对需求不利，这可能会减少北美LNG出口；
•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，这可能对我们的液化天然气业务和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。
液化项目的营运取决于我们的SPA客户从美国输送液化天然气供应的能力，这主要取决于液化天然气作为国际上具有竞争力的能源来源。 我们的业务计划的成功部分取决于液化天然气在很长一段时间内以相当大的数量从美国供应并以低于替代能源成本的成本输送到国际市场的程度。 通过使用改进的勘探技术，可以在美国以外发现更多的天然气来源，这可能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价格。
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全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加，因为各国寻求更丰富、更可靠和更环保的燃料替代品，以替代石油和煤炭等化石燃料能源。 然而，由于全球从化石能源生产和消费系统向可再生能源的过渡，随着替代能源的出现，液化天然气可能面临来自替代、清洁能源的日益激烈的竞争。 此外，液化项目的液化天然气还与其他液化天然气来源竞争，包括按Henry Hub以外的指数定价的液化天然气。 在某些市场上，部分能源的成本可能低于液化项目的液化天然气。 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截至2023年12月31日，我们已通过SPA和IPM协议签订液化项目预计总产量的约85%的合同，加权平均剩余寿命约为14年，不包括合同规定的额外液化容量超出目前正在建设或运营的容量。 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在国际上保持长期竞争力，特别是当我们现有的长期合同开始到期时。 继续获得长期商业合同或从美国交付液化天然气的能力的任何重大障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、流动性和前景造成重大不利影响。
我们面临着以液化天然气国际市场价格为基础的竞争。
我们的液化项目在我们需要更换任何现有SPA时（无论是由于自然到期、违约或其他原因），或签订新SPA时面临液化天然气价格竞争的风险。 与竞争有关的因素可能会阻止我们以与现有SPA经济相若的条款订立新的SPA或替代SPA。 有关事件可能对我们的业务、合约、财务状况、经营业绩、现金流量、流动资金及前景造成重大不利影响。 可能对液化天然气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，或供应液化项目的第三方管道的网络攻击，可能会对我们的运营造成负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理或延迟财务或合规报告。 该等影响可能对我们的业务、合约、财务状况、经营业绩、现金流量及流动资金造成重大不利影响。
管道和液化天然气行业越来越依赖于业务和操作控制技术来进行日常操作。 我们依靠控制系统、技术和网络来运行我们的业务，并控制和管理我们的管道、液化和航运业务。 近年来，针对企业的网络攻击不断升级，包括地缘政治紧张局势，以及使用互联网、云服务、移动通信系统及其他公共网络使我们的业务及与我们有业务往来的其他第三方的业务面临潜在网络攻击，包括向液化项目供应天然气的第三方管道。 例如，2021年，Colonial Pipeline遭受勒索软件攻击，导致其管道系统完全关闭6天。 如果供应我们液化项目的多条第三方管道同时遭受类似攻击，液化项目可能无法获得足够的天然气以满负荷运行，或根本无法获得足够的天然气。 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造成负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，或延迟财务或合规报告。 该等影响可能对我们的业务、合约、财务状况、经营业绩、现金流量及流动资金造成重大不利影响。
我们的设施爆发传染病（如COVID—19）可能对我们的营运造成不利影响。
我们位于Sabine Pass液化天然气码头的设施为重要基础设施，并透过实施工作场所控制及降低疫情风险措施，于COVID—19疫情期间继续运作。 虽然COVID—19大流行，包括 后继但变异对我们正在进行的业务没有不利影响，未来变异和其他传染病的风险未知。 虽然我们相信我们可以继续减轻与病毒目前形式有关的关键设施对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的变种或另一种传染病可能对我们的运营造成不利影响。
与法规有关的风险
如果不能就我们设施的设计、建造和运营、我们管道的开发和运营以及液化天然气的出口获得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。
对于州际天然气管道的设计、建设和运营，我们的液化天然气终端，包括液化项目、SPL扩建项目和其他设施，以及液化天然气出口和天然气采购和运输，都是严格监管的活动。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，联邦能源管制委员会已根据《新法》第3节发布命令，授权液化项目的6列列车和相关设施的选址、建造和运营，并根据《新法》第7节发布命令，授权建造和运营克里奥尔步道管道。2023年5月，我们的某些子公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目向FERC进入了备案前审查程序。到目前为止，美国能源部还根据NGA第4条发布了命令，授权SPL出口国内生产的液化天然气。2024年1月，拜登政府宣布暂停向非自贸协定国家出口液化天然气的未决决定，直到美国能源部更新授权的基本分析。我们不认为这样的暂停会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流或流动性产生实质性的不利影响。目前，我们没有项目等待美国能源部的非自贸协定出口审批，尽管我们预计未来将在SPL扩建项目上寻求美国能源部的非自贸协定出口授权，因为我们已于2023年5月进入FERC的备案前审查程序。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情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、DOE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。 未能遵守或我们无法获得和维持现有或新强加的批准，许可证和备案，可能会由于我们无法控制的因素而产生，例如美国政府中断或关闭，政治反对或当地社区对我们运营的抵制可能会阻碍我们基础设施的运营和建设。 此外，某些政府许可、批准和授权受到或可能受到重新审理请求、上诉和其他质疑的影响。 概不保证我们将取得及维持该等政府许可、批准及授权，或我们将能够及时取得该等许可、批准及授权。 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、流动性和前景产生重大不利影响。
我们的克里奥尔步道管道及其FERC天然气价格受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。
克里奥尔步道管道受FERC根据NGA和1978年天然气政策法案(“NGPA”)。FERC对州际商业中的天然气采购和运输进行监管，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，我们的克里奥尔步道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，我们的克里奥尔小径管道可能会受到重罚和罚款。
此外，作为天然气市场的参与者，如果我们未能遵守联邦能源管理委员会管理的所有适用法规、规则、条例和命令，我们可能会受到重大处罚和罚款。 根据EPAct，FERC根据NGA和NGPA拥有民事处罚权，对目前的违规行为处以每天高达150万美元的罚款。
尽管FERC迄今尚未对我们实施罚款或处罚，但如果我们未能遵守这些规定，我们将面临重大处罚和罚款。
现有和未来的安全、环境和类似法律以及政府法规可能导致合规成本增加或额外的运营成本或施工成本和限制。
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增加资本支出，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。2023年12月2日，环保局发布了减少甲烷和挥发性有机化合物(“挥发性有机化合物”）石油和天然气部门新的、现有的和修改的排放源的排放。 这些法规将要求监测我们压缩机站的甲烷和VOC排放。 此外，IRA包括对甲烷排放量超过某些排放阈值的收费，采用经验排放数据，将于2024年日历年度开始适用于我们的设施。 2024年1月，美国环保署发布了一项拟议规则，以征收和收取根据IRA授权的甲烷排放费。 此外，未来还可能考虑采取其他国际、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限额交易计划，或清洁能源或基于绩效的标准来解决温室气体排放问题。 该等措施可能会影响我们在码头消耗天然气的需求或成本，或可能增加我们营运的合规成本。
地方、州、联邦或国际层面的经修订、重新诠释或额外指引、法律法规，导致合规成本增加或额外运营或建设成本及限制，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性及前景产生重大不利影响。 目前无法预测未来的法规或立法如何处理温室气体排放并影响我们的业务。
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。
其他未来的立法和法规，例如与Sabine Pass LNG终端进口或出口LNG的运输和安全有关的立法和法规，或目的地国家与其在巴黎协定或其他国家气候变化相关的政策下的义务有关的气候政策，可能会导致我们的业务和我们拟议的建设活动的额外开支，限制和延迟。其程度无法预测，在某些情况下可能需要我们大幅限制、延迟或停止运营。
与环境及类似法律和政府法规相关的总支出，包括资本支出，对我们截至2023年、2022年和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性、运营或建设成本或限制增加，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;
•必要时对管道进行维修和补救;以及
•采取预防和缓解措施。
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。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270万美元。
与我们与普通合伙人的关系有关的风险
我们完全依赖我们的普通合作伙伴Cheniere，包括Cheniere及其子公司的员工来寻找关键人员，如果找不到熟练的工人或Cheniere未能吸引和留住合格的人员，可能会对我们产生不利影响。此外，我们普通合伙人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。
截至2023年12月31日，Cheniere及其子公司拥有1,605名全职员工，其中501名员工直接支持Sabine Pass液化天然气终端运营。我们已经与Cheniere的子公司签订了合同，为Sabine Pass液化天然气终端、克里奥尔小径管道以及液化项目的建设和运营提供运营、维护和管理所需的人员。我们依赖Cheniere的子公司招聘和保留足够的人员来为Sabine Pass LNG终端提供支持。Cheniere与美国和全球的其他液化项目、其他能源公司和其他雇主竞争，以吸引和留住拥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。我们还与Cheniere正在开发的任何其他项目竞争，包括其在德克萨斯州Corpus Christi的液化项目，以争取Cheniere人员的时间和专业知识。此外，我们和Cheniere在Sabine Pass LNG终端附近面临着对这些高技能员工的竞争，更广泛地说，来自墨西哥湾沿岸碳氢化合物加工和建筑行业的竞争。
我们普通合伙人的高管是Cheniere及其附属公司的高级管理人员和员工。我们不为任何人员维护关键人员人寿保险，我们的普通合伙人也没有与关键人员签订任何雇佣合同或其他协议，以约束他们在任何特定期限内提供服务。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。此外，我们未来的成功将在一定程度上取决于我们普通合作伙伴的能力，以及Cheniere吸引和留住更多合格人员的能力。
熟练工人的劳动力短缺、我们的地点偏远、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吸引和留住合格人员变得更加困难，并可能需要增加提供的工资和福利，从而增加我们的运营成本。此外，我们还面临着来自液化天然气市场新进入者对熟练工人的日益激烈的竞争。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。
我们的普通合伙人及其附属公司存在利益冲突和有限的受托责任，这可能允许他们偏袒自己的利益，损害我们和我们的单位持有人。
Cheniere拥有并控制我们的普通合伙人，后者独自负责开展我们的业务和管理我们的运营。我们普通合伙人的一些董事也是Cheniere的董事，我们普通合伙人的某些高级职员是Cheniere的高级职员。因此，Cheniere与其附属公司之间可能会产生利益冲突，一方面包括我们的普通合伙人，另一方面是我们和我们的单位持有人。在解决这些冲突时，我们的普通合伙人可能会偏向自己及其附属公司的利益，而不是我们和我们的单位持有人的利益。除其他外，这些冲突包括以下情况：
•无论是我们的合作协议还是其他任何协议，都不要求Cheniere采取有利于我们的商业战略。Cheniere的董事和高级管理人员有受托责任做出有利于Cheniere所有者的决定，这可能违反我们的利益：
•我们的普通合伙人控制着我们和Cheniere之间合同义务的解释和执行，包括管理行政服务和采购的规定；
•允许我们的普通合伙人在解决利益冲突时考虑到我们以外的各方的利益，如Cheniere及其附属公司，这将其受托责任限制在我们和我们的单位持有人身上；
•我们的普通合伙人已限制其责任并减少其在合伙协议下的受信责任，同时亦限制基金单位持有人在没有这些限制的情况下可能构成违反受信责任的行为时可获得的补救措施；
•Cheniere在与我们竞争的能力方面并不受限制。 Cheniere不受与我们竞争的限制，并且可以自由开发、运营和处置LNG设施、管道和其他资产，并且目前正在开发这些资产，而没有义务向我们提供开发或收购这些资产的机会；
•我们的普通合伙人决定资产购买和出售、资本开支、借款、发行额外合伙证券以及设立、增加或减少储备金的数额和时间，每项都会影响分派给我们的基金单位持有人的现金数额；
•我们的普通合伙人决定任何资本开支的数额和时间，以及资本开支是减少经营盈余的维持资本开支，还是不减少经营盈余的扩张资本开支。 此决定可能会影响分派予基金单位持有人的现金数额；
•我们的合伙协议并不限制我们的普通合伙人促使我们向其或其关联公司支付以对我们公平合理的条款提供的任何服务，或代表我们与任何这些实体订立额外的合同安排；
•我们的普通合伙人打算限制其对我们的合同义务和其他义务的责任，在某些情况下，有权得到我们的赔偿；
•如果我们的普通合伙人及其关联公司拥有超过80%的普通单位，则可以行使其有限的权利来认购和购买普通单位；以及
•我们的普通合伙人决定是否保留单独的律师、会计师或其他人为我们提供服务。
我们也有协议来补偿和偿还Cheniere附属公司的费用。 所有这些协议涉及我们与Cheniere及其其他附属公司之间的利益冲突。 此外，Cheniere目前在德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的天然气液化设施运营三列列车，CCL已与第三方就从该天然气液化设施销售液化天然气订立固定价格SPA，并可能继续就该液化设施订立商业安排，否则本可就我们未来的任何列车订立。
我们与Cheniere及其附属公司已经或将签订多项合同和商业安排，包括未来的SPA、运输、互连、营销和天然气平衡安排，以及目前无法预期的服务和其他协议和安排。 在需要或希望与Cheniere及其附属公司签订额外合同的情况下，可能涉及额外的利益冲突。
如果Cheniere倾向于其利益而不是我们的利益，我们可能有较少的可用现金作出分派我们的单位，否则我们会有更少的现金，如果Cheniere倾向于我们的利益。
与投资我们及我们的共同单位有关的风险
我们的合伙协议限制了普通合伙人对基金单位持有人的受信责任，并限制了基金单位持有人就普通合伙人采取的可能构成违反受信责任的行动可获得的补救措施。
我们的合伙协议包含的条款降低了我们的普通合伙人在其他情况下会被国家信托责任法所持有的标准。 例如，我们的合作协议：
•允许我们的普通合伙人以其个人身份，而不是以我们的普通合伙人的身份作出一些决定。 这允许我们的普通合伙人仅考虑其期望的利益和因素，并且没有义务或义务考虑任何影响我们、我们的附属公司或任何有限合伙人的利益或因素。 例如，行使有限认购权、行使转让或表决其所拥有单位的权利、行使登记权以及决定是否同意合伙企业的任何合并或合并或修订合伙协议；
•规定我们的普通合伙人将不会就其作为普通合伙人作出的决定对我们或我们的基金单位持有人承担任何责任，只要其真诚行事，即其认为该决定符合我们合伙的最佳利益，包括利益冲突的解决；
•一般规定，未经我们普通合伙人董事会冲突委员会批准且不涉及基金单位持有人投票的关联交易和利益冲突解决方案，其条款对我们而言不得低于一般提供给不相关第三方或从不相关第三方获得的条款，或对我们而言"公平合理"，在确定交易或决议是否“公平合理”时，我们的普通合伙人可能会考虑所涉及各方之间的整体关系，包括可能对我们特别有利或有利的其他交易；
•本公司的普通合伙人、其关联公司及其高级管理人员和董事不对因任何作为或不作为而对本公司或本公司的有限合伙人造成的经济损失承担责任，除非具有管辖权的法院作出了最终且不可上诉的判决，认定本公司的普通合伙人或该等其他人的行为是恶意的，或从事欺诈、故意的不当行为，或在刑事案件中，在明知该行为属犯罪的情况下行事；及
•在解决利益冲突时，应推定冲突委员会或普通合伙人在作出其决定时是真诚的，而在任何有限合伙人或我们或代表有限合伙人提起的任何诉讼中，提起或提起该等诉讼的人应承担推翻该等推定的责任。
通过购买共同单位，单位持有人将受到我们的合伙协议条款的约束，包括上述条款。
我们共同单位的持有者投票权有限，无权选举我们的普通合伙人或其董事，这可能会降低我们共同单位的交易价格。
与公司普通股持有人不同，我们的单位持有人在影响我们业务的事项上只有有限的投票权，因此影响管理层关于我们业务决策的能力有限。我们的单位持有人无权每年或在其他持续的基础上选举我们的普通合伙人或其董事会。我们普通合伙人的董事会完全由Cheniere的关联公司选择。其结果是，由于交易价格中没有或减少控制溢价，共同单位交易的价格可能会降低。
所有未完成的普通单位(包括我们的普通合伙人及其附属公司拥有的任何单位)的持有者至少有66 2/3%的持有者投票，作为一个类别一起投票，才能罢免我们的普通合伙人。Cheniere拥有我们48.6%的优秀普通单位，但根据合同，它被禁止投票支持其持有的单位罢免我们的普通合伙人。
此外，我们的合伙协议限制了单位持有人的投票权，规定拥有当时未偿还的任何类别单位20%或以上的个人持有的任何单位，除我们的普通合伙人及其联属公司、其受让人和事先获得我们普通合伙人董事会批准的此类单位的人外，不得就任何事项投票。我们的合伙协议还包含限制单位持有人召开会议或获取有关我们业务的信息的能力的条款，以及限制单位持有人影响管理方式或方向的其他条款。
我们普通合伙人的任何变动或更换我们合伙企业的董事会或高级管理人员，都可能在未经我们的单位持有人同意的情况下发生，可能会影响我们未来的运营，并对我们共同单位的交易价格产生不利影响。
我们的普通合伙人可以在未经我们的单位持有人同意的情况下，在合并或出售其全部或几乎所有资产时将其普通合伙人权益转让给第三方。此外，我们的合伙协议不限制我们普通合伙人的所有者将他们在我们普通合伙人中的全部或部分所有权权益转让给第三方的能力。然后，我们普通合伙人的新所有者将能够用自己的选择取代我们普通合伙人的董事会和高级管理人员，从而影响董事会和高级管理人员的决定。我们普通合伙人的任何变动或我们合伙企业董事会或高级管理人员的更换都可能影响我们未来的运营，并对我们共同单位的交易价格产生不利影响。
我们的合伙协议禁止单位持有人(我们的普通合伙人及其附属公司除外)在未经我们的普通合伙人批准的情况下收购我们有限合伙人单位15%或更多的股份，除非获得某些批准，否则在三年内不得与我们进行业务合并。这一规定可能会阻止我们的单位持有人可能喜欢的控制权变更，这可能会对我们共同单位的价格产生负面影响。
我们的合伙协议有效地采用了特拉华州《公司法》第203条(《DGCL》)。DGCL第203条适用于吾等，禁止拥有吾等15%或以上未偿还有限合伙人单位的人士(吾等的普通合伙人及其联属公司除外)的有利害关系的单位持有人在该人士成为有利害关系的单位持有人后的三年内与吾等进行业务合并，除非获得若干批准。第203条宽泛地定义了“企业合并”，包括与有利害关系的单位持有人或由有利害关系的单位持有人进行的各种交易，包括合并、资产出售和其他交易，在这些交易中，有利害关系的单位持有人在与其他单位持有人按比例以外的基础上获得利益。我们合伙协议的这一条款可能对未经我们的普通合伙人事先批准的交易具有反收购效力，包括阻止可能导致我们共同单位溢价的收购尝试。
如果法院发现单位持有人的行为构成了对我们业务的控制，我们的单位持有人可能不会承担有限责任。
合伙企业的普通合伙人通常对合伙企业的义务负有无限责任，但明示不向普通合伙人追索的合伙企业的合同义务除外。我们是根据特拉华州的法律组建的，我们在其他州开展业务。作为根据特拉华州法律组织的合伙企业中的有限合伙人，如果法院裁定我们的单位持有人作为一个集团罢免或替换我们的普通合伙人、批准对我们的合伙协议的一些修订或采取其他行动构成了参与对我们业务的“控制”，则我们共同单位的持有人可能要对我们的义务承担与普通合伙人相同的责任。此外，许多法域还没有明确规定有限合伙人权益持有人对有限合伙企业义务的责任限制。
我们的单位持有人可能有责任偿还错误的分配。
在某些情况下，我们的单位持有人可能需要偿还错误分配给他们的金额。根据特拉华州修订后的《统一有限合伙企业法》第17-607节，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们不得向我们的单位持有人进行分配。特拉华州法律规定，自不允许的分配之日起三年内，收到这种分配并且在分配时知道这违反了特拉华州法律的合伙人将对合伙企业承担分配金额的责任。因合伙人利益而欠合伙人的债务和对合伙企业无追索权的负债不计入确定是否允许分配的目的。
我们普通合伙人的关联公司或Blackstone Inc.(以下简称“百仕通”)或布鲁克菲尔德资产管理(简称“Brookfield”)的关联公司可能会出售有限合伙人单位，这可能会对我们普通单位的交易价格产生不利影响。
我们或我们的任何关联单位持有人或Blackstone的关联公司出售我们的大量普通单位，或认为可能发生此类出售，可能会对我们普通单位的价格产生重大不利影响，或可能削弱我们通过发行股权证券获得资本的能力。截至2023年12月31日，Cheniere拥有约2.399亿个我们的共同单位。我们还提交了2017年转售Blackstone及其附属公司拥有的202,450,687个普通单位的登记声明。这些单位的任何销售都可能对我们普通单位的价格产生不利影响。
与税务事宜有关的风险
我们的税务待遇取决于我们作为联邦所得税目的的合伙企业的地位，以及我们不受个别州的实体级税收的重大数额。 如果我们在联邦所得税方面被视为一家公司，或如果我们在州税方面受到重大额外的实体层面税收，那么我们可分配给基金单位持有人的现金将大幅减少。
在我们的共同单位投资的预期税后经济利益在很大程度上取决于我们是否被视为联邦所得税目的的合伙企业。 尽管根据特拉华州法律，我们是有限合伙企业，但除非我们满足“合格收入”要求，否则我们将被视为联邦所得税的公司。 根据我们目前的营运，我们相信我们符合合资格收入要求。 未能满足合格收入要求或现行法律的变更可能导致我们被视为联邦所得税目的的公司，或以其他方式使我们作为实体纳税。
如果我们被视为联邦所得税的公司，我们将按照公司税率对我们的应税收入缴纳联邦所得税，并可能以不同的税率缴纳州和地方所得税。 分配给我们的基金单位持有人通常将再次作为公司股息征税，没有收入，收益，损失或扣除将流向我们的基金单位持有人。 由于我们作为一家公司将被征收税收，可用于分配给我们的基金单位持有人的现金将大幅减少。 因此，将我们视为一间公司，将导致我们的基金单位持有人的预期现金流及税后回报大幅减少，可能导致我们的共同基金单位价值大幅减少。
在州一级，几个州一直在评估如何通过征收州收入、特许权和其他形式的税收来使合伙企业接受实体一级的税收。 在我们经营或可能扩大业务的司法权区向我们征收该等税项，可能会大幅减少可供分派予基金单位持有人的现金，因此对我们于共同基金单位的投资价值产生负面影响。
我们的合伙协议规定，如果颁布法律或现行法律的修改或解释使我们作为公司纳税，或以其他方式使我们因联邦、州或地方所得税目的而受实体税，则最初季度分配金额和目标分配金额可能会调整，以反映该法律对我们的影响。
我们每月根据每月第一天我们共同单位的所有权，而不是根据特定共同单位的转让日期，按比例在我们共同单位的转让人和受让人之间分配我们的收入、收益、亏损和扣除项目。
我们每月根据每个月首个营业日对我们共同单位的拥有权，而非根据特定单位的转让日期，按比例分配我们的收入、收益、亏损及扣除项目。 虽然最终的财政部法规允许公开交易合伙企业使用类似的每月简化惯例在转让人和受让人单位持有人之间分配税项项目，但此类税项项目必须按日按比例分配，而这些法规并没有明确授权我们所采用的按比例分配方法的所有方面。 如果美国国税局成功质疑此方法或新的财政条例颁布，我们可能需要更改基金单位持有人之间收入、收益、亏损和扣除项目的分配。
如果国内税务局（“IRS”）就我们采取的联邦所得税头寸进行的竞争成功，可能会对我们的公共单位的市场造成不利影响，而任何竞争的成本将由我们的单位持有人和我们的普通合伙人承担。
国税局可能采取与我们采取的立场不同的立场，即使是在律师的建议下采取的立场。 可能需要诉诸行政或法院程序，以维持我们采取的部分或全部立场。 法院可能不同意我们采取的部分或全部立场。 与国税局的任何竞争都可能对向我们的单位持有人报告的应纳税收入和他们需要支付的所得税产生不利影响。 因此，与国税局的任何此类竞争可能会对我们的普通股市场和我们的普通股交易价格产生重大不利影响。 此外，与美国国税局的任何竞争成本（主要是法律、会计及相关费用）将导致可供分派予基金单位持有人及普通合伙人的现金减少，因此将由基金单位持有人及普通合伙人间接承担。
如果美国国税局对我们2017年12月31日之后的纳税年度的所得税申报表进行审计调整，它（和一些州）可能会直接从我们评估和收取因此类审计调整而产生的任何税款（包括任何适用的罚款和利息），在这种情况下，我们可分配给基金单位持有人的现金可能会大幅减少。
对于2017年12月31日之后开始的纳税年度，如果国税局对我们的所得税申报表进行审计调整，它（和一些州）可能会直接从我们评估和收取因此类审计调整而产生的任何税款（包括任何适用的罚款和利息）。 在适用规则的可能范围内，我们的普通合伙人可以直接向IRS支付该等金额，或者，如果我们符合资格，选择就经审计和调整的回报向每个基金单位持有人发出经修订的附表K—1。 不能保证这种选择在所有情况下都是切实可行的、可允许的或有效的。 因此，我们现时的基金单位持有人可能承担因该等审计调整而产生的部分或全部经济负担，即使该等基金单位持有人于审计年度并无拥有本公司的基金单位。 倘因任何该等审核调整而须支付税项、罚款及利息，则可供分派予基金单位持有人之现金可能会大幅减少。
我们的单位持有人可能须就其在我们应课税收入中的份额缴税，即使他们没有收到我们的任何现金分派。
我们的单位持有人须就其在我们应课税收入中的份额缴纳任何美国联邦所得税，在某些情况下，还需缴纳州和地方所得税，而不论他们是否从我们获得现金分派。 基金单位持有人可能不会从我们收取相等于彼等应占应课税收入或什至相等于彼等应占应课税收入的实际税项负债的现金分派。
我们共同单位处置的税收收益或损失可能与预期的不同。
倘基金单位持有人出售其任何普通单位，彼等将确认等于该等普通单位已变现金额与其课税基准之间的差额的收益或亏损。 由于分派超过基金单位持有人应分配的应课税净收入份额，会减少基金单位持有人在其共同单位的税基，如果他们以高于其在该等单位的税基的价格出售该等单位，则该等先前超额分派的金额（如有）将实际上成为基金单位持有人的应课税收入，即使收到的价格低于他们的原始成本。 已变现金额的大部分（无论是否代表收益）可能是由于潜在收回项目（包括折旧收回）而产生的普通收入。 此外，由于变现金额可能包括基金单位持有人在本公司无追索权负债中的份额，出售普通单位的基金单位持有人可能会产生超过出售所得现金金额的税务责任。
免税实体因拥有共同单位而面临独特的税务问题，可能会对他们造成不利的税务后果。
免税实体对公共单位的投资，如个人退休金账户（称为个人退休金账户），提出了它们特有的问题。 例如，我们分配给豁免联邦所得税的单位持有人的几乎所有收入，包括个人退休账户和其他退休计划，将是不相关的商业应纳税收入，并将对他们征税。 免税实体在投资我们的公共单位前应咨询税务顾问。
