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LiquefactionMembers2023-12-310000003570SRT：最大成员数美国公认会计准则：库存成员用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-01-012023-12-310000003570SRT：最大成员数Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-01-012023-12-310000003570SRT：最大成员数美国-GAAP：NaturalGasStorageMembers用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-01-012023-12-310000003570Lng:NaturalGasSupplyTransportationAndStorageServiceAgreementsMember用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-01-012023-12-310000003570Lng:NaturalGasSupplyTransportationAndStorageServiceAgreementsMember美国-公认会计准则：非关联方成员用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-12-310000003570Lng:NaturalGasSupplyTransportationAndStorageServiceAgreementsMember美国-公认会计准则：其他附属机构成员用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-12-310000003570Lng:PartialTUAAssignmentAgreementAndOtherAgreementsMember液化天然气：SabinePassLiquefactionMembers2023-01-012023-12-310000003570US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers液化天然气：客户成员2021-01-012021-12-310000003570液化天然气：客户成员US-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310000003570液化天然气：客户CMembersUS-GAAP：客户集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310000003570液化天然气：客户成员US-GAAP：客户集中度风险成员液化天然气：应收账款和合同资产成员2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：南加州2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：南加州2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：南加州2021-01-012021-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：GB2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：GB2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：GB2021-01-012021-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：美国2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：美国2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：美国2021-01-012021-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：IE2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：IE2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：IE2021-01-012021-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：KR2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：KR2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：KR2021-01-012021-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：ES2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：ES2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：ES2021-01-012021-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：在2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：在2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家/地区：在2021-01-012021-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：中国2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：中国2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：中国2021-01-012021-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：德2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：德2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员国家：德2021-01-012021-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员液化天然气：其他国家/地区成员2023-01-012023-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员液化天然气：其他国家/地区成员2022-01-012022-12-310000003570美国-公认会计准则：地理集中度风险成员液化天然气：其他国家/地区成员2021-01-012021-12-3100000035702023-10-012023-12-31 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：001-16383
Cheniere能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | |
| 特拉华州 | 95-4352386 |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | (国际税务局雇主身分证号码) |
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 |
| 普通股，面值0.003美元 | 液化天然气 | 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，不是。☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是 ☒
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☒不，不是。☐
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 ☒不，不是。☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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| 大型加速文件服务器 | ☒ | | 加速文件管理器 | ☐ |
| 非加速文件服务器 | ☐ | | 规模较小的报告公司 | ☐ |
| | | | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐不是，不是。☒
注册人的非关联公司持有的注册人普通股的总市值约为#美元。36.5截至2023年6月30日，10亿美元。
截至2024年2月16日，发行人已234,692,274已发行普通股。
通过引用并入的文件：注册人年度股东大会的最终委托书(将在注册人的财政年度结束后120天内提交)通过引用并入第三部分。
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| 第一部分 |
| 项目1.和2.业务和物业 | 4 |
| 项目1A.风险因素 | 17 |
| 项目1B。未解决的员工意见 | 29 |
| 项目1C。网络安全 | 29 |
| 项目3.法律诉讼 | 30 |
| 第四项：矿山安全信息披露 | 30 |
| 第II部 |
| 项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券 | 31 |
| 第6项。[已保留] | 33 |
| 项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 33 |
| 项目7A。关于市场风险的定量和定性披露 | 50 |
| 项目8.财务报表和补充数据 | 51 |
| 项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 97 |
| 项目9A。控制和程序 | 97 |
| 项目9B。其他信息 | 97 |
| 项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 97 |
| 第三部分 |
| 项目14.总会计师费用和服务 | 98 |
| 第四部分 |
| 项目15.展品和财务报表附表 | 99 |
| 第16项：表格10-K摘要 | 114 |
| 签名 | 115 |
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定义
如本年度报告所用，下列术语具有以下含义：
常见行业和其他术语
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| ASU | | 会计准则更新 |
| AFSI | | 调整后财务报表收入 |
| 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 |
| CAMT | | 公司替代最低税额 |
| 日期 | | 在航站楼交付 |
| 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“Cheniere”、“公司”、“我们”、“我们”及“我们”，均指Cheniere Energy，Inc.及其合并子公司，包括我们的上市子公司CQP。
本年度报告包含的某些陈述属于或可能被视为《1933年证券法》(经修订)第27A节所指的“前瞻性陈述”(《证券法》)，以及经修订的1934年《证券交易法》第21E条(《交易法》）. 除历史或当前事实或条件的陈述外，本文所包含或通过引用并入本文的所有陈述均为“前瞻性陈述”。 包括在“前瞻性陈述”中的是，除其他事项外：
•我们预期在特定日期或之前开始或完成我们拟议的LNG接收站、液化设施、管道设施或其他项目或其任何扩建或部分的建设的声明;
•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;
•有关Cheniere资本配置的声明，包括资本支出的意图、能力、程度和时间、债务偿还、股息、股票回购和资本分配计划的执行;
•关于我们未来流动资金来源和现金需求的声明;
•与我们的列车和管道建设有关的声明，包括与任何EPC承包商或其他承包商的聘用有关的声明，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设额外列车或管道的声明，包括此类列车或管道的融资;
•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动、批准、要求、许可、申请、备案、调查、诉讼或决定的声明;
•关于我们预期的LNG和天然气营销活动的声明;
•任何其他与非历史有关的陈述l或未来的信息;以及
•中描述的其他因素 第1A项。风险因素在这份Form 10-K年度报告中。
除对历史或当前事实或条件的陈述外，所有这些类型的陈述都是前瞻性陈述。在某些情况下，前瞻性陈述可以用诸如“可能”、“将会”、“可能”、“应该”、“实现”、“预期”、“相信”、“考虑”、“继续”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“潜在”、“预测”、“项目”、“追求”、“目标”等术语或其他类似术语来识别。本年度报告中包含的前瞻性陈述主要基于我们的预期，这些预期反映了我们管理层所做的估计和假设。这些估计和假设反映了我们根据目前已知的市场状况和其他因素做出的最佳判断。尽管我们认为这样的估计是合理的，但它们本身就是不确定的，涉及一些我们无法控制的风险和不确定因素。此外，假设可能被证明是不准确的。我们告诫，本年度报告中所载的前瞻性陈述并不是对未来业绩的保证，此类陈述可能无法实现或前瞻性陈述或事件可能不会发生。由于本年度报告以及我们提交给美国证券交易委员会的其他报告和其他信息中描述的各种因素，实际结果可能与前瞻性表述中预期或暗示的结果存在实质性差异。所有可归因于我们或代表我们行事的人的前瞻性陈述都明确地受到这些风险因素的限制。这些前瞻性陈述仅在发表之日发表，除法律要求外，我们没有义务更新或修改任何前瞻性陈述，或提供实际结果可能不同的原因，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。
第一部分
项目1.和2.包括商业和财产
一般信息
Cheniere是特拉华州的一家公司，是一家总部位于休斯顿的能源基础设施公司，主要从事液化天然气相关业务。我们为世界各地的综合能源公司、公用事业公司和能源贸易公司提供清洁、安全和负担得起的液化天然气。我们希望以安全和负责任的方式开展业务，为我们的客户提供可靠、有竞争力和综合的液化天然气来源。
液化天然气是液态天然气(甲烷)。我们生产的液化天然气被运往世界各地，重新转化为天然气(称为“再气化”)，然后通过管道运输到家庭和企业，用作取暖、烹饪和其他工业用途必不可少的能源，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。
根据我们液化设施的总生产能力，我们是美国最大的液化天然气生产商和全球第二大液化天然气运营商，截至2023年12月31日，液化设施的总生产能力约为4500万吨/年。
我们拥有并运营一家天然气液化和出口设施，位于路易斯安那州卡梅隆教区的Sabine Pass(The“Sabine Pass LNG终端”)，世界上最大的液化天然气生产设施之一，通过我们在CQP的所有权权益和与CQP的管理协议，CQP是我们于2007年成立的上市有限合伙企业。截至2023年12月31日，我们拥有CQP 100%的普通合伙人权益、48.6%的有限合伙人权益和100%的激励分配权。Sabine Pass LNG终端有6个运营列车，总生产能力约为3000万吨LNG(“SPL项目”)。Sabine Pass LNG终端还拥有运营中的再气化设施，包括五个总容量约为17bcfe的液化天然气储罐和约4bcf/d的再气化能力的气化器，以及三个海上泊位，其中两个泊位可容纳名义容量高达266,000立方米的船只，第三个泊位可容纳名义容量高达200,000立方米的船只。我们还拥有并通过CQP的子公司CTPL运营，CQP是一条94英里长的天然气供应管道，将Sabine Pass LNG终端与几条州际和州内管道(“克里奥尔步道管道”).
此外，我们拥有并运营一家位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的天然气液化和出口设施(The“科珀斯克里斯蒂液化天然气码头”)通过CCL，该公司拥有天然气液化设施，包括三列运行中的列车，总生产能力约为1500万吨液化天然气，三个液化天然气储罐，总容量约为10bcfe，以及两个海上泊位，每个泊位可容纳名义容量高达266,000立方米的船只。我们正在建设科珀斯克里斯蒂液化天然气终端的扩建(《语料库克里斯蒂第三阶段计划》)7列中型列车，预计液化天然气总产能超过1000万吨/年。我们还拥有并通过CCP运营一条21.5英里长的天然气供应管道，将科珀斯克里斯蒂液化天然气终端与几条州际和州内天然气管道(《科珀斯·克里斯蒂管道》连同科珀斯克里斯蒂液化天然气码头和科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的火车、储罐和海上泊位，“CCL项目”).
我们与客户的长期合作构成了我们业务的基础，并为我们提供了可观、稳定、长期的现金流。根据SPA和IPM协议，我们已经承包了我们几乎所有的预期产能，根据SPA，我们的客户通常需要就合同数量支付固定费用，而无论他们选择取消或暂停交付LNG货物，根据IPM协议，天然气生产商以全球LNG或天然气指数价格减去固定液化费、运输和其他成本向我们销售天然气。水疗中心还有一个可变费用部分，其结构通常是为了支付生产液化天然气所消耗的天然气购买、运输和液化燃料的成本。由于我们生产液化天然气的大部分原料来自美国，这些合同的结构有助于限制我们受到美国天然气价格波动的影响。通过我们的SPA和IPM协议，我们已经签订了大约95%的SPL项目和CCL项目预期总产量的合同(统称为“液化工程”到本世纪30年代中期，加权平均剩余寿命约为16年
2023年12月31日，不包括期限不到10年的合同中的数量，以及合同规定的超出目前在建或运营的额外液化能力的数量。我们还通过我们的综合营销功能，营销和销售未由CCL或SPL承包的液化项目生产的液化天然气。
我们仍然专注于安全、卓越的运营和客户满意度。对液化天然气不断增长的需求使我们能够以一种有财务纪律的方式扩大我们的液化基础设施。由于消除瓶颈和其他优化项目，我们的液化项目增加了可用的液化能力。我们相信，这些因素为我们未来客户合同组合的进一步增长奠定了基础。我们在Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端都持有大量土地，这为进一步扩大液化能力提供了机会。2023年3月，我们的某些子公司根据《天然气法》(The Natural Gas Act)向FERC提交了一份申请《NGA》与CCL项目相邻的扩建项目，包括两列中型列车，预计总生产能力约为300万吨液化天然气(“CCL中型列车8、9项目”)。此外，2023年5月，CQP的某些子公司根据《国家环境政策法》(《国家环境政策法》)与SPL项目相邻的扩建项目，其潜在生产能力最高可达液化天然气总产能的约20 Mtpa，包括估计的消除瓶颈机会(“SPL扩建项目”)。发展CCL中型列车8和9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，将需要可接受的商业和融资安排，然后我们才能做出积极的FID。
我们的业务战略
我们的主要业务战略是成为向全球终端客户提供全方位服务的液化天然气供应商。我们通过拥有、建设和运营液化天然气和天然气基础设施来实现这一目标，以满足我们长期客户的能源需求，并：
•安全、高效、可靠地运营和维护我们的资产；
•向我们的设施采购天然气和管道运输能力；
•通过目的地的灵活性、不提货的选择以及价格和地理位置的多样性为客户提供价值；
•继续获得长期客户合同，以支持我们计划的扩张，包括在Corpus Christi第3阶段项目之外的潜在扩张项目的FID；
•安全、按时、按预算完成建设项目；
•最大限度地提高液化天然气的产量以服务于我们的客户，并产生稳定的收入和运营现金流；
•保持灵活的资本结构，为收购、开发、建设和运营供应客户所需的能源资产提供资金；
•执行我们的“以上所有”资本分配战略，重点是加强我们的资产负债表，为有财务纪律的增长提供资金，并将资本返还给我们的股东；
•从战略上确定可行的、经济的环境解决方案。
我们的业务
我们于2016年2月发运了第一批LNG货物，截至2024年2月16日，液化项目已累计生产、装船和出口约3280批LNG货物，总计超过2.25亿吨。我们的液化天然气已运往全球39个国家和地区。
下面是对我们业务的讨论。有关我们与这些业务相关的合同义务和现金需求的进一步讨论，请参阅流动性与资本资源项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
萨宾帕斯液化天然气终端
液化设施及扩建工程
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，CQP的某些子公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目向FERC进入备案前审查程序。
以下汇总了我们从FERC获得的在SPL项目选址、建造和运营列车的批准的天然气数量，以及我们从能源部收到的授权从Sabine Pass LNG终端通过船只出口国内生产的LNG的订单，截至2050年12月31日：
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| FERC批准的卷 | | 能源部批准的数量 |
| (Bcf/Yr) | | (Mtpa) | | (Bcf/Yr) | | (Mtpa) |
| 自贸区国家 | 1,661.94 | | 33 | | 1,661.94 | | 33 |
| 非自贸协定国家 | 1,661.94 | | 33 | | 1,661.94 | | 33 |
天然气供应、运输和储存
SPL通过长期天然气供应协议，包括IPM协议，获得了SPL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SPL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，运营再气化能力约为4bcf/d，总液化天然气储存能力约为17bcfe。SPLNG与TotalEnergie Gas&Power North America，Inc.签订了一份长期的第三方TUA，每天1 Bcf。“总能量”)，根据该协议，TotalEnergy必须支付固定的月费，无论它是否使用了它保留的再气化能力。在2022年12月31日取消之前，SPLNG还与雪佛龙美国公司(Chevron U.S.A.Inc.)签订了1 Bcf/d的TUA。(《雪佛龙》)。SPL在TUA下保留了大约2bcf/d的剩余容量，SPL还与TotalEnergy签订了部分TUA分配协议，如中进一步描述的那样注13--收入我们的合并财务报表附注。
科珀斯克里斯蒂液化天然气码头
液化设施和扩建工程
Corpus Christi LNG终端，如上文标题下所述一般信息包括三列火车、三个储油罐、两个海上泊位和建设科珀斯克里斯蒂第三阶段项目，其中包括七列中型火车。此外，在2023年3月，我们的某些子公司根据NGA向FERC提交了CCL中型列车8和9项目的申请。
下表汇总了截至2023年12月31日科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的项目竣工和建设状况：
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| 项目总完成率 | | 51.4% |
| 完成百分比： | | |
| 工程学 | | 83.7% |
| 采购 | | 72.2% |
| 分包工程 | | 66.9% |
| 施工 | | 11.1% |
| 预计基本完工日期 | | 2025年第二季度/第三季度-2026年下半年 |
以下汇总了我们从FERC获得的在CCL项目选址、建造和运营列车的批准的天然气数量，以及我们从能源部收到的授权从Corpus Christi LNG终端通过船只出口国内生产的LNG的订单，截至2050年12月31日：
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| FERC批准的卷 | | 能源部批准的数量 |
| (Bcf/Yr) | | (Mtpa) | | (Bcf/Yr) | | (Mtpa) |
| CCL项目的1至3次列车： | | | | | | | |
| 自贸区国家 | 875.16 | | 17 | | 875.16 | | 17 |
| 非自贸协定国家 | 875.16 | | 17 | | 875.16 | | 17 |
| 语料库克里斯蒂第三阶段项目： | | | | | | | |
| 自贸区国家 | 582.14 | | 11.45 | | 582.14 | | 11.45 |
| 非自贸协定国家 | 582.14 | | 11.45 | | 582.14 | | 11.45 |
天然气供应、运输和储存
CCL通过长期天然气供应协议，包括IPM协议，获得了Corpus Christi LNG终端的天然气原料。此外，为了确保CCL能够将天然气原料运输和管理到Corpus Christi LNG终端，它已经签署了运输先例和其他协议，以确保从第三方和CCP那里获得稳固的管道运输和储存能力。
营销
我们通过Cheniere营销，我们的综合营销功能，向其他客户营销和销售液化项目生产的液化天然气，这些液化项目没有被CCL或SPL承包。我们拥有并将继续开发一系列长期、中期和短期SPA，将商业LNG货物运输和交付到世界各地。
顾客
我们的客户信用风险超过总收入的10%的集中程度如下：
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| | | | | | 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 | | | | | | * | | * | | 12% |
Naturgy LNG GOM有限公司 | | | | | | * | | * | | 12% |
韩国天然气公司 | | | | | | * | | * | | 10% |
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*低于10%
所有上述客户都通过SPA合同为我们的液化天然气收入做出了贡献。
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21-客户集中度我们的合并财务报表附注。
政府监管
我们的液化天然气终端和管道受到联邦、州和地方法规、规则、法规和法律的广泛监管。这些法律要求我们与适当的联邦和州机构进行协商，并获得和维护适用的许可证和其他授权。这些严格的监管要求增加了建设和运营的成本，如果不遵守这些法律，可能会导致重大处罚和/或失去必要的授权。
联邦能源管理委员会
我们液化设施的设计、建造、运营、维护和扩建，液化天然气的进出口，以及通过我们的管道(包括我们的克里奥尔管道)在州际商业中购买和运输天然气
TRAIL管道和科珀斯克里斯蒂管道)是受到严格监管的活动，根据NGA，受到FERC的管辖。根据NGA，FERC的管辖权一般延伸到州际商业中的天然气运输、州际商业中为转售而销售的天然气、从事此类运输或销售的天然气公司以及液化天然气终端和州际天然气管道的建设、运营、维护和扩建。
FERC监管州际天然气管道及其提供的服务的权力一般包括以下监管：
•天然气运输、储存和相关服务的费率和收费以及条款和条件；
•新设施的认证和建造以及现有设施的改造；
•服务和设施的扩展和废弃；
•管理会计和财务报告条例，包括维持账目和记录；
•购置和处置设施；
•服务的开始和终止；以及
•各种其他的事情。
根据NGA，我们的管道不允许在费率或服务条款和条件方面不适当地歧视或给予任何托运人，包括我们自己的营销附属公司。这些费率、条款和条件必须是公开的，并提交给FERC。与管道监管相反，FERC不要求液化天然气终端所有者以基于成本或受监管的费率提供开放接入服务。尽管制定FERC在这一领域政策的条款已于2015年1月1日到期，但我们没有看到FERC打算改变其在这一领域的政策的迹象。2022年2月18日，FERC更新了1999年关于新的州际天然气设施认证的政策声明和FERC决策过程的框架，修改了FERC用来评估申请的标准，将合理可预见的温室气体(“温室气体”)可归因于该项目的排放量以及该项目对环境正义社区的影响。2022年3月24日，FERC撤销了政策声明，重新发布了草案，目前仍悬而未决。目前，我们预计这不会对我们的运营产生实质性的不利影响。
我们被允许根据FERC颁发的全面营销证书在州际商业中转售天然气，同时向我们的营销附属公司颁发了我们的公共便利性和必要性证书。我们的天然气销售将受到管道运输的可用性、条款和成本的影响。如上所述，获得管道运输的价格和条款受到广泛的联邦和州监管。
为了选址、建造和运营我们的液化天然气终端，我们获得了FERC根据NGA第3条的授权，并被要求保持授权，以及其他材料政府和监管部门的批准和许可。2005年能源政策法案(The Energy Policy Act Of 2005)“EPAct”）修订了NGA第3条，以建立或澄清FERC批准或拒绝LNG接收站选址、建设、扩建或运营申请的专属权力，除非EPAct对NGA的修订另有明确规定。 例如，对NGA的EPAct修正案中没有任何内容旨在影响与任何其他联邦机构的权力或与LNG接收站有关的责任或根据联邦法律行事的州的责任有关的其他适用法律。
于2023年3月，我们的若干附属公司根据NGA向FERC提交CCL中型列车8及9号项目的申请。 于二零二三年五月，CQP的若干附属公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目进入FERC的备案前审查程序。
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。
我们所有的FERC建设、运营、报告、会计和其他受监管活动都受到FERC的审计，FERC可能会进行例行或特殊检查，并发出数据请求，以确保遵守FERC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FERC的任何规则，法规或命令的行为处以民事和刑事处罚，每次违规行为每天高达约130万美元，包括违反NGA禁止市场操纵的任何行为。
在我们的LNG接收站和管道的整个生命周期内，还需要获得其他几项政府和监管机构的批准和许可。 此外，我们的FERC命令要求我们在设施的整个生命周期内遵守某些持续条件、报告义务并保持其他监管机构的批准。 例如，在我们的液化天然气终端和管道的整个使用寿命期间，我们必须定期向联邦能源管理委员会（FERC）、交通部（“DOT”管道和危险材料安全管理局（“PHMSA”）以及适用的联邦和州监管机构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接收站—液化设施， 和科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站，如 科珀斯克里斯蒂液化天然气码头—液化设施。 虽然预计不会发生，但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”，并应由能源部批准，不得“修改或延迟”。 能源部目前承认的液化天然气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天然气贸易的国民待遇。 向非自由贸易协定国家出口液化天然气的申请由能源部在通知和评论程序中进行审议，公众和其他干预者有机会发表评论，并可以声称这种授权不符合公共利益。 2024年1月，拜登政府宣布暂停对非自由贸易协定国家出口液化天然气的未决决定，直到能源部能够更新授权的基本分析。 我们不认为暂停将对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流或流动性产生重大不利影响。 CCL中型列车8号及9号项目是我们目前唯一尚待能源部批准的非自由贸易协定出口项目，惟有关批准须首先获得联邦能源管理委员会的监管许可批准，以回应我们于2023年3月提出的正式申请。 我们预计未来将就SPL扩建项目向DOE寻求非FTA出口授权，并已于2023年5月进入FERC的备案前审查程序。 看到 Sabine Pass LNG接收站和科珀斯克里斯蒂液化天然气码头FERC和能源部的上述章节批准了我们现有液化项目的数量。
管道和危险材料安全管理
我们的液化天然气终端以及克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道都受到PHMSA的监管。PHMSA由适用的管道安全法律授权，为某些管道和液化天然气设施建立最低安全标准。PHMSA制定的监管标准适用于影响州际或对外贸易的天然气和危险液体管道设施以及液化天然气设施的设计、安装、测试、建设、运营、维护和管理。PHMSA还制定了培训、工人资格和报告要求。
PHMSA对管道和液化天然气设施进行检查，并有权采取执法行动，包括对每个违规行为每天处以最高约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 LNG终端和Corpus Christi LNG终端的建设和运营需要由包括美国陆军交通部在内的各个联邦和州机构颁发额外的许可证、命令、批准和咨询
工兵队(“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、路易斯安那州环境质量部(The“LDEQ”)，德克萨斯州环境质量委员会(“TCEQ”)和德克萨斯州铁路委员会。
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TCEQ和LDEQ颁发第五章经营许可证和防止重大变质许可证。这两个许可证是由LDEQ为Sabine Pass LNG终端和CTPL颁发的，以及由TCEQ为CCL项目颁发的。
商品期货交易委员会(“CFTC”)
《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》(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，其中禁止在期货、期权、掉期和现货市场上进行操纵、欺诈性或欺诈性计划或重大失实陈述。此外，与《多德-弗兰克法案》不同，我们对大宗商品的期货和期权的使用须遵守《商品交易法》和CFTC法规，以及执行上述任何工具的期货交易所的规则。如果我们违反了这些法律法规中的任何一项，我们可能会受到CFTC或交易所的执法行动和实质性处罚，可能会导致我们可以收取的费率发生变化。
英国/欧洲法规
我们的欧洲贸易活动，主要在英国设立和运营(“英国”)，受多项欧盟(“欧盟”)和英国法律法规，包括但不限于：
•欧洲市场基础设施监管旨在增加欧洲经济区的透明度和稳定性(“欧洲经济区”)衍生品市场；
•《能源批发市场诚信和透明度条例》，禁止欧洲经济区能源批发市场的市场操纵和内幕交易，并对活跃在这些市场的参与者施加各种透明度和其他义务；
•金融工具市场指令和监管(《MiFID II》)，其中规定了整个欧洲经济区的金融服务框架，包括对从事与某些金融工具有关的投资服务和活动的公司的规则，包括一系列商品衍生品；以及
•市场滥用监管，旨在建立一个更完善的市场滥用框架，并普遍适用于在欧洲经济区交易场所上市或交易的所有金融工具(“交易工具”)以及以交易工具的价格或价值定价或影响其价格或价值的其他场外金融工具。
继英国“S”离开欧盟(“英国退欧”)，复制了英国作为欧盟成员国(和过渡期)时适用于整个欧盟的规则，但须作出某些修订，以创建一套仅适用于联合王国的平行规则。因此，我们受到两套基于相同规则的实质上相似的规则的约束
基础立法：(I)一套适用于欧洲经济区的规则(即不包括英国)(《欧洲经济区规则》)；及。(Ii)一套只适用于英国的规则(“英国的岸上规则”).