非美国基金单位持有人将须就其收入及拥有本公司共同单位所得收益缴纳美国税项及预扣税。
非美国基金单位持有人一般须就与美国贸易或业务有效相关的收入（“有效相关收入”）纳税，并须遵守美国的所得税申报要求。 基金单位持有人在我们的收入、收益、亏损和扣除中的份额，以及出售或处置我们的共同单位的任何收益，一般将被视为与美国贸易或业务“有效联系”，并须缴纳美国联邦所得税。 因此，向非美国基金单位持有人作出的分派将须按最高适用实际税率预扣税，而出售或以其他方式处置普通基金单位的非美国基金单位持有人亦须就出售或处置该普通基金单位所实现的收益缴纳美国联邦所得税。
此外，非美国单位持有人出售、交换或以其他方式处置普通单位时，除非处置单位持有人证明其并非外国人，否则可能须按10%的比率预扣变现金额。 财政部条例规定，转让公开交易合伙企业（例如我们的共同单位）的权益时的"变现金额"一般是支付给代表单位持有人进行适用转让的经纪人的收益总额。 根据这些规则，向非美国基金单位持有人作出的季度分派也将被预扣，但分派的一部分是由于超出我们先前未分派的累计净收入的金额。 吾等拟将吾等所有分派视为超过吾等累计净收入，并须缴纳额外10%预扣税。 对于在2023年1月1日之前发生的公开交易合伙企业的权益转让或分配，以及该日期之后发生的，如果是通过经纪人进行的，则转让人的经纪人应承担保留义务。 非美国基金单位持有人应咨询其税务顾问，了解这些规则对我们共同基金单位投资的影响。
我们的单位持有人可能会受到州和地方税和申报要求，因为在我们的共同单位的投资。
除联邦所得税外，我们的基金单位持有人可能须缴纳其他税项，包括州及地方所得税、非公司营业税及遗产税、遗产税或无形税，由我们经营业务或拥有物业的各司法管辖区征收，即使基金单位持有人并非居住在任何该等司法管辖区。 我们的基金单位持有人可能需要提交州和地方所得税申报表，并在部分或所有这些不同司法管辖区缴纳州和地方所得税。 此外，我们的基金单位持有人可能因未能遵守该等规定而受到处罚。 当我们进行收购或扩大业务时，我们可能会在征收个人税或实体税的其他州或外国拥有财产或开展业务。 基金单位持有人可能因未能遵守该等规定而受到处罚。 我们的单位持有人有责任提交所有美国联邦、州和地方纳税申报表。
我们已采用若干估值方法厘定基金单位持有人的收入、收益、亏损及扣除分配。 IRS可能会质疑这些方法或由此产生的分配，而这种质疑可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。
在厘定可分配予基金单位持有人的收入、收益、亏损及扣除项目时，我们必须按惯例厘定资产的公平市值。 尽管吾等可能不时就估值事宜咨询专业评估师，吾等使用基于吾等共同单位市值的方法自行作出多项公平市值估计，作为厘定吾等资产公平市值的方法。 国税局可能会质疑这些估值方法以及由此产生的收入、收益、损失和扣除的分配。
国税局对这些方法或分配的成功挑战可能会对分配给我们的单位持有人的应课税收入或亏损的时间或金额产生不利影响。 这亦可能影响基金单位持有人出售普通单位的收益金额，并可能对普通单位的价值造成负面影响，或导致基金单位持有人的报税表作出审计调整，而无须额外扣除。
项目1B.未解决的工作人员意见。
没有。
项目1C：关于网络安全问题
网络攻击对伙伴关系及其行业构成潜在的重大风险。 我们已实施旨在管理和降低此类风险的政策和程序，包括Cheniere关联公司通过与他们签订的服务协议管理的政策和程序，详见下文 附注14--关联方交易我们的合并财务报表附注。
风险管理和战略
作为我们更广泛的风险管理方法的一部分，我们的网络安全计划旨在遵循基于国家标准与技术研究所网络安全框架(“脑脊液”）. 我们的战略还包括企业和运营网络的细分、深度防御和最低特权访问原则。 与信息技术网络相比，运营网络具有根本不同的安全和可靠性标准，构成独特的威胁。 意识到这些差异，我们定期评估优化网络安全计划的机会，以降低运营网络风险。 我们将业务连续性规划作为我们战略的一个组成部分，以帮助确保关键系统在发生破坏性事件时为伙伴关系提供支持。 我们还参与了各种行业组织，以了解最新趋势和发展。
在持续的基础上，我们和Cheniere评估我们的人员、流程和技术，并在必要时调整整体计划，以适应不断变化的网络和地缘政治环境。 我们定期进行评估和审计、跨职能风险缓解演习和风险策略会议，以识别网络安全风险、适用的监管要求和行业标准。 这些活动还旨在执行、评估和加强我们的网络事件响应计划的成熟度。 为了支持这些努力，我们与第三方签订了合同，进行设施和系统渗透测试、信息技术系统的破坏评估，以及公司和运营网络的安全成熟度评估。 Cheniere有一个培训计划，以帮助其人员识别和协助降低网络安全和数据安全风险。 Cheniere的员工和我们的普通合作伙伴的董事会参加年度培训、用户意识活动和额外的特定问题培训。 Cheniere还为某些可使用其信息技术网络的承包商提供年度培训。
关于第三方服务提供商，Cheniere的信息安全计划包括在入职前对某些服务提供商的信息安全计划进行基于风险的尽职调查。 我们寻求通过合同要求有权访问我们的信息技术系统、敏感业务数据或个人信息的第三方服务提供商保持合理的安全控制，并限制其将Cheniere的数据（包括个人信息）用于向我们提供服务以外的目的（适用法律要求除外）。 Cheniere还寻求谈判合同要求，迫使我们的服务提供商在其系统上发生的信息安全事故，可能影响Cheniere的系统或数据（包括个人信息）时通知我们。
在截至2023年12月31日的年度内，网络安全事件和威胁并未对我们的业务、运营结果或财务状况产生实质性影响。
治理
我们依赖Cheniere的网络安全领导团队，该团队由董事和首席信息安全官(CFO)组成。“CISO”)、总裁副兼共享服务首席信息官高级副总裁。这些人员共同为我们的网络安全治理、网络风险管理和安全运营提供战略监督，并负责维护我们的技术防御姿态和计划。他们拥有数十年的战略技术运营管理经验，包括识别网络安全风险和保护信息技术资产免受全球威胁。Cheniere的CISO经验包括评估风险、实施治理计划以及应对石油和天然气、电力和天然气公用事业以及核能发电公司的威胁。他持有ISACA认证的信息安全经理证书，国土安全部的机密许可，并在包括证监会在内的各种网络安全标准的制定中发挥了积极作用。
可能影响我们的风险是我们的普通合伙人董事会和审计委员会全年审议的一个组成部分。我们普通合伙人的董事会有监督责任评估我们面临的主要风险(包括网络安全风险)、这些风险的相对规模以及管理层的
降低这些风险，同时审计委员会被授权监督和定期审查Cheniere信息技术系统和控制的安全，包括针对网络安全威胁的计划和防御。审计委员会与管理层讨论我们的网络安全风险敞口，以及管理层为减少此类敞口而采取的步骤，包括我们的风险评估和风险管理政策。Cheniere的网络安全领导团队每季度向审计委员会通报我们网络安全计划的总体状况、关键运营指标、当前评估、网络安全问题或事件以及与网络安全相关的事件。
有关网络安全风险的其他信息，请参阅风险涉及我们的业务、运营控制系统或相关基础设施的网络攻击，或供应液化项目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在……下面与我们的业务和行业相关的风险在第1A项中，风险因素。
项目3.开展法律诉讼
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
我们的某些子公司正在与LDEQ讨论，以解决Sabine Pass LNG终端燃烧涡轮机的甲醛排放涉嫌不符合国家标准的问题。这些指控是在综合合规令和可能的处罚通知中确定的，跟踪编号。AE-CN-22-00833(“2023年合规令“)由LDEQ于2023年4月12日发布。2004年8月，环保局暂停将排放标准应用于燃烧涡轮机，如Sabine Pass LNG终端的涡轮机。2022年3月，EPA取消了暂停，2022年6月，我们的子公司向EPA和LDEQ请愿，要求批准额外的运行参数，以证明符合排放限制。请愿书仍在等待中。我们的子公司继续与LDEQ合作，解决2023年合规令中确定的问题，包括向EPA提交的待决请愿书。截至2023年12月，我们的子公司已经向LDEQ提交了测试结果，表明所有44台涡轮机都符合相关的合规标准。我们预计任何最终处罚都不会对我们的财务业绩产生实质性的不利影响。
第四项：煤矿安全信息披露
不适用。
第II部
项目5. 注册人的共同股权市场、相关的未成年人事项及发行人购买股权
我们的普通股在纽约证券交易所以代码“CQP”交易，之前在纽约证券交易所或其前身交易代码“CQP”交易，自我们于2007年3月21日至2024年2月3日首次公开发售以来，我们的普通股在纽约证券交易所以代码“CQP”交易。 截至2024年2月16日，我们有4.84亿个普通单位由10个记录持有人持有。
吾等按季度考虑向基金单位持有人作出的现金分派，惟由于未来现金分派取决于未来盈利、现金流量、资本需求、财务状况及其他因素，故无法保证未来现金分派。
现金分配政策
我们的现金分配政策与我们的合伙协议的条款一致，该协议要求我们每季度分配所有可用现金。
普通合伙人单位和奖励分配权（“IDR”）
国际存款人有权从营业盈余中获得超过最初季度分配的可用现金季度分配的比例增加。 我们的普通合伙人目前持有IDR，但可以将这些权利与普通合伙人权益分开转让。
假设我们不发行任何额外类别的已支付分派的单位，而我们的普通合伙人维持其2%的利息，如果我们已从经营盈余向我们的单位持有人分派的金额相等于任何季度的首次季度分派，假设没有欠款，然后，我们会将该季度经营盈余中的任何额外可用现金分配给基金单位持有人及普通合伙人，如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 季度分配总额
目标金额 | | 边际百分比
利息分配 |
| | | 普通及附属单位持有人 | | 普通合伙人 |
| 初次季度分配 | | $0.425 | | 98% | | 2% |
| 第一个目标分布 | | 0.425美元以上至0.489美元 | | 98% | | 2% |
| 二次目标分布 | | 0.489美元以上至0.531美元 | | 85% | | 15% |
| 第三次目标分配 | | 0.531美元以上至0.638美元 | | 75% | | 25% |
| 此后 | | 0.638美元以上 | | 50% | | 50% |
第6项。以下内容：[已保留]
项目七、公司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2022年12月31日的年度与2021年12月31日相比的2021年项目和差异驱动因素的讨论不包括在本报告中，可在《管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析》中找到截至2022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
•运营结果：
•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Cheniere成立的有限合伙企业，为全球的综合能源公司、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。 我们拥有路易斯安那州萨宾帕斯的天然气液化和出口设施。 关于我们业务的进一步讨论，请参见 项目1.和2.业务和物业.
我们的长期客户安排构成我们业务的基础，并为我们提供大量、稳定和长期的现金流。 透过我们的SPA及IPM协议，我们已签订液化项目预计总产量约85%的合约，截至2023年12月31日，加权平均剩余寿命约为14年，但不包括合约上受目前正在建设或运营的额外液化容量限制的产量。 我们的大部分合同均为固定价格、长期SPA，包括每MMBtu液化天然气的固定费用加上每MMBtu液化天然气的可变费用，可变费用的结构通常涵盖天然气采购、运输和生产液化天然气所消耗的液化燃料的成本。 由于我们大部分液化天然气生产原料都是从美国采购的，这些合同的结构有助于限制我们对美国天然气价格波动的风险。 我们认为，全球对天然气和液化天然气的需求将持续， 市场因素与竞争在项目1。和2.业务及物业，将为我们未来客户合约组合的额外增长奠定基础。
重大事件综述
我们自2023年1月1日起至本表10—K提交日期的重大事件包括：
战略
•2023年11月，Cheniere宣布SPL Stage V与ARC Resources U.S. Corp.签订IPM协议，ARC资源有限公司的子公司，以基于荷兰所有权转让设施的价格购买每天14万百万吨天然气，“TTF”）扣除固定再气化费、固定液化天然气运输费及固定液化费，为期约15年，自SPL扩建项目首列的商业运营开始。 本协议的前提是Cheniere对SPL扩建项目的第一列列车进行积极的FID，或者我们单方面放弃该要求。
•于2023年5月，我们的若干附属公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目向联邦能源监督委员会进行了备案前审查程序，而于2023年4月，我们的其中一间附属公司与Bechtel Energy Inc.签订了一份合同。提供项目的前端工程和设计工作。
•2023年1月2日，前全球贸易执行副总裁Corey Grindal升任Cheniere Partners GP执行副总裁兼首席运营官。
可操作的
•截至2024年2月16日，液化项目已生产、装载及出口累计约2，410批LNG货物，总计约1. 65亿吨LNG。
金融
•我们完成了以下债务交易：
◦于2023年9月及11月，SPL赎回合共1亿元其于2024年到期的5. 750%优先有抵押票据（ “2024年SPL高级债券”).
◦于2023年6月，我们发行本金总额为14亿元的5.950%于2033年到期的优先票据（ “2033年CQP高级票据”）. 于2023年7月，SPL利用2033年CQP优先票据的缴入所得款项连同手头现金赎回其14亿美元的2024年SPL优先票据。
◦于2023年6月，我们订立了一份10亿美元的高级无抵押循环信贷及担保协议（ “CQP循环信贷安排”)，与SPL签订了10亿美元的高级担保循环信贷和担保协议(The“SPL循环信贷安排”)。CQP循环信贷安排及SPL循环信贷安排各自对各自的现有信贷安排进行再融资及更换，以(其中包括)(1)延长其项下的到期日、(2)降低其适用的利率及承诺费及(3)对先前信贷安排的条款及条件作出若干其他更改。
•2023年8月，惠誉评级（“惠誉”）将SPL的优先担保债务及发行人信用评级由BBB提升至BBB+，前景稳定。
•2023年2月，标普全球评级（《S与宝洁》）将其发行人SPL信用评级由BBB提升至BBB+，前景稳定。
•截至2023年12月31日止年度，我们宣布分派总额为每普通股4. 12美元。 于2024年1月26日，就2023年第四季度而言，我们宣布向截至2024年2月7日的记录基金单位持有人派发每普通单位1.035美元的现金，并于2024年2月14日支付相关普通合伙人派发。 这些分配包括每单位0.775美元的基数和每单位0.260美元的可变数额。
市场环境
2023年，液化天然气市场继续重新平衡，流向欧洲的液化天然气强劲，将该地区的地下储存库存维持在较高水平，而日本和韩国需求疲软，在很大程度上抵消了中国和亚洲其他新兴经济体的温和反弹。价格水平在2023年第二季度开始接近俄乌战争前的水平，随着对实物市场吃紧的担忧消散，与战前水平相比，价格水平已基本正常化。然而，挪威大规模的上游维护，以及对澳大利亚罢工威胁导致供应能力紧张的担忧，推高了2023年第三季度的价格，并给市场带来了一些波动，尽管水平并不比2022年低得多。这些情况很快得到了解决，尽管10月份中东爆发了军事冲突，但冬季价格仍保持在较正常的水平。
2023年，TTF每月结算价格平均为13.73美元/MMBtu，同比下降66%以上，较2021年下降4.6%。 同样，2023年日本韩国马克（《JKM》）同比下降53%至2023年平均16.13美元/MMBtu。 2023年第四季度的价格也有所下降，TTF平均为13.66美元/MMBtu，JKM为14.97美元/MMBtu，均显著低于前两年的水平。 Henry Hub基准测试还
尽管基数较低，但也出现了类似的同比下降。 Henry Hub于二零二三年的平均结算价为2.74美元，较二零二二年欧洲能源危机最严重期间的6.64美元/MMBtu下跌约59%。
2023年，美国在平衡全球市场方面发挥了重要作用，出口约8600万吨液化天然气，较2022年增长约13%，部分原因是自由港液化天然气恢复运营。 根据Kpler的数据，我们液化项目的出口总量达到约3000万吨，占美国全年出口总量的34%以上。
全球液化天然气需求较2022年增长约3%，整体市场增加1050万吨。 尽管亚洲整体需求自2022年以来有所增加，但日本的疲软主要是由于核能供应改善，以及欧洲（尤其是住宅部门）的天然气需求持续下降，对市场造成下行压力，并阻止液化天然气和天然气价格上涨。 尽管日本需求下降，同比下降约8%或6百万吨，但2023年亚洲液化天然气进口量同比增长约4%，至约263百万吨。 这一增长主要是由于南亚和东南亚需求同比增长约8.4万吨/年，以及中国经济温和反弹，导致中国液化天然气进口量增长约12%或7.5万吨/年。 在欧洲，尽管天然气需求持续下降，但液化天然气进口量同比持平，因俄罗斯至欧盟的管道流量仍较低，为270亿立方米（约1000万美元）.《BCM》)，同比下降360亿立方米或57%。
2023年需要将俄罗斯天然气置换到欧洲所带来的市场动态导致长期液化天然气合同显著上升，并推动液化天然气项目FID。 2023年的商业活动继续在去年的基础上发展，美国执行的长期SPA年达到约2300万吨，其中Cheniere的SPA和IPM协议总计约650万吨。 过去两年的这种合同势头导致2023年美国液化天然气产能的积极FID达到近4000万吨/年，我们预计这些合同的一部分将支持我们未来的增长。
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的直接或间接不利影响，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，我们不知道俄罗斯-乌克兰战争或以色列-哈马斯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
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (in百万，单位数据除外） | | | | | | | 2023 | | 2022 | | 方差 |
| 收入 | | | | | | | | | | | |
| 液化天然气收入 | | | | | | | $ | 6,991 | | | $ | 11,507 | | | $ | (4,516) | |
| 液化天然气收入—附属公司 | | | | | | | 2,475 | | | 4,568 | | | (2,093) | |
| | | | | | | | | | | |
| 再气化收入 | | | | | | | 135 | | | 1,068 | | | (933) | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他收入 | | | | | | | 63 | | | 63 | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 总收入 | | | | | | | 9,664 | | | 17,206 | | | (7,542) | |
| | | | | | | | | | | |
| 营运成本及开支 | | | | | | | | | | | |
| 销售成本(不包括下面单独列出的项目) | | | | | | | 2,721 | | | 11,887 | | | (9,166) | |
| 销售成本-附属公司 | | | | | | | 22 | | | 213 | | | (191) | |
| | | | | | | | | | | |
| 运维费用 | | | | | | | 879 | | | 757 | | | 122 | |
| 运营和维护费用-附属公司 | | | | | | | 166 | | | 166 | | | — | |
| 运维费用关联方 | | | | | | | 62 | | | 72 | | | (10) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 一般和行政费用 | | | | | | | 10 | | | 5 | | | 5 | |
| 一般和行政费用-附属公司 | | | | | | | 89 | | | 92 | | | (3) | |
| 折旧及摊销费用 | | | | | | | 672 | | | 634 | | | 38 | |
| 其他 | | | | | | | 6 | | | — | | | 6 | |
| 其他-附属公司 | | | | | | | 1 | | | — | | | 1 | |
| 总运营成本和费用 | | | | | | | 4,628 | | | 13,826 | | | (9,198) | |
| | | | | | | | | | | |
| 营业收入 | | | | | | | 5,036 | | | 3,380 | | | 1,656 | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | | | | | | (823) | | | (870) | | | 47 | |
| 债务变更或清偿损失 | | | | | | | (6) | | | (33) | | | 27 | |
| 利息和股息收入 | | | | | | | 46 | | | 21 | | | 25 | |
| 其他收入，净额 | | | | | | | 1 | | | — | | | 1 | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他费用合计 | | | | | | | (782) | | | (882) | | | 100 | |
| | | | | | | | | | | |
| 净收入 | | | | | | | $ | 4,254 | | | $ | 2,498 | | | $ | 1,756 | |
| | | | | | | | | | | |
普通单位的基本和摊薄净收入 | | | | | | | $ | 6.95 | | | $ | 3.27 | | | $ | 3.68 | |
| | | | | | | | | | | |
从液化项目中获得的认可和认可
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： | | | | | | | | |
| | | | | | | 2023 | | 2022 | | | | 方差 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 装载并确认为收入的液化天然气量（以TBtu计） | | | | | | | 1,536 | | | 1,520 | | | | | 16 | | | | | |
净收入
截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度净收入增加18亿美元，主要归因于32亿美元的有利差异， 公平值变动及衍生工具结算。 在截至2023年12月31日的年度，我们确认了18亿美元的收益， 由于与Touricity Oil Marketing Corp.签订的IPM协议的公允价值发生非现金有利变化（ “旅游IPM协议”由于国际天然气价格波动较低及国际远期商品曲线下跌，相比之下，截至2022年12月31日止年度，Corpus Christi液化阶段III，LLC（「覆铜板第三阶段」）于2022年3月。 转让后的2022年亏损主要归因于SPL的信贷风险状况较CCL Stage III较低，导致衍生负债较高，因为SPL自身不履约风险降低以及国际远期商品曲线的变动。 截至2023年12月31日至2022年12月31日止年度，液化天然气收入（扣除销售成本及不包括上述衍生工具影响）减少4. 92亿美元，此乃由于交付液化天然气的利润率下降所致。 其余抵销差异主要由于我们的再气化收入减少，主要由于我们的一项TUA协议于二零二二年十二月提前终止。
以下是按项目分列的净收入差异的主要驱动因素的补充讨论：
收入
截至2023年12月31日至2022年12月31日止年度的收入减少75亿美元，主要归因于：
•收入减少67亿美元，由于Henry Hub定价降低，每MMBtu定价降低；
•再气化收入减少9.33亿美元，原因是加速确认与2022年12月终止一项TUA协议相关的收入。 看到 注13--收入有关终止协议的其他资料，请参阅我们的综合财务报表附注。
营运成本及开支
截至2023年12月31日至2022年12月31日止年度的经营成本及开支减少92亿美元，主要归因于：
•销售成本减少61亿美元，不包括下文所述衍生产品变动的影响，主要是由于美国天然气价格下跌导致天然气原料成本减少60亿美元；
•32亿美元来自公允价值变动和衍生品结算的有利差异计入销售成本，由截至2022年12月31日止年度的12亿美元亏损转为截至2023年12月31日止年度的21亿美元收益，主要是由于国际天然气价格下跌导致我们与这些价格挂钩的商品衍生品公允价值的非现金有利变化，具体与旅游IPM协议相关，如上文所述， 净收入。
影响我们经营结果的重要因素
以下是影响我们运营结果的重要因素。
衍生工具的损益
衍生工具用于管理我们面对的商品相关营销及价格风险，并于综合财务报表按公平值呈报。 就与我们的IPM协议相关的商品衍生工具而言，经济对冲的相关液化天然气销售按应计会计法入账，据此，预期来自未来液化天然气销售的收入仅于相关交易交付或实现时确认。 尽管经营意图随时间减轻风险，但按公平值确认衍生工具具有确认与未来期间风险有关的收益或亏损的效果，且鉴于我们若干衍生工具合约的大量、长期及价格基准波动，使用衍生工具可能导致我们的经营业绩因市场定价变动而持续波动，交易对手信贷风险及其他可能超出我们控制范围的相关因素。 例如描述于 附注8—导数
仪器根据我们的综合财务报表附注，液化供应衍生工具的公允价值包括与若干合约不确定性有关的市场参与者假设，包括有关交付点市场信息的可用性，这可能需要未来基础设施的发展，以及满足合约事件或事态以及交付开始的时间。 倘及当该等不确定性得到解决时，我们可能会确认对我们的经营业绩可能属重大的按公允价值计入盈利的变动。
委托装运货物
在列车基本完工之前，出售该列车调试货物所收到的金额与正在进行的LNG终端建设相抵消，因为这些金额是在该列车建设的测试阶段赚取或装载的。 截至2022年12月31日止年度，我们因出售液化项目6号列车的调试货物而实现LNG终端成本抵销1. 48亿元，相当于13吨热当量。 截至二零二三年十二月三十一日止年度，我们并无任何委托货物。
流动性与资本资源
以下资料描述我们产生及获取足够现金以满足我们短期及长期需求的能力。 短期内，我们预期使用经营现金流量及可用流动资金（包括现金及现金等价物、受限制现金及现金等价物以及信贷额度下的可用承担）满足我们的现金需求。 此外，我们预期通过使用经营现金流及其他未来潜在流动资金来源（可能包括我们或我们的附属公司的债务发行及我们的股权发行）来满足我们的长期现金需求。 下表概述了我们的可用流动资金（百万美元）。 下文讨论未来流动资金的重大来源。
| | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| | | |
| | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 575 | | | |
为液化项目指定的受限现金和现金等价物 | 56 | | | |
| | | |
| 我们信贷安排下的可用承诺额(1)： | | | |
| | | |
SPL循环信贷安排 | 720 | | | |
循环信贷安排 | 1,000 | | | |
| | | |
| 我们的信贷安排下的可用承诺额 | 1,720 | | | |
| | | |
| 总可用流动资金 | $ | 2,351 | | | |
(1)可用承诺额是指截至2023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2023年12月31日之后的流动资金状况将取决于未来的流动资金来源和未来的现金需求，这一点在标题中进一步讨论。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，但我们和我们的子公司SPL采用独立的资本结构运营。SPL执行的债务工具的某些限制限制了其分配现金的能力，包括：
•根据某些债务协议，SPL被要求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的运营成本由Cheniere的子公司根据关联协议进行管理，这可能需要SPL向各自的关联公司预付现金；以及
•除非满足具体要求，否则SPL在支付包括分配在内的某些款项的能力方面受到其某些债务协议中包含的肯定和否定公约的限制。
尽管有上述限制，我们相信仍有足够的灵活性，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的流动性来源主要是为现金提供资金
SPLNG提供的流动资金，以及任何不受限制的剩余流动资金，均可用于使CQP能够满足其现金需求。
补充担保人信息
2033年CQP优先债券由我们现时及未来的附属公司共同及各别担保，该等附属公司为CQP循环信贷安排及2029年到期的15亿元4.500厘优先债券、2031年到期的15亿元4.000厘优先债券及2032年到期的3.25厘优先债券(连同2033年CQP优先债券、“CQP高级笔记”)由我们除SPL以外的每一家子公司共同和各自担保，并在其担保的某些条件的限制下，Sabine Pass LP(每个A“担保人”总体而言，“CQP担保人”).