只要我们的交易活动与欧洲经济区有联系，我们就遵守欧洲经济区的规则。然而，由于我们的贸易活动主要是在英国以外进行的，在日常基础上影响和适用于我们的主要规则是英国境内规则。
特别是，根据英国离岸规则，根据英国MIFID II从事投资服务和活动的公司必须获得授权，除非适用豁免。我们符合豁免的标准，因此不需要根据英国MIFID II获得授权。
除了英国的在岸规则外，我们还受到一个单独的、特定于英国的制度的约束，该制度不是基于先前的欧盟/欧洲经济区立法。这主要列于英国《2000年S金融服务及市场法令》(“FSMA”)及“2000年金融服务及市场法令2001(受规管活动)令”(“饶”)，其中包括管理英国金融服务和市场的监管，并载有受监管的特定类型的活动和产品的最终清单。根据这些英国特有的规定，从事受监管活动的公司必须获得授权，除非适用排除。根据适用的排除，我们符合资格，因此不需要根据英国FSMA/RAO制度进行授权。
2022年12月，欧盟颁布了法规，其中包括建立了针对过高的液化天然气价格的市场纠正机制，并规定了通过新的报告义务收集信息，这些义务将被用来提供新的液化天然气定价评估/基准。适用的法规载于理事会条例(EU)2022/2576-2581。此类法规对我们业务的影响仍不确定，但预计不会有实质性影响。
违反上述法律和法规可能导致调查、可能的罚款和处罚，在某些情况下，还可能导致刑事犯罪和声誉损害。
英国退欧与对等
如上所述，英国于2020年1月31日不再是欧盟成员国。2020年12月24日，欧盟和英国就管理欧盟和英国之间持续关系的某些协议和宣言的条款达成原则协议，其中包括欧盟-英国贸易和合作协议(The EU-UK Trade and Cooperation Agreement)(The“TCA”)。TCA的范围有限；尤其是TCA没有为金融服务部门作出任何有意义的规定。英国S未来与欧盟和其他国家的经济、贸易和法律关系的某些方面仍然存在不确定性。
《2023年金融服务和市场法案》(《FSMA 2023》)于2023年6月进入英国法律。FSMA 2023年是英国S退欧后金融立法和监管格局的框架。它的目的是为英国金融服务和市场制度的重大改革和重组奠定基础。这些变化包括废除保留的欧盟法律，为此类市场的监管机构引入新的权力和目标，以及一些与金融市场基础设施运营商和市场参与者相关的措施。更改将依据附属立法或由监管机构直接实施。 然而，目前还无法确定任何此类行动是否会对我们的业务产生实质性影响。
环境监管
我们的液化天然气终端必须遵守与环境和自然资源保护相关的各种联邦、州和地方法律法规。这些环境法律和法规可能会影响运营的成本和产出，并可能对不遵守规定的行为施加重大处罚，并对污染承担重大责任，如风险因素中进一步描述的那样现有和未来的安全、环境和类似的法律和政府法规可能导致合规成本增加或额外的运营成本或建设成本和限制在……里面与法规有关的风险在第1A项内。风险因素。其中许多法律和条例，如下文所述的法律和条例，限制或禁止对环境的影响或可排放到环境中的物质的类型、数量和浓度，并可能导致对不遵守规定的大量行政、民事和刑事罚款和处罚。
《清洁空气法》
我们的液化天然气终端受联邦CAA以及类似的州和地方法律的约束。我们可能需要在未来几年为空气污染控制设备支付某些资本支出，以维持或获得解决与空气排放有关的问题的许可和批准。然而，我们不认为任何这样的要求会对我们的运营或我们液化设施的建设和运营产生实质性的不利影响。
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。 2003年1月14日之后安装的主要HAP源的贫再混合燃气轮机和扩散火焰燃气轮机的所有者和运营商必须在2022年3月9日之前遵守NESHAP子部分YYYY，并在2022年9月5日之前证明初步符合这些要求。 我们不认为我们的液化设施的建设和运营将受到该等监管行动的重大不利影响。
我们支持通过法规逐步减少温室气体排放。 自2009年以来，美国环保署颁布并最终确定了多项与我们设施的温室气体排放报告和减排相关的温室气体排放法规。 2023年12月2日，美国环保署发布了最终规则，以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、现有的和经改造的排放源的排放量。 这些法规将要求对我们的压缩机站的甲烷和挥发性有机化合物排放进行监测。 我们相信该等规例不会对我们的营运、财务状况或经营业绩造成重大不利影响。
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阈值的费用。 2024年的收费标准为每公吨甲烷900美元，2025年为每公吨1,200美元，2026年及以后增加到每公吨1,500美元。 2024年1月，美国环保署发布了一项拟议规则，以征收和收集IRA授权的甲烷排放费。 我们不相信甲烷费用将对我们的营运、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
海岸带管理法（“CZMA”)
我们在沿海地区内的LNG接收站选址和建设须遵守CZMA的要求。 CZMA由各州管理（路易斯安那州由自然资源部管理，德克萨斯州由土地总局管理）。 该计划的实施是为了确保对沿海地区的影响符合CZMA管理沿海地区的意图。
《清洁水法》
我们的LNG接收站受联邦CWA以及类似的州和地方法律的约束。 CWA对排放污染物到美国可航行水域实施严格控制，包括排放废水和雨水径流以及填充/排放到美国水域。 在向州和联邦水域排放污染物之前必须获得许可证。 CWA由EPA、USACE和各州（路易斯安那州由LDEQ管理，德克萨斯州由TCEQ管理）管理。 CWA监管计划，包括各州实施的第404条疏浚和填充许可计划和第401条水质认证计划，经常受到机构解释和法律挑战的影响，有时可能导致许可延误。
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》、《CWA》和《石油污染法》，禁止可能对濒危或受威胁的动物、鱼类和植物物种和/或其指定栖息地、湿地或其他自然资源产生不利影响的某些活动。 如果我们的LNG接收站或管道对受保护物种或其栖息地产生不利影响，我们可能需要制定并遵循计划以避免这些影响。 在这种情况下，选址、施工或运营可能会延迟或受到限制，并导致我们承担增加的成本。
目前无法预测未来的法规或立法将如何解决物种、栖息地和湿地保护问题，并影响我们的业务。 然而，我们并不认为该等监管行动会对我们的营运或液化设施的建设及营运造成重大不利影响。
市场因素与竞争
市场因素
我们是否有能力进入更多的长期水疗中心以支持更多列车的开发、通过Cheniere Marketing销售液化天然气或开发新项目的能力取决于市场因素。这些因素包括全球天然气、液化天然气及替代产品供需情况的变化，北美和国际市场天然气、原油和替代产品的相对价格，欧盟和其他地区能源安全需求的程度，发电燃料从煤、核能或石油转向天然气的速度，以及全球经济增长以及从化石能源生产和消费系统向替代能源过渡的速度等其他主导因素。此外，我们能否获得额外资金来执行我们的业务战略，取决于投资界对液化天然气和天然气基础设施的投资胃口，以及我们进入资本市场的能力。
我们预计，随着各国寻求更丰富、更可靠、更环保的燃料替代石油和煤炭，全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加。全球各地的市场参与者都表现出了对环境目标的承诺，这与我们认为对液化天然气需求和基础设施增长具有建设性的许多政策举措一致。目前，欧洲、亚洲和拉丁美洲正在向在建的天然气项目投入大量资金，更多资金继续用于全球计划中的项目。在欧洲，有各种计划在短期内安装超过8500万吨的进口能力，以确保获得液化天然气，并取代俄罗斯的天然气进口。在印度，有超过1.1万公里的天然气管道正在建设中，以扩大天然气分配网络，增加获得天然气的机会。而在中国，已经投入了数十亿美元，预计将在天然气价值链上进一步投入数千亿美元，以促进增长，减少有害排放。此外，由于上游资源枯竭，美国以外的一些现有综合液化设施一直在经历与原料气减少有关的问题。这些工厂对全球供应的贡献一直在减少，预计液化天然气供应的增长将有助于支撑这些短缺。
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，全球对液化天然气的需求将增长约60%，从2022年的约411 Mtpa或19.7Tcf增加到2040年的657 Mtpa或31.5 Tcf，并在2050年增至709 Mtpa或34 Tcf。在2023年第三季度发布的预测中，WoodMac还预测，现有运营设施和已经在建的新设施的液化天然气产量将能够在2040年供应市场约5.44亿吨/年，到2050年降至4.77亿吨/年。这可能导致市场需要到2040年再建设约11300万吨/年的液化天然气产量，到2050年增加约231万吨/年的液化天然气产量。作为一种比煤炭或液体燃料排放更低的清洁发电燃料，我们预计天然气和液化天然气将在平衡电网方面发挥核心作用，作为间歇性能源的后备，并为全球低碳能源体系做出贡献。我们相信，我们液化项目未承诺产能的资本和运营成本，以及我们在Sabine Pass和Corpus Christi拟议的扩建项目，在全球范围内与新拟议的项目相比具有竞争力，我们处于有利地位，能够抓住这一增量市场需求的一部分。
我们对油价走势的敞口有限，因为我们已经根据与Henry Hub挂钩的长期买卖协议签约了相当大一部分液化天然气产能。这些协议包含固定费用，即使客户选择取消或暂停交付LNG货物，也必须支付这些费用。通过我们的SPA和IPM协议，我们已经签订了到本世纪30年代中期液化项目预期总产量的约95%，截至2023年12月31日的加权平均剩余寿命约为16年，不包括数量
从合同期限不到10年的合同和数量来看，在目前正在建设或运营的基础上，还需要额外的液化能力。
竞争
尽管我们的SPA具有长期性，但当SPL、CCL或我们的综合营销职能部门需要更换或修改任何现有的SPA或进入新的SPA时，它们将以当时LNG的每合同量价格为基础，相互竞争，并与世界各地的其他天然气液化项目竞争。与任何增量数量相关的收入，包括通过我们的综合营销职能销售的收入，也将受到基于市场的价格竞争的影响。与我们竞争的许多公司都是大型能源公司，它们比我们拥有更长的运营历史、更多的开发经验、更高的知名度、更多的财务、技术和营销资源，以及更多进入液化天然气市场的机会。
企业责任
如中所述市场因素与竞争我们预计，随着各国寻求更丰富、更可靠、更环保的燃料替代石油和煤炭，全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加。我们的愿景是向世界提供清洁、安全和负担得起的能源。这一愿景支撑了我们对应对世界共同能源挑战的关注--扩大全球清洁、安全和负担得起的能源供应，改善空气质量，减少排放，并支持向低碳未来的过渡。我们处理企业责任的方法遵循我们的气候和可持续发展原则：透明度、科学性、供应链和卓越运营。2023年8月，我们发布了连接的力量，我们的第四个企业责任(“CR”)报告，其中详细说明了我们在ESG事项上的做法和进展。我们的CR报告可在www.cheniere.com/our-responsibility/reporting-center.上查阅我们网站上的信息，包括CR报告，并未以参考方式并入本Form 10-K年度报告中。有关社会和治理事项的进一步讨论，请参见 人力资本资源.
我们的气候战略是衡量和减少排放-更好地定位我们的液化天然气供应，以在更低碳的未来保持竞争力，为我们的世界各地的客户提供能源、经济和环境安全。为了最大限度地提高我们液化天然气的环境效益，我们认为，基于对我们液化天然气排放状况的准确和全面评估，制定未来的气候目标和战略非常重要，这一评估涵盖了供应链中的所有步骤。
因此，我们与天然气中游公司、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。我们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，我们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
我们几乎所有的资产都由我们的子公司持有。我们通过这些子公司开展大部分业务，包括开发、建设和运营我们的液化天然气终端业务，以及开发和运营我们的液化天然气和天然气营销业务。
人力资本资源
作为排名靠后的48家中的第一家美国液化天然气公司，我们处于独特的地位。作为先行者，我们投资于核心人力资本优先事项--吸引、吸引和发展不同的人才，建设一个包容和公平的工作场所--因为它们支撑着我们当前和未来的成功以及创造长期价值的能力。
截至2023年12月31日，我们拥有1,605名全职员工，其中1,511名在美国，94名在美国以外(主要是英国)。
我们的力量来自我们不同员工的集体专业知识，以及我们的核心价值观，即团队合作、尊重、责任、正直、灵活和安全(火车“)。我们的员工帮助推动我们的成功，建立我们的声誉，建立我们的传统，并履行我们对客户的承诺。通过实现职业机会、培训、发展和具有竞争力的薪酬计划，我们的目标是保持员工的敬业度。2023年，我们的自愿流动率为6.1%。
我们的首席人力资源官负责监督人力资本管理。这包括我们在吸引和留住人才、奖励和薪酬、员工关系、员工敬业度以及培训和发展方面的做法。我们的首席合规和道德官负责监督多样性、公平性和包容性(“天意“)计划。两位官员都向我们的董事会(我们的“董事会”)季度。
吸引人才、吸引人才和留住人才
我们的招聘策略专注于吸引多样化和高技能的人才。我们提供有竞争力的薪酬和福利，并通过一系列实习、学徒和职业计划努力培养和吸引强大的人才渠道。我们投资机会，通过赞助学徒和实习，帮助当地学生和服务不足的社区获得专门技能，并创造当地就业机会。我们每年都会参与我们运营的地理区域的劳动力可用性研究，以确保当地劳动力的代表性。我们在内部和外部发布职位空缺，以吸引具有不同背景、技能和经验的个人，并为推荐高素质候选人提供员工奖金。
我们管理和衡量组织的健康状况，以期洞察员工的体验、工作场所的满意度以及对公司的参与感和包容性。鼓励员工通过包括市政厅和热线在内的多种反馈渠道分享想法和担忧，这些渠道可以匿名联系到。来自这些渠道的见解被用来制定公司范围和业务单位层面的人才发展计划和培训计划。
薪酬和福利
我们为员工提供强有力的薪酬和福利计划。除工资外，所有员工都有资格获得年度奖金和股票奖励。福利计划因国家而异，包括401(K)计划、医疗和保险福利、健康储蓄和灵活支出账户、带薪假期、探亲假、家庭护理资源、员工援助计划和学费援助。我们将我们的年度激励计划与财务和非财务绩效指标联系起来，包括但不限于ESG和DEI绩效标准。
多样性、公平性和包容性
我们致力于支持一种多元化和包容性的文化，在这种文化中，所有员工都能茁壮成长，感到受到欢迎和重视。为了创造这种环境，我们致力于平等就业机会，并遵守所有禁止工作场所歧视、骚扰和非法报复的联邦、州和地方法律。我们的商业行为和道德准则、我们的培训价值观以及我们的歧视和骚扰以及平等就业机会政策表明，我们致力于建设一个包容性的工作场所，无论种族、信仰、国籍、性别和性取向或任何其他受我们政策保护的地位。我们致力于提供公平和公平的员工计划，包括薪酬和福利。我们为高管和高级管理人员提供Dei培训和对所有员工的无意识偏见培训。此外，我们将继续我们的“行动中的价值观”努力，支持员工识别和实施与我们的列车价值观一致的行动和行为。
通过我们的战略招聘努力，我们吸引了具有不同背景、技能、经验和专业知识的各种候选人。自2019年以来，我们的种族或民族多元化员工增加了28.4%，种族或民族多元化管理层增加了42%。在过去的五年中，女性雇员的比例稳定在26%。2023年，我们为Dei社区的努力捐赠了100多万美元，其中约250,000美元被用于资助就读于我们社区历史上的黑人学院和大学的学生的奖学金计划。此外，奖学金获得者还有机会与员工建立联系，并申请暑期实习。我们还承诺提供其他奖学金和社区努力，以促进我们对Dei的承诺。
我们鼓励我们的员工通过参与各种员工资源小组和员工网络来利用他们独特的背景。WILS(女性激励领导力成功)、EPN(新兴专业网络)、文化冠军团队和MVN(军事和退伍军人网络)等组织，是我们专注于退伍军人的最新员工资源组织，有助于建立包容的文化。
发展和培训
作为美国48个州的第一家液化天然气出口商，我们面临着发展自己的液化天然气人才的独特挑战。 我们的学徒计划为当地学生在LNG领域的职业生涯做好准备。 该计划将课堂教育与培训和现场学习经验结合在一起。
我们努力为员工提供成功所需的所有工具和支持。 我们积极鼓励员工拥有自己的职业生涯，并为此提供多种资源。 员工接受年中和年度绩效评估，并经常进行非正式讨论，以帮助他们实现职业目标。 我们还进行年度人才审查和继任计划会议，以确保满足未来组织人才趋势。 为了确保在高度监管的环境中安全、可靠和高效地运营，我们提供在线和特定地点的学习机会。 我们还为员工、领导者和高管提供有针对性的发展规划，以巩固内部人才管道和继任计划。
员工安全、健康和福利
我们的员工、承包商和社区的安全是我们的核心价值观之一，并通过我们规定的安全计划以及安全和健康相关程序来实施。 安全工作由我们的执行安全委员会领导，该委员会包括首席执行官、公司各部门的高级领导和我们各工厂的代表。 我们专注于不断提高我们的业绩。 截至2023年12月31日止年度，我们录得零名雇员受伤及五名承办商受伤。 我们的总可记录事故率（员工和承包商合计）为0.10，根据劳工安全统计局的数据，我们处于行业基准的前四分之一。
为支持员工的健康，我们提供健康计划，鼓励员工保持积极的生活方式并设定个人健康目标。 激励措施包括与健康、营养、情绪健康和疫苗接种相关的在线教育，以及对健身设备和健身房会员资格的补贴。 我们还提供乳房X光检查、哺乳母亲房间和现场生物特征检查。
可用信息
我们的普通股自2003年3月24日起公开交易，在纽约证券交易所交易，代码为“LNG”。 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》以电子方式向SEC提交这些材料或向SEC提供这些材料后，我们将在合理可行的情况下尽快向公众提供我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格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获取。 我们的网站内容仅供参考。 该网站不应被依赖于投资目的，也不应通过引用并入本表格10-K。
我们还将免费向任何股东提供我们向SEC提交的10-K表格年度报告的副本。 如需本文件或任何其他文件的副本，请联系：Cheniere Energy，Inc.，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。 证券交易委员会有一个网站（www.sec.gov），其中载有关于发行人的报告、代理和信息声明以及其他信息。
此外，我们鼓励您查阅我们的公司责任报告（位于我们的互联网网站www.cheniere.com），了解有关我们的人力资本计划和举措以及我们与ESG相关的举措和指标的更多详细信息。 我们网站上的任何内容，包括我们的CR报告或其中的部分，均不应被视为通过引用并入本年度报告。
项目1A. 危险因素
以下是投资我们时应考虑的一些重要因素，因为这些风险因素可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流产生不利影响，或产生其他不利影响，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存在重大差异。 我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能对我们的业务、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及
•与法规有关的风险.
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信贷安排可能导致我们的流动性不足，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大和不利的影响。
截至2023年12月31日，在合并的基础上，我们拥有41亿美元的现金和现金等价物(其中5.75亿美元由CQP持有)，4.59亿美元的限制性现金和现金等价物(其中5600万美元由CQP持有)，我们信贷安排下的可用承诺总额为76亿美元，未偿还债务总额(未摊销贴现和债务发行成本之前)为239亿美元。SPL、CQP、CCH和Cheniere采用独立的资本结构运营，详见附注11--债务我们的合并财务报表附注。我们产生并将产生与Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端的资产融资相关的巨额利息支出，我们预计将动用现有承诺的设施和/或产生额外债务，以资助Corpus Christi第3阶段项目以及CCL中型列车8和9项目以及SPL扩建项目的建设，如果这些扩建项目获得积极的FID的话。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，如果我们的客户中有很大一部分因任何原因未能履行其合同义务，我们可能会受到实质性的不利影响。
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29个不同的第三方客户。
虽然我们几乎所有的长期第三方客户协议都是与信誉良好的母公司执行的，或者由母公司担保或其他形式的抵押品担保，但如果客户违约，我们仍面临信用风险，需要我们寻求追索权。
此外，我们的长期SPA有权在发生某些事件时终止其合同义务，这些事件包括但不限于：(1)如果我们无法提供指定的预定货运量；(2)商业运营的开始延迟；以及(3)根据我们的大多数SPA，在发生某些不可抗力事件时。
尽管我们没有重大客户违约或终止事件的历史，但此类事件的发生在很大程度上是我们无法控制的，可能会使我们面临无法挽回的损失。我们可能无法以理想的条款替换这些客户安排，或者如果它们被终止，我们可能根本无法更换。因此，我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景可能会受到重大不利影响。
根据我们的负债条款，我们的子公司在某些情况下可能被限制进行分配，这可能会限制CQP向我们支付或增加分配的能力，或者阻止我们从CCL项目获得现金流，并可能对我们产生重大和不利的影响。
管理我们子公司债务的协议限制了我们子公司在某些情况下可以向CQP或我们支付的款项。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。
CCH一般不得根据管理其债务的协议作出分派，除非(其中包括)已为使用现金或信用证偿还债务建立适当的准备金，并满足1.25：1.00的偿债覆盖比率。此外，在Corpus Christi第三阶段项目完成之前，CCH还需要确认它有足够的资金，包括优先债务承诺、股权资金和来自其第三方水疗中心固定价格部分的预计合同现金流，以满足Corpus Christi第三阶段项目所需的剩余支出，以便在特定日期前完成。
由于上述债务协议的限制，我们的子公司无法向CQP或我们支付分派，这可能会抑制CQP向我们及其其他单位持有人支付或增加分派的能力，或阻止我们从CCL项目获得现金流，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们通过衍生工具(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2--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日的年度的净收入包括因我们的衍生品公允价值变化而产生的57亿美元的亏损，其中几乎所有此类亏损都与与国际液化天然气价格挂钩的大宗商品衍生品工具有关，主要是我们的IPM协议。
该等交易及其他衍生工具交易已经并可能继续导致根据公认会计原则呈报的经营业绩大幅波动，尤其是在大宗商品、货币或金融市场出现重大波动的期间。就某些金融工具而言，在缺乏主动报价的市场价格和来自外部来源的定价信息的情况下，这些金融工具的价值涉及管理层对估计的判断或使用。基本假设的变化或替代估值方法的使用可能会影响这些合同的报告公允价值。
此外，我们的流动性可能会受到商品交易所的现金保证金要求或交易对手未能按照合同履行的不利影响。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们分别向交易对手提交了1800万美元和1.34亿美元的抵押品，这些抵押品包括在我们综合资产负债表的保证金存款中。
约束我们和我们子公司债务的协议中的限制可能会阻止我们和我们的子公司进行某些有益的交易，这可能会对我们产生重大和不利的影响。
除了对我们、CQP、SPL和CCH进行分配或产生额外债务的能力进行限制外，管理我们债务的协议还包含各种可能阻止我们从事有益交易的其他公约，包括对我们以下能力的限制：
•进行一定的投资；
•购买、赎回或注销股权；
•发行优先股；
•出售或者转让资产；
•产生留置权；
•与关联公司进行交易；
•合并、合并、出售或租赁我们的全部或几乎所有资产；以及
•进行销售和回租交易。
对从事有益交易能力的任何限制都可能对我们产生实质性和不利的影响。
我们宣布和支付股息以及回购股票的能力受到某些考虑因素的影响。
股息由本公司董事会自行决定，并取决于多种因素，包括：
•可供分配的现金；
•我们的运营结果和预期的未来运营结果；
•我们的财务状况，特别是与我们任何液化设施扩建的预期未来资本需求有关的财务状况；
•可比公司支付的分配水平；
•我们的营运开支；以及
•本公司董事会认为相关的其他因素。
我们预计将继续向我们的股东支付季度股息；然而，我们的董事会可能会在任何时候减少我们的股息或停止宣布股息，包括如果董事会在扣除资本支出、投资和其他承诺后确定我们经营活动提供的当前或预测的未来现金流不足以向我们的股东支付我们希望的股息水平，或者根本不足以向我们的股东支付股息。
此外，截至2023年12月31日，我们董事会批准的股票回购计划下仍有21亿美元的回购授权。我们的股份回购计划并不要求我们在任何期间购买特定数量的股份，我们在任何期间开始、停止或恢复回购的决定将取决于我们董事会在宣布股息时可能考虑的相同因素。