CQP担保人的担保是完全和无条件的，但须遵守某些解除条款，包括(1)出售、处置或转移(通过合并、合并或其他方式)CQP担保人的股本或全部或几乎所有资产，(2)担保人清算或解散，(3)担保人从另一担保中解除，从而产生其对CQP优先票据的担保，以及(4)在法律上失败或清偿和解除管辖CQP优先票据的契约下的义务。如果本行未能支付本金或利息，无论是在CQP高级票据到期时，还是通过声明赎回或其他方式，CQP担保人可能会被提起法律诉讼，以强制执行担保。
CQP优先票据持有人对CQP担保人的权利可能受到美国破产法或州欺诈性转让或转让法的限制。每个担保都包含一项条款，旨在将担保人的责任限制在其可能产生的最大金额内，而不会导致其担保项下的义务根据美国联邦或州法律被视为欺诈性转让或转让。然而，不能保证法院将采用什么标准来确定CQP担保人的最高法律责任。此外，这一规定可能不能有效地保护担保不会根据欺诈性的转让法而被撤销。有一种可能是整个担保被撤销，在这种情况下，整个责任可能被消灭。
下表包括CQP(CQP)的财务信息摘要《家长发行者》)和CQP担保人(连同父母发卡人、“债务人集团”)合并的基础上。在SPL和Sabine Pass LP(与SPL、“非担保人”)，它们目前不是债务人集团的成员，已被排除在外。债务人集团内各实体之间的公司间结余和交易已注销。尽管债务人集团的债权人对非担保人没有债权，但债务人集团在非担保人破产、清算或重组时，因其对非担保人的投资，可以获得非担保人的资产。然而，对非担保人资产的此类债权将排在非担保人债权人(包括贸易债权人)的任何债权之后。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 汇总资产负债表(单位：百万) | | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 575 | | | $ | 904 | |
| 应收非担保人账款 | | 55 | | | 55 | |
| | | | |
| 其他流动资产 | | 39 | | | 40 | |
| 流动资产—附属公司 | | 86 | | | 171 | |
| 无担保人流动资产 | | 1 | | | — | |
| 流动资产总额 | | 756 | | | 1,170 | |
| | | | |
| 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | 2,915 | | | 2,946 | |
| 其他非流动资产，净额 | | 110 | | | 109 | |
| 总资产 | | $ | 3,781 | | | $ | 4,225 | |
| | | | |
| 负债 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
| 由于附属公司 | | $ | 121 | | | $ | 193 | |
| 来自非担保人的递延收入 | | 3 | | | 24 | |
| | | | |
| 其他流动负债 | | 177 | | | 95 | |
| 来自非担保人的其他流动负债 | | — | | | 2 | |
| 流动负债总额 | | 301 | | | 314 | |
| | | | |
| 长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本 | | 5,542 | | | 4,159 | |
| 融资租赁负债 | | 14 | | | 18 | |
| 其他非流动负债 | | 67 | | | 78 | |
| 非流动负债—附属公司 | | 18 | | | 18 | |
| 总负债 | | $ | 5,942 | | | $ | 4,587 | |
| | | | | | | | |
| 损益表摘要(单位：百万) | | 截至2023年12月31日的年度 |
| | |
| 收入 | | $ | 199 | |
来自非担保人的收入 | | 549 | |
| 总收入 | | 748 | |
| | |
| 营运成本及开支 | | 247 | |
| 运营成本和费用-附属公司 | | 188 | |
营运成本及开支--非担保人 | | 12 | |
| 总运营成本和费用 | | 447 | |
| | |
| 营业收入 | | 301 | |
| 净收入 | | 105 | |
流动性的未来来源和用途
以下对我们未来流动性来源和使用的讨论包括反映管理层的假设以及截至2023年12月31日的当前已知市场状况和其他因素的估计。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。
执行spa下的未来流动资金来源
如中所述项目1.和2.业务和物业，我们的长期客户安排构成了我们业务的基础，并为我们提供了大量、稳定、长期的现金流。我们未来几乎所有的收入都是根据SPA签订的，因为这些合同中的许多都是长期的，根据合同，我们有权在这些合同下获得尚未被确认为收入的重大未来对价。在大多数情况下，这一未来的考虑在法律上还没有到期给我们，截至2023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2023年12月31日将从已执行的SPA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SPA项下的估计收入(1)(2) |
| | | | | | | | |
| | | 2024 | | 2025 - 2028 | | 此后 | | 总计 |
| 液化天然气收入(固定费用) | | $ | 3.9 | | | $ | 14.1 | | | $ | 31.0 | | | $ | 49.0 | |
| | | | | | | | |
| 液化天然气收入(可变费用)(3) | | 5.1 | | | 24.4 | | | 60.1 | | | 89.6 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 9.0 | | | $ | 38.5 | | | $ | 91.1 | | | $ | 138.6 | |
(1)截至2023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2023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。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。当这些条件被认为有可能得到满足时，这些合同就包括在上述收入中。
(2)液化天然气收入（包括来自联营公司的14亿美元和76亿美元的固定费用和可变费用）不包括原预期期限为一年或以下的合同收入。固定费用是指在某些情况下，无论客户是否行使其合同权利不根据合同接收液化天然气货物，均应支付给我们的费用。 可变费用仅可就交付的液化天然气货物收取。
(3)液化天然气收入（可变费用，包括附属公司）反映了客户选择接收根据合同提供的所有货物的假设。 LNG收入（可变费用，包括附属公司）基于截至2023年12月31日的估计远期价格和基差。 我们与客户的许多SPA安排的定价结构包含每MMBtu液化天然气的可变费用，一般等于Henry Hub的115%，在交付时支付，因此限制了我们未来天然气价格上涨的净风险。
通过我们的SPA和IPM协议，我们已承包液化项目预计总产量的约85%，截至2023年12月31日，加权平均剩余寿命约为14年，不包括合同规定的额外液化容量超出目前正在建设或运营的容量。 大部分合同产能由SPL与第三方执行的固定价格长期SPA组成，以销售液化项目的液化天然气。 根据SPA，客户按离岸价（在Sabine Pass LNG码头交付给客户）购买LNG，价格一般包括每MMBtu LNG固定费用（其中一部分费用可按通胀每年调整），加上每MMBtu LNG的浮动费用，一般相等于Henry Hub的115%。 若干客户可选择取消或暂停交付液化天然气货物，并须事先通知各有关协议所规限，在此情况下，客户仍须就因取消或暂停而未能交付的合约数量支付固定费用。 我们的特别服务协议项下的可变费用的规模一般旨在支付购买天然气、运输及为生产根据各有关特别服务协议出售的液化天然气所消耗的液化燃料的成本。 总而言之，由第三方SPA客户支付的年度固定费用部分约为34亿美元。 我们的长期SPA客户由信誉良好的交易对手组成，具有平均信用评级
标普全球评级、穆迪和惠誉分别为A、A2和A。 关于SPA下的收入的讨论，请参见 注13--收入我们的合并财务报表附注。
除上文所述的第三方SPA外，SPL已根据SPA及书面协议与Cheniere Marketing签订协议，价格相当于Henry Hub的115%，另加固定费用，惟与IPM协议相关的SPA除外，其定价与国际天然气价格挂钩。
于2020年8月，我们与Cheniere的附属公司订立安排，以在有限情况下提供可能履行对液化天然气买家的承诺的能力，以防某些条件影响Sabine Pass或Corpus Christi液化设施的运营。 该等货物的采购价为（i）适用天然气原料采购价的115%或（ii）美国墨西哥湾沿岸液化天然气市场价，以较高者为准。
未来更多的流动性来源
再气化收入
SPLNG与TotalEnergy签订了一项长期的第三方TUA，根据该协议，TotalEnergy每年需要支付约1.25亿美元的固定费用，无论它是否使用其保留的再气化能力。SPL与TotalEnergy签订了部分TUA分配协议，根据该协议，SPL获得了TotalEnergy与SPLNG的TUA项下提供的几乎所有TotalEnergy的能力和其他服务。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，我们继续将从TotalEnergie收到的付款确认为收入。根据这一部分TUA转让协议，SPL向TotalEnergy支付的成本在运营和维护费用中确认。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。
信贷安排下的可用承担额
截至2023年12月31日，我们的信贷额度下有17亿美元的可用承诺，详情见上文概述我们可用流动性的表格，惟须遵守适用的契约，以满足潜在的流动性需求。 我们的信贷额度于二零二八年到期。
受财务约束的增长
我们在Sabine Pass液化天然气码头的重要土地位置提供潜在的发展和投资机会，以进一步扩大液化能力，在邻近管道基础设施和资源的战略位置。 于2023年5月，CQP的若干附属公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目向FERC进行备案前审查。 发展这些地点或其他项目，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（其中包括）可接受的商业和融资安排，然后我们才能作出积极的FID。
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若干合约为经营及资本开支作出未来现金支付。 下表概述截至2023年12月31日，我们根据已执行合约对与核心业务有关的业务的重大现金需求的估计（以十亿美元计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 按期间分列的已执行合同的估计应付款项(1) |
| | | | | | | | |
| | | 2024 | | 2025 - 2028 | | 此后 | | 总计 |
| 购买义务(2)： | | | | | | | | |
| 天然气供应协议(三) | | $ | 3.5 | | | $ | 10.0 | | | $ | 5.2 | | | $ | 18.7 | |
| 天然气运输和储存服务协议(四) | | 0.3 | | | 0.9 | | | 2.3 | | | 3.5 | |
| 其他购买义务（5） | | 0.2 | | | 0.9 | | | 1.1 | | | 2.2 | |
| 租赁（6） | | — | | | 0.1 | | | 0.1 | | | 0.2 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 4.0 | | | $ | 11.9 | | | $ | 8.7 | | | $ | 24.6 | |
(1)截至2023年12月31日生效的协议条款取决于项目里程碑日期，乃基于截至2023年12月31日的估计日期。
(2)采购义务包括可强制执行和具有法律约束力的采购货物或服务协议，并规定将采购的固定或最低数量。 我们包括我们拥有提前终止选择权的合约，如果该选择权目前预期不会被行使。 我们将包括尚未达成合约条件的合约（倘目前预期已达成）。
(3)天然气供应协议的定价乃根据截至2023年12月31日的估计远期价格及基差计算。 我们IPM协议的定价基于全球天然气市场价格减去固定液化费和我们产生的某些成本。 包括合同条件未得到满足的天然气供应协议项下的8亿美元。
(4)包括根据天然气运输和储存服务协议对关联方的2亿美元采购义务。
(5)包括根据服务协议对关联公司的12亿美元购买义务，以及根据SPL与TotalEnergies天然气和电力北美公司的部分TUA转让协议支付的款项。（“总能量”），正如在 注13--收入我们的财务报表附注
(6)包括经营租赁及融资租赁项下的付款。 我们的若干租赁亦包含可变付款（例如通胀），惟合约条款规定实际上不可避免的实质固定付款则不在上文。 可由吾等全权酌情行使之续期购股权期间之付款仅在相信该购股权合理确定获行使之情况下计入。
天然气供应、运输和储存服务协议
我们已透过长期天然气供应协议（包括IPM协议）获取液化项目的天然气原料。 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和我们产生的某些成本支付天然气原料费用。 虽然我们的IPM协议就会计目的而言并非收入合约，但IPM协议项下购买天然气的付款结构产生一个"收即付"式的固定液化费，假设由天然气原料生产的液化天然气随后以与购买天然气原料所支付的全球天然气市场价格相若的价格出售。
截至2023年12月31日，我们已获得约77%的天然气供应，以支持液化项目于2024年的总预测产能。 2024年以后，天然气供应占预测产能的百分比有所下降。 天然气供应通常以指数定价基础加上固定费用为基础，所有权转让在收到商品后进行。 的进一步说明 液化天然气收入我们与客户的SPA安排的定价结构通常包含每MMBtu液化天然气的可变费用，一般等于Henry Hub交付时支付，因此限制了我们未来天然气价格上涨的净风险。 包括目前被认为很可能达成的未达成合约条件的合约金额，且不包括截至2023年12月31日仍不确定采取的延期选择权，我们已通过剩余固定年期最长约14年的协议获得最多5，169 TB tu的天然气原料。 一
关于我们的天然气供应和IPM协议的讨论，可以在 附注8-衍生工具我们的合并财务报表附注。
为确保我们能够将天然气原料输送至Sabine Pass LNG终端，我们已签订固定管道运输和其他协议，以确保第三方州际和州内管道公司的固定管道运输能力。 我们亦已与第三方订立稳固的储存服务协议，以协助管理液化项目的天然气需求变动。
资本支出
虽然我们目前没有任何重大的资本开支，但我们预计将持续产生资本开支，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。 看到 受财务约束的增长部分，以供进一步讨论。
租契
我们已就拖船及土地的使用订立租约。 关于我们的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
业务服务
我们依靠我们的普通合作伙伴来管理Sabine Pass液化天然气终端的开发、建设、运营和维护的所有方面，并开展我们的业务。 由于我们的普通合伙人没有雇员，其依赖Cheniere的附属公司提供必要的人员以履行其对我们、SPLNG、SPL和CTPL的管理义务。 截至2023年12月31日，Cheniere及其子公司共有1，605名全职员工，其中501名直接支持Sabine Pass LNG终端运营的员工。 看到 附注14--关联方交易本集团的综合财务报表附注，以讨论向本集团、SPLNG、SPL及CTPL提供一般及行政服务所依据的服务协议。
受财务约束的增长
我们在Sabine Pass液化天然气码头的重要土地位置提供潜在的发展和投资机会，以进一步扩大液化能力，在邻近管道基础设施和资源的战略位置。 于2023年5月，我们的若干附属公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目向联邦能源监督委员会进行了备案前审查程序，而于2023年4月，我们的其中一间附属公司与Bechtel Energy Inc.签订了一份合同。提供项目的前端工程和设计工作。 我们预计SPL扩建项目和Sabine Pass LNG终端的任何进一步扩建将增加现金需求，以支持扩大运营，尽管扩建的目的可能是利用共享基础设施，以减少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2023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) |
| | | | | | | | |
| | | 2024 | | 2025 - 2028 | | 此后 | | 总计 |
| 债务 | | $ | 0.3 | | | $ | 6.7 | | | $ | 9.0 | | | $ | 16.0 | |
| 利息支付 | | 0.9 | | | 2.2 | | | 1.2 | | | 4.3 | |
| 总计 | | $ | 1.2 | | | $ | 8.9 | | | $ | 10.2 | | | $ | 20.3 | |
(1)债务和利息的支付基于总债务余额、预定的合同到期日以及截至2023年12月31日生效的固定或估计远期利率。债务和利息支付不包括我们可能在合同到期之前进行的回购、偿还和退休。
债务
截至2023年12月31日，我们的债务综合体包括未偿还本金余额总额为160亿美元的优先票据和无未偿还贷款余额的信贷融资。 截至2023年12月31日，我们及SPL均遵守有关彼等各自债务协议的所有契诺。 有关我们的债务义务的进一步讨论，包括这些安排所施加的限制，可在 附注11--债务我们的合并财务报表附注。
利息
截至2023年12月31日，我们的优先票据加权平均合约利率为4. 83%。 我们的信贷融资项下的借贷与SOFR挂钩。 我们的信贷融资项下的未提取承诺须缴纳0.075%至0.300%的承诺费用，但可根据适用实体的信贷评级而变动。 根据我们的信贷额度发出的信用证须缴纳1. 00%至2. 00%的信用证费用，但可根据适用实体的信贷评级而有所变动。 截至2023年12月31日，我们的信贷额度已发出信用证总额为2. 8亿美元。
融资的额外未来现金需求
CQP分布
我们的合伙协议要求，在每个季度结束后的45天内，我们分配所有可用现金，根据合伙协议的定义，包括季度结束时手头现金减去普通合伙人设立的任何储备金。 迄今已付之所有分派均由累计经营盈余作出。
配资计划
于二零二二年九月，Cheniere董事会批准经修订的长期资本分配计划，该计划可能涉及于公开市场或其他方式偿还、赎回或回购债务，包括CQP及SPL的优先票据。
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： |
| 2023 | | 2022 | | |
| | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 3,109 | | | $ | 4,149 | | | |
| 用于投资活动的现金净额 | (227) | | | (451) | | | |
| 用于融资活动的现金净额 | (3,247) | | | (3,676) | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净增(减) | $ | (365) | | | $ | 22 | | | |
| | | | | |
| | | | | |
营运现金流
两个期间之间的10亿美元减少主要是由于Henry Hub定价下降导致每MMBtu定价降低，导致销售LNG货物的现金收入减少，以及再气化费用。 这一减少部分被天然气原料现金流出减少所抵消，主要是由于美国天然气价格下跌。
投资现金流
截至2023年12月31日止年度，物业、厂房及设备的现金流出主要与优化及其他场地改善项目有关。 截至2022年12月31日止年度，物业、厂房及设备的现金流出主要与液化项目6号列车的建筑成本有关，该项目已于2022年2月4日大致完工。
融资现金流
下表汇总了我们的融资活动(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 发行债务的收益 | | $ | 1,397 | | | $ | 559 | |
| 债务的赎回和偿还 | | (1,700) | | | (1,560) | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 分配 | | (2,907) | | | (2,635) | |
| 其他 | | (37) | | | (40) | |
| 用于融资活动的现金净额 | | $ | (3,247) | | | $ | (3,676) | |
债务活动
截至2023年12月31日止年度，我们发行本金总额为14亿元的2033年CQP优先票据，所得款项连同手头现金用于赎回14亿元的2024年SPL优先票据。 此外，截至2023年12月31日止年度，SPL于公开市场购买2亿美元的2024年SPL优先票据，并赎回额外1亿美元的2024年SPL优先票据，仅剩下3亿美元的2024年到期债务有待偿还。
基金单位持有人现金分派
我们的合伙协议要求，在每个季度结束后的45天内，我们分配所有可用现金（如合伙协议中的定义）。 我们的可用现金是我们在一个季度末的手头现金减去我们的普通合伙人建立的任何准备金。 迄今已付之所有分派均由累计经营盈余作出。
以下为我们于截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度支付的分派概要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 分配总额（百万） |
| 支付日期 | | 经销所涵盖的期间 | | 按共同单位分配 | | | | 公共单位 | | | | 普通合伙人单位 | | 激励性分配权利 |
| 2023年11月14日 | | 2023年7月1日-9月30日 | | $ | 1.030 | | | | | $ | 499 | | | | | $ | 14 | | | $ | 201 | |
| 2023年8月14日 | | 2023年4月1日-6月30日 | | 1.030 | | | | | 499 | | | | | 14 | | | 201 | |
| 2023年5月15日 | | 2023年1月1日-3月31日 | | 1.030 | | | | | 499 | | | | | 14 | | | 201 | |
| 2023年2月14日 | | 2022年10月1日-12月31日 | | 1.070 | | | | | 518 | | | | | 15 | | | 220 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年11月14日 | | 2022年7月1日-9月30日 | | $ | 1.070 | | | | | $ | 518 | | | | | $ | 15 | | | $ | 220 | |
| 2022年8月12日 | | 2022年4月1日-6月30日 | | 1.060 | | | | | 513 | | | | | 15 | | | 215 | |
| 2022年5月13日 | | 2022年1月1日-3月31日 | | 1.050 | | | | | 508 | | | | | 15 | | | 210 | |
| 2022年2月14日 | | 2021年10月1日-12月31日 | | 0.700 | | | | | 339 | | | | | 8 | | | 47 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
此外，拖船服务公司还分配了1300万美元和1200万美元， 于截至2023年及2022年12月31日止年度，根据其码头海运服务协议，分别向Cheniere码头出售，该等权益被确认为向我们的普通合伙人权益持有人分派的一部分。
于2024年1月26日，就2023年第四季度而言，我们宣布向截至2024年2月7日的记录基金单位持有人派发每普通单位1.035美元的现金，并于2024年2月14日支付相关普通合伙人派发。 这些分配包括每单位0.775美元的基数和每单位0.260美元的可变数额。
关键会计估算摘要
根据公认会计原则编制我们的综合财务报表需要管理层作出若干估计和假设，这些估计和假设会影响综合财务报表及随附附注中所呈报的金额。 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者。 事实及情况或额外资料变动可能导致修订估计，而实际结果可能与该等估计不同。 管理层认为以下为涉及重大判断之最关键会计估计。
第三级实物液化供应衍生产品的公允价值
我们所有的衍生工具均按公允价值记录，详见附注3--主要会计政策摘要合并财务报表附注。 我们根据自愿交易方之间可交换衍生工具的价值，通过盈利记录衍生工具公允价值的变动。 我们的实物液化供应衍生合约的估值通常通过使用内部模型进行，该模型包括代表第三级公允价值计量的重大不可观察输入数据，详情见 附注3--主要会计政策摘要合并财务报表附注。 倘无法获得可观察数据，则会考虑市场参与者在评估资产或负债时可能使用的假设。 就使用期权定价模式估值而言，吾等认为不可观察期间能源单位的未来价格为估计公允价值净额的重大不可观察输入数据。 在估计能源单位的未来价格时，我们利用可用的市场数据对与商品指数流动性和波动性有关的市场风险作出判断。 事实及情况或额外资料的变动可能导致修订估计及判断，而实际结果可能与该等估计及判断不同。 我们根据观察到的历史结算全球液化天然气市场定价或公认的全球液化天然气市场定价代理以及结算国内天然气定价得出波动性假设。 该等波动性假设亦考虑截至结算日，该等指数的可观察远期曲线数据，以及不断演变的可用行业数据及独立研究。 在制定波动性假设时，我们承认全球液化天然气行业固有地受到各种事件的影响，如计划外供应限制、地缘政治事件、异常气候事件（包括干旱和历史标准异常温和）、冬季和夏季，以及对全球能源基础设施的真实或威胁破坏性运营影响。 我们目前对波动性的估计并不排除其他罕见事件的影响，除非我们相信市场参与者会因为他们声称这些事件是我们公司特有的，并被视为在我们的控制范围内而排除这些事件。
我们的公平值估计包括有关适用合约不确定性的以市场参与者为基础的假设，包括有关交付点的市场资料的可用性，以及满足合约事件或事态及交付开始的时间。 倘及当该等不确定性得到解决时，我们可能会确认对我们的经营业绩可能属重大的按公允价值计入盈利的变动。
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2023年12月31日及2022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： |
| | 2023 | | 2022 |
与期末仍持有的票据有关的公允价值的有利(不利)变化 | | $ | 1,318 | | | $ | (1,032) | |
于两个年度末持有的工具的公允价值变动主要归因于截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度内，我们的IPM协议的估计及可见远期国际液化天然气商品价格出现重大差异。
截至2023年12月31日和2022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17亿美元和37亿美元，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3--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。
第(7A)项包括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
SPL拥有商品衍生品，包括液化项目运营的天然气供应合同(The“液化供应衍生品”)。为了测试液化供应衍生产品的公允价值对基础商品价格变化的敏感性，管理层模拟了每个交付地点天然气商品价格10%的变化，如下所示(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022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 | $ | (1,657) | | | $ | 362 | | | $ | (3,741) | | | $ | 565 | |
看见附注8-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅我们的综合财务报表附注。
目录表
第8项：财务报表及补充数据
合并财务报表索引
Cheniere Energy Partners，L.P.
| | | | | |
管理层给Cheniere Energy Partners，L.P.单位持有人的报告 | 48 |
独立注册会计师事务所报告 | 49 |
合并损益表 | 53 |
合并资产负债表 | 54 |
合并合伙人权益报表(亏损) | 55 |
合并现金流量表 | 56 |
合并财务报表附注 | 57 |
注1--业务的组织和性质 | 57 |
附注2-单位持有人权益 | 57 |
附注3--主要会计政策摘要 | 58 |
附注4—受限制现金及现金等价物 | 62 |
附注5—贸易及其他应收账款，扣除当期预期信贷损失 | 62 |
附注6—存货 | 63 |
附注7—不动产、厂房及设备（扣除累计折旧） | 63 |
附注8-衍生工具 | 64 |
附注9—其他非流动资产净额 | 67 |
附注10--应计负债 | 68 |
附注11--债务 | 68 |
附注12-租契 | 71 |
注13--收入 | 72 |
附注14--关联方交易 | 76 |
说明15—每个共同单位净收入 | 78 |
附注16—承付款及意外开支 | 79 |
注17—客户集中度 | 81 |
附注18—补充现金流量资料 | 81 |
| |
| |
管理层致Cheniere Energy Partners，L.P.非股东的报告
管理层关于财务报告内部控制的报告
作为管理层，吾等负责建立及维持对Cheniere Energy Partners，L.P.（Cheniere Partners）及其附属公司。 为了按照2002年《萨班斯—奥克斯利法案》第404条的要求，评估财务报告内部控制的有效性，我们进行了一项评估，包括使用以下标准进行测试： 内部控制--综合框架(2013)特雷德威委员会赞助组织委员会发出(“COSO”）. Cheniere Partners的财务报告内部控制制度旨在合理保证财务报告的可靠性，并根据美利坚合众国公认的会计原则为外部目的编制财务报表。 由于其固有的局限性，对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，也只能为财务报表的编制和列报提供合理的保证。
根据我们的评估，我们得出的结论是，Cheniere Partners根据以下标准对截至2023年12月31日的财务报告保持了有效的内部控制， 内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
Cheniere Partners的独立注册公共会计师事务所KPMG LLP已就Cheniere Partners截至2023年12月31日的财务报告内部控制发布了审计报告，该审计报告载于本10—K表中。
管理人员的证书
Cheniere Partners普通合伙人的首席执行官和首席财务官根据2002年《萨班斯—奥克斯利法案》要求的证书已作为附件31和32列入Cheniere Partners表格10—K。
| | | | | |
| Cheniere Energy Partners，L.P. |
| | |
| 发信人： | 切尼埃能源合作伙伴GP，有限责任公司， |
| | 其普通合伙人 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 发信人： | /S/杰克·A·福斯科 | | 发信人： | /发稿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Cheniere Energy Partners，L.P.和
Cheniere Energy Partners GP，LLC董事会
Cheniere Energy Partners，L.P.：
对合并财务报表的几点看法
我们审计了Cheniere Energy Partners，L.P.及其附属公司的合并资产负债表，（合伙企业）截至2023年和2022年12月31日，截至2023年12月31日的三年期内各年度的相关合并收益表，合伙人权益（赤字）和现金流量表，及相关附注及财务报表附表一（统称为综合财务报表）。 我们认为，综合财务报表在所有重大方面公允列报了合伙企业于2023年及2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日止三年期间各年度的经营成果和现金流量，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，审计了合伙企业截至2023年12月31日的财务报告内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)该报告由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布，我们2024年2月21日的报告对伙伴关系财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。
意见基础
这些合并财务报表由伙伴关系管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对该等综合财务报表发表意见。 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，我们必须独立于合伙企业。
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。
第三级液化供应衍生产品的公允价值
如综合财务报表附注3和附注8所述，截至2023年12月31日，合伙企业记录的3级液化供应衍生工具的公允价值为16.76亿美元，其中包括IPM协议的公允价值。IPM协议是液化天然气设施运营的天然气供应合同。IPM协议的公允价值是使用包括期权定价模型在内的内部模型来制定的。这些模型纳入了大量不可观测的输入，包括不可观测时期的能源单位未来价格和波动性。
我们认为对某些IPM协议的3级液化供应衍生品的公允价值的评估是一项关键的审计事项。具体地说，需要复杂的审计师判断和专门技能和知识来评估期权定价模型的适当性和适用性，以及对不可观测时期和波动期间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。我们评估了与液化供应衍生品估值相关的某些内部控制的设计和运行效果，包括某些IPM协议下的内部控制。这包括与期权定价模型的适当性和适用有关的控制，以及对不可观测时期和波动期间能源单位未来价格的假设的评估。我们聘请了具有专业技能和知识的评估专业人员，他们通过以下方式协助测试管理层制定某些IPM协议的公允价值的流程：
•评估和测试与期权定价模型的适当性和应用有关的某些内部控制的设计和操作有效性
•通过检查合同协议和模型文件来评估期权定价模型的适当性和适用性，以确定该模型是否适合其预期用途
•通过与市场数据的比较，评估管理层对不可观测时期能源单位未来价格和波动性的假设的合理性。
自2014年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月21日
独立注册会计师事务所报告
致Cheniere Energy Partners，L.P.和
Cheniere Energy Partners GP，LLC董事会
Cheniere Energy Partners，L.P.：
财务报告内部控制之我见
我们已经审计了Cheniere Energy Partners，L.P.及其子公司（合伙企业）截至2023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2023年12月31日，伙伴关系在所有实质性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。
我们还根据上市公司会计监督委员会的标准进行了审计，（美国）（PCAOB），合伙企业截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表，相关合并收益表，合伙人权益（赤字）和现金流量表，截至2023年12月31日的三年期内各年度，以及有关附注和财务报表附表一 （统称为综合财务报表），而我们日期为2024年2月21日的报告对该等综合财务报表发表无保留意见。
意见基础
伙伴关系的管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并负责评估对财务报告的内部控制的有效性，这一评估载于随附的管理层关于财务报告的内部控制的报告。我们的责任是根据我们的审计结果，就伙伴关系对财务报告的内部控制提出意见。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，我们必须独立于合伙企业。
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)与保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关的政策和程序；(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)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的行为，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。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
2024年2月21日
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并损益表
(in百万，单位数据除外）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入 | | | | | | | | | | |
| 液化天然气收入 | | | | | | $ | 6,991 | | | $ | 11,507 | | | $ | 7,639 | |
| 液化天然气收入—附属公司 | | | | | | 2,475 | | | 4,568 | | | 1,472 | |
| 液化天然气收入关联方 | | | | | | — | | | — | | | 1 | |
| 再气化收入 | | | | | | 135 | | | 1,068 | | | 269 | |
| | | | | | | | | | |
| 其他收入 | | | | | | 63 | | | 63 | | | 53 | |
| | | | | | | | | | |
| 总收入 | | | | | | 9,664 | | | 17,206 | | | 9,434 | |
| | | | | | | | | | |
| 营运成本及开支 | | | | | | | | | | |
| 销售成本(不包括下面单独列出的项目) | | | | | | 2,721 | | | 11,887 | | | 5,290 | |
| 销售成本-附属公司 | | | | | | 22 | | | 213 | | | 84 | |
| 销售成本关联方 | | | | | | — | | | — | | | 17 | |
| 运维费用 | | | | | | 879 | | | 757 | | | 635 | |
| 运营和维护费用-附属公司 | | | | | | 166 | | | 166 | | | 142 | |
| 运维费用关联方 | | | | | | 62 | | | 72 | | | 46 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 一般和行政费用 | | | | | | 10 | | | 5 | | | 9 | |
| 一般和行政费用-附属公司 | | | | | | 89 | | | 92 | | | 85 | |
| 折旧及摊销费用 | | | | | | 672 | | | 634 | | | 557 | |
| 其他 | | | | | | 6 | | | — | | | 11 | |
| 其他-附属公司 | | | | | | 1 | | | — | | | 1 | |
| 总运营成本和费用 | | | | | | 4,628 | | | 13,826 | | | 6,877 | |
| | | | | | | | | | |
| 营业收入 | | | | | | 5,036 | | | 3,380 | | | 2,557 | |
| | | | | | | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | | | | | (823) | | | (870) | | | (831) | |
| 债务变更或清偿损失 | | | | | | (6) | | | (33) | | | (101) | |
| 利息和股息收入 | | | | | | 46 | | | 21 | | | 1 | |
| 其他收入，净额 | | | | | | 1 | | | — | | | 2 | |
| 其他收入—附属 | | | | | | — | | | — | | | 2 | |
| 其他费用合计 | | | | | | (782) | | | (882) | | | (927) | |
| | | | | | | | | | |
| 净收入 | | | | | | $ | 4,254 | | | $ | 2,498 | | | $ | 1,630 | |
| | | | | | | | | | |
基本及摊薄后的每共同单位净收益（1） | | | | | | $ | 6.95 | | | $ | 3.27 | | | $ | 3.00 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 未清偿共同单位加权平均数 | | | | | | 484.0 | | | 484.0 | | | 484.0 | |
(1)在计算每普通股基本及摊薄净收益时，净收益会根据两级法的规定减去分配给普通股以外的参与证券的未分配净收益。 看到 说明15—每个共同单位净收入.
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并资产负债表
(in百万，单位数据除外）
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 575 | | | $ | 904 | |
| 受限现金和现金等价物 | | 56 | | | 92 | |
| 贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额 | | 373 | | | 627 | |
| 应收贸易账款—附属公司 | | 278 | | | 551 | |
| | | | |
| 附属公司预付款 | | 84 | | | 177 | |
| 库存 | | 142 | | | 160 | |
| 流动衍生资产 | | 30 | | | 24 | |
| 保证金存款 | | — | | | 35 | |
| | | | |
| 其他流动资产，净额 | | 43 | | | 50 | |
| | | | |
| 流动资产总额 | | 1,581 | | | 2,620 | |
| | | | |
| | | | |
| 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | 16,212 | | | 16,725 | |
| 经营性租赁资产 | | 81 | | | 89 | |
| 债务发行成本，累计摊销后的净额 | | 16 | | | 8 | |
| 衍生资产 | | 40 | | | 28 | |
| 其他非流动资产，净额 | | 172 | | | 163 | |
| | | | |
| 总资产 | | $ | 18,102 | | | $ | 19,633 | |
| | | | |
责任和合作伙伴的亏损 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
| 应付帐款 | | $ | 69 | | | $ | 32 | |
| 应计负债 | | 806 | | | 1,378 | |
| 应计负债相关方 | | 5 | | | 6 | |
| 扣除贴现和债务发行成本后的经常债务 | | 300 | | | — | |
| 由于附属公司 | | 55 | | | 74 | |
| 递延收入 | | 114 | | | 144 | |
| 递延收入—附属公司 | | 3 | | | 3 | |
| | | | |
| 流动衍生负债 | | 196 | | | 769 | |
| 其他流动负债 | | 18 | | | 15 | |
| 流动负债总额 | | 1,566 | | | 2,421 | |
| | | | |
| 长期债务，扣除贴现和债务发行成本 | | 15,606 | | | 16,198 | |
| | | | |
| 经营租赁负债 | | 71 | | | 80 | |
| 融资租赁负债 | | 14 | | | 18 | |
| 衍生负债 | | 1,531 | | | 3,024 | |
| 其他非流动负债 | | 75 | | | — | |
| 其他非流动负债—附属公司 | | 23 | | | 23 | |
| | | | |
承付款和或有事项(见附注16) | | | | |
| | | | |
伙伴赤字 | | | | |
普通单位持有人权益（484.02023年12月31日及2022年12月31日已发行及未发行单位， | | 1,038 | | | (1,118) | |
| | | | |
普通合伙人的利益（2%利息， 9.92023年12月31日及2022年12月31日已发行及未发行单位， | | (1,822) | | | (1,013) | |
合作伙伴的总赤字 | | (784) | | | (2,131) | |
总负债和合伙人赤字 | | $ | 18,102 | | | $ | 19,633 | |
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合伙人权益（亏损）综合报表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|
| 普通单位持有人权益 | | | | | | 普通合伙人的利益 | | 合伙人权益总额（亏损） |
| 单位 | | 金额 | | | | | | | | | | 单位 | | 金额 | |
| 2020年12月31日余额 | 484.0 | | | $ | 714 | | | | | | | | | | | 9.9 | | | $ | (175) | | | $ | 539 | |
| 净收入 | — | | | 1,597 | | | | | | | | | | | — | | | 33 | | | 1,630 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 分配 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
常用单位，$2.66/单位 | — | | | (1,287) | | | | | | | | | | | — | | | — | | | (1,287) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通合伙单位 | — | | | — | | | | | | | | | | | — | | | (164) | | | (164) | |
| 2021年12月31日的余额 | 484.0 | | | 1,024 | | | | | | | | | | | 9.9 | | | (306) | | | 718 | |
| 净收入 | — | | | 2,448 | | | | | | | | | | | — | | | 50 | | | 2,498 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
更新的IPM协议（见 注18) | — | | | (2,712) | | | | | | | | | | | — | | | — | | | (2,712) | |
| 分配 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
常用单位，$3.88/单位 | — | | | (1,878) | | | | | | | | | | | — | | | — | | | (1,878) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通合伙单位 | — | | | — | | | | | | | | | | | — | | | (757) | | | (757) | |
| 2022年12月31日的余额 | 484.0 | | | (1,118) | | | | | | | | | | | 9.9 | | | (1,013) | | | (2,131) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
净收入 | — | | | 4,169 | | | | | | | | | | | — | | | 85 | | | 4,254 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 分配 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
常用单位，$4.16/单位 | — | | | (2,013) | | | | | | | | | | | — | | | — | | | (2,013) | |
| 普通合伙单位 | — | | | — | | | | | | | | | | | — | | | (894) | | | (894) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日的余额 | 484.0 | | | $ | 1,038 | | | | | | | | | | | 9.9 | | | $ | (1,822) | | | $ | (784) | |
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并现金流量表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
净收入 | $ | 4,254 | | | $ | 2,498 | | | $ | 1,630 | |
| 将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | |
| 折旧及摊销费用 | 672 | | | 634 | | | 557 | |
| 债务发行成本、溢价和贴现摊销 | 28 | | | 30 | | | 29 | |
| 债务变更或清偿损失 | 6 | | | 33 | | | 101 | |
衍生工具的总损失(收益)，净额 | (2,082) | | | 1,158 | | | (29) | |
| 衍生工具收益总额，净关联方 | — | | | — | | | (2) | |
用于结算衍生工具的现金净额 | (2) | | | (102) | | | (17) | |
| | | | | |
| 其他 | 20 | | | 44 | | | 27 | |
| | | | | |
| 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 | 254 | | | (112) | | | (204) | |
| 应收贸易账款—附属公司 | 273 | | | (335) | | | (32) | |
| 应收账款关联方 | — | | | — | | | (1) | |
| 附属公司预付款 | 85 | | | (36) | | | 2 | |
| 库存 | 18 | | | 12 | | | (68) | |
| 保证金存款 | 35 | | | (28) | | | (3) | |
| | | | | |
| 应付账款和应计负债 | (467) | | | 354 | | | 321 | |
| 应计负债相关方 | (2) | | | 3 | | | (1) | |
| 由于附属公司 | (18) | | | 20 | | | 1 | |
| 递延收入总额 | 46 | | | (11) | | | 18 | |
| 其他，净额 | (11) | | | (24) | | | (38) | |
| 其他，网络附属机构 | — | | | 11 | | | — | |
经营活动提供的净现金 | 3,109 | | | 4,149 | | | 2,291 | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 财产、厂房和设备、净值 | (220) | | | (451) | | | (648) | |
| 其他 | (7) | | | — | | | — | |
用于投资活动的现金净额 | (227) | | | (451) | | | (648) | |
| | | | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| 发行债务的收益 | 1,397 | | | 559 | | | 3,182 | |
| 债务的赎回和偿还 | (1,700) | | | (1,560) | | | (3,600) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 分配 | (2,907) | | | (2,635) | | | (1,451) | |
| 其他 | (37) | | | (40) | | | (107) | |
用于融资活动的现金净额 | (3,247) | | | (3,676) | | | (1,976) | |
| | | | | |
现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净增(减) | (365) | | | 22 | | | (333) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期初 | 996 | | | 974 | | | 1,307 | |
| 现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期末 | $ | 631 | | | $ | 996 | | | $ | 974 | |
每个合并资产负债表的余额：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| 现金和现金等价物 | $ | 575 | | | $ | 904 | |
| 受限现金和现金等价物 | 56 | | | 92 | |
| | | |
| 现金总额、现金等价物以及受限现金和现金等价物 | $ | 631 | | | $ | 996 | |
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注
注1-业务的组织和性质
我们拥有天然气液化和出口设施，位于路易斯安那州卡梅隆教区的萨宾帕斯（Sabine Pass， “Sabine Pass LNG终端”）， 六运营列车，总生产能力约为 30百万吨液化天然气（ "液化项目"）. Sabine Pass LNG终端也有可操作的再气化设施包括 五液化天然气储罐、气化器和三海上泊位。此外，Sabine Pass LNG终端包括一个 94我们子公司CTPL拥有的长达1英里的天然气供应管道，将Sabine Pass LNG终端与几条大型州际和州内管道(“克里奥尔步道管道”).
我们正在进行一项扩建项目，以提供额外的液化能力，我们已开始商业化，以支持与该扩建项目相关的额外液化能力。
我们没有员工，因此我们和我们的子公司在正常业务过程中与Cheniere关联公司签订了各种服务协议，包括建造、运营和维护液化项目所需的服务，以及行政服务。看见附注14--关联方交易在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，根据这些服务协议开展的活动的更多细节。
我们不缴纳联邦或州所得税，因为我们的合作伙伴对他们在我们应税收入中的可分配份额单独征税。截至2023年12月31日，我们的资产和负债的计税基准为#美元。9.9比我们报告的资产和负债金额少10亿美元。看见附注14--关联方交易有关我们税收分享协议下的所得税的详细信息。
截至2023年12月31日，Cheniere拥有48.6我们有限合伙人权益的%，形式为239.9 百万个单位。 Cheniere还拥有 100我们的普通合伙人权益和我们的激励分配权的%（"IDRs").
注2-非正式持有人权益
共同单位代表有限合伙人于本公司之权益，赋予单位持有人参与合伙分派及行使本公司合伙协议项下有限合伙人可享有之权利及特权。 虽然共同基金单位持有人没有义务为合伙企业的损失提供资金，但他们的资本账户继续分担损失，如果合伙企业清算，分配净资产时将考虑到这一账户。
普通合伙人权益有权至少 2%的所有分配。 此外，普通合伙人持有IDR，这允许普通合伙人在达到额外目标水平时从经营盈余中获得更高比例的可用现金季度分配，但可以将这些权利与普通合伙人的权益分开转让。 较高的百分比包括： 15%至50%，包括普通合伙人权益。
我们的合伙协议要求，在 45在每个季度结束后的几天内，我们分配所有可用现金，根据合伙协议的定义，一般来说，现金是我们在季度结束时的手头现金减去普通合伙人设立的任何储备金。 我们迄今已支付的所有分派均来自合伙协议所界定的累计经营盈余。
截至2023年12月31日，我们以普通股形式实益拥有的证券总额， 48.6%由Cheniere， 41.5%（按CQP目标控股公司有限责任公司）（"CQP目标控股公司"）和Blackstone Inc.的其他附属公司。（“黑石”）和Brookfield Asset Management Inc.（“布鲁克菲尔德”)和7.9%被公众接受。我们所有的人2Cheniere持有1%的普通合伙人权益。CQP Target Holdco的股权为50.0由Blackstone的附属公司BIP Chinook Holdco L.L.C.拥有%的股份，以及50.0BIF IV柏树聚合器(特拉华州)有限责任公司拥有BIF IV柏树聚合器(特拉华州)有限公司的股份，后者是Brookfield的附属公司。CQP Target Holdco、百仕通和Brookfield的所有权是基于它们最近向美国证券交易委员会提交的文件。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
注3-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。合并财务报表包括CQP及其持有多数股权的子公司的账目。在合并中，所有公司间账户和交易都已取消。
估计数
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数和相关假设，包括与衍生工具和其他工具的公允价值计量、财产、厂房和设备的使用年限以及某些估值(包括租赁和资产报废债务)有关的估计和假设。(“aros”)，每一项都在本说明各节下进一步讨论。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。第二层次投入是指资产或负债的直接或间接可观察到的投入，而不是包括在第一层次内的报价。第三层次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。我们试图最大限度地利用可观察到的投入，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8-衍生工具.
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。债务的公允价值是指我们在公开市场回购债务所需支付的估计金额，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。请参阅：附注11--债务对于我们的债务公允价值估计，包括我们的估计方法。
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。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
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，或某些合格成本，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。
通常，一旦个别项目满足以下标准，我们就开始资本化我们的液化天然气终端的成本：(1)获得监管部门的批准，(2)项目的融资可用，(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设备替代方案的初步审查和选择相关的专业费用、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。
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7—不动产、厂房及设备（扣除累计折旧）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。
我们做到了不记录截至2023年、2022年和2021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。
向服务提供商预付现金和转让资产
我们可能会将现金或实物资产转移给服务提供商，以支持他们维护的基础设施，这对于支持我们自己的运营是必要的。该等转让于本公司综合资产负债表的其他非流动资产内确认，并在本公司综合收益表的折旧及摊销费用内摊销，以与服务供应商协议的合约期或实物资产的使用年限较短者为准。这些资产的加权平均摊销期限约为30年份 截至2023年和2022年12月31日。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
利息资本化
我们主要在我们的液化天然气终端和相关资产的建设期间对利息成本进行资本化。于相关资产投入使用后，该等成本将于产生利息成本的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则不计折旧。
衍生工具
我们使用衍生品工具来对冲大宗商品价格风险对现金流波动的敞口。衍生工具按公允价值入账，并根据衍生工具的状况及预期结算时间，作为流动或非流动资产或负债计入综合资产负债表。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。
我们衍生工具的公允价值变动计入收益。我们做到了不在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，是否有任何衍生工具被指定为现金流、公允价值或净投资对冲。看见附注8-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递增借款利率来贴现我们预期的未来租赁付款。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。
经营租赁付款之租赁开支于租期内以直线法确认。 融资租赁的租赁开支按直线法摊销使用权资产及租赁负债按租赁期使用实际利率法计算的利息之总和确认。
我们的某些租赁还包含可变付款，只有当付款是实质上的固定付款时，才包括在使用权资产和租赁负债中，而这些付款实际上是不可避免的。
信用风险集中
可能使我们面临信贷集中风险的金融工具主要包括衍生工具及应收账款以及与我们的长期SPA及再气化合约有关的合约资产，各项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。 我们有 不与该等现金结余有关的已发生信贷亏损。
使用衍生工具使我们面对对手方信贷风险，或对手方无法履行其承诺的风险。 我们的若干商品衍生品交易乃透过场外合约进行，该等交易乃按每日保证金基准与投资级金融机构结算，故须承受名义信贷风险。 就该等合约存入的抵押品记录在我们的综合资产负债表的保证金存款内。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
我们持续监控交易对手的信誉，然而，我们无法预测交易对手的信誉的突然变化。 此外，即使该等变动并非突然发生，我们在减轻交易对手信贷风险增加的能力方面可能受到限制。 倘其中一方不履约，我们可能无法实现部分衍生工具的利益。
截至2023年12月31日，SPL拥有SPA，初始条款为 10或更多年，总计 11不同的第三方客户，并与Cheniere Marketing达成协议。 特别服务条款取决于各客户的信誉及彼等根据各自特别服务条款履行的意愿。
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。
债务
我们的债务包括流动及长期有抵押及无抵押债务证券以及与银行及其他贷款人的信贷融资。 债券发行由我们直接或透过证券交易商或承销商配售，并由机构及散户投资者持有。
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，并使用实际利息法计入利息支出，即资本化利息的净额。
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。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
我们有不记录了一个与克里奥尔小道管道有关的ARO 我们认为，无法预测克里奥尔小径管道提供的天然气运输服务何时将不再使用。 此外，我们与克里奥尔小道管道相关的道路权协议没有规定终止日期。 只要美国存在天然气供应和需求，我们打算运营克里奥尔小径管道，并打算定期维护。
业务细分市场
我们已确定我们作为单一经营及可报告分部经营。 我们的长期资产几乎都位于美国。 我们的主要营运决策者定期获提供综合财务资料，以作出资源分配决策及评估向客户交付综合液化天然气来源的表现。 定期向主要经营决策者提供的与公认会计原则最一致的财务计量为净收入（亏损）和总合并资产，如我们的综合财务报表所列。
最新会计准则
ASU 2020-04
2020年3月，FASB发布了ASU第2020-04号，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. 该指引主要提供临时选择性的加速，简化了因市场从伦敦银行同业拆息过渡到替代参考利率而对现有合约的合约修改的会计处理。 该准则项下的临时选择性延期已于2020年3月12日生效，并将于该准则的后续修订后直至2024年12月31日。
如中所述附注11--债务，我们所有现有信贷融资均包括与SOFR挂钩的可变利率，并于ASU 2020—04生效日期后通过替换先前信贷融资而纳入。 我们选择应用选择性加速（如适用于若干已替换融资）；然而，应用选择性加速的影响并不重大，且过渡至SOFR对我们的现金流量并无重大影响。
ASU 2023-07
2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07号，分部报告(主题280)。本指引要求公共实体，包括具有单一可报告分部的实体，在年度和中期基础上披露重大分部支出和其他分部项目，并在中期提供关于当前每年需要报告的分部损益和资产的所有披露。我们计划采用该指引，并在截至2024年12月31日的年度报告中强制生效时，追溯遵守适用的披露。
注4-受限现金和现金等价物
截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们拥有56百万美元和美元92根据某些债务安排的要求，根据合同或法律规定，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。
注5-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，构成如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 应收贸易账款 | | $ | 364 | | | $ | 603 | |
| 其他应收账款 | | 9 | | | 24 | |
| 贸易和其他应收账款总额，扣除当前预期信贷损失 | | $ | 373 | | | $ | 627 | |
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
注6-盘存
库存包括以下内容(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 材料 | | $ | 107 | | | $ | 103 | |
| 液化天然气 | | 12 | | | 27 | |
| 天然气 | | 22 | | | 28 | |
| 其他 | | 1 | | | 2 | |
| 总库存 | | $ | 142 | | | $ | 160 | |
注7-物业、厂房及设备，扣除累计折旧
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， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 液化天然气终端 | | | | |
| 终端和互连管道设施 | | $ | 20,176 | | | $ | 20,072 | |
| | | | |
| 在建工程 | | 189 | | | 140 | |
| 累计折旧 | | (4,173) | | | (3,512) | |
| LNG接收站总计，扣除累计折旧 | | 16,192 | | | 16,700 | |
| 固定资产 | | | | |
| 固定资产 | | 29 | | | 29 | |
| 累计折旧 | | (26) | | | (25) | |
| 固定资产共计，扣除累计折旧 | | 3 | | | 4 | |
| 融资租赁项下的资产 | | | | |
| 拖船 | | 23 | | | 23 | |
| 累计折旧 | | (6) | | | (2) | |
| 融资租赁项下总资产，扣除累计折旧 | | 17 | | | 21 | |
| 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | $ | 16,212 | | | $ | 16,725 | |
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： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 折旧费用 | | | | | | $ | 667 | | | $ | 630 | | | $ | 552 | |
| 对液化天然气终端成本的补偿(1) | | | | | | — | | | 148 | | | 105 | |
(1)我们确认与销售调试货物有关的LNG终端成本抵销，原因是该等金额是在液化项目各列车于其施工测试阶段开始商业运营前赚取或装载的。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
LNG终端成本
Sabine Pass液化天然气码头采用适用于不同可使用年期的液化天然气码头资产组别的直线折旧法折旧。 Sabine Pass LNG终端的可识别部件具有折旧寿命， 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 |
固定资产
我们的固定资产按成本入账，并根据个别资产或资产组别的估计年期以直线法折旧。
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若干拖船。 该等资产于各自租赁期内以直线法折旧。 看到 附注12-租契有关我们融资租赁的更多细节，请访问。
注8-衍生工具
我们拥有由天然气供应合约（包括根据我们的IPM协议）组成的商品衍生工具，以经营液化项目及扩建项目，以及相关的经济对冲（统称为 “液化供应衍生品”).
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。无SPL衍生工具的任何部分被指定为现金流量、公允价值或净投资对冲工具，公允价值的变动在我们的综合收益表中记录，但不用于调试过程，在这种情况下，该等变动被资本化。
下表显示了我们衍生工具的公允价值，这些工具要求按公允价值经常性计量，按公认会计原则规定的公允价值层次计算(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至公允价值计量 |
| 2023年12月31日 | | 2022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 |
| | | | | | | | | | | | | | | |
液化供应衍生产品资产(负债) | $ | 18 | | | $ | 1 | | | $ | (1,676) | | | $ | (1,657) | | | $ | (12) | | | $ | (10) | | | $ | (3,719) | | | $ | (3,741) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
我们使用基于市场或期权的方法对液化供应衍生品进行估值，该方法根据需要结合现值技术，该方法结合了可观察到的大宗商品价格曲线(如果可用)和其他相关数据。
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，会考虑市场参与者在评估资产或负债时可能使用的假设。在使用期权定价模型进行估值的程度上，我们考虑了未来能源单位的价格
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
不可观察期间被视为估计公允价值的重大不可观察投入。在估计能源单位的未来价格时，我们利用现有的市场数据对与大宗商品指数的流动性和波动性相关的市场风险做出判断。事实和情况或其他信息的变化可能会导致修正的估计和判断，而实际结果可能与这些估计和判断不同。我们根据观察到的历史上已结算的全球液化天然气市场定价或公认的全球液化天然气市场定价代理以及已结算的国内天然气定价来得出我们的波动性假设。此类波动率假设还考虑了截至资产负债表日期的此类指数的可观察远期曲线数据，以及不断变化的现有行业数据和独立研究。
在制定我们的波动性假设时，我们承认，全球液化天然气行业内在地受到各种事件的影响，如计划外供应限制、地缘政治事件、异常气候事件(包括干旱和异常温和的气候)、冬季和夏季，以及对全球能源基础设施的实际或可能的破坏性运营影响。我们目前对波动性的估计包括了其他罕见事件的影响，除非我们相信市场参与者会因为他们断言这些事件是我们公司特有的、被认为在我们控制之内而将这些事件排除在外。我们的公允价值估计纳入了基于市场参与者的假设，涉及某些合同不确定性，包括与交货点的市场信息可获得性有关的假设，以及合同事件或事件状态和交付开始的满意时间。我们可能会通过收益确认公允价值的变化，如果这种不确定性得到解决，这些变化可能会对我们的运营结果产生重大影响。
液化供应衍生工具内天然气头寸的第三级公平值计量可能受到若干天然气及国际液化天然气价格的重大变动的重大影响。 下表载列第三级液化供应衍生工具于二零二三年十二月三十一日不可观察输入数据的定量资料：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 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 | | $(1,676) | | 结合现值技术的市场法 | | Henry Hub基差 | | $(0.483) - $0.423 / $0.014 |
| | | | 期权定价模型 | | 国际液化天然气价差，相对于Henry Hub(2) | | 113% - 379% / 194% |
(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。
基准或定价差价的增加或减少单独将分别减少或增加液化供应衍生工具的公平值。
下表列示第三级液化供应衍生工具之公平值变动（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期初余额 | | | | | | $ | (3,719) | | | $ | 38 | | | $ | (21) | |
计入净收入的公允价值收益（亏损）已实现及变动（1）： | | | | | | | | | | |
| 包括在销售成本、现有交易中(2) | | | | | | 1,302 | | | (228) | | | 74 | |
| 包括在销售成本、新交易中(3) | | | | | | 16 | | | (804) | | | — | |
| 采购和结算： | | | | | | | | | | |
| 购买(4) | | | | | | — | | | (2,712) | | | (10) | |
| 定居点(5) | | | | | | 724 | | | (13) | | | (5) | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 转出第3层(6) | | | | | | 1 | | | — | | | — | |
| 期末余额 | | | | | | $ | (1,676) | | | $ | (3,719) | | | $ | 38 | |
与期末仍持有的票据有关的公允价值的有利(不利)变化 | | | | | | $ | 1,318 | | | $ | (1,032) | | | $ | 74 | |
(1)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期起的合同固定价格乘以合同成交量。
(2)对期初存在并在期末继续存在的交易的收益的影响。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
(3)对报告期内达成并在期末继续存在的交易的收益的影响。
(4)包括于报告期内就于报告期内订立并于期末继续存在的交易确认的任何首日收益（亏损），以及于收购日期以非零价值从实体收购的任何衍生工具合约（例如于报告期内转让或更替并于期末继续存在的衍生工具）。 有关2022年更新给我们的IPM协议的进一步讨论，请参见 附注18—补充现金流量资料.