我们向股东支付的股息金额或我们根据股票回购计划购买的股票数量的任何下调都可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
与我们的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成本增加，所有这些都可能对我们产生不利影响。
重大飓风和冬季风暴等天气事件导致我们设施的施工或运营中断或暂停，或对我们的设施造成轻微损坏。我们与天气事件或其他灾难相关的损失风险受到我们水疗中心合同条款的限制，这些条款在某些情况下可以提供运营事件的救济，并通过我们维持的保险部分缓解。从历史上看，与上述天气事件相关的直接和间接损失(扣除保险赔偿)在我们的综合财务报表中并不重要，我们相信我们的保险范围保持不变，我们SPA内某些保护性条款的存在以及其他风险管理策略减少了我们面临的重大损失。然而，未来的不利天气事件和附带影响，或其他灾难，如爆炸、火灾、洪水或严重干旱，可能会对我们的码头或相关基础设施的运营造成损害或中断，这可能会影响我们的运营业绩，增加已支付的保险费或免赔额，并推迟或增加与液化项目或我们其他设施的建设和开发相关的成本。我们的液化天然气终端基础设施和位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂和路易斯安那州萨宾帕斯或附近的液化天然气设施是根据联邦法规第199部分的要求设计的。液化天然气设施：联邦安全标准以及所有适用的行业规范和标准。
向我们的管道和设施供应天然气的第三方中断可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们依赖第三方管道和其他设施，为我们的液化设施和管道提供天然气输送选择。如果任何管道连接因维修、设施损坏、产能不足、未能按经济条件替换已签订的固定管道运输能力或任何其他原因而无法用于当前或未来数量的天然气，我们接收天然气数量以生产液化天然气或继续从生产区或终端市场运输天然气的能力可能会受到不利影响。我们第三方天然气供应的这种中断也可能是由天气事件或风险因素中描述的其他灾难造成的灾难性天气事件或其他灾难可能会导致我们的运营中断、液化项目建设延迟、液化项目受损以及保险成本增加，所有这些都可能对我们产生不利影响。虽然我们SPA中的某些合同条款可以限制中断的潜在影响，并且我们因第三方天然气供应中断而产生的历史间接损失并不是实质性的，但如果我们的天然气供应发生任何重大中断，我们可能得不到保护，可能会导致我们在长期SPA或其他客户安排下的收入大幅减少，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们可能无法购买或接收足够的天然气实物交付，以履行SPA项下的交付义务，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
根据与客户签订的水疗服务协议，我们须在指定时间向客户提供指定数量的液化天然气。向我们的液化项目供应天然气，以及时和充足地满足我们的液化天然气生产需求，对我们的运营和客户合同的履行至关重要。然而，由于各种因素，包括我们的供应商没有交付或不及时交付，区域盆地内的天然气储备耗尽，以及风险因素中描述的管道运营中断，我们可能无法购买或接收天然气实物交付。向我们的管道和设施供应天然气的第三方中断可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。我们的风险在一定程度上得到了缓解，因为我们的天然气供应和运输在供应商和管道之间以及跨地区跨盆地的多样化，此外，我们在供应商合同中有条款，提供了一定的保护措施，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。
我们是否有能力完成更多列车的开发和/或建设，包括CCL中型列车8和9项目以及SPL扩建项目，将取决于我们获得额外资金的能力。如果我们无法获得足够的资金，我们可能无法全面执行我们的商业战略。
我们沿着液化天然气价值链不断寻求液化扩张机会和其他项目。如中进一步描述的项目1.和2.业务和物业，我们目前正在开发CCL中型列车8&9项目和SPL扩建项目。液化天然气设施的商业开发需要数年时间，需要大量资本投资，这取决于充足的资金和商业利益等因素。
我们将需要大量额外资金才能开始建设CCL中型列车8和9项目、SPL扩建项目和任何额外的扩建项目，我们可能无法以产生积极经济效益的成本获得这些项目，或者根本无法获得这些项目。无法获得可接受的资金可能会导致CCL中型列车8和9项目、SPL扩建项目或任何其他扩建项目的开发或建设延迟，我们可能无法完成我们的业务计划，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们的扩建项目，包括Corpus Christi第3阶段项目、CCL中型列车8和9项目以及SPL扩建项目的成本超支和延误，以及难以获得足够的融资来支付此类成本和延误，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。
我们对Corpus Christi第3阶段项目的投资决定以及未来任何潜在的液化天然气设施扩建，包括CCL中型列车8和9项目以及SPL扩建项目，都依赖于最初通过前端工程和设计研究制定的成本估计。然而，由于LNG设施的建设规模和持续时间，由于许多因素，包括但不限于范围的变化，Bechtel Energy Inc.的能力，实际建设成本可能会大大高于我们目前的估计。《贝克特尔》)和我们的其他承包商，以根据他们的协议成功执行，大宗商品价格(特别是镍和钢铁)的变化，劳动力成本的上升，以及可能需要花费更多资金来维持施工计划或遵守现有或未来的环境或其他法规。随着施工进度的推进，我们可能会决定或被迫向我们的承包商提交可能导致更长工期、更高施工成本或两者兼而有之的变更单，包括符合现有或未来环境或其他法规的变更单。此外，我们的SPA通常规定，如果相关列车没有及时开始商业运营，客户可以终止该SPA。因此，任何重大的建设延误，无论是什么原因，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。
液化项目成本的大幅增加超过了我们估计的可能影响项目商业可行性的金额，并要求我们获得额外的资金来源来为我们的运营提供资金，直到适用的液化项目完全建成(这可能导致进一步的延误)，从而对我们的业务产生负面影响，并限制我们的增长前景。虽然从历史上看，我们没有经历过对我们的运营产生重大不利影响的成本超支或建设延误，但未来导致此类事件的因素可能是我们无法控制的，并可能对我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们面临着重大的建筑和运营风险以及未投保的风险，其中一个或多个风险可能会给我们带来重大责任和损失。
我们LNG终端和管道的建设和运营正在并将受到我们在整个风险因素中讨论的与此类操作相关的固有风险的影响，包括爆炸、设备故障或故障、船舶或拖轮操作员的操作错误、污染、有毒物质的释放、火灾、飓风和不利天气条件以及其他危险，每一种危险都可能导致开始运营的重大延误或中断，和/或我们的设施损坏或毁坏或人身和财产损失。此外，我们的行动以及我们行动所依赖的第三方的设施和船只可能面临与侵略或恐怖主义行为有关的风险。
我们不会，也不打算为所有这些风险和损失提供保险。我们可能无法在未来以我们认为合理的费率维持所需或所需的保险。虽然自保风险造成的损失从历史上看并不是很严重，但如果发生重大事件而没有得到充分的保险或赔偿，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们依赖我们的EPC合作伙伴和其他承包商成功完成Corpus Christi第三阶段项目和任何潜在的扩建项目，包括CCL中型列车8和9项目以及SPL扩建项目。
按照商定的规格及时和经济高效地完成Corpus Christi第3阶段项目和任何潜在的扩建项目，包括CCL中型列车8和9项目以及SPL扩建项目，对我们的业务战略至关重要，并高度依赖我们的EPC合作伙伴(包括Bechtel)和他们协议下的其他承包商的表现。我们的EPC合作伙伴和我们的其他承包商根据其协议成功履行合同的能力取决于许多因素，包括他们的能力：
•设计和设计每列列车，使其按照规范运行；
•聘用和保留第三方分包商并采购设备和用品；
•应对设备故障、交货延误、进度变更和分包商无法履行合同等困难，其中一些是他们无法控制的；
•吸引、培养和留住技术人才，包括工程师；
•提交要求的施工保证金，并遵守保证金条款；
•全面管理施工过程，包括与其他承建商和监管机构协调；以及
•保持自己的财务状况，包括充足的营运资金。
虽然有些协议可能规定，如果承包商未能履行其某些义务所需的方式，则可能会产生违约金，但触发支付违约金要求的事件可能会延迟或损害Corpus Christi Stage 3项目和任何潜在扩建项目的运营，包括CCL中型列车8和9项目以及SPL扩建项目，我们收到的任何违约金可能不足以弥补我们因任何此类延误或损害而遭受的损害。EPC合作伙伴和我们的其他承包商根据其协议支付违约金的义务受到其中规定的责任上限的限制。
此外，我们可能与我们的承包商在施工过程的不同要素上存在分歧，这可能导致他们合同下的权利和补救措施的主张，并增加Corpus Christi Stage 3项目和任何潜在扩建项目的成本，包括CCL中型列车8和9项目以及SPL扩建项目，或者导致承包商不愿进行进一步的工作。如果任何承包商因任何原因不能或不愿意按照其各自协议的谈判条款和时间表履行合同，或终止其协议，我们将被要求聘请替代承包商。这可能会导致重大的项目延误和成本增加，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。
液化天然气的运输可能会受到阻碍，例如全球液化天然气船舶短缺或对液化天然气运输的运营影响，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们销售的液化天然气有相当大一部分是在码头交付的(“DAT”)要求向国际目的地交货的条款。为了满足我们在这些安排下的运输需求，包括长期水疗中心的运输需求，我们依赖于通过长期租赁安排租用船只的能力。建造和交付液化天然气船舶需要大量资金和较长的建造周期，我们可能会在租赁安排开始前几年签署租约。
尽管我们根据市场和客户合同积极管理我们的船舶需求，但由于以下原因，LNG船舶的可用性和运输成本可能会受到影响，从而损害我们的业务和客户：
•建造液化天然气船舶的船厂数量不足，这些船厂的订单积压；
•缺少或延迟收到必要的建筑材料；
•政治或经济动乱；
•战争或海盗行为；
•政府规章或海事自律组织的变更；
•停工或者发生其他劳动纠纷的；
•造船企业或船东破产或发生其他财务危机；
•质量或工程问题；
•对海上运输路线的干扰，例如最近亚丁湾的安全局势以及长期干旱条件造成的水位下降导致巴拿马运河拥堵；
•天气干扰或灾难性事件，如大地震、海啸或火灾。
虽然我们租用的船只由船东运营，我们面临着我们自己无法控制的风险，但我们通常通过租船协议中的条款受到保护，不受船东方面的运输中断的影响，包括因停租和停机时间或运输延误而造成的中断。然而，我们可能得不到保护的其他我们无法控制的事件可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
此外，虽然我们的船舶租赁使我们能够获得长期合同下的固定费率(在某些情况下受到通胀的影响)，并且我们通常将SPA的结构调整为收回此类成本的任何增加，但我们的盈利能力，特别是与我们SPA以外的短期或现货LNG销售相关的盈利能力，在很大程度上取决于国际LNG市场的实力。虽然历史上的低迷对我们的业务或业绩没有实质性的不利影响，但此类市场的任何长期疲软都可能导致利润率低迷或负增长。请参阅风险因素液化天然气和天然气的需求和价格的周期性或其他变化可能会对我们的液化天然气业务和客户的业绩产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。以供进一步讨论。
液化天然气和天然气的需求和价格的周期性或其他变化可能会对我们的液化天然气业务和我们客户的业绩产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们的液化天然气业务以及国内液化天然气设施和项目的发展一般是基于对未来天然气和液化天然气的供应和价格以及国际天然气和液化天然气市场前景的假设。由于下列一个或多个因素，天然气和液化天然气价格一直并可能继续波动，并受到广泛波动的影响：
•北美地区具有竞争力的液化能力；
•全球天然气液化或接收能力不足或过剩；
•液化天然气罐车运力不足；
•气候变化引起的温度波动等天气条件和极端天气事件可能导致国际液化天然气供需平衡意外扭曲；
•天然气需求减少，价格下降；
•管道的天然气产量增加，这可能会抑制对液化天然气的需求；
•石油和天然气勘探活动减少，这可能会减少天然气的生产，包括可能禁止通过水力压裂生产天然气；
•成本改善，使竞争对手能够以更低的价格提供天然气液化能力；
•替代能源供应和价格的变化，这可能会减少对天然气的需求；
•关于进口液化天然气、天然气或替代能源的监管、税收或其他政府政策的变化，这可能会减少对进口液化天然气和/或天然气的需求；
•客户所在地区的政治条件；
•由于自然灾害或公共卫生危机，包括发生大流行和其他灾难性事件，对液化天然气的需求突然减少；
•与其他市场相比，对液化天然气的相对需求不利，这可能会减少从北美进口的液化天然气；以及
•引起天然气需求变化的一般商业和经济状况的周期性趋势。
影响上述任何因素的不利趋势或发展可能导致液化天然气和/或天然气价格下降，这可能对我们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。
液化项目的运营取决于我们的SPA客户从美国提供液化天然气供应的能力，这主要取决于液化天然气是一种具有国际竞争力的能源。我们的商业计划的成功在一定程度上取决于，在相当长的时间内，在很大程度上，液化天然气能否从美国大量供应，并以低于替代能源成本的成本运往国际市场。通过使用改进的勘探技术，可能会在美国以外发现更多的天然气来源，这可能会增加美国以外的天然气供应，并可能导致这些市场上的天然气价格低于出口到这些市场的液化天然气。
进口或出口天然气的外国的政治不稳定，或这些国家与美国之间的紧张关系，也可能会阻碍这些国家的液化天然气采购商或供应商和商人从美国进口液化天然气的意愿或能力。此外，一些液化天然气的外国买家或供应商可能出于经济或其他原因从美国以外的市场或从我们的竞争对手在美国的液化设施获得或将其液化天然气引导到美国。
如中所述市场因素与竞争预计，随着各国寻求更丰富、更可靠、更环保的燃料替代石油和煤炭等替代化石燃料能源，全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加。然而，随着全球从以化石为基础的能源生产和消费系统向可再生能源转型，随着替代能源的出现，液化天然气可能面临来自替代能源、更清洁能源的日益激烈的竞争。另外，液化天然气来自液化项目还与其他液化天然气来源竞争，包括以Henry Hub以外的指数定价的液化天然气。在某些市场上，这些能源中的一些可能比液化项目的液化天然气成本更低。来自美国的液化天然气供应成本，包括液化项目，也可能受到美国天然气价格上涨的影响。