(5)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。
(6)由于相关天然气购买协议有明显的市场行情而转出3级。
所有对手方衍生工具合约均规定在违约情况下无条件抵销权。 吾等已选择按净额基准呈报与同一交易对手订立的该等衍生合约所产生的衍生资产及负债以及无条件合约抵销权。 倘衍生工具处于资产状况，则使用衍生工具会令SPL承受对手方信贷风险，或对手方无法履行其承诺的风险。 此外，在衍生工具处于负债状况的情况下，交易对手面临SPL将无法履行其承诺的风险。 我们根据衍生工具的头寸将SPL的不履约风险和相应交易对手的不履约风险纳入公允价值计量中。 在就不履约风险的影响调整衍生工具合约的公平值时，吾等已考虑任何适用的信贷提升措施（如抵押品质押、抵销权及担保）的影响。
液化供应衍生产品
SPL持有液化供应衍生品，主要与天然气市场和国际液化天然气指数挂钩。 截至2023年12月31日，液化供应衍生工具的剩余固定条款范围约为 15几年，其中一些开始于对某些事件或事件状态的满意。
液化供应衍生工具之远期名义金额约为 6,245tbtu和 5,972于二零二三年十二月三十一日及二零二二年十二月三十一日，TBtu分别于二零二三年及二零二二年十二月三十一日，包括未达成合约条件之合约金额，且不包括截至二零二三年十二月三十一日仍不确定采取之延期选择权。
下表显示于综合收益表记录的液化供应衍生工具的影响及地点（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 在综合收益表中确认的收益（亏损） |
综合收益表地点（1） | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 液化天然气收入 | | | | | | $ | — | | | $ | 1 | | | $ | (1) | |
| 销售成本 | | | | | | 2,082 | | | (1,159) | | | 30 | |
| 销售成本关联方 | | | | | | — | | | — | | | 2 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
(1)不包括与通过实物交付结算的液化供应衍生工具相关的已变现价值。 与商品衍生活动有关的公平值波动按经济对冲的项目及衍生工具的性质及意图进行分类及呈列。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
衍生工具资产和负债的公允价值及其在合并资产负债表中的位置
下表显示液化供应衍生工具于综合资产负债表的公允值及所在地（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | 公允价值计量截至（1） | | | | |
| 合并资产负债表位置 | | 2023年12月31日 | | | | | | 2022年12月31日 | | | | |
| 流动衍生资产 | | $ | 30 | | | | | | | $ | 24 | | | | | |
| 衍生资产 | | 40 | | | | | | | 28 | | | | | |
| 衍生工具资产总额 | | 70 | | | | | | | 52 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 流动衍生负债 | | (196) | | | | | | | (769) | | | | | |
| 衍生负债 | | (1,531) | | | | | | | (3,024) | | | | | |
| 衍生负债总额 | | (1,727) | | | | | | | (3,793) | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 衍生负债，净额 | | $ | (1,657) | | | | | | | $ | (3,741) | | | | | |
(1)不包括交易对手向我们邮寄的担保物为美元4截至2023年12月31日，已计入我们综合资产负债表的其他流动负债，以及我们向交易对手张贴的抵押品为美元35 截至2022年12月31日，该金额计入我们的综合资产负债表的保证金存款。
合并资产负债表演示文稿
下表列示于综合资产负债表中按净额基准呈列的衍生工具的未行使衍生工具按毛额及净额基准（以百万计）的公平值：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 液化供应衍生产品 |
| | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 总资产 | | $ | 88 | | | $ | 57 | |
| 抵销金额 | | (18) | | | (5) | |
| 净资产 | | $ | 70 | | | $ | 52 | |
| | | | |
| 总负债 | | $ | (1,746) | | | $ | (3,814) | |
| 抵销金额 | | 19 | | | 21 | |
| 净负债 | | $ | (1,727) | | | $ | (3,793) | |
注：9-其他非流动资产净额
其他非流动资产净额包括以下各项（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 预付现金和转让资产给服务提供商，用于支持液化天然气终端的基础设施，扣除累计摊销 | | $ | 120 | | | $ | 109 | |
| | | | |
| | | | |
| 与税务有关的预付款和应收款 | | 17 | | | 17 | |
| | | | |
| 其他，净额 | | 35 | | | 37 | |
| 其他非流动资产合计，净额 | | $ | 172 | | | $ | 163 | |
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
注：10-应计负债
应计负债包括以下各项（百万美元）：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 购买天然气 | | $ | 464 | | | $ | 1,017 | |
| 利息成本和相关债务费用 | | 256 | | | 218 | |
| LNG接收站及相关管道费用 | | 77 | | | 137 | |
| 其他应计负债 | | 9 | | | 6 | |
| 应计负债总额 | | $ | 806 | | | $ | 1,378 | |
注11-债务
债务包括以下各项（百万）：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
SPL： | | | | |
| 高级担保票据： | | | | |
| | | | |
| | | | |
5.7502024年到期的百分比（ “2024年SPL高级债券”) | | $ | 300 | | | $ | 2,000 | |
5.6252025年到期的百分比 | | 2,000 | | | 2,000 | |
5.8752026年到期的百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
5.002027年到期的百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
4.2002028年到期的百分比 | | 1,350 | | | 1,350 | |
4.5002030年到期的百分比 | | 2,000 | | | 2,000 | |
4.7462037年到期的加权平均利率% | | 1,782 | | | 1,782 | |
SPL高级担保票据合计 | | 10,432 | | | 12,132 | |
周转金循环信贷和信用证偿还协议 “SPL周转基金”) | | — | | | — | |
循环信贷和担保协议 “SPL循环信贷安排”) | | — | | | — | |
债务总额- SPL | | 10,432 | | | 12,132 | |
| | | | |
CQP： | | | | |
| 高级注释： | | | | |
| | | | |
| | | | |
4.5002029年到期的百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
4.0002031年到期的百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
3.252032年到期的百分比 | | 1,200 | | | 1,200 | |
5.9502033年到期的百分比（ “2033年CQP高级票据”) | | 1,400 | | | — | |
CQP高级票据共计 | | 5,600 | | | 4,200 | |
信贷设施（ “CQP信贷服务”) | | — | | | — | |
循环信贷和担保协议 “CQP循环信贷安排”) | | — | | | — | |
债务总额- CQP | | 5,600 | | | 4,200 | |
| 债务总额 | | 16,032 | | | 16,332 | |
| | | | |
| 扣除贴现和债务发行成本后的经常债务 | | (300) | | | — | |
| | | | |
| 未摊销贴现和债务发行成本的长期部分，净额 | | (126) | | | (134) | |
| 长期债务总额，扣除贴现和债务发行成本 | | $ | 15,606 | | | $ | 16,198 | |
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，这些债务由相同的抵押品担保，并享有对其任何未来次级债务的优先偿付权。在许可留置权的限制下，SPL高级担保票据以平价通行证第一优先级，
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
在SPL的所有成员权益和SPL的几乎所有资产中的担保权益。 SPL可随时按有关SPL优先有价证券票据之契约所载之指定价格，另加截至赎回日期之应计及未付利息（如有）赎回全部或部分SPL优先有价证券票据。 于二零三七年到期的一系列SPL高级有抵押票据根据各自契约所载的固定摊销时间表悉数摊销。
CQP高级票据
CQP优先票据（2033年CQP优先票据除外）由我们的各附属公司（SPL除外）共同及个别担保，而Sabine Pass LP及2033年CQP优先票据由我们的各现有及未来附属公司共同及个别担保，该等附属公司不时为CQP循环信贷融资提供担保（各自均为“CQP循环信贷融资”）。 “担保人”总体而言，“CQP担保人”）. CQP优先票据为我们的优先债务，与我们其他现有及未来非次级债务享有同等的付款权，并优先于任何未来次级债务。 倘吾等之有抵押债务及CQP担保人之有抵押债务（CQP优先票据或根据CQP基本契约发行之任何其他系列票据除外）于任何一时间未偿还之总额超过（1）$1.51000亿美元和(2)美元10有形资产净值的百分比(或15%（就2033年CQP优先票据而言），CQP优先票据将以我们绝大部分现有及未来有形及无形资产及权利、CQP担保人以及CQP担保人的股权的第一优先留置权（受准许担保人规限）作抵押。 CQP优先票据的留置权（如适用）将与任何其他优先担保债务的持有人平等及按比例分享（受准许留置权规限）。 吾等可随时按规管CQP优先票据的各契约所载的指定价格赎回全部或部分CQP优先票据，另加至赎回日期的应计及未付利息（如有）。
以下是我们有义务在2023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 |
| 2024 | | $ | 300 | |
| 2025 | | 2,052 |
| 2026 | | 1,607 |
| 2027 | | 1,612 |
| 2028 | | 1,468 |
| 此后 | | 8,993 |
| 总计 | | $ | 16,032 | |
信贷安排
以下为截至2023年12月31日的未偿还信贷融资概要（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | SPL循环信贷额度（1）（2） | | CQP循环信贷安排(1)(3) | |
| 设施总规模 | | | | $ | 1,000 | | | $ | 1,000 | | |
| 更少： | | | | | | | |
| 未清偿余额 | | | | — | | | — | | |
| | | | | | | |
| 签发的信用证 | | | | 280 | | | — | | |
| 可用承诺 | | | | $ | 720 | | | $ | 1,000 | | |
| | | | | | | |
| 优先级排序 | | | | 高级安全保障 | | 高级无担保 | |
| 可用余额利率（4） | | | | SOFR加信用利差调整0.1%，外加1.0% - 1.75%或基本费率加0.0% - 0.75% | | SOFR加信用利差调整0.1%，外加1.125% - 2.0%或基本费率加0.125% - 1.0% | |
| | | | | | | |
| 未动用余额的承诺费（4） | | | | 0.075% - 0.30% | | 0.10% - 0.30% | |
| 到期日 | | | | 2028年6月23日 | | 2028年6月23日 | |
(1)于2023年6月，我们及SPL分别以CQP循环信贷融资及SPL循环信贷融资取代CQP信贷融资及SPL流动资金融资，导致到期日延长、借贷能力修订、利率及相关承诺费用降低以及条款及条件的若干其他变动。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
(2)SPL在SPL循环信贷机制下的债务以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。特别提款权循环信贷安排包含延长信贷的惯常合同条件。
(3)CQP循环信贷融资项下的责任由Cheniere Investments、SPLNG、CTPL、Sabine Pass LNG—GP，LLC、Sabine Pass Tug Services，LLC及Cheniere PipelGP Interests，LLC共同、个别及无条件担保。
(4)利率及承诺费用的差额可能会根据适用实体的信贷评级而变动。
与雪佛龙终止协议有关的债务清偿损失
我们截至2022年12月31日止年度的债务修改或偿还亏损包括偿还预期付款责任的亏损$31 与支付给雪佛龙美国公司的溢价有关的1000万美元。（《雪佛龙》）终止与他们订立的码头海事服务协议下的收入分享安排。 看到 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，这些契约可能会限制我们和我们的受限制子公司进行某些投资或支付股息或分派的能力。SPL一般不得根据管理其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，以及历史偿债覆盖率和预计偿债覆盖率至少为1.251.00满意。 于2023年12月31日，我们的综合附属公司受限制资产净值约为$561000万美元。
截至2023年12月31日，我们和SPL遵守了与我们各自债务协议相关的所有公约。
利息支出
扣除资本化利息后的利息支出总额由以下部分组成(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 总利息成本 | | | | | | $ | 831 | | | $ | 910 | | | $ | 963 | |
| 资本化利息 | | | | | | (8) | | | (40) | | | (132) | |
| 扣除资本化利息后的利息支出总额 | | | | | | $ | 823 | | | $ | 870 | | | $ | 831 | |
公允价值披露
下表显示了我们优先票据的账面价值和估计公允价值(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | | 携带
金额 | | 估计数
公允价值(1) | | 携带
金额 | | 估计数
公允价值(1) |
| 高级笔记 | | $ | 16,032 | | | $ | 15,636 | | | $ | 16,332 | | | $ | 15,386 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
(1)截至2023年12月31日和2022年12月31日，1.3我们的优先票据的公允价值中有10亿美元被归类为3级，因为这些优先票据的估值是通过对类似条款、到期日和信用状况的工具的交易或指示性出价产生的价格进行不可观察的非流动性调整来进行的。我们的优先票据的其余部分根据交易价格或工具的指示性报价被归类为2级。
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。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
注：12-租契
我们的租赁资产主要包括拖船和陆地场地。 我们的所有租赁均分类为经营租赁，惟我们的若干拖船则分类为融资租赁。
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 | | 2023 | | 2022 |
| 使用权资产--经营性 | 经营性租赁资产 | | $ | 81 | | | $ | 89 | |
| 使用权资产--融资 | 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | 17 | | | 21 | |
| 使用权资产总额 | | | $ | 98 | | | $ | 110 | |
| | | | | |
| 流动经营租赁负债 | 其他流动负债 | | 10 | | | 10 | |
| 流动融资租赁负债 | 其他流动负债 | | 4 | | | 4 | |
| 非流动经营租赁负债 | 经营租赁负债 | | 71 | | | 80 | |
| 非流动融资租赁负债 | 融资租赁负债 | | 14 | | | 18 | |
| 租赁总负债 | | | $ | 99 | | | 112 | |
下表列示我们综合收益表中租赁成本的分类及地点（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 综合收益表地点 | | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营租赁成本(1) | 业务费用和费用（2） | | | | | | $ | 13 | | | $ | 13 | | | $ | 12 | |
| 融资租赁成本： | | | | | | | | | | | |
| 使用权资产摊销 | 折旧及摊销费用 | | | | | | 4 | | | 2 | | | — | |
| 租赁负债利息 | 扣除资本化利息后的利息支出 | | | | | | 1 | | | — | | | — | |
| 总租赁成本 | | | | | | | $ | 18 | | | $ | 15 | | | $ | 12 | |
(1)包括$1截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度各年产生的可变租赁成本为百万美元。
(2)按照租赁资产的性质，以销售成本、运营和维护费用、一般和管理费用或一般和管理费用—附属费用列报。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
截至2023年12月31日，经营性和融资性租赁的未来年度最低租赁付款如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | 经营租约 | | 融资租赁 |
| 2024 | $ | 12 | | | $ | 5 | |
| 2025 | 12 | | | 5 | |
| 2026 | 12 | | | 5 | |
| 2027 | 12 | | | 5 | |
| 2028 | 3 | | | — | |
| 此后 | 92 | | | — | |
| 租赁付款总额 | 143 | | | 20 | |
| 减去：利息 | (62) | | | (2) | |
| 租赁负债现值 | $ | 81 | | | $ | 18 | |
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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022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) | 24.6 | | 4.1 | | 23.8 | | 5.1 |
| 加权平均贴现率 | 3.9 | % | | 4.8 | % | | 3.8 | % | | 4.8 | % |
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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 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 | 12 | | | 10 | | | 11 | |
| | | | | |
| 以经营性租赁负债换取的使用权资产 | 1 | | | — | | | 7 | |
| 以融资租赁负债换取的使用权资产 | — | | | 23 | | | — | |
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： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | | | | | |
| 液化天然气收入 | | | | | | $ | 6,991 | | | $ | 11,506 | | | $ | 7,640 | |
| 液化天然气收入—附属公司 | | | | | | 2,475 | | | 4,568 | | | 1,472 | |
| 液化天然气收入关联方 | | | | | | — | | | — | | | 1 | |
| 再气化收入 | | | | | | 135 | | | 1,068 | | | 269 | |
| 其他收入 | | | | | | 63 | | | 63 | | | 53 | |
| | | | | | | | | | |
| 与客户签订合同的总收入 | | | | | | 9,664 | | | 17,205 | | | 9,435 | |
导数净收益(亏损)(1) | | | | | | — | | | 1 | | | (1) | |
| 总收入 | | | | | | $ | 9,664 | | | $ | 17,206 | | | $ | 9,434 | |
(1)看见附注8-衍生工具有关我们的衍生品的更多信息。
液化天然气收入
我们与第三方客户签订了多项SPA协议，以FOB为基础销售LNG（在Sabine Pass LNG码头交付给客户）。 我们的客户购买LNG的价格通常包括每MMBtu LNG的固定费用（其中一部分费用会根据通货膨胀进行年度调整）加上每MMBtu LNG的可变费用，通常等于 115亨利·哈勃的% 固定费用部分为应付我们的金额，而不论客户是否取消或暂停液化天然气货物交付。 可变费用部分是一般只在交付液化天然气时支付予我们的金额，加上所有未来对通货膨胀固定费用的调整。 拟制作的SPA和合同数量
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
根据SPA提供的服务与特定列车不相关；但是，每个SPA的期限通常从特定列车首次商业交付之日开始。 此外，我们与Cheniere Marketing有协议，相关收入记录为LNG收入附属公司。 看到 附注14--关联方交易了解有关这些协议的更多信息。
液化天然气销售收入在液化天然气交付给客户的时间点确认，即在Sabine Pass液化天然气终端，这是法定所有权、实物所有权以及所有权转移给客户的风险和回报。 LNG的每一个分子被视为单独的履约义务。 我们根据截至合约磋商时各履约责任的独立售价分配各液化天然气销售安排的合约价格（包括固定及可变费用）。 吾等已得出结论，可变费用符合将可变代价分配至合约特定部分的例外情况。 因此，该等合约的可变代价分配至每一不同的液化天然气成分，并于该不同的液化天然气成分交付给客户时确认。 由于使用例外情况，与出售液化天然气有关的可变代价亦不包括在交易价格内。
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时，我们认为我们作为委托人的天然气销售，在综合收益表的收入内呈列，而当我们认为我们作为代理人的情况下，在综合收益表的销售成本内扣除。
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终端的再气化容量的Bcf/d已根据与TotalEnergies Gas & Power North America，Inc.的长期TUA预留。（“TotalEnergies”），根据该规定，无论他们是否使用液化天然气终端，他们都必须每月向SPLNG支付固定费用，总额约为美元125每年5亿美元，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。
于二零一二年，SPL与TotalEnergies订立部分TUA转让协议，据此，在液化项目的5号列车实质上完成后，SPL可获得TotalEnergies的绝大部分产能及TotalEnergies与SPLNG的TUA项下提供的其他服务。 该协议为SPL在Sabine Pass LNG码头提供了额外的停泊和储存能力，可用于增加管理LNG货物装卸活动的灵活性，并允许SPL更灵活地管理其LNG储存能力。 尽管TotalEnergies与SPL之间有任何安排，TotalEnergies须向SPLNG支付的款项将继续由TotalEnergies根据其TUA向SPLNG支付，而我们继续将从TotalEnergies收取的款项确认为收入。 TotalEnergies产生之成本于营运及维护开支确认。 截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度，SPL录得美元1321000万，$1311000万美元和300万美元129根据这项部分TUA转让协议，分别为运营和维护费用。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
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”)，2022年7月生效，一次性收费$765300万美元(“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年期间每年1.5亿欧元(经通胀调整)，在2022年12月31日SPLNG收到终止费后于2022年12月31日终止。我们分配了$765终止承诺的终止费为100万美元，其中796 2022年7月6日至2022年12月31日期间，可分配至TUA终止的现金流入，按比例确认为我们的综合损益表中的再转化收入，以及抵消美元31 于收到终止费后，于我们的综合收益表中报告为债务清偿损失，可分配至支付予雪佛龙的溢价，以终止与雪佛龙的收入分享安排，该安排入账为债务。
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、净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， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 合约资产，扣除即期预期信贷亏损 | | $ | 1 | | | $ | 1 | |
合约资产指我们根据销售合约条款向客户转让货品或服务而收取代价的权利，而相关代价尚未到期。
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2023年12月31日的年度 |
| | |
| 递延收入，期初 | | $ | 144 | |
| 收到但尚未在收入中确认的现金 | | 190 | |
| 从前期递延确认的收入 | | (144) | |
| 递延收入，期末 | | $ | 190 | |
下表反映我们对联属公司的合约负债的变动，我们在综合资产负债表中将其分类为递延收入—联属公司及其他非流动负债—联属公司（单位：百万）：
| | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日的年度 |
| | |
| 递延收入—附属公司，期初 | | $ | 8 | |
| 收到但尚未在收入中确认的现金 | | 5 | |
| 从前期递延确认的收入 | | (8) | |
| 递延收入—附属公司，期末 | | $ | 5 | |
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2023年12月31日和2022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。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | 不满意
成交价
(以十亿计) | | 加权平均识别时间(年)(1) | | 不满意
成交价
(以十亿计) | | 加权平均识别时间(年)(1) |
| 液化天然气收入(2) | | $ | 47.6 | | | 8 | | $ | 50.8 | | | 8 |
| 液化天然气收入—附属公司 | | 1.4 | | | 2 | | 2.0 | | | 2 |
| 再气化收入 | | 0.7 | | | 3 | | 0.8 | | | 4 |
| 总收入 | | $ | 49.7 | | | | | $ | 53.6 | | | |
(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。
(2)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，该等合约被视为已完成合约，当认为可能符合条件且代价不受最终定价及收据限制时，该等合约计入上述交易价格。
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金额将根据整个合同条款中基础可变指数(主要是Henry Hub)的未来价格以及消费者价格指数的调整而有所不同，前提是客户选择接受其液化天然气的交付。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。此外，我们排除了与合同上受当前建设或运营中液化能力以外的额外液化能力影响的容量相关的可变考虑因素。下表汇总了根据上表所列与客户签订的合同赚取的可变对价金额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | | 2023 | | 2022 | | |
| 液化天然气收入 | | | | | | 56 | % | | 74 | % | | |
| 液化天然气收入—附属公司 | | | | | | 69 | % | | 75 | % | | |
| 再气化收入 | | | | | | 7 | % | | 2 | % | | |
| | | | | | | | | | | |
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
注14-关联方交易
以下为我们与我们的联属公司及其他关联方在日常业务过程中进行的交易概要，并于我们的综合收益表中呈报（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 液化天然气收入—附属公司 | | | | | | | | | | |
与Cheniere Marketing签订的SPA和信函协议（1） | | | | | | $ | 2,472 | | | $ | 4,565 | | | $ | 1,453 | |
| 与其他附属公司的天然气和液化天然气买卖合同（2） | | | | | | 3 | | | 3 | | | 19 | |
| LNG总收入—附属公司 | | | | | | 2,475 | | | 4,568 | | | 1,472 | |
| | | | | | | | | | |
| 液化天然气收入关联方 | | | | | | | | | | |
| 天然气运输和储存协议（3） | | | | | | — | | | — | | | 1 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 销售成本-附属公司 | | | | | | | | | | |
| Cheniere营销协议（1） | | | | | | — | | | — | | | 34 | |
| 天然气和液化天然气买卖合同（2） | | | | | | 22 | | | 213 | | | 50 | |
| 销售总成本—附属公司 | | | | | | 22 | | | 213 | | | 84 | |
| | | | | | | | | | |
| 销售成本关联方 | | | | | | | | | | |
| 天然气运输和储存协议（3） | | | | | | — | | | — | | | 1 | |
| 天然气供应协议（4） | | | | | | — | | | — | | | 16 | |
| 销售相关方总成本 | | | | | | — | | | — | | | 17 | |
| | | | | | | | | | |
| 运营和维护费用-附属公司 | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 服务协议（5） | | | | | | 166 | | | 166 | | | 142 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 运维费用关联方 | | | | | | | | | | |
| 天然气运输和储存协议（3） | | | | | | 62 | | | 72 | | | 46 | |
| | | | | | | | | | |
| 一般和行政费用-附属公司 | | | | | | | | | | |
| 服务协议（5） | | | | | | 89 | | | 92 | | | 85 | |
| | | | | | | | | | |
| 其他-附属公司 | | | | | | | | | | |
| 服务协议（5） | | | | | | 1 | | | — | | | 1 | |
| | | | | | | | | | |
| 其他收入—附属 | | | | | | | | | | |
| 合作努力协定（6） | | | | | — | | | — | | | 2 | |
(1)SPL主要根据SPA和书面协议以等于 115Henry Hub的%外加固定费用，但与IPM协议相关的SPA除外，其定价与国际天然气价格挂钩。 SPL还与Cheniere Marketing签订了主SPA协议，允许我们通过根据本协议执行和交付确认书与Cheniere Marketing销售和购买LNG。 截至2023年和2022年12月31日，SPL拥有美元2721000万美元和300万美元551 根据与Cheniere Marketing的这些协议，分别支付1000万美元的贸易应收款。 此外，SPL与Cheniere的子公司达成了一项协议，以便在有限的情况下，在运营条件影响Sabine Pass或Corpus Christi液化设施的运营时，提供可能履行对LNG买家的承诺的能力。 该等货物的购买价格为下列两者中较高者： 115适用天然气原料采购价格的%或（b）FOB美国墨西哥湾沿岸液化天然气市场价格。
(2)SPL与Corpus Christi液化有限责任公司（LLC."覆铜板"）允许他们出售和购买天然气和LNG。 根据该等协议购买的天然气最初记录为库存，然后在出售时计入销售成本，惟与调试活动有关的采购被资本化为在建液化天然气接收站的采购除外。 此外，SPLNG能够根据与Cheniere Marketing的协议销售和购买天然气和液化天然气。 截至2023年12月31日和2022年，我们有$41000万美元和零贸易应收款—附属公司分别根据这些协议。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
(3)SPL为多项天然气运输及储存协议的订约方，而CTPL为于日常业务过程中与一名关连人士订立经营平衡协议的订约方，以经营液化项目。 该关联方由Brookfield部分拥有，Brookfield间接拥有我们部分有限合伙人权益。 SPL记录的应计负债相关方为美元51000万美元和300万美元6 于2023年12月31日及2022年12月31日，分别与该关联方持有百万美元。
(4)于日常业务过程中，我们与一名关连人士订立天然气供应协议，以获得固定的最低每日供气量，以供液化项目营运。 该关联方由Blackstone部分拥有，Blackstone也部分拥有CQP的有限合伙人权益。 然而，该实体于二零二一年十二月三十一日被非关联方收购；因此，截至该日期，该协议不再被视为关联方协议。
(5)我们并无雇员，因此我们及我们的附属公司在日常业务过程中与Cheniere的联属公司订立多项服务协议，包括建造、营运及维护液化项目所需的服务以及行政服务。 在液化项目的每列列车基本完成前，我们根据服务协议付款主要基于成本偿还结构，在每列列车完成后，我们的付款除偿还成本外，还包括每百万吨年的固定月费（按通货膨胀指数计算）。 截至2023年12月31日和2022年，我们有$841000万美元和300万美元177 根据服务协议分别向联营公司提供百万美元的预付款。 根据这些协定发生的未偿还数额记在一般和附属行政费用项下。
(6)苏丹人民解放阵线执行合作努力协定（"CEAs"）与路易斯安那州卡梅隆教区的税务当局，允许他们从2007年到2016年从SPLNG收取年度从价税的某些预付款。 这一举措的总承诺为美元，25多万10为了帮助他们在飓风丽塔后的重建工作。 为了换取SPLNG预付的年度从价税，卡梅隆教区给予SPLNG一美元对美元的信贷，以对抗未来对Sabine Pass LNG码头征收的从价税，最早于2019年。 2018年，SPLNG签署了一份谅解备忘录，该备忘录免除了约美元的费用。7.5 2022年，达成协议，将美元对美元贷款的开始推迟至2027年。 截至2023年12月31日和2022年，我们有$17 与向税务机关预付税款而到期的美元对美元抵免相关的金额，在我们的综合资产负债表中记录为其他非流动资产。 自2007年9月起，SPLNG与Cheniere Marketing签订了多项协议，据此，Cheniere Marketing将向SPLNG支付额外的TUA收入，数额相当于SPLNG根据CEAs应向卡梅隆教区税务当局支付的任何及所有款项。 作为从Cheniere Marketing收到的TUA收入的交换，SPLNG将向Cheniere Marketing支付相当于对Sabine Pass LNG终端征收的从价税的美元对美元信贷。 我们有$17 截至2023年12月31日和2022年12月31日，来自Cheniere Marketing的这些付款的其他非流动负债。
我们有一块钱551000万美元和300万美元74 截至2023年12月31日和2022年12月31日，根据与上述关联公司的协议，分别应付关联公司的款项。
根据与联营公司的收入合同披露未来对价， 注13--收入. 此外，披露与附属公司和关联方的未来合同义务也包括在 附注16—承付款及意外开支.
其他协议
码头海运服务协议
就其拖船租赁而言，拖船服务公司与Cheniere Terminals达成协议，在Sabine Pass LNG码头为其LNG货船提供拖船和海上服务。 该协议还规定，拖船服务公司应向Cheniere码头公司支付部分未来收入。 根据该协议，拖船服务公司分配了美元。131000万，$121000万美元和300万美元9 于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，本集团分别向Cheniere Terminals分派了1000万美元，该款项确认为在我们的合并合伙人权益表（亏损）中向我们的普通合伙人权益持有人分派的一部分。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
国家税收分享协议
SPLNG、SPL和CTPL各自与Cheniere签订了州税收分享协议。 根据该等协议，Cheniere已同意编制和提交所有州和地方纳税申报表，每个实体和Cheniere均须合并提交，并及时支付合并的州和地方税务责任。 倘Cheniere全权酌情要求付款，则各相关实体将向Cheniere支付相等于各实体按单独公司基准计算其州及地方税项负债时须支付的州及地方税项金额。 到目前为止， 不是 Cheniere根据税收分享协议要求缴纳的州和地方税款。 SPLNG、SPL及CTPL之协议分别于二零零八年一月、二零一二年八月及二零一三年五月或之后到期之报税表生效。
注：15-普通单位净收入
特定期间的每普通股单位净收入乃根据我们就报告期间的盈利或亏损向普通股单位持有人作出的分派，加上根据合伙协议条款分配的未分派净收入（亏损），除以未发行普通股单位的加权平均数。 我们于期内宣布的分派于合伙人权益（亏损）综合报表呈列。 2024年1月26日，我们宣布现金分配$1.035截至2024年2月7日，每普通单位支付予记录基金单位持有人，以及截至2023年12月31日止三个月于2024年2月14日支付的相关普通合伙人分派。 这些分配包括：0.775每单位和可变金额$0.260每单位。
两个人—分类法规定，一个时期的净收益减去将就该时期分配的可用现金数额，而代表未分配净收益的任何剩余数额分配给普通单位持有人和其他参与单位持有人，但每个单位可以分享净收益，犹如该时期的所有净收益已按照合伙企业的规定分配协议 未分配收入根据合伙协议中指定的可用现金分配瀑布分配至参与证券。 未分配亏损（包括因分配超过净收入而产生的亏损）根据合伙协议的规定按比例分配至普通股单位及其他参与证券。 即使现金分派不一定来自本期或前期盈利，在计算每普通股盈利时，分派仍被视为分派盈利。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
下表提供了净收入和分配给共同单位、附属单位、普通合伙单位和国际存款保险公司的净收入的对账，以计算单位的基本和摊薄净收入（单位：百万，单位数据除外）。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 总计 | | 有限合伙人共同单位 | | | | | | 普通合伙人单位 | | IDR |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | | | | | | |
| 净收入 | | $ | 4,254 | | | | | | | | | | | |
| 已宣布的分配 | | 2,861 | | | 1,997 | | | | | | | 57 | | | 807 | |
| 未分配净收入的假设分配（1） | | $ | 1,393 | | | 1,366 | | | | | | | 28 | | | — | |
| 净收入的假定分配 | | | | $ | 3,363 | | | | | | | $ | 85 | | | $ | 807 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 加权平均未偿还单位 | | | | 484.0 | | | | | | | | | |
| 单位基本和摊薄净收入 | | | | $ | 6.95 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | | | | |
| 净收入 | | $ | 2,498 | | | | | | | | | | | |
| 已宣布的分配 | | 2,982 | | | 2,057 | | | | | | | 60 | | | 865 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 未分配净亏损的假设分配（1） | | $ | (484) | | | (474) | | | | | | | (10) | | | — | |
| 净收入的假定分配 | | | | $ | 1,583 | | | | | | | $ | 50 | | | $ | 865 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 加权平均未偿还单位 | | | | 484.0 | | | | | | | | | |
| 单位基本和摊薄净收入 | | | | $ | 3.27 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | | | | | |
| 净收入 | | $ | 1,630 | | | | | | | | | | | |
| 已宣布的分配 | | 1,486 | | | 1,309 | | | | | | | 30 | | | 147 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 未分配净收入的假设分配（1） | | $ | 144 | | | 141 | | | | | | | 3 | | | — | |
| 净收入的假定分配 | | | | $ | 1,450 | | | | | | | $ | 33 | | | $ | 147 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 加权平均未偿还单位 | | | | 484.0 | | | | | | | | | |
| 单位基本及摊薄净收益（2） | | | | $ | 3.00 | | | | | | | | | |
(1)根据我们的合伙协议，IDRs仅在实际申报的现金分配金额的范围内参与净收益，从而将IDRs排除在未分配净收益（亏损）的参与之外。
(2)由于表中每单位基本及摊薄净收入按整数计算，故可能无法精确重新计算，而非按四舍五入数字计算。
注：16-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2023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。
天然气供应、运输和储存服务协议
SPL拥有实物天然气供应合同，以确保液化项目的天然气原料。 截至2023年12月31日，该等合约的剩余固定条款范围为： 15年，某些合同有续约选择，其中一些合同在满足某些事件或事态后开始生效。
此外，SPL与液化项目的天然气运输和储存服务协议。 天然气运输协议的初步固定条款范围为： 20年，某些合同有续约选择，其中一些合同在满足某些事件或事态后开始生效。 SPL天然气储存服务协议的初始固定条款范围为： 10好几年了。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
截至2023年12月31日，SPL根据天然气供应、运输和储存服务协议对合同条件已满足或目前预计将满足的合同的义务如下（以亿美元计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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） |
| 2024 | | $ | 3.7 | | | | | $ | 0.1 | |
| 2025 | | 3.5 | | | | | 0.1 | |
| 2026 | | 2.8 | | | | | — | |
| 2027 | | 2.4 | | | | | — | |
| 2028 | | 2.1 | | | | | — | |
| 此后 | | 7.5 | | | | | — | |
| 总计 | | $ | 22.0 | | | | | $ | 0.2 | |
(1)天然气供应协议的定价乃根据截至2023年12月31日的估计远期价格及基差计算。 IPM协议的定价基于全球天然气市场价格减去固定液化费和我们产生的某些成本。 全球天然气市场价格基于截至2023年12月31日的估计，如果远期价格不可用，并假设协议下的价格选择性情况下的最高价格。 我们的部分合约可能并未作为为提供天然气供应、运输及储存服务的相关资产安排融资的一部分而磋商。
(2)包括$0.810亿美元的天然气供应协议，但合同条件未得到满足。
服务和其他协议
我们根据服务及其他协议有若干固定承诺，金额为美元1.0 10亿美元与第三方和美元1.2 十亿与子公司。 看到 附注14--关联方交易了解有关与附属公司签订的此类协议的更多信息。
环境和监管事项
Sabine Pass LNG终端和CTPL受联邦、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，并要求我们获得并保持适用的许可证和其他授权。 不遵守这些法律可能导致法律诉讼，其中可能包括重大处罚。 我们相信，根据目前已知的资料，遵守该等法律及法规不会对我们的经营业绩、财务状况或现金流量造成重大不利影响。
法律诉讼
我们将来可能会作为一方参与各种法律诉讼，这些诉讼是日常业务过程中附带的。 我们定期分析当前信息，并在必要时就最终处置该等事项的可能负债计提应计费用。 我们确认与法律及监管事宜有关的法律费用。 管理层认为，截至2023年12月31日， 不是合理预期会对我们的经营业绩、财务状况或现金流量产生重大影响的未决法律事项。
目录表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并财务报表附注--续
注：17-客户集中度
我们的客户信用风险超过总收入和/或贸易和其他应收款的10%，扣除当前预期信用损失和合同资产，扣除当前预期信用损失，情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 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， |
| | | | | | | | |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 |
| 客户A | | | | | | 23% | | 22% | | 24% | | 22% | | 27% |
| 客户B | | | | | | 16% | | 15% | | 17% | | 16% | | * |
| 客户C | | | | | | 16% | | 15% | | 17% | | 12% | | 18% |
| 客户D | | | | | | 15% | | 15% | | 16% | | 15% | | 18% |
| 客户E | | | | | | 11% | | 10% | | 11% | | 12% | | * |
| 客户费用 | | | | | | * | | * | | * | | —% | | 13% |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
*低于10%
下表列示来自收入来源国的来自外部客户的收入（百万美元）。 我们将来自外部客户的收入归属于适用协议一方主要营业地点所在的国家。 我们的长期资产几乎都位于美国。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 来自外部客户的收入 |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 美国 | $ | 2,601 | | | $ | 5,278 | | | $ | 2,872 | |
| 韩国 | 1,169 | | | 1,932 | | | 1,336 | |
| 印度 | 1,119 | | | 1,951 | | | 1,342 | |
| 爱尔兰 | 1,058 | | | 1,858 | | | 1,237 | |
| 英国 | 717 | | | 1,026 | | | 966 | |
| 瑞士 | 245 | | | 593 | | | 208 | |
| 其他国家 | 280 | | | — | | | — | |
| 总计 | $ | 7,189 | | | $ | 12,638 | | | $ | 7,961 | |
注：18-补充现金流量信息
下表提供现金流量资料的补充披露（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期内为债务利息支付的现金，扣除资本化金额 | $ | 748 | | | $ | 777 | | | $ | 812 | |
| | | | | |
| 非现金投资活动： | | | | | |
不动产、厂房和设备未付购入额、净额和其他非流动资产净额 | 32 | | | 103 | | | 76 | |
| | | | | |
| | | | | |
从Corpus Christi LLC第三阶段液化中更新IPM协议(“CCL第三阶段”)
2022年3月，由于Cheniere先前承诺为液化项目6号列车的融资提供抵押，SPL和CCL第三阶段(原Cheniere的全资直属子公司，与CCL合并并并入CCL)签订了一项协议，向SPL转让IPM购买协议140,000每天MMBtu天然气，价格基于普氏日本和韩国市场(PART.N：行情).《JKM》)，期限约为15从2023年初开始的年份。这笔交易被视为在共同控制下的实体之间的转移，这要求我们承认在Cheniere的历史基础上承担的义务。在发生于2022年3月15日的转移时，我们确认了$2.7在我们的合并合伙人权益表(亏损)中，根据我们对当前衍生负债和衍生负债的假设，向Cheniere的普通单位持有人权益分配10亿美元1421000万美元和300万美元2.630亿美元，这代表了一种非现金融资活动。
项目9.报告会计和财务披露方面的变化和与会计人员的分歧
没有。
项目9A。管理控制和程序。
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，包括我们的普通合伙人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。
基于对截至2023年12月31日的财政年度结束的评估，我们的普通合伙人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(如交易法下的规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义的)有效，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，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含在我们的综合财务报表中，并以引用方式纳入本报告。
项目9B：提供其他资料
《交易法》第10b5—1条规定了一种肯定的抗辩，即允许预先安排的证券交易，以避免担心在可能拥有重大非公开信息的情况下在未来日期启动交易。 我们的内幕交易政策允许我们的普通合伙人的董事和执行官订立符合规则10b5—1的交易计划。 截至2023年12月31日止三个月期间，我们普通合伙人的执行官或董事概无采纳或终止规则10b5—1交易计划，或采纳或终止非规则10b5—1交易安排（定义见第S—K条第408（c）项）。
第9项C.禁止披露妨碍检查的外国司法管辖区
不适用。
第三部分
项目10. 董事、我们普通合伙人的执行人员和政府
Cheniere Partners的管理
Cheniere Partners GP作为我们的普通合作伙伴，负责管理我们的运营和活动。 我们的普通合伙人并非由基金单位持有人选举产生，日后亦不会定期重选连任。 我们普通合伙人的董事由普通合伙人的唯一成员选举产生。 基金单位持有人无权选举普通合伙人的董事或直接或间接参与本公司的管理或营运。
审计委员会
我们的普通合伙人的董事会已经任命了一个审计委员会，由Lon McCain，主席，Vincent Pagano，Jr。奥利弗·G。Richard，III，他们各自为独立董事，并满足纽约证券交易所上市标准和交易所法案规定的审计委员会成员的额外独立性和财务知识要求。 此外，我们的普通合伙人的董事会已经决定，Lon McCain和Oliver G。Richard，III符合SEC定义的审计委员会财务专家的资格。
审核委员会协助普通合伙人的董事会监督我们的综合财务报表的完整性，以及我们遵守法律和监管规定以及合伙政策和监控措施的情况。 审核委员会唯一有权保留及终止独立注册会计师事务所、批准所有核数服务及相关费用及其条款，以及预先批准独立注册会计师事务所将提供的任何非核数服务。 审核委员会亦负责确认我们独立注册会计师事务所的独立性及客观性。 我们的独立注册会计师事务所已获准不受限制地接触审计委员会。 我们的审计委员会章程张贴在 https://cqpir.cheniere.com/company-information/governance-documents.
冲突委员会
根据我们的合伙协议，我们普通合伙人的董事会任命了一个由独立董事文森特·帕加诺（Vincent Pagano）组成的冲突委员会，主席，James R. Ball，Lon McCain和Oliver G.理查德，三，审查董事会认为可能涉及利益冲突的具体事项。 冲突委员会将决定利益冲突的解决对我们是否公平合理。 冲突委员会的成员不得是普通合伙人的证券持有人、高级管理人员或雇员，普通合伙人的关联公司的董事、高级管理人员或雇员，或除普通股或其他公开交易股以外的任何所有权权益的持有人，并且必须符合纽约证券交易所、《交易法》和其他联邦证券法规定的独立性标准。 经冲突委员会批准的任何事项均最终被视为对我们公平合理，并经我们所有合伙人批准，而非我们的普通合伙人违反其可能欠我们或我们的单位持有人的任何责任。
CMI SPA委员会
我们的普通合作伙伴的董事会已经成立了一个由董事长James Ball、Taylor Johnson和Scott Peak组成的CMI SPA委员会，以批准Cheniere Marketing和SPL之间达成的液化天然气销售。
其他
我们没有提名委员会，因为我们的普通合伙人的董事管理我们的运营。
我们也没有薪酬委员会。我们没有员工、董事或高级管理人员。我们由我们的普通合作伙伴Cheniere Partners GP管理。我们的普通合伙人自成立以来没有向其高管支付任何现金薪酬。我们普通合伙人的所有高管也都是Cheniere的高管。Cheniere对这些高管作为Cheniere执行人员的职责进行补偿，包括管理我们的合作伙伴关系。Cheniere不会在为我们提供的服务和为Cheniere及其附属公司提供的服务之间分配这笔补偿。
我们普通合伙人的董事和高级管理人员
以下是截至2024年2月16日，关于目前在我们普通合伙人的董事会和高管任职的个人的信息。Baker先生、Dell‘Amore先生和Peak先生是根据CQP Holdco LP(f/k/a Blackstone CQP Holdco)(“CQP Holdco”)根据我们的普通合伙人的第三次修订和重新签署的有限责任公司协议(“GP LLC协议”)任命某些董事进入我们的普通合伙人的董事会。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 年龄 | | 选举日期 | | 我在我们的普通合伙人中的位置 |
| 杰克·A·福斯科 | | 61 | | 2016年5月 | | 董事会主席兼首席执行官总裁 |
| 布莱恩·贝克 | | 53 | | 2023年4月 | | 董事 |
| James R.球 | | 73 | | 2012年9月 | | 董事 |
| 扎克·戴维斯 | | 39 | | 2020年8月 | | 董事兼执行副总裁兼首席财务官 |
| Christopher Dell 'Amore | | 34 | | 2023年1月 | | 董事 |
| 科里·格林达尔 | | 52 | | 2022年9月 | | 董事兼执行副总裁兼首席运营官 |
| 泰勒—约翰逊 | | 44 | | 2023年6月 | | 董事兼副总法律顾问 |
| 朗·麦凯恩 | | 76 | | 2007年3月 | | 董事 |
| 文森特·帕加诺 | | 73 | | 2012年12月 | | 董事 |
| 斯科特峰 | | 43 | | 2023年4月 | | 董事 |
| 奥利弗·G.理查三世 | | 71 | | 2012年9月 | | 董事 |
Jack a.弗斯科
董事会主席、普通合伙人总裁兼首席执行官
Fusco先生自2016年5月起担任Cheniere的总裁兼首席执行官，并自2016年6月起担任董事。 此外，Fusco先生还担任我们普通合伙人的董事长、总裁和首席执行官。 Fusco先生也是Sabine Pass LNG，L.P.普通合伙人的经理、总裁和首席执行官，以及Sabine Pass液化有限责任公司的首席执行官。 Fusco先生于2012年获Institutional Investor评为电力行业最佳首席执行官，并于2013年获IR Magazine评为所有中型公司首席执行官或董事长评为最佳投资者关系。 Institutional Investor还将Fusco先生评为2020年全美最佳天然气行业首席执行官。
Fusco先生曾担任Calpine Corporation（"卡尔平"），2008年8月至2014年5月担任Calpine执行主席，2014年5月至2016年5月11日担任Calpine执行主席。 2008年8月至2018年3月，Fusco先生担任Calpine董事会成员，当时Calpine出售给Energy Capital Partners的附属公司和其他投资者财团完成。 2008年，卡尔派的主要股东聘请了富斯科，当时该公司正从破产中走出来。 卡尔平发展成为美国最大的天然气发电厂，安全可靠地满足了需要更清洁，更节能和可靠的电力来源的经济需求。 作为Calpine的首席执行官，Fusco先生管理着一个由约2，300名员工组成的团队，领导着美国最大的天然气采购商之一，成功开发了新的燃气发电设施，并谨慎管理与商业发电商相关的固有商品交易和资产负债表风险的公司。
Fusco先生在能源行业40多年的职业生涯始于1984年从加州州立大学萨克拉门托分校毕业并获得机械工程学士学位后，他受雇于太平洋天然气和电力公司。 13年后，他加入高盛，担任副总裁，负责大宗商品交易和批发电力营销，这一职务导致创建了独立电力生产商Orion Power Holdings，富斯科先生在高盛的支持下帮助创建了该公司，并于1998年至2002年担任高盛总裁兼首席执行官。 2004年，他被一群私人机构投资者邀请担任Texas Genco LLC的董事长兼首席执行官，并成功地管理了该业务从受监管的公用事业的子公司转变为强大和盈利的独立公司，在2006年与NRG合并后为股东带来了超过5倍的回报。 Fusco先生目前是美国—意大利癌症基金会的董事会成员，该基金会是一个支持癌症研究和教育的非营利组织。 我们决定由Fusco先生担任我们普通合伙人的董事，因为他之前领导成功的能源行业公司的经验以及他作为Cheniere总裁兼首席执行官的观点。
布莱恩·贝克
我们的普通合伙人董事和执行委员会成员
贝克先生是Brookfield Infrastructure Group的运营合伙人和北美地区负责人，负责评估投资机会，包括该地区的监督和投资战略。2021年10月至2023年9月，贝克先生担任加拿大一家主要的石油运输和天然气液体加工企业--国际管道公司的临时总裁兼首席执行官，并自2023年11月起担任国际管道公司董事会主席。在2007年加入Brookfield之前，Baker先生在加拿大西部的几家石油和天然气生产公司担任副总裁总裁和首席财务官。他之前是Collins Barrow特许会计师事务所的合伙人，在那里他专注于石油和天然气行业的咨询工作。贝克先生拥有卡尔加里大学的商业学士学位，是一名特许专业会计师。贝克先生带来了能源公司高管的经验和他在石油和天然气行业咨询工作中的见解，根据CQP Holdco在GP LLC协议下的权利，他被任命为我们普通合伙人的董事公司。于过去五年内，贝克先生并无于拥有根据交易所法案第12节或受该法案第15(D)节规定注册的证券类别的公司或根据投资公司法注册为投资公司的任何公司担任任何其他董事职务。
James R.球
董事是我们的普通合伙人，执行委员会和CMI SPA委员会主席，以及冲突委员会成员
鲍尔在2011年至2019年担任能源和股票咨询公司Tachebois Limited的高级顾问。2011年9月至2013年6月，鲍尔先生担任董事集团有限公司的非执行董事，该公司是一家提供商业能源咨询服务的专业服务公司。1988年至2003年，他担任Gas Strategy Group的首席执行官兼董事长，这是他创建的一家公司，他在那里度过了他的职业生涯，为许多世界上最大的液化天然气项目提供融资、开发和运营方面的咨询。从2004年到2011年8月，他还担任过董事天然气战略集团的高管。鲍尔先生在液化天然气业务方面拥有40多年的经验。鲍尔先生是能源研究所的研究员，也是天然气工程师和经理学会的伙伴。鲍尔先生拥有科罗拉多大学的经济学学士学位和贝叶斯商学院的硕士学位。考虑到鲍尔先生在能源行业担任顾问的背景，我们决定让鲍尔先生担任董事的普通合伙人。鲍尔先生并未在拥有根据《交易法》第12条登记的某类证券或受该法第15(D)条规定约束的公司担任任何其他董事职务，也未在根据1940年《投资公司法》注册为投资公司的任何公司担任过任何其他董事职务(《投资公司法》)在过去五年中。
扎克·戴维斯
总裁执行副总裁兼董事普通合伙人首席财务官兼执行委员会成员
戴维斯先生自2022年2月起担任Cheniere执行副总裁总裁兼首席财务官兼我们的普通合伙人，此前曾于2020年8月至2022年2月担任高级副总裁兼首席财务官。戴维斯也是切尼埃基金会的董事成员。机构投资者表彰Davis先生为2023年和2024年买方和卖方投资者群体评为能源-天然气和大师有限合伙企业全美最佳首席财务官。
戴维斯于2013年11月加入Cheniere。此前，他曾于2020年2月至2020年8月担任高级副总裁财务部部长，2016年10月至2020年2月担任总裁副财务部部长。戴维斯先生拥有超过17年的金融经验，主要是在液化天然气、电力、可再生能源、中游和基础设施领域。在加入Cheniere之前，Davis先生曾在瑞士信贷、马拉松资本和HSH Nordbank担任能源投资银行和项目融资职位。戴维斯先生获得了杜克大学经济学学士学位。考虑到戴维斯先生在能源金融方面的背景，以及他作为Cheniere执行副总裁总裁和首席财务官的观点，我们决定戴维斯先生担任我们的普通合伙人中的董事。于过去五年内，Davis先生并无于拥有根据交易所法案第12节或受该法案第15(D)节规定注册的证券类别的公司或根据投资公司法注册为投资公司的任何公司担任任何其他董事职务。
Christopher Dell 'Amore
我们的普通合伙人董事和执行委员会成员
Dell 'Amore先生是Blackstone Inc.基础设施部门的负责人。 自加入Blackstone以来，Dell 'Amore先生一直参与执行Blackstone对Mundys的投资，并自2023年起担任Tallgrass Energy董事会成员。 在加入Blackstone之前，Dell 'Amore先生曾在Morgan Stanley Infrastructure Partners（MSIP）和Fortress Investment Group工作，专注于能源、电力和运输领域的投资。 在此之前，Dell 'Amore先生是Société Générale能源部门的分析师。 Dell 'Amore先生曾担任Höegh LNG Holdings Ltd.的董事，浮式储存和再气化装置以及LNG运输船的主要拥有者和运营商，2021年5月至2021年9月担任董事会候补/观察员。 戴尔·爱莫尔先生获得了文学学士学位他毕业于高露洁大学经济学和西班牙语语言文学专业，以优异的成绩毕业于该大学，获得工商管理硕士学位。毕业于宾夕法尼亚大学沃顿商学院，获得硕士学位来自宾夕法尼亚大学Lauder Institute at the University of Pennsylvania的国际研究（拉丁美洲）。 Dell 'Amore先生还是America Needs You（纽约）的董事会成员。 根据GP LLC协议项下CQP Holdco的权利，Dell 'Amore先生获委任为我们普通合伙人的董事，并为董事会带来能源和基础设施投资经验。
科里·格林达尔
我们的普通合伙人的董事兼执行副总裁兼首席运营官
Grindal先生自2023年1月起担任Cheniere and Cheniere Partners GP的执行副总裁兼首席运营官。 Grindal先生曾于2020年11月至2023年1月担任全球贸易执行副总裁。 Grindal先生于2013年6月加入Cheniere担任供应副总裁后，于2016年9月至2020年9月担任天然气供应高级副总裁。 Grindal先生的加入是为了开发所需的基础设施，以确保可靠地向Cheniere的LNG终端交付，与美国的生产商社区建立必要的关系，并建立所需的系统、流程和人员，使Cheniere成为美国首屈一指的LNG出口商。 Grindal先生在管道建设和运营、项目管理以及天然气和电力贸易方面拥有超过30年的经验。 在加入Cheniere之前，Grindal先生在德意志银行工作，负责实物和金融交易。 在加入德意志银行之前，Grindal先生曾在Louis Dreyfus和Tenneco/El Paso公司任职。Grindal先生持有学士学位获德克萨斯大学奥斯汀分校机械工程荣誉学位。 由于Grindal先生在能源、石油和天然气贸易和营销行业的背景，我们决定由Grindal先生担任我们普通合伙人的董事。 Grindal先生于过去五年内并无在根据《交易法》第12条或根据《交易法》第15（d）条的规定注册的证券类别的公司或根据《投资公司法》注册为投资公司的任何公司担任任何其他董事职务。
泰勒—约翰逊
副总法律顾问兼普通合伙人助理秘书、普通合伙人董事及CMI SPA委员会成员
Johnson先生自2023年3月起担任Cheniere and Cheniere Partners GP的副总法律顾问。 Johnson先生于2017年4月加入Cheniere，担任助理总法律顾问，为Cheniere的商业交易、项目开发活动以及气候和可持续发展倡议提供法律支持和战略建议。 Johnson先生在LNG项目开发、LNG营销、LNG贸易和LNG运营方面拥有超过15年的经验。 在加入Cheniere之前，Johnson先生在Veresen Inc.担任高级法律和商务职位。BG集团。 约翰逊先生获得了学士学位。来自阿比林基督教大学的法学博士来自休斯顿大学 由于Johnson先生在商业交易方面的背景以及他作为Cheniere副总法律顾问的观点，我们决定由他担任我们普通合伙人的董事。 在过去五年内，Johnson先生并无在根据《交易法》第12条或根据《交易法》第15（d）条的规定注册的证券类别的公司或根据《投资公司法》注册为投资公司的任何公司担任任何其他董事职务。
朗·麦凯恩
我们的普通合伙人董事、审计委员会主席和冲突委员会成员
麦凯恩曾担任Ellora Energy Inc.的执行副总裁兼首席财务官，2009年7月至2010年8月，该公司是一家私营独立勘探和生产公司。 在此之前，他曾担任西港资源公司（Westport Resources Corporation）的副总裁、财务主管和首席财务官，该公司是一家上市的勘探和生产公司，从2001年起至2004年该公司被出售给Kerr—McGee Corporation。 从1992年到加入韦斯特波特，麦凯恩先生是高级副总裁和皮特里帕克曼公司的负责人，一家专门从事石油和天然气行业的投资银行。 从1978年到加入Petrie Parkman，麦凯恩先生在Presidio Oil Company、Petro—Lewis Corporation和Ceres Capital担任高级财务管理职位。 他目前是Crescent Energy Company的董事会成员，该公司是一家上市的能源投资公司。 麦凯恩此前曾在大陆资源公司（Continental Resources，Inc.）的董事会任职，一家上市的石油和天然气勘探和生产公司，从2006年到2022年的私人收购。 彼亦曾担任Contango Oil and Gas Company的董事会成员，该公司于二零二一年十二月与Independence Energy，LLC合并成立Crescent Energy Company。 麦凯恩先生收到了一个B.S.工商管理和工商管理硕士丹佛大学金融学专业 1982年至2005年，麦凯恩先生还担任丹佛大学金融学兼职教授。 我们决定让麦凯恩先生担任我们普通合伙人的董事，因为他有担任能源公司首席财务官的经验，以及他作为能源行业投资银行家的背景。
文森特·帕加诺
我们的普通合伙人董事、冲突委员会主席和审计委员会成员
Pagano先生曾担任Simpson Thacher & Bartlett LLP律师事务所的高级企业合伙人，从1981年起至2012年底退休，专注于资本市场交易和上市公司咨询事宜。 帕加诺先生以优异成绩获得哈佛法学院法学学位和学士学位。利哈伊大学工程学专业，以优异成绩获得硕士学位。加州大学伯克利分校的工程学专业。 Pagano先生还担任Hovnanian Enterprises，Inc.的董事，一家上市的房屋建筑公司，并担任L3技术公司的董事，该公司是一家航空航天和国防公司，从2013年开始，直到2019年6月与哈里斯公司合并。 Pagano先生因其资本市场专业知识以及在各种公司事务上担任上市公司顾问的经验，决定担任我们普通合伙人的董事。
斯科特峰
我们的普通合伙人董事、执行委员会成员和CMI SPA委员会成员
Peak先生是Brookfield基础设施集团的管理合伙人和北美区负责人。 在此职位上，他负责美洲的区域监督和投资战略领导，并参与全球投资倡议的筛选和评估。 Peak先生曾担任Brookfield基础设施集团北美首席投资官，负责基础设施投资，并担任休斯顿办事处负责人。 在2016年1月加入Brookfield之前，Peak先生在麦格理集团有限公司工作了十年，他专注于基础设施领域。 此前，Peak先生曾在纽约Drescent Kleinwort Wasserstein的并购部门工作。 Peak先生曾担任Cheniere Energy，Inc.的董事。2022年4月至2023年4月，以及2020年9月至2022年4月，Cheniere Partners的普通合伙人。 Peak先生持有欧洲工商管理学院金融硕士学位和文学学士学位。贝茨学院的经济学专业 Peak先生拥有丰富的能源和基础设施投资经验，并根据GP LLC协议项下CQP Holdco的权利获委任为普通合伙人的董事。 在过去五年内，Peak先生并无在根据《交易法》第12条或根据《交易法》第15（d）条的规定注册的某类证券的公司或根据《投资公司法》注册为投资公司的任何公司担任任何其他董事职务。
奥利弗·G.理查三世
我们的普通合伙人董事，审计委员会和冲突委员会成员
Richard先生是能源和管理行业的私人咨询公司Empire of the Seed，LLC的所有者和总裁。 Richard先生于1995年至2000年担任天然气公司哥伦比亚能源集团的董事长、总裁兼首席执行官，并担任七叶树合伙公司的董事，一家上市的石油产品管道和终端公司，从2009年到2019年的收购。 理查德先生从1982年到1985年担任联邦能源管理委员会委员。 Richard先生曾担任美国电力公司董事，2013年1月至2023年9月，一家公开上市的电力公司。 理查德先生收到了B. S。在新闻学，法学博士。路易斯安那州立大学和乔治敦大学税务法学硕士。 决定由Richard先生担任我们普通合伙人的董事，因为他在能源行业的广泛背景，包括他在能源行业的公共和私营部门的经验。