如中所述市场因素与竞争根据SPA和IPM协议，到本世纪30年代中期，我们已经签约了液化项目预期总产量的约95%，不包括10年以下合同中的产量，以及合同规定的超出目前在建或运营的额外液化能力的产量。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继续成为具有国际竞争力的长期能源，特别是在我们现有的长期合同开始到期的情况下。继续获得长期商业合同或从美国交付液化天然气的能力受到任何重大阻碍，都可能对我们的客户以及我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。
我们面临着以液化天然气国际市场价格为基础的竞争。
当我们需要更换任何现有的SPA时，无论是由于自然过期、违约或其他原因，或者进入新的SPA，我们的液化项目都会受到LNG价格竞争的风险。与竞争有关的因素可能会阻止我们以与现有SPA具有经济可比性的条款进入新的或替代的SPA，或者根本不能。此类事件可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。可能对我们液化项目对液化天然气的潜在需求产生负面影响的因素多种多样，其中包括：
•全球液化天然气产能增加，市场供应液化天然气供应增加；
•液化天然气需求增加，但低于保持目前供应价格平衡所需的水平；
•向我国液化项目供应天然气原料的成本增加；
•减少竞争来源的天然气或替代燃料，如煤、重油和柴油的成本；
•非美国液化天然气价格下降，包括与油价下跌挂钩的合同导致的价格下降；
•增加核电及相关设施的容量和利用率；以及
•在目前无法获得这些能源的地区，用管道天然气或替代燃料取代液化天然气。
涉及我们的业务、运营控制系统或相关基础设施的网络攻击，或供应液化设施的第三方管道的攻击，可能会对我们的运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，或延误财务或合规报告。这些影响可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流和流动性产生实质性的不利影响。
管道和液化天然气行业越来越依赖业务和运营控制技术来进行日常运营。我们依靠控制系统、技术和网络来运营我们的业务，并控制和管理我们的贸易、营销、管道、液化和航运业务。近年来，针对企业的网络攻击升级，包括地缘政治紧张局势的结果，使用互联网、云服务、移动通信系统和其他公共网络，使我们的业务和与我们有业务往来的其他第三方面临潜在的网络攻击，包括向我们的液化设施供应天然气的第三方管道。例如，在2021年，殖民地管道遭受勒索软件攻击，导致其管道系统完全关闭六天。如果供应液化设施的多条第三方管道同时遭受类似的攻击，液化设施可能无法获得足够的天然气来满负荷运行，甚至根本不能。涉及我们的业务或运营控制系统或相关基础设施，或与我们有业务往来的第三方管道的网络攻击可能会对我们的运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，或延迟财务或合规报告。这些影响可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流和流动性产生实质性的不利影响。
我们可能会经历劳动力成本的增加，而技术工人的缺乏或我们无法吸引和留住合格的人才可能会对我们产生不利影响。此外，我们高级管理层或其他关键人员的变动可能会影响我们的业务结果。
我们依赖于可用的熟练员工队伍。我们与其他能源公司和其他雇主竞争，以吸引和留住具有建造和运营我们的设施和管道所需的技术技能和经验的合格人员，并为我们的客户提供最高质量的服务。我们还必须遵守《公平劳动标准法》，该法案规定了最低工资、加班和其他工作条件等事项。熟练工人的劳动力短缺、我们的地点偏远、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我们更难吸引和留住合格的人员，并可能需要我们提供更高的工资和福利待遇，从而增加我们的运营成本。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。
我们依靠我们的执行官员进行各种活动。我们不为我们的任何人员维护关键人物人寿保险。尽管我们与我们的某些高管有关于薪酬和福利的安排，但我们与关键人员没有任何雇佣合同或其他协议，除了与我们的总裁和首席执行官的雇佣协议外，我们没有约束他们提供任何特定任期的服务。这些个人中的任何一个失去服务都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。
在我们的一个或多个设施爆发传染病(如新冠肺炎)可能会对我们的运营产生不利影响。
我们在萨宾帕斯液化天然气码头和科珀斯克里斯蒂液化天然气码头的设施是关键的基础设施，并通过实施工作场所控制和降低流行病风险措施在新冠肺炎大流行期间继续运营。虽然新冠肺炎大流行，包括后续的变种，对我们正在进行的运营没有不利影响，但未来发生变种和其他传染病的风险尚不清楚。虽然我们相信我们可以继续减轻与当前形式的病毒相关的对我们关键设施的员工和运营的任何重大不利影响，但未来在我们的一个或多个设施爆发更强大的变种或另一种传染病可能会对我们的运营造成不利影响。
与法规有关的风险
如果不能就我们设施的设计、建造和运营、管道的开发和运营以及液化天然气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。
州际天然气管道、液化天然气终端的设计、建造和运营，包括液化项目、CCL中型列车8和9项目、SPL扩建项目和其他设施，以及液化天然气的进出口和天然气的采购和运输，都是严格监管的活动。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《新规》第3节发布命令，授权选址、建造和运营沙田至高铁项目的6列列车和相关设施、中环线项目的3列列车和相关设施以及Corpus Christi Stage 3项目的7列中型列车和相关设施，以及根据《新法》第7条发布的命令，授权建造和运营克里奥尔步道管道和Corpus Christi管道。2023年5月，CQP的某些子公司根据《国家环境政策法》向FERC提交了SPL扩建项目的备案前审查程序，2023年3月，我们的某些子公司根据NGA向FERC提交了CCL中型列车8号和9号项目的申请。到目前为止，能源部还根据NGA第4条发布了命令，授权SPL、CCL和Corpus Christi Stage 3项目出口国内生产的液化天然气。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。CCL中型列车8和9项目目前是我们唯一等待美国能源部批准非自贸协定出口的项目，尽管这种批准首先取决于收到FERC的监管许可批准，这是对我们2023年3月正式申请的回应。我们预计，在2023年5月进入FERC的备案前审查程序后，未来将寻求美国能源部对SPL扩建项目的非自贸协定出口授权。此外，我们根据NGA第7(C)条持有证书，授予我们与我们在第三方拥有的土地上的管道状况有关的土地使用权。如果我们失去这些权利或被要求重新安置我们的管道，我们的业务可能会受到实质性的不利影响。
从FERC、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。
我们的州际天然气管道及其FERC天然气关税受FERC监管。 如果我们不遵守这些规定，我们可能会受到重大处罚和罚款。
我们的州际天然气管道受联邦能源管理委员会（FERC）根据NGA和1978年天然气政策法案（The“NGPA”）. 联邦能源管理委员会管理州际贸易中天然气的购买和运输，包括管道的建设和运营，服务的费率，条款和条件以及设施的废弃。 根据NGA，我们的州际天然气管道收取的费率必须公正合理，禁止我们在管道费率或服务条款和条件方面不适当地偏好或不合理地歧视任何潜在的托运人。 如果我们未能遵守所有适用的法规、规则、条例和命令，我们的州际管道可能会受到重大处罚和罚款。
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。
我们的业务现时及将来均须遵守适用于我们的建筑及营运活动的广泛联邦、州及地方法律、规则及规例，当中涉及（其中包括）空气质素、水质、废物管理、天然资源及健康与安全。 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有关的可能释放到环境中的物质的类型、数量和浓度。并要求我们保持许可证，并允许政府机构进入我们的设施进行检查，并提交与我们的合规性有关的报告。 此外，若干法律及法规授权对我们的LNG接收站、码头及管道的建设及营运拥有司法管辖权的监管机构（包括FERC、PHMSA、EPA及美国海岸警卫队）发布监管执法行动，可能会限制或限制营运或增加合规或营运成本。 违反该等法律及法规可能导致重大负债、合规命令、罚款及处罚、难以从监管机构取得及维持许可证或增加资本开支，从而可能对我们的业务、合约、财务状况、经营业绩、现金流、流动资金及前景造成重大不利影响。 联邦和州法律规定了将某些类型或数量的有害物质释放到环境中的责任，而不考虑原始行为的过错或合法性。 作为我们设施的所有者和经营者，我们可能负责清理我们设施或从我们设施释放到环境中的有害物质的费用，以及对自然资源造成的损害。
美国环保署已最终确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，美国环保署发布了最终规则，以减少石油和天然气行业新的，现有的和修改的排放源的甲烷和VOC排放。 这些法规将要求对我们的压缩机站的甲烷和挥发性有机化合物排放进行监测。 此外，IRA包括对超过某些排放阈值的甲烷排放的收费，这些排放阈值采用将适用于我们从2024日历年开始的设施的经验排放数据。 2024年1月，美国环保署发布了一项拟议规则，以征收和收集IRA授权的甲烷排放费。 此外，未来可能会考虑其他国际、联邦和州举措，通过条约承诺、直接监管、基于市场的监管（如温室气体排放税或总量管制与交易计划或清洁能源或基于绩效的标准）来解决温室气体排放问题。 该等措施可能影响我们在码头消耗的天然气的需求或成本，或可能增加我们营运的合规成本。
修订、重新解释或补充地方、州、联邦或国际层面的指导、法律和法规，导致合规成本增加或额外的运营或建设成本和限制，可能会对我们的业务、合同、财务状况、运营结果、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。目前还不可能预测未来的法规或立法可能如何解决温室气体排放问题并影响我们的业务。
2022年2月28日，环保局取消了NESHAP分区YYYY中针对位于主要HAP排放源的固定式燃气轮机的甲醛标准。在2003年1月14日之后安装在HAP主要污染源的稀薄混合燃气涡轮机和扩散火焰燃气涡轮机的拥有者和运营商必须在2022年3月9日之前遵守NESHAP第YYYY分部，并在2022年9月5日之前证明初步符合这些要求。我们不相信我们的运营，或我们液化设施的建设和运营，会受到此类监管行动的重大不利影响。
其他未来的法律和法规，如与我们码头进出口液化天然气的运输和安全有关的法规，或目的地国家与《巴黎协定》义务有关的气候政策或其他国家或国际气候变化相关政策，可能会在我们的业务和我们拟议的建设活动中造成额外的支出、限制和延误，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。
税收法律法规的增加或变化可能会潜在地影响我们的财务业绩或流动性。
我们需要缴纳在我们经营和交易的司法管辖区的正常业务运营所产生的各种类型的税收。对当地、国内或国际税收法律和法规的任何更改，或其解释和适用，包括经济合作与发展组织(“经济合作与发展组织”)采用15%的全球最低税率的示范规则(通常称为第二支柱)，可能会影响我们未来的纳税义务、盈利能力和现金流。此外，由于我们无法控制的政治或经济因素，我们运营的各个司法管辖区的税率可能会发生重大变化。 我们不断监测和评估可能对我们的业务产生负面影响的拟议税收立法。
爱尔兰共和军对拥有平均AFSI的适用公司征收15%的CAMT，从2023年起生效 在本年度之前的任何连续三年超过10亿美元。Cheniere预计从2024年开始成为一家适用的公司。根据目前颁布的CAMT规则，CAMT税基将包括计入我们综合经营报表的商品衍生品公允价值变动所产生的任何收益或损失。基础商品和金融市场的波动可能会加速，并导致我们未来现金纳税的波动，特别是在商品、货币或金融市场波动较大的时期。如果CAMT适用，尽管我们结转的联邦净营业亏损可能会对我们的流动性产生不利影响，但我们可能需要承担常规联邦公司税之外的额外税收义务。此外，任何与
美国财政部和美国国税局未来发布的CAMT可能会潜在地影响我们CAMT现金纳税的时间和金额。
我们利用我们的净营业亏损结转和某些其他税务属性的能力可能是有限的。
截至2023年12月31日，我们的联邦净营业亏损(“NOL”)结转约为43亿美元，不受到期的影响。我们可能会因为未来股票所有权的变化(其中一些变化可能不在我们的控制范围内)而经历所有权变化。如果Cheniere根据《国税法》第382条进行所有权变更(通常定义为某些股东的股权在三年滚动期间累计变化超过50%)，我们使用所有权变更前NOL结转来抵销未来应纳税所得额的能力可能会受到限制。反过来，这可能会大大推迟我们使用NOL来抵消未来应税收入的能力，并对我们未来的现金流产生不利影响。
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
网络攻击对公司和我们的行业构成了潜在的重大风险。我们已经实施了旨在管理和降低这一风险的政策和程序。
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”)。我们的战略还包括公司和运营网络的细分、纵深防御和最低特权访问原则。与信息技术网络相比，业务网络具有根本不同的安全和可靠性标准，并构成独特的威胁。意识到这些差异，我们定期评估完善我们的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可用于在发生破坏性事件时为我们的公司提供支持。我们还参与各种行业组织，以了解最新的趋势和发展。
在持续的基础上，我们评估我们的人员、流程和技术，并在必要时调整整体计划，以努力适应不断发展的网络和地缘政治格局。我们定期进行评估和审计、跨职能部门风险缓解活动和风险战略会议，以确定网络安全风险、适用的监管要求和行业标准。这些活动还旨在行使、评估和加强我们的网络事件应对计划的成熟度。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，对信息技术系统进行折衷评估，并对我们的公司和运营网络进行安全成熟度评估。我们维持着一项培训计划，以帮助我们的人员识别和协助缓解网络安全和数据安全风险。我们的员工和董事会成员会根据需要参加年度培训、用户意识活动和其他针对特定问题的培训。我们还为某些能够使用我们的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，我们的信息安全计划包括在入职之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。我们试图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，并限制他们将我们的数据(包括个人信息)用于向我们提供服务以外的其他目的的能力，除非适用法律要求。我们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可能影响我们的系统或数据(包括个人信息)的信息安全事件时通知我们。
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
我们的网络安全领导团队由董事和首席信息安全官(我们的“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。我们的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董事会和审计委员会全年审议工作的一个组成部分。网络安全风险被纳入我们的企业风险评估流程，董事会至少每年审查一次。我们的董事会负责评估我们面临的主要风险(包括网络安全风险)、这些风险的相对大小以及管理层减轻这些风险的计划，而审计委员会已被授权监督和定期审查我们的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。我们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，或提供液化设施的第三方管道的网络攻击可能会对我们的运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，或延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.法律程序
我们未来可能会作为各种法律程序的一方参与到正常业务过程中。我们定期分析当前信息，并在必要时为最终处置这些事项可能产生的负债提供应计项目。
LDEQ物质
我们的某些子公司正在与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(The《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，表明在最初的合规期内，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
第五项：建立注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场
市场信息、持股人与股利政策
我们的普通股自2024年2月5日起在纽约证券交易所以“LNG”代码交易，2003年3月24日至2024年2月3日在纽约证券交易所美国交易所或其前身以“LNG”代码交易。截至2024年2月16日，我们约有2.347亿股普通股流通股，由75名记录所有者持有。
我们打算继续宣布和支付季度股息，目标是随着时间的推移增加股息。宣布派息须由本公司董事会酌情决定，并将视乎本公司的财务状况及董事会认为相关的其他因素而定。看到其中的风险我们宣布和支付股息以及回购股票的能力受到某些考虑因素的影响在……下面与我们的财务事项有关的风险在第1A项中。风险因素。
发行人及关联购买人购买股权证券
下表汇总了截至2023年12月31日的三个月的股票回购情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期间 | | 购买的股份总数 | | 每股平均支付价格 | | 作为公开宣布的计划的一部分而购买的股份总数 | | 根据该计划可能尚未购买的股份的大约美元价值(以百万为单位)(1) |
| 2023年10月1日至31日 | | 732,055 | | $167.95 | | 732,055 | | $2,357 |
| 2023年11月1日至30日 | | 634,274 | | $174.28 | | 634,274 | | $2,247 |
| 2023年12月1日至31日 | | 607,966 | | $173.21 | | 607,966 | | $2,141 |
| 总计 | | 1,974,295 | | $171.60 | | 1,974,295 | | |
(1)看见附注19-股份回购计划有关我们董事会根据我们的股份回购计划批准的金额的详细信息，请参阅我们的合并财务报表附注。
股东总回报
以下是由17家公司组成的定制对等组(“同辈群”)被选中，因为它们是拥有可比全球行业分类标准的上市公司。我们还考虑了那些市值、企业价值、经营特征和资本密集度相似的公司。
| | | | | | | | |
| 同级组 |
空气产品和化学品公司(AIR Products and Chemals，Inc.) | | Marathon Petroleum Corporation（MPC） |
| 贝克休斯公司（BKR） | | 西方石油公司（OXY） |
| 康菲石油公司（COP） | | ONEOK，Inc.（OKE） |
Enterprise Products Partners L.P.（EPD） | | Phillips 66（PSX） |
| EOG资源公司（EOG） | | 森科尔能源公司（SU） |
| 哈里伯顿公司（HAL） | | Targa Resources Corp.（TRGP） |
| Hess Corporation（HES） | | Valero Energy Corporation（VLO） |
金德摩根公司（KMI） | | 威廉姆斯公司（WMB） |
| LyondellBasell Industries N.V.（LYB） | | |
下图比较了我们普通股、标准普尔500指数和同行集团的五年总回报率。 该图表是基于以下假设构建的：2018年12月31日，我们的普通股、标准普尔500指数和同行集团投资了100美元，并且任何股息都被完全再投资。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| 公司/指数 | | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 |
| Cheniere能源公司 | | $ | 100.00 | | | $ | 103.18 | | | 101.42 | | | $ | 171.88 | | | $ | 256.67 | | | $ | 295.20 | |
| 标准普尔500指数 | | 100.00 | | | 131.48 | | | 155.65 | | | 200.29 | | | 163.98 | | | 207.04 | |
| 同级组 | | 100.00 | | | 122.09 | | | 90.09 | | | 130.28 | | | 193.39 | | | 212.27 | |
| | | | | | | | | | | | |
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
•经营成果
•流动性与资本资源
•关键会计估算摘要
•最新会计准则
概述
我们是一家主要从事液化天然气相关业务的能源基础设施公司。我们为世界各地的综合能源公司、公用事业公司和能源贸易公司提供清洁、安全和负担得起的液化天然气。我们在路易斯安那州的Sabine Pass和德克萨斯州的Corpus Christi附近运营着两个天然气液化和出口设施。有关我们业务的进一步讨论，请参阅项目1.和2.业务和物业.
我们与客户的长期合作构成了我们业务的基础，并为我们提供了可观、稳定、长期的现金流。通过我们的SPA和IPM协议，我们已经签订了到本世纪30年代中期液化项目预期总产量的约95%，截至2023年12月31日的加权平均剩余寿命约为16年，不包括条款不到10年的合同中的数量，以及合同规定的超出当前在建或运营的额外液化能力的数量。我们的大多数合同是固定价格的长期水疗中心，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，而可变费用的结构通常是为了涵盖生产LNG所消耗的天然气购买、运输和液化燃料的成本。由于我们生产液化天然气的大部分原料来自美国，这些合同的结构有助于限制我们受到美国天然气价格波动的影响。在2023年，我们继续扩大我们的SPA和IPM协议组合，我们相信全球对天然气和LNG的持续需求，如市场因素与竞争在项目1.和2.商业和物业中，将为我们未来客户合同组合的进一步增长奠定基础。我们长期现金流的持续强劲和稳定是我们在2022年宣布的修订后的全面、长期资本分配计划的基础，其中包括增加股票回购授权、降低综合长期杠杆目标、增加股息和继续投资于增长型有机增长。
重大事件综述
自2023年1月1日至本10-K表格提交之日，我们的重大事件包括：
战略
•2023年11月，我们宣布SPL第五阶段与ARC Resources Ltd.的子公司ARC Resources U.S.Corp.达成了一项IPM协议，将以荷兰所有权转让机制(荷兰所有权转让机制)为基础，每天购买14万MMBtu天然气(“TTF”)，减去固定的再气化费用、固定的液化天然气运输费用和固定的液化费用，为期约15年，从SPL扩建项目第一列列车的商业运营开始。本协议以CQP在SPL扩建项目的第一列列车上做出积极的FID或CQP单方面放弃该要求为前提。
•Cheniere Marketing与福兰能源集团有限公司、巴斯夫、新奥液化天然气(新加坡)私人有限公司签订了长期水疗协议。该公司、Equinor ASA和韩国南方电力有限公司的液化天然气预计总量约为1.06亿吨，预计在2026年至2050年期间交付。大约65 如果CQP在SPL扩建项目的第一列或第二列列车上做出积极的FID(视情况而定)，或者我们单方面放弃该要求，则受CQP限制。这些SPA中的每一个都允许Cheniere Marketing在以后将协议转让或更新给某些附属公司。
•2023年5月，CQP的某些子公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目向FERC进入备案前审查程序，2023年4月，我们的其中一家子公司与Bechtel签署了一份合同，提供该项目的前端工程和设计工作。
•2023年4月，我们的某些子公司向美国能源部提交了关于CCL中型列车8号和9号项目的申请，请求授权向自贸协定国家和非自贸协定国家出口液化天然气。2023年7月，我们获得了美国能源部的授权，可以向自贸协定国家出口液化天然气。
•2023年3月，我们的某些子公司根据NGA向FERC提交了CCL中型列车8和9项目的申请。
•2023年1月2日，原环球贸易执行副总裁总裁的科里·格林达尔晋升为执行副总裁总裁兼公司首席运营官。
可操作的
•截至2024年2月16日，液化项目已累计生产、装载和出口约3,280批液化天然气货物，总计超过2.25亿吨。
金融
•我们完成了以下债务交易：
◦于2023年6月，中央债券发行公司发行本金总额14亿元，本金5.950厘，2033年到期的优先债券(“2033年CQP高级票据”)。SPL利用2033年CQP优先债券的缴款所得款项，连同手头现金，赎回2024年到期的5.750厘优先担保债券(“2024年SPL高级债券”)2023年7月。
◦2023年6月，CQP签订了一份10亿美元的高级无担保循环信贷和担保协议(The“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。
•我们从信用评级机构获得了以下升级，包括S全球评级(《S与宝洁》)、穆迪投资者服务(Moody‘s Investor Service)(“穆迪’s”)和惠誉评级(“惠誉”)，每个人的前景都很稳定：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 日期 | | 实体 | | 以前的评级 | | 升级的评级 | | 评级机构 |
| 2023年10月 | | CCH | | BBB- | | BBB | | 标普(S&P) |
| 2023年8月 | | Cheniere | | BA1 | | Baa3 | | 穆迪 |
| 2023年8月 | | CCH | | Baa3 | | Baa2 | | 穆迪 |
| 2023年8月 | | SPL | | BBB | | BBB+ | | 惠誉 |
| 2023年7月 | | CCH | | BBB- | | BBB | | 惠誉 |
| 2023年2月 | | SPL | | BBB | | BBB+ | | 标普(S&P) |
| 2023年1月 | | Cheniere | | — | | BBB- | | 惠誉 |
•在截至2023年12月31日的年度内，我们根据我们的资本分配优先事项完成了以下工作：
◦我们预付了12亿美元 合并长期债务，其中不包括与债务再融资相关的预付款，包括在公开市场上6亿美元的债务回购。
◦作为股票回购计划的一部分，我们以15亿美元的价格回购了大约950万股普通股。
◦在截至2023年12月31日的一年中，我们支付了每股普通股1.620美元的股息。
◦我们继续投资于增长型有机增长，包括我们对Corpus Christi Stage 3项目的投资，如下文进一步描述的那样。投资现金流在……里面现金的来源和用途在流动性和资本资源范围内。
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。
这个 TTF 2023年月结算价平均为13.73美元/MMBtu，同比下降66%以上，比2021年下降4.6%。同样，2023年日韩马克的平均结算价(《JKM》)同比下降53%，2023年平均为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基准指数也出现了类似的同比下降，尽管基数要低得多。Henry Hub在2023年的平均结算价为2.74美元，较2022年欧洲能源危机最严重时期的6.64美元/MMBtu下降了约59%。
2023年，美国在平衡全球市场方面发挥了重要作用，出口了约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。根据开普勒的数据，我们液化项目的出口总计达到4400万吨，占美国全年出口总量的50%以上。