道德守则
我们的商业行为和道德准则涵盖了广泛的商业惯例和程序，并进一步加强了我们诚实、忠诚、公平和直率的基本原则。《商业行为和道德准则》得到了我们普通合伙人董事的批准。我们的商业行为和道德准则适用于我们所有的董事、高级管理人员和员工，张贴在Https://cqpir.cheniere.com/company-information/governance-documents.我们还打算在我们的网站上公布对我们的普通合伙人高管的商业行为和道德准则的任何更改或豁免。
拖欠款项第16(A)条报告
交易法第16条要求我们的普通合伙人的董事和高管以及拥有我们登记类别的股权证券超过10%的人向美国证券交易委员会提交初始所有权报告和所有权变更报告。美国证券交易委员会规定，此类人士必须向我们提供他们提交的所有第16(A)款表格的副本。仅根据我们对提供给我们的此类表格的副本以及我们普通合伙人的董事和高管的书面陈述(或根据我们所知的其他情况)的审查，我们相信在2023年期间及时满足了第16(A)条的所有备案要求。
第11项。 高管薪酬
薪酬问题的探讨与分析
我们的普通合伙人自成立以来没有向其执行官支付现金补偿。 我们普通合伙人的所有执行官亦为Cheniere的执行官。 Cheniere对这些高级职员履行Cheniere执行官职责（包括管理我们的合伙企业）给予补偿。 Cheniere不会在为我们提供的服务和为Cheniere及其附属公司提供的服务之间分配此补偿。 相反，Cheniere的一家附属公司为我们提供各种一般和行政服务，包括技术、商业、监管、财务、会计、库务、税务和法律人员配备以及相关支持服务，根据服务协议，我们支付季度非实报实销的间接费用报销费用300万美元（经通胀调整）。 有关服务协议的说明，请参见 附注14--关联方交易本表格10—K第8项下的合并财务报表附注。
2007年，我们的普通合伙人董事会采纳了Cheniere Energy Partners，L.P.长期激励计划，适用于我们普通合伙人的雇员、顾问和董事、其附属公司的雇员和其附属公司的顾问。 该计划的目的是加强吸引和留住对我们的合作关系的成功运作至关重要的合资格人士，并鼓励他们通过持有我们的股权将其利益与我们的利益保持一致。 该计划允许授出购股权、受限制单位、虚拟单位及单位增值权。 根据该计划，最多可授予1，250，000个单位。 根据该计划授予的唯一奖励是以虚拟单位的形式授予我们普通合伙人的非管理层董事，董事会选择以共同单位、现金或同等金额在四年归属期内支付。
薪酬委员会报告
如上所述，我们普通合伙人的董事会没有薪酬委员会。 为履行其职责，我们的普通合伙人董事会（代替薪酬委员会）已与管理层审阅及讨论薪酬讨论及分析。 基于此审查和讨论，我们普通合伙人的董事会建议将薪酬讨论和分析纳入本年度报告的表格10—K。
由我们普通合伙人的董事会成员：
杰克·A·福斯科
布莱恩·贝克
James R.球
扎克·戴维斯
Christopher Dell 'Amore
科里·格林达尔
泰勒—约翰逊
朗·麦凯恩
文森特·帕加诺
斯科特峰
奥利弗·G.理查三世
薪酬委员会联锁与内部人参与
如上所述，我们普通合伙人的董事会没有薪酬委员会。 倘向普通合伙人的高级职员支付任何补偿，则该补偿将由普通合伙人的全体董事会审阅及批准，因为彼等在需要时履行补偿委员会的职能。 于二零二三年，概无普通合伙人的董事或行政人员担任其他实体的薪酬委员会成员，该实体曾或曾有行政人员担任普通合伙人的董事会成员。
董事薪酬
于2014年7月22日，我们的普通合伙人的董事会批准向我们的普通合伙人的每名非管理层董事收取70，000美元的年度费用，自批准日期起按比例生效。 还核准了审计委员会主席30 000美元的年费；审计委员会除主席以外的成员15 000美元的年费；冲突委员会主席10 000美元的年费；冲突委员会成员包括主席每次会议2 500美元的年费；执行委员会主席10 000美元的年费；执行委员会非雇员成员（包括主席）每次会议2，500美元；CMI SPA委员会主席30，000美元。 所有董事袍金自当选董事会之日起按比例计算，并按季度支付。
除了支付给非管理层董事的年费外，鲍尔、麦凯恩、帕加诺和理查德每年每人获得3000个幻影单位。 四分之一虚拟单位将于授出日期首周年开始之每个周年归属。 于归属时，董事会选择以普通单位支付现金，金额相等于普通单位于该日的公平市值，或两者相等金额。 董事并无就尚未行使的虚拟基金单位收取分派，亦无产生分派。 Baker先生是Brookfield基础设施部门的运营合伙人，Dell 'Amore先生是Blackstone Inc.基础设施部门的负责人。Peak先生是Brookfield基础设施集团的管理合伙人和北美负责人。 他们不会因担任董事而获得额外报酬。
下表列示于二零二三财政年度就担任普通合伙人董事会成员而支付的薪酬：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 费用
挣来
或已支付
在现金中 | | 单位
奖项(1) | | 选择权
奖项 | | 非股权
激励计划
补偿 | | 养老金价值变动和非合格递延补偿收入 | | 所有其他
补偿 | | 总计 |
| 杰克·A·福斯科(2) | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | $ | — |
| 布莱恩·贝克(3)(4) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
| 詹姆斯·R·鲍尔(5) | | 112,500 | | | 159,780 | | | — | | | — | | | — | | | — | | 272,280 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 扎克·戴维斯(2) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
| 克里斯托弗·戴尔·艾莫尔(3)(4) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
| 科里·格林达尔(2) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
| 泰勒·约翰逊(2)(3) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
| 亚当·库恩利(3)(4) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 朗·麦凯恩(6) | | 100,000 | | | 134,730 | | | — | | | — | | | — | | | — | | 234,730 |
| 马克·穆尔斯基(3)(4) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
| 小文森特·帕加诺(7) | | 95,000 | | | 177,900 | | | — | | | — | | | — | | | — | | 272,900 |
| 斯科特·皮克(3)(4) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
| 奥利弗·G·理查德，III(8) | | 85,000 | | | 159,780 | | | — | | | — | | | — | | | — | | 244,780 |
| 马修·朗克尔(3)(4) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 蒂姆·怀亚特（2）（3） | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — |
(1)反映授出日期公允价值总额。 虚拟单位将根据董事的选择以共同单位、现金或两者相等数额的方式结算。 单位按授出日期之收市单位价格估值，并按季度基准重估至归属日期。
(2)Fusco先生、Davis先生及Grindal先生于二零二三财政年度担任我们普通合伙人的执行官及Cheniere的执行官。 Johnson先生自2023年6月28日起担任我们普通合伙人的高级管理人员和Cheniere的高级管理人员。 Wyatt先生于2023年1月1日至6月28日期间担任我们普通合伙人的高级管理人员和Cheniere的执行人员。 Cheniere对这些官员履行Cheniere员工职责的报酬，包括管理我们的合伙企业。 他们不会因担任董事而获得额外报酬。
(3)自2023年1月31日起，Messr。Dell 'Amore被任命为我们的普通合伙人和Messr的董事会成员。Kuhnley辞去普通合伙人董事会成员职务。 自2023年4月4日起，Baker先生和Peak先生被任命为普通合伙人的董事会成员，Murski先生和Runkle先生各自辞去普通合伙人的董事会成员。 自2023年6月28日起，Messr。彼等获委任为普通合伙人及麦仕之董事会成员。怀亚特辞去普通合伙人董事会成员职务。
(4)Baker先生、Dell 'Amore先生、Kuhnley先生、Murski先生、Peak先生和Runkle先生均为Blackstone或Brookfield先生（视情况而定）的员工。 他们不会因担任董事而获得额外报酬.
(5)Ball先生于2023年获授3，000个虚拟单位，授出日期公允价值为159，780美元。 此外，Ball先生还收到了119，835美元现金和750个共同单位，原因是早年授予的3，000个虚拟单位在2023年归属。 截至2023年12月31日，他持有7，500个虚拟单位和6，750个普通单位，共计14，250个单位。
(6)麦凯恩先生在2023年获得了3，000个虚拟单位，授予日期的公允价值为134，730美元。 此外，麦凯恩还获得了33，683美元现金和2，250个普通单位，因为早些年授予的3，000个虚拟单位将于2023年归属。截至2023年12月31日，他持有7，500个虚拟单位和13，875个普通单位，共计21，375个单位。
(7)Pagano先生于2023年获授3，000个虚拟单位，授出日期公允价值为177，900美元。 此外，Pagano先生收到了88，950美元现金和1，500个普通单位，原因是早些年授予的3，000个虚拟单位，并于2023年归属。 截至2023年12月31日，他持有7，500个虚拟单位和11，625个普通单位，共计19，125个单位。
(8)Richard先生于2023年获授3，000个虚拟单位，授出日期公允价值为159，780美元。 此外，Richard先生还收到了79，890美元现金和1，500个普通单位，原因是早年授予的3，000个虚拟单位于2023年归属。 截至2023年12月31日，他持有7，500个虚拟单位和15，750个普通单位，共计23，250个单位。
董事的弥偿
吾等已与各董事订立弥偿协议，就董事在担任Cheniere Partners GP或吾等任何附属公司的董事、高级职员、雇员、控制人、销售单位持有人、代理人或受托人期间，因代表吾等采取或未采取行动而产生的所有开支及索偿作出弥偿。 根据该等协议，一般不会提供弥偿（1）就董事提出的申索，惟根据弥偿协议提出的弥偿申索除外，倘吾等批准提出该等申索，或倘特拉华有限责任公司法要求提供弥偿，因为吾等董事已就该等申索的是非曲直胜诉，（2）根据《交易法》第16（b）条提出的索赔，或（3）如果法院作出了最终判决，确定董事的行为是恶意的，从事欺诈或故意不当行为，或在刑事案件的情况下，明知行为是非法的。 赔偿将在法律允许的范围内提供，Cheniere Partners GP的成立证书和有限责任公司协议，并在更大程度上，如果法律规定，保险范围在赔偿协议日期后扩大。 在任何情况下，保险范围将不少于赔偿协议签订之日的保险范围。
项目12. 某些受益所有人的安全所有权和管理层以及有关的未成年人事项
有限合伙人在我们合伙企业中的权益被划分为单位。 截至2024年2月16日，以下单位未偿还：4.840亿普通单位和990万普通合伙人单位。
实益拥有单位的金额及百分比乃根据美国证券交易委员会关于确定证券实益拥有权的规定呈报。 根据证券交易委员会的规则，如果一个人拥有或分享“投票权”，其中包括投票权或指导该证券的投票权，或“投资权”，其中包括处置或指导处置该证券的权力，则被视为该证券的“受益所有人”。 一个人也被视为其有权在60天内获得受益所有权的任何证券的受益所有人。 根据本规则，多于一人可被视为同一证券的实益拥有人，而任何人可被视为其并无经济利益的证券的实益拥有人。
除脚注所述者外，下表所列人士对其实益拥有的所有单位拥有唯一的投票权和投资权，惟须遵守共同体财产法（如适用）。 除脚注所示外，下列实益拥有人的地址为845 Texas Avenue，Suite 1250，Houston，Texas 77002。
拥有超过百分之五未租单位的业主
下表显示截至2024年2月16日，我们所知拥有我们共同单位及╱或普通合伙人单位超过百分之五的实益拥有人：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 实益拥有人姓名或名称 | | 实益拥有的共同单位 | | 实益拥有的普通单位百分比 | | | | | | | | | | 实益拥有的证券总额百分比 |
| Cheniere Energy，Inc.(1) | | 239,872,502 | | 50% | | | | | | | | | | 51% |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 黑石集团(Blackstone Inc.) | | 203,984,605 | | 42% | | | | | | | | | | 41% |
| 布鲁克菲尔德资产管理。(3) | | 204,321,313 | | 42% | | | | | | | | | | 41% |
(1)Cheniere Energy，Inc.还拥有我们的普通合伙人单位9,878,047股。
(2)信息基于CQP Rockies Platform LLC，CQP Common Holdco L.P.，BIP Chinook Holdco L.L.C.(338,242个普通股的纪录保持者)，BIP-V Chinook Holdco II L.L.C.(123,848个普通股的纪录保持者)，BIP Holdings Manager，L.L.C.，Blackstone Infrastructure Associates L.P.，BIA GP L.P.，BIA GP L.L.C.，Blackstone Holdings III L.P.，Blackstone Holdings III GP L.P.，BIP Holdings Manager，L.L.C.，Blackstone Infrastructure Associates L.P.，BIA GP L.P.，BIP Chinook Holdco L.L.C.(338,242个普通股的纪录保持者)，BIP-V Chinook Holdco II L.L.C.(123,848个普通股的纪录保持者)，BIP Holdings Manager，L.L.C.，Blackstone Infrastructure Associates L.P.，BIA GP L.P.，BIA GP L.C.，Blackstone Holdings III L.P.，Blackstone Holdings III GP L.P.，黑石控股III GP Management L.L.C.、Blackstone Inc.(前身为黑石)、Blackstone Group Management L.L.C.和Stephen A.Schwarzman，后者还将CQP Holdco LP列为190,070,316个普通股的纪录保持者，BIP-V Chinook Holdco L.L.C.(BIP-V Chinook Holdco L.L.C.“BIP-V”)作为13,170,436个共同单位的记录保持者。此外，黑石公司的间接子公司嘉实基金顾问有限公司是281,763个普通单位的实益拥有人，该等单位基于2020年9月28日提交给美国证券交易委员会的附表13D/A。
黑石集团及其附属公司。本脚注中所列人员的地址为纽约公园大道345号，邮编：10154。
(3)信息基于布鲁克菲尔德资产管理于2020年9月30日提交给美国证券交易委员会的附表13D和2021年6月9日提交给美国证券交易委员会的Form 4。“布鲁克菲尔德”)、BIF IV柏树聚合器(特拉华州)LLC(“BIF IV柏树聚合器”)、Brookfield Infrastructure Fund IV GP LLC(“BIF”)、Brookfield Asset Management私人机构资本顾问(加拿大)、LP(《BAMPIC Canada》)及BAM Partners Trust(前称Partners Limited)("合作伙伴"）. Brookfield Public Securities Group LLC管理的投资基金是1，080，561个普通股的实益拥有人。 本报告所述由报告人实益拥有的190，070，316个普通单位由CQP Holdco LP直接持有。本报告所述由报告人实益拥有的13，170，436个普通单位由BIP—V. CQP Target Holdco L.L.C.直接持有。（前身为BX CQP Target Holdco L.L.C.）（"目标控股公司"）为Blackstone CQP Common Holdco L.P.（Blackstone Common Holdco）、CQP Holdco LP和BX Rockies Platform Co LLC（《BX Rockies》），并凭借其与BIP—V的关系，可被视为分享BIP—V直接持有的普通股单位的实益拥有权。BIF IV Cypress聚合器为Target Holdco的成员。 BIF是BIF IV Cypress Aggregator的间接普通合伙人。 BAMPIC Canada是BIF的投资顾问。 Brookfield是Brookfield基础设施基金III GP和BAMPIC Canada的最终母公司。 因此，Brookfield、BIF IV Cypress Aggregator、BIF、BAMPIC Canada和Partners可被视为实益拥有Blackstone Common Holdco、CQP Holdco LP、BX Rockies和BIP—V各自持有的记录普通股单位。本脚注中所述各人士的地址为181 Bay Street，Suite 300，Brookfield Place，Toronto，Ontario M5J 2T3，Canada。
董事及行政人员
下表载列于二零二四年二月十六日由普通合伙人的各董事及执行人员以及普通合伙人的所有现任董事及执行人员作为一个集团实益拥有的共同单位的资料。 于2024年2月16日，CQP的现任董事及执行人员实益拥有合共48，000个普通股单位（少于当时尚未行使普通股单位的1%）。
该表还提供了有关Cheniere Energy，Inc.的信息。截至2024年2月16日，由我们普通合伙人的每位现任董事和执行官以及我们普通合伙人的所有董事和执行官作为一个集团实益拥有。 截至2024年2月16日，Cheniere Energy，Inc.约有2.35亿股普通股流通在外。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | Cheniere Energy Partners，L.P. | | | | Cheniere能源公司 |
| 实益拥有人姓名或名称 | | 实益所有权的数额和性质 | | 班级百分比 | | | | | | 实益所有权的数额和性质 | | 班级百分比 |
| 杰克·A·福斯科 | | — | | | —% | | | | | | 724,063 | | | *% |
| 扎克·戴维斯 | | — | | | — | | | | | | 102,597 | | | * |
| 科里·格林达尔 | | — | | | — | | | | | | 143,667 | | | * |
| 布莱恩·贝克(1) | | — | | | — | | | | | | — | | | — |
| James R.球 | | 6,750 | | | * | | | | | | — | | | — |
| 克里斯托弗·戴尔·爱莫尔(1) | | — | | | — | | | | | | — | | | — |
| 泰勒—约翰逊 | | — | | | — | | | | | | 40,287 | | | * |
| 朗·麦凯恩 | | 13,875 | | | * | | | | | | — | | | — |
| 文森特·帕加诺 | | 11,625 | | | * | | | | | | — | | | — |
| 斯科特·皮克(1) | | — | | | — | | | | | | — | | | — |
| 奥利弗·G.理查三世 | | 15,750 | | | * | | | | | | — | | | — |
| 所有现任董事和执行干事作为一个集团(11人) | | 48,000 | | | *% | | | | | | 1,010,614 | | | *% |
*失业率不到1%
(1)Baker先生、Dell‘Amore先生和Peak先生被任命为我们普通合伙人的董事，这是根据CQP Holdco根据GP LLC协议任命某些董事进入我们普通合伙人董事会的权利。
股权薪酬计划信息
2007年，我们的普通合伙人董事会通过了Cheniere Energy Partners，L.P.长期激励计划。下表提供了截至2023年12月31日有关该计划的某些信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 计划类别 | | 在行使未偿还期权、认股权证和权利时将发行的证券数量(1) | | 已发行股票的加权平均行权价
期权、认股权证及权利 | | 根据股权补偿计划剩余可供未来发行的证券数量(不包括第一栏反映的证券)(2) |
| 证券持有人批准的股权补偿计划 | | — | | 不适用 | | — |
| 未经证券持有人批准的股权补偿计划 | | 16,500 | | 不适用 | | 1,175,000 |
| 总计 | | 16,500 | | 不适用 | | 1,175,000 |
(1)已被授予的虚拟单位在董事选举时以普通单位在归属时以现金支付，金额相当于该日期普通单位的公平市场价值，或两者兼而有之。
(2)剩余可供发行的证券数量不包括在归属向董事发行的未归属虚拟单位时为发行保留的证券，这些董事已不可撤销地选择以普通单位代替现金。
有关长期激励计划的更多信息，请参阅“薪酬讨论和分析”。
第13项：建立某些关系和相关交易，以及董事的独立性
关联方交易
在我们于2007年完成首次公开招股之前，我们普通合伙人的经理批准了与我们持续运营以及在我们清算的情况下向我们普通合伙人及其附属公司进行的分配和付款。在我们的运营阶段，我们通常会向我们的单位持有人，包括我们的联属公司，进行现金分配，如项目5.注册人普通股、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场，本年度报告的表格10-K。在我们清算时，我们的合伙人，包括我们的普通合伙人，将有权根据他们各自的资本账户余额获得清算分配。
与关联人交易的审查、核准和批准程序
根据审计委员会章程，我们的普通合伙人的审计委员会必须审查和批准合伙企业与任何关联方之间的所有交易或一系列相关的金融交易、安排或关系，如果涉及的金额超过120,000美元，且此类交易未经我们普通合伙人的冲突委员会审查。下列关联方交易是对中描述的关联方交易的补充附注14--关联方交易我们的合并财务报表附注，在此并入作为参考。除下文所述外，此类关联方交易由我们的普通合伙人董事会成员批准，董事会成员包括审计委员会的每一名成员。
在决定是否批准或批准关联方交易时，我们普通合伙人的审计委员会将采用以下标准和它认为合适的其他标准：
•关联方交易的条件是否不低于在相同或相似情况下非关联第三方通常可获得的条件；
•该交易对合伙企业或关联方是否具有重大意义；以及
•关联人在交易中的利益程度。
此外，根据我们的普通合伙人董事会批准的我们的商业行为和道德准则，我们普通合伙人的董事、高级管理人员和员工应提请合规者注意
任何冲突或潜在的利益冲突。如果我们与董事、高管或我们的任何关联公司之间出现冲突或潜在的利益冲突，董事会应根据我们的有限合伙协议的规定解决任何此类冲突或潜在的冲突。
独立董事
由于我们是有限合伙企业，纽约证券交易所美国证券交易所不要求我们的普通合伙人的董事会由符合纽约证券交易所美国证券交易所要求的独立标准的大多数董事组成。我们的普通合伙人董事会已根据以下纽约证券交易所美国独立标准确定鲍尔、麦凯恩、帕加诺和理查德先生为独立董事。如果存在以下任何一种关系，董事就不是独立的：
•董事现为或在过去三年内受雇于合伙企业、普通合伙人，或受雇于合伙企业的任何母公司或附属公司或普通合伙人，但以前受雇为临时行政人员(但临时雇用的时间不超过一年)；
•董事接受或有直系亲属接受合伙企业、普通合伙人、合伙企业的任何母公司或子公司或普通合伙人在独立决定前三年内连续十二个月内向其支付的超过12万美元的薪酬，但董事会或委员会服务的薪酬，以及支付给作为合伙企业非执行雇员的直系亲属的薪酬、普通合伙人、合伙企业的任何母公司或子公司或普通合伙人的薪酬除外；
•是个人的直系亲属的董事，而该个人是或在过去三年内的任何时间曾受雇于该合伙企业、普通合伙人或该合伙企业的任何母公司或附属公司或普通合伙人为高管；
•董事是或有直系亲属，而该合伙人、控股股东或高管是任何组织的合伙人、控股股东或高管，而该合伙、普通合伙人或该合伙的任何母公司或子公司是该合伙企业或普通合伙人所属的组织，或该合伙企业、普通合伙人、该合伙企业的任何母公司或子公司或普通合伙人从该组织收取的款项(纯粹来自对我们共同单位的投资或根据非酌情慈善捐款配对计划支付的款项除外)在最近三个财政年度的任何一年，超过该组织在该年度综合总收入的5%，或$200,000，以较多者为准；
•董事是或有直系亲属受雇为另一实体的高管，而在最近三个会计年度内的任何时间，该合伙企业的任何高管、普通合伙人或该合伙企业的任何母公司或子公司或普通合伙人均为该其他实体的薪酬委员会成员；或
•是或有直系亲属的董事，是合伙企业的外部审计师的现任合伙人、普通合伙人、合伙企业的母公司或子公司或普通合伙人，或者是合伙企业的外部审计师的合伙人或雇员、普通合伙人、合伙企业的任何母公司或子公司或在过去三年中的任何时间参与我们审计的普通合伙人。
项目14.支付总会计师费用和服务费
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。下表列出了毕马威有限责任公司为2023年和2022年提供的专业服务收取的费用(单位：百万)：
审计费-2023年和2022年的审计费用包括与对我们的年度合并财务报表进行综合审计、审查我们的中期合并财务报表以及与注册报表和债务发行相关的服务相关的费用，包括安慰信和同意书。
审计相关费用-2023年和2022年没有审计相关费用。
税费-2023年和2022年没有税费。
其他费用-2023年和2022年没有其他费用。
审计师预批准政策和程序
根据审计委员会的章程，审计委员会必须事先审查和批准由独立会计师提供的所有审计和合法允许的非审计服务以及这些服务的费用。非审计服务(审查和认证服务除外)属于美国证券交易委员会规定的例外情况的，不需要预先审批。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的财政年度内向我们提供的所有审计和非审计服务都是预先批准的。
第四部分
项目15.清单、展品和财务报表附表
(A)提供财务报表和展品
(1)以下财务报表-Cheniere Energy Partners，L.P.：
| | | | | |
管理层给Cheniere Energy Partners，L.P.单位持有人的报告 | 48 |
独立注册会计师事务所报告 | 49 |
合并损益表 | 53 |
合并资产负债表 | 54 |
合并合伙人权益报表(亏损) | 55 |
合并现金流量表 | 56 |
合并财务报表附注 | 57 |
(二)财务报表明细表：
| | | | | |
附表一—注册人截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度的简明财务资料 | 107 |
（3） 展品：
作为本表10—K的附件提交的某些协议包含协议各方的陈述、保证、契约和条件，这些陈述、保证和条件仅为协议各方的利益而作出。 这些声明、保证、契约和条件：
•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；
•可能因在协议谈判中向其他各方作出的披露而受到限制，该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，这些陈述和保证可能不描述其作出之日或任何其他时间的实际情况。 这些协议是为了向您提供与其条款有关的信息，而不旨在提供与合作伙伴或协议其他各方有关的任何其他事实或披露信息。 投资者不应将其视为事实陈述。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | | 合伙企业、Cheniere LNG Holdings，LLC、Cheniere Partners GP、Cheniere Investments、Sabine Pass LNG-GP，Inc.和Sabine Pass LP之间的出资和转让协议，自2007年3月26日起生效 | | CQP | | 8-K | | 10.4 | | 3/26/2007 |
| 2.2 | | 由合伙企业、Cheniere管道公司、Grand Cheniere管道公司、有限责任公司和Cheniere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 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 3.1 | | 合伙企业有限合伙证书 | | CQP (美国证券交易委员会第333-139572号文件) | | S-1 | | 3.1 | | 12/21/2006 |
| 3.2 | | 第四次修订和重新签署的《有限合伙协议》，日期为2017年2月14日 | | CQP | | 8-K | | 3.1 | | 2/21/2017 |
| 3.3 | | Cheniere Partners GP成立证书 | | CQP (美国证券交易委员会第333-139572号文件) | | S-1 | | 3.3 | | 12/21/2006 |
| 3.4 | | Cheniere Partners GP的第三份经修订和重述的有限责任公司协议，日期为2012年8月9日 | | CQP | | 8-K | | 3.2 | | 8/9/2012 |
| 4.1 | | 通用单位证书的格式（作为附件A至附件3.2） | | CQP | | 8-K | | 3.1 | | 2/21/2017 |
| 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，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 |
| 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 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 4.21 | | 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 | | CQP | | 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) | | CQP | | 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 | | CQP | | 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) | | CQP | | 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 | | CQP | | 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) | | CQP | | 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 | | CQP | | 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) | | CQP | | 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 | | CQP | | 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) | | CQP | | 10-K | | 4.32 | | 2/24/2022 |
| 4.34 | | 2017年9月18日，合伙企业、其担保方和纽约梅隆银行（作为该契约的受托人）签订的契约 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/18/2017 |
| 4.35 | | 第一份补充契约，日期为2017年9月18日，合伙企业、其担保方和纽约梅隆银行（作为契约下的受托人） | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/18/2017 |
| 4.36 | | 第二份补充契约，日期为2018年9月11日，合伙企业、其担保方和作为契约受托人的纽约梅隆银行 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2018 |
| 4.37 | | 第三份补充契约，日期为2019年9月12日，合伙企业、其担保方和作为契约受托人的纽约梅隆银行 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 |
| 4.38 | | 2029年到期的4.500%优先票据的格式（见上文附件A—1至附件4.37） | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 |
| 4.39 | | 第四次补充契约，日期为2020年11月5日，合伙企业、其担保方和纽约梅隆银行（作为契约下的受托人） | | CQP | | 10-Q | | 4.1 | | 11/6/2020 |
| 4.40 | | 第五份补充契约，日期为2021年3月11日，合伙企业、其担保方和作为契约受托人的纽约梅隆银行 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/11/2021 |
| 4.41 | | 2031年到期的4.000%优先票据的格式（见上文附件A—1至附件4.40） | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/11/2021 |
| 4.42 | | 第六份补充契约，日期为2021年9月27日，合伙企业、其担保方和作为契约受托人的纽约梅隆银行 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/27/2021 |
| 4.43 | | 2032年到期的3.25%优先票据的格式（见上文附件A—1至附件4.42） | | 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 |
| 4.44 | | 第七份补充契约，日期为2021年9月27日，合伙企业、其担保方和纽约梅隆银行（作为契约受托人） | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 10/1/2021 |
| 4.45 | | 第八份补充契约，日期为2023年6月21日，合伙企业、其担保方和纽约梅隆银行（作为契约受托人） | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/21/2023 |
| 4.46 | | 2033年到期的5.950%优先票据的格式（作为上文附件A至附件4.45） | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/21/2023 |
| 4.47* | | 根据1934年《证券交易法》第12条登记的注册人证券说明 | | | | | | | | |
| 10.1 | | 高级循环信贷和担保协议，由SPL作为借款人、本公司的某些子公司、丰业银行作为高级贷款代理、法国兴业银行作为共同担保受托人、发证行和贷款人不时与其他参与方签订 | | SPL (美国证券交易委员会第333-273238号文件) | | S-4 | | 10.46 | | 7/13/2023 |
| 10.2 | | 第四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 | | SPL (美国证券交易委员会第333-273238号文件) | | S-4 | | 10.44 | | 7/13/2023 |
| 10.3 | | 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 |
| 10.4 | | 《信贷与担保协议》，日期为2023年6月23日，其中合伙为借款人，合伙的若干附属公司为附属担保人，贷款人为不时的出借方，法国兴业银行、Natixis、三井住友银行、丰业银行和富国银行为开证行，三菱UFG银行株式会社为行政代理兼协调牵头安排人，若干安排行和其他参与方为其他参与方 | | CQP | | 10-Q | | 10.2 | | 8/3/2023 |
| 10.5† | | Cheniere Energy Partners，L.P.2007年长期激励计划 | | CQP | | 8-K | | 10.3 | | 3/26/2007 |
| 10.6† | | Cheniere Energy Partners，L.P.长期激励计划下的幻影单位协议表(2012重新加载奖) | | CQP | | 10-Q | | 10.9 | | 11/2/2012 |
| 10.7† | | Cheniere Energy Partners，L.P.长期激励计划下的影子单位协议表格 | | CQP | | 10-Q | | 10.8 | | 11/2/2012 |
| 10.8† | | Cheniere Energy Partners，L.P.长期激励计划下的影子单位协议表格(单位结算) | | CQP | | 10-K | | 10.41 | | 2/20/2015 |
| 10.9† | | Cheniere Energy Partners，L.P.长期激励计划下的影子单位协议表(重新加载单位结算) | | CQP | | 10-K | | 10.42 | | 2/20/2015 |
| 10.10† | | Cheniere Partners GP高级管理人员和/或董事的赔偿协议格式 | | CQP | | 10-Q | | 10.2 | | 11/3/2022 |
| 10.11 | | SPL和Bechtel Oil，Gas and Chemicals，Inc.于2018年11月7日签订的Sabine Pass LNG第4阶段液化设施的工程、采购和施工的一次性交钥匙协议。（根据保密处理的要求，本附件的部分内容已被省略，并单独提交给证券交易委员会。） | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 11/9/2018 |
| 10.12 | | SPL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.于2018年11月7日签署的Sabine Pass LNG第4阶段液化设施工程、采购和施工总包协议变更单：变更指令CO-00001保险语言变更指令的修改，日期为2019年6月3日 | | CQP | | 10-Q | | 10.4 | | 8/8/2019 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 10.13 | | SPL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.于2018年11月7日签署的Sabine Pass LNG第4阶段液化设施工程、采购和施工总包协议变更单：(i)变更指令CO-00002燃料暂定金额关闭（日期：2019年7月8日），（ii）变更指令CO-00003货币暂定金额关闭（日期：2019年7月8日），（iii）变更指令CO-00004外贸区（日期：2019年7月2日），（iv）变更指令CO-00005 NGPL大门访问安全协调暂定金额，日期为2019年7月17日，（v）变更单CO-00006 Adams Valves替代品，日期为2019年8月14日，（vi）变更单CO-00007 E-1503 HRU永久排水管道，日期为2019年8月14日，（vii）变更单CO-00008不同地下土壤条件-6列ISBL，日期为8月27日，2019年，（viii）变更指令CO-00009 LNG泊位3，日期为2019年9月25日和（ix）变更指令CO-00010冷箱重新设计和甲烷冷箱检查箱的添加，日期为2019年9月16日 | | CQP | | 10-Q | | 10.2 | | 11/1/2019 |
| 10.14 | | SPL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.于2018年11月7日签署的Sabine Pass LNG第4阶段液化设施工程、采购和施工总包协议变更单：(i)变更指令CO-00011保险暂定金额中期调整（日期：2019年10月1日）和（ii）变更指令CO-00012用预应力混凝土桩替换木桩（日期：2019年10月30日） | | CQP | | 10-K | | 10.34 | | 2/25/2020 |
| 10.15 | | 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 | | CQP | | 10-Q | | 10.4 | | 4/30/2020 |
| 10.16 | | 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 | | CQP | | 10-Q | | 10.2 | | 8/6/2020 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 10.17 | | 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总承包协议的变更订单：(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第三铺位气泡帷幕(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 | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 11/6/2020 |
| 10.18 | | 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 | | CQP | | 10-K | | 10.34 | | 2/24/2021 |
| 10.19 | | 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 | | CQP | | 10-Q | | 10.2 | | 5/4/2021 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 10.20 | | 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 | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 8/5/2021 |
| 10.21 | | 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 |
| 10.22 | | 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 | | CQP | | 10-K | | 10.39 | | 2/24/2022 |
| 10.23 | | 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 | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 5/4/2022 |
| 10.24 | | 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 | | CQP | | 10-Q | | 10.2 | | 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 |
| 10.25 | | 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 | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 11/3/2022 |
| 10.26 | | 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 | | CQP | | 10-K | | 10.44 | | 2/23/2023 |
| 10.27 | | 萨宾通道液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设的一次性交钥匙协议的变更订单，日期为2018年11月8日，由SPL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司之间提出的：变更订单CO-00075第232条关税(最终结算自由贸易区)，日期为2022年12月16日 | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 5/2/2023 |
| 10.28 | | SPL和贝克特尔石油天然气和化学品公司之间于2018年11月8日签署的关于Sabine Pass LNG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)2023年5月5日的变更单CO-00076补充FERC条件80要求，(Ii)2023年6月16日的变更单CO-00077路易斯安那州销售和使用税临时总和关闭，(Iii)2023年6月22日的变更单CO-00078天然气管道(NGPL)安全协调临时总和关闭，(4)日期为2023年7月27日的CO-00079保险临时收款变更单和(V)日期为2023年9月6日的CO-00080借入物品变更单 | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 11/2/2023 |
| 10.29 | | 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 |
| 10.30 | | 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 |
| 10.31 | | 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 (美国证券交易委员会第333-215882号文件) | | S-4 | | 10.3 | | 2/3/2017 |
| 10.32 | | SPL和Naturgy LNG GOM，Limited(天然气天然气供应公司SDG S.A.的受让人)关于将2023年6月8日的LIBOR改为SOFR的书面协议，到2011年11月21日的LNG买卖协议，经修订 | | CQP | | 10-Q | | 10.8 | | 8/3/2023 |
| 10.33 | | SPL（卖方）和GAIL（印度）有限公司（买方）签订的LNG买卖协议（FOB），日期为2011年12月11日 | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 12/12/2011 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 10.34 | | SPL（卖方）和GAIL（印度）有限公司（买方）于2013年2月18日签署的LNG买卖协议（FOB）第1号修订案 | | CQP | | 10-K | | 10.18 | | 2/22/2013 |
| 10.35 | | SPL和GAIL（India）Limited之间关于2023年6月16日LIBOR变更为SOFR的信函协议，日期为2011年12月11日，经修订 | | CQP | | 10-Q | | 10.6 | | 8/3/2023 |
| 10.36 | | 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 |
| 10.37 | | 关于将2023年5月18日的LIBOR更改为SOFR的书面协议，改为2012年1月25日SPL和BG墨西哥湾沿岸LNG，LLC之间的LNG买卖协议，经修订 | | CQP | | 10-Q | | 10.5 | | 8/3/2023 |
| 10.38 | | SPL（卖方）和韩国天然气公司（买方）之间的LNG买卖协议（FOB），日期为2012年1月30日 | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 1/30/2012 |
| 10.39 | | SPL（卖方）和韩国天然气株式会社（买方）于2013年2月18日签署的LNG买卖协议（FOB）第1号修正案 | | CQP | | 10-K | | 10.19 | | 2/22/2013 |
| 10.40 | | SPL和韩国天然气株式会社之间关于2023年6月30日从LIBOR变更为SOFR变更为2012年1月30日LNG买卖协议的信函协议，经修订 | | CQP | | 10-Q | | 10.7 | | 8/3/2023 |
| 10.41 | | SPL（卖方）和Cheniere Marketing，LLC（买方）于2014年8月5日签署的修订和重申LNG买卖协议（FOB） | | SPL | | 8-K | | 10.1 | | 8/11/2014 |
| 10.42 | | 2016年12月8日，修订SPL与Cheniere Marketing International LLP（作为Cheniere Marketing，LLC的受让人）之间于2014年8月5日签署的经修订和重申的LNG买卖协议（FOB）的信函协议 | | SPL | | 10-K | | 10.14 | | 2/24/2017 |
| 10.43 | | SPL和Cheniere Marketing International LLP于2019年5月3日签署的修订和重申的LNG买卖协议第1号修订案 | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 5/9/2019 |
| 10.44 | | 关于SPL与Cheniere Marketing International LLP（作为Cheniere Marketing，LLC的受让人）之间于2014年8月5日签署的经修订和重申的LNG买卖协议（FOB）的信函协议，日期为2021年8月4日 | | CQP | | 10-Q | | 10.2 | | 8/5/2021 |
| 10.45 | | 2021年11月24日，关于SPL和Cheniere Marketing International LLP（作为Cheniere Marketing，LLC的受让人）于2014年8月5日签署的经修订和重述的LNG买卖协议（FOB）的信函协议 | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 11/26/2021 |
| 10.46 | | 2023年6月26日，SPL和Cheniere Marketing International LLP之间关于从LIBOR变更为SOFR的信函协议，2014年8月5日，经修订 | | CQP | | 10-Q | | 10.9 | | 8/3/2023 |
| 10.47 | | SPL与Cheniere Marketing International LLP签订的LNG买卖协议（Tourisure Oil Marketing Corp），日期为2022年6月15日 | | CQP | | 10-Q | | 10.3 | | 11/3/2022 |
| 10.48 | | Cheniere Terminals和SPL于2012年5月14日签订的管理服务协议 | | CQP | | 8-K | | 10.6 | | 5/15/2012 |
| 10.49 | | Cheniere Terminals和SPL之间的管理服务协议修订案，日期为2015年9月28日 | | SPL | | 10个问题/答案 | | 10.8 | | 11/9/2015 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 10.50 | | Cheniere Terminals和SPLNG于2012年8月9日签署的经修订和重订的管理服务协议 | | CQP | | 10-Q | | 10.6 | | 11/2/2012 |
| 10.51 | | Cheniere Terminals和CTPL于2013年5月27日签订的管理服务协议 | | CQP | | 10-Q | | 10.2 | | 8/2/2013 |
| 10.52 | | Cheniere LNG O & M Services，LLC、Cheniere Partners GP和SPL于2012年5月14日签署的运营和维护协议（Sabine Pass液化设施） | | CQP | | 8-K | | 10.5 | | 5/15/2012 |
| 10.53 | | Cheniere Partners GP和Cheniere Investments于2013年11月20日签署的转让和假设协议（Sabine Pass液化运营和维护协议） | | Cheniere Holdings | | S-1/A | | 10.76 | | 12/2/2013 |
| 10.54 | | Cheniere LNG O & M Services，LLC、Cheniere Investments和SPL于2015年9月28日对运营和维护协议（Sabine Pass液化设施）的修订 | | SPL | | 10个问题/答案 | | 10.7 | | 11/9/2015 |
| 10.55 | | Cheniere Partners GP、Cheniere LNG O & M Services，LLC和SPLNG于2012年8月9日签署的经修订和重申的运营和维护协议（Sabine Pass LNG设施） | | CQP | | 10-Q | | 10.5 | | 11/2/2012 |
| 10.56 | | 转让和假设协议（Sabine Pass LNG O & M协议），日期为2013年11月20日，由Cheniere Partners GP和Cheniere Investments签署 | | Cheniere Holdings | | S-1/A | | 10.75 | | 12/2/2013 |
| 10.57 | | Cheniere码头、合伙企业和Cheniere于2012年8月9日签署的经修订和重申的管理和行政服务协议 | | CQP | | 10-Q | | 10.4 | | 11/2/2012 |
| 10.58 | | CTPL和Cheniere Partners GP于2013年5月27日签署的修订和重申的运营和维护服务协议（Cheniere Creole Trail管道） | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 8/2/2013 |
| 10.59 | | Cheniere Partners GP和Cheniere Investments之间的转让和假设协议（Creole Trail运营和维护协议），日期为2013年11月20日 | | Cheniere Holdings | | S-1/A | | 10.74 | | 12/2/2013 |
| 10.60 | | 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 |
| 10.61 | | Cheniere LNG O & M Services，LLC和Cheniere Partners GP之间的修订和重申服务和借调协议，日期为2012年8月9日 | | CQP | | 10-Q | | 10.3 | | 11/2/2012 |
| 10.62 | | Cheniere Partners GP和Cheniere Investments于2013年11月20日签署的转让和假设协议（服务和借调协议） | | Cheniere Holdings | | S-1/A | | 10.73 | | 12/2/2013 |
| 10.63 | | Cheniere、Cheniere Partners GP、合伙企业、Cheniere Class B Units Holdings，LLC、Blackstone CQP Holdco LP以及其他不时的投资方签署的投资者和注册权协议，日期为2012年7月31日 | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 8/6/2012 |
| 21.1* | | 合伙企业的子公司 | | | | | | | | |
| 22.1* | | 发行人及担保人附属公司名单 | | | | | | | | |
| 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 | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 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 | | | | | | | | |
| 97* | | Cheniere Energy Partners，L.P.退还政策 | | | | | | | | |
| 101.INS* | | XBRL实例文档 | | | | | | | | |
| 101.Sch* | | XBRL分类扩展架构文档 | | | | | | | | |
| 101.卡尔* | | XBRL分类扩展计算链接库文档 | | | | | | | | |
| 101.定义* | | XBRL分类扩展定义Linkbase文档 | | | | | | | | |
| 101.实验所* | | XBRL分类扩展标签Linkbase文档 | | | | | | | | |
| 101.前期* | | 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，展品均以切尼埃(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333-191298号)、标准普尔(美国证券交易委员会案卷第333-192373号)和美国证券交易委员会(SPLNG)(美国证券交易委员会案卷第333-138916号)的报告为参考纳入。 |
| * | 现提交本局。 |
| ** | 随信提供。 |
| † | 管理合同或补偿计划或安排。 |
Cheniere Energy Partners，L.P.
简明损益表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 营运成本及开支 | | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 一般和行政费用 | | $ | (4) | | | $ | (4) | | | $ | (3) | |
| 一般和行政费用-附属公司 | | (16) | | | (15) | | | (14) | |
| 与子公司投资相关的资本化权益摊销 | | (3) | | | (3) | | | (3) | |
| 总运营成本和费用 | | (23) | | | (22) | | | (20) | |
| | | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | (218) | | | (176) | | | (199) | |
| 债务变更或清偿损失 | | — | | | — | | | (97) | |
| | | | | | |
| 其他收入 | | 32 | | | 14 | | | 1 | |
| 子公司股权收入 | | 4,463 | | | 2,682 | | | 1,946 | |
| 其他收入合计 | | 4,277 | | | 2,520 | | | 1,651 | |
| | | | | | |
| 净收入 | | $ | 4,254 | | | $ | 2,498 | | | $ | 1,631 | |
Cheniere Energy Partners，L.P.
简明资产负债表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 572 | | | $ | 899 | |
| 应收贸易账款—附属公司 | | 1 | | | — | |
| 其他流动资产 | | 1 | | | 1 | |
| 流动资产总额 | | 574 | | | 900 | |
| | | | |
| 与附属公司投资相关的资本化利息，扣除累计摊销 | | 74 | | | 75 | |
| 债务发行成本，累计摊销后的净额 | | 7 | | | 3 | |
| 对子公司的投资 | | 4,204 | | | 1,106 | |
| | | | |
| 总资产 | | $ | 4,859 | | | $ | 2,084 | |
| | | | |
| | | | |
| 责任和合作伙伴的亏损 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
| 应计负债 | | $ | 97 | | | $ | 53 | |
| 由于附属公司 | | 4 | | | 3 | |
| | | | |
| 流动负债总额 | | 101 | | | 56 | |
| | | | |
| 长期债务，扣除债务发行成本 | | 5,542 | | | 4,159 | |
| | | | |
| 伙伴赤字 | | (784) | | | (2,131) | |
| 总负债和合伙人赤字 | | $ | 4,859 | | | $ | 2,084 | |
Cheniere Energy Partners，L.P.
简明现金流量表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营活动提供的现金流 | $ | 2,682 | | | $ | 2,514 | | | $ | 1,732 | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 与子公司投资相关的资本化权益 | (2) | | | (1) | | | (1) | |
| 对子公司的投资 | (1,470) | | | (454) | | | (1,009) | |
| | | | | |
| 从子公司收到的分配 | — | | | 601 | | | 403 | |
| 支付子公司的融资成本 | (2) | | | — | | | — | |
| 投资活动提供(用于)的现金净额 | (1,474) | | | 146 | | | (607) | |
| | | | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| 发行债券所得款项 | 1,397 | | | — | | | 2,700 | |
| 债务的赎回和偿还 | — | | | — | | | (2,600) | |
| 债务发行和其他融资成本 | (25) | | | — | | | (35) | |
| 清偿债务成本 | — | | | — | | | (73) | |
| 分配给业主 | (2,907) | | | (2,635) | | | (1,451) | |
| | | | | |
| 用于融资活动的现金净额 | (1,535) | | | (2,635) | | | (1,459) | |
| | | | | |
| 现金及现金等价物净增(减) | (327) | | | 25 | | | (334) | |
| 现金和现金等价物--期初 | 899 | | | 874 | | | 1,208 | |
| 现金和现金等价物--期末 | $ | 572 | | | $ | 899 | | | $ | 874 | |
目录表
附表一-注册人的简明财务资料
Cheniere Energy Partners，L.P.
简明财务报表附注
注1--陈述依据
简明财务报表代表证券交易委员会条例S—X 5—04要求CQP的财务信息。
于简明财务报表中，CQP于附属公司之投资乃根据权益会计法按CQP应占净额呈列。 根据该方法，附属公司之资产及负债不予综合入账。 附属公司于资产净值之投资于简明资产负债表入账。 我们应占附属公司经营净收入或亏损乃呈报为附属公司权益收入或亏损。 于简明现金流量表中，吾等应用累计盈利法厘定自附属公司收取之分派是否应视为投资回报或投资回报。 根据此方法，CQP收取的所有分派均被视为投资回报，并分类为经营活动现金流入，除非所收取的累计分派超过CQP确认的累计权益盈利，其中所收取的超额分派被视为投资回报，并分类为投资活动现金流入。
CQP的大量经营、投资和融资活动由其子公司进行。 简明财务报表应与CQP的合并财务报表一并阅读。
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， |
| | 2023 | | 2022 |
| 高级笔记： | | | | |
| | | | |
| | | | |
4.5002029年到期的百分比 | | $ | 1,500 | | | $ | 1,500 | |
4.0002031年到期的百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
3.252032年到期的百分比 | | 1,200 | | | 1,200 | |
5.9502033年到期的百分比 | | 1,400 | | | — | |
| 高级票据合计 | | 5,600 | | | 4,200 | |
信贷安排 | | — | | | — | |
| 循环信用担保协议 | | — | | | — | |
| 债务总额 | | 5,600 | | | 4,200 | |
| | | | |
| | | | |
| 未摊销债务发行成本 | | (58) | | | (41) | |
| 长期债务总额，扣除债务发行费用 | | $ | 5,542 | | | $ | 4,159 | |
我们有义务就2023年12月31日的未偿债务支付的所有未来本金付款均于2029年及其后到期。
注3—现金流量补充信息
下表提供现金流量资料的补充披露，不包括Cheniere联属公司向我们附属公司提供的任何非现金供款（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期内支付的利息，扣除资本化金额后的现金 | | $ | 168 | | | $ | 163 | | | $ | 197 | |
| | | | | | |
| 来自子公司的现金分配 | | 2,838 | | | 3,282 | | | 2,349 | |
项目16. 表格10-K总结
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 Energy Partners，L.P. |
| | 发信人： | 切尼埃能源合作伙伴GP，有限责任公司，
其普通合伙人 |
| | | |
| | 发信人： | /S/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： | 2024年2月21日 |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告由以下人士代表注册人的普通合伙人以所示的身份和日期签署。
| | | | | | | | |
| 签名 | 标题 | 日期 |
| | |
| | |
| /S/杰克·A·福斯科 | 总裁兼首席执行官、董事会主席
(首席行政主任) | 2024年2月21日 |
| 杰克·A·福斯科 | |
| | |
| /发稿S/扎克·戴维斯 | 执行副总裁兼首席财务官、董事（首席财务官） | 2024年2月21日 |
| 扎克·戴维斯 | |
| | |
| 撰稿S/David松懈 | 总裁副秘书长兼首席会计官
首席会计官(首席会计官) | 2024年2月21日 |
| David松弛 | |
| | |
| Corey Grindal | 董事执行副总裁兼首席运营官 | 2024年2月21日 |
| 科里·格林达尔 | | |
| | |
| /发稿S/泰勒·约翰逊 | 董事副总法律顾问 | 2024年2月21日 |
| 泰勒—约翰逊 | | |
| | |
| /发稿S/布莱恩·贝克 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 布莱恩·贝克 | | |
| | |
| /S/詹姆斯·R·鲍尔 | 董事 | 2024年2月21日 |
| James R.球 | | |
| | |
| /S/克里斯托弗·戴尔·艾莫尔 | 董事 | 2024年2月21日 |
| Christopher Dell 'Amore | | |
| | |
| /S/朗·麦凯恩 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 朗·麦凯恩 | | |
| | |
| /S/小文森特·帕加诺 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 小文森特·帕加诺 | | |
| | |
| /S/斯科特·皮克 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 斯科特峰 | | |
| | |
| /S/奥利弗·G·理查德，III | 董事 | 2024年2月21日 |
| 奥利弗·G.理查三世 | | |