自2022年以来，全球液化天然气需求增长了约3%，使整体市场增加了1050万吨。尽管自2022年以来，亚洲的总体需求有所增加，但日本的疲软，主要是由于核供应的改善，加上欧洲天然气需求的持续破坏，尤其是住宅领域的需求，给市场带来了下行压力，并阻止了液化天然气和天然气价格的上涨。尽管日本需求下降，同比下降约8%或600万吨/年，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/年。这一增长在很大程度上是由于南亚和东南亚需求同比增长约840万吨，以及中国经济的温和反弹，导致中国液化天然气进口量增长约12%或750万吨/年。
国家。在欧洲，尽管天然气需求持续下降，但液化天然气进口同比持平，因为从俄罗斯到欧盟的管道流量仍较低，为270亿立方米(完)《BCM》)，同比下降360亿立方米或57%。
2023年需要取代和取代俄罗斯天然气进入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，并推动了液化天然气项目FID的发展。2023年的商业活动在去年的基础上继续发展，全年在美国执行的长期SPA达到约2300万吨/年，其中我们的SPA和IPM协议总计约650万吨/年。过去两年的合同势头导致2023年美国液化天然气产能近40 Mtpa的FID为正，我们预计其中一部分合同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
综合经营业绩
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (单位：百万，不包括每股数据) | | | | | | | 2023 | | 2022 | | 方差 |
| 收入 | | | | | | | | | | | |
| 液化天然气收入 | | | | | | | $ | 19,569 | | | $ | 31,804 | | | $ | (12,235) | |
| 再气化收入 | | | | | | | 135 | | | 1,068 | | | (933) | |
| 其他收入 | | | | | | | 690 | | | 556 | | | 134 | |
| | | | | | | | | | | |
| 总收入 | | | | | | | 20,394 | | | 33,428 | | | (13,034) | |
| | | | | | | | | | | |
| 营运成本及开支 | | | | | | | | | | | |
| 销售成本(不包括下面单独列出的项目) | | | | | | | 1,356 | | | 25,632 | | | (24,276) | |
| | | | | | | | | | | |
| 运维费用 | | | | | | | 1,835 | | | 1,681 | | | 154 | |
| 销售、一般和行政费用 | | | | | | | 474 | | | 416 | | | 58 | |
| 折旧及摊销费用 | | | | | | | 1,196 | | | 1,119 | | | 77 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他 | | | | | | | 44 | | | 21 | | | 23 | |
| | | | | | | | | | | |
| 总运营成本和费用 | | | | | | | 4,905 | | | 28,869 | | | (23,964) | |
| | | | | | | | | | | |
| 营业收入 | | | | | | | 15,489 | | | 4,559 | | | 10,930 | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | | | | | | (1,141) | | | (1,406) | | | 265 | |
| 债务变更或清偿所得(损) | | | | | | | 15 | | | (66) | | | 81 | |
| | | | | | | | | | | |
| 利息和股息收入 | | | | | | | 211 | | | 57 | | | 154 | |
| 其他收入(费用)，净额 | | | | | | | 4 | | | (50) | | | 54 | |
| 其他费用合计 | | | | | | | (911) | | | (1,465) | | | 554 | |
| | | | | | | | | | | |
| 所得税和非控制性利息前收益 | | | | | | | 14,578 | | | 3,094 | | | 11,484 | |
| 减去：所得税拨备 | | | | | | | 2,519 | | | 459 | | | 2,060 | |
| 净收入 | | | | | | | 12,059 | | | 2,635 | | | 9,424 | |
| 减：归属于非控股权益的净收益 | | | | | | | 2,178 | | | 1,207 | | | 971 | |
| 普通股股东应占净收益 | | | | | | | $ | 9,881 | | | $ | 1,428 | | | $ | 8,453 | |
| | | | | | | | | | | |
普通股股东每股净收益--基本 | | | | | | | $ | 40.99 | | | $ | 5.69 | | | $ | 35.30 | |
普通股股东应占每股净收益-稀释后 | | | | | | | $ | 40.72 | | | $ | 5.64 | | | $ | 35.08 | |
从液化项目中加载和识别的数据量
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (以TBtu为单位) | | | | | | | | 2023 | | 2022 | | 方差 |
| 本期内加载的卷 | | | | | | | | 2,299 | | | 2,295 | | | 4 | |
| 在上一期间加载但在本期已识别的卷 | | | | | | | | 56 | | | 49 | | | 7 | |
| 减去：本期装入和期末在途的数量 | | | | | | | | (37) | | | (56) | | | 19 | |
| 本期确认的总量 | | | | | | | | 2,318 | | | 2,288 | | | 30 | |
LNG收入的组成部分和相应的LNG交付量
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| | | | | | | | 2023 | | 2022 | | 方差 |
LNG收入 (单位：百万): | | | | | | | | | | | |
根据第三方长期协议出售的液化项目的LNG（1） | | | | | | | $ | 12,820 | | | $ | 20,702 | | | $ | (7,882) | |
我们的综合营销职能部门根据短期协议销售的液化项目的LNG | | | | | | | 6,028 | | | 10,169 | | | (4,141) | |
| 从第三方采购的LNG | | | | | | | 359 | | | 760 | | | (401) | |
| | | | | | | | | | | |
| 衍生工具收益（亏损）净额 | | | | | | | 110 | | | (328) | | | 438 | |
| 其他收入 | | | | | | | 252 | | | 501 | | | (249) | |
| LNG总收入 | | | | | | | $ | 19,569 | | | $ | 31,804 | | | $ | (12,235) | |
| | | | | | | | | | | |
作为LNG收入交付的LNG (以TBtu为单位): | | | | | | | | | | | |
根据第三方长期协议出售的液化项目的LNG（1） | | | | | | | 2,034 | | | 1,926 | | | 108 | |
我们的综合营销职能部门根据短期协议销售的液化项目的LNG | | | | | | | 284 | | | 362 | | | (78) | |
| 从第三方采购的LNG | | | | | | | 35 | | | 29 | | | 6 | |
| 作为LNG收入交付的总量 | | | | | | | 2,353 | | | 2,317 | | | 36 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
(1)长期协议包括初步年期为12个月或以上的协议。
普通股股东应占净收益
与2022年同期相比，截至2023年12月31日止年度的有利差异为85亿美元，主要归因于期间之间公允价值变动和衍生工具结算的有利差异为144亿美元（未扣除税项和非控股权益的影响）。 与衍生工具相关的大部分差异是由于国际天然气价格波动性降低以及国际远期商品曲线下降导致我们的IPM协议公允价值的非现金有利变动，其由截至2022年12月31日止年度的50亿美元亏损变为截至2023年12月31日止年度的70亿美元收益。
有利的差异被以下因素部分抵消：
•扣除销售成本和不包括衍生品影响（如上文所述）的LNG收入减少24亿美元，其中大部分归因于交付的LNG利润率下降;
•由于应纳税收入增加，所得税准备金出现21亿美元的不利差异;
•由于可比期间CQP合并净收入增加，非控股权益净收入出现9.71亿美元的不利差异。
以下是对普通股股东净收入差异的重要驱动因素的进一步讨论 按行项目：
收入
截至2023年12月31日止年度与截至2022年12月31日止年度之间减少130亿元，主要由于：
•Henry Hub定价减少91亿美元，我们的大部分长期液化天然气销售合同都与之挂钩;
•由于国际价格下降和短期协议销售量减少，我们的营销职能产生的收入减少25亿美元;以及
•再气化收入减少9.33亿美元，原因是加速确认与2022年12月终止我们的一项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。
业务费用和支出（回收）
截至2023年12月31日止年度与2022年12月31日止年度之间的240亿美元有利差异主要归因于：
•公允价值变动和计入销售成本的衍生工具结算的有利差异为140亿美元，从截至2022年12月31日止年度的62亿美元亏损增加至截至2023年12月31日止年度的78亿美元收益，主要与上述标题下所述的IPM协议公允价值的非现金有利变动有关 普通股股东应占净收益及
•销售成本下降103亿美元(不包括上述衍生品变化的影响)，主要是由于天然气原料成本下降96亿美元，这主要是由于美国天然气价格下降.
这一有利差异被可比期间运营和维护费用增加1.54亿美元部分抵消，这是由于SPL项目两列列车计划于2023年6月完成大规模维护活动、其他第三方服务和维护合同成本以及天然气运输和储存能力需求费用。
其他收入(费用)
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度之间出现5.54亿美元的顺差主要是由于：
•扣除资本化利息后利息支出减少2.65亿美元，主要原因是2023年偿还债务12亿美元导致债务余额减少，其中不包括与债务再融资有关的预付款；
•利息和股息收入增加1.54亿美元，原因是2023年利率上升带来的现金和现金等价物利息收入增加；以及
•8100万美元优惠 因修改或清偿债务而产生的损益差异，主要是由于CCH定期贷款安排协议的修订和重述所确认的较高损失“CCH信贷安排”)和CCH的营运资本融资协议(“CCH营运资金安排”)于2022年第二季度及赎回我们于2045年到期的4.25%可转换优先票据(“2045 Cheniere可转换优先票据”)2022年第一季度。在截至2023年12月31日止年度内，由于在公开市场赎回、偿还或购回接近到期的债务而导致整体付款较低，导致提前赎回或偿还债务本金所支付的保费减少，这是造成有利差异的另一个原因，详情见融资现金流在……里面现金的来源和用途在流动性和资本资源范围内。
所得税拨备
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度之间出现21亿美元的不利差异，主要是由于税前收入的增加。
我们的有效税率是17.3%， 截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度分别为14.8%。截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的实际税率均低于法定税率21%，主要是由于CQP的收入不应向我们纳税。
2021年12月，经合组织发布了支柱二范本规则框架，其中引入了大型跨国集团15%的全球最低企业税率。我们是一家大型跨国集团，在美国和英国拥有大量业务。英国于2023年7月18日颁布了实施第二支柱的立法，从2024年1月1日起生效。美国尚未制定实施第二支柱的立法。我们正继续评估第二支柱规则及其对未来期间的潜在影响，但我们预计这些规则不会对我们的实际税率产生实质性影响。
可归因于非控股权益的净收入
在截至2023年12月31日至2022年的几年中，增加了9.71亿美元，这主要是由于增加了18亿美元 在截至2023年12月31日至2022年12月31日的年度内，CQP的综合净收入。
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
衍生工具除了管理商品相关营销和价格风险的风险外，还被用来管理利率变化和外汇波动的风险敞口，在我们的综合财务报表中按公允价值报告。就与我们的IPM协议相关的商品衍生工具而言，进行经济对冲的相关液化天然气销售按权责发生制会计方法入账，即预期来自未来液化天然气销售的收入仅在相关交易交付或变现时确认。尽管我们的经营意图是随着时间的推移减少风险敞口，但按公允价值确认衍生工具的效果是确认与未来期间风险敞口相关的损益，鉴于我们某些衍生合约的成交量、长期存续期和价格基础的波动性很大，使用衍生工具可能会导致我们基于市场定价、交易对手信用风险和其他可能超出我们控制范围的相关因素的变化而导致我们的运营结果持续波动。例如，如中所述附注7-衍生工具在我们的综合财务报表附注中，我们的液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值纳入了适用于我们的天然气供应合同的基于市场参与者的假设，这些假设涉及某些合同不确定性，包括那些与交货点市场信息的可用性相关的假设，这可能需要未来基础设施的发展，以及对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。
委托装运货物
在一列列车基本完工之前，从该列车销售试运货物所收到的金额与正在建设的液化天然气终端相抵销，因为这些金额是在该列车建造的测试阶段赚取或装载的。于截至2022年12月31日止年度，我们已实现相当于15TBtu的液化天然气终端成本2.04亿美元的抵销，这是由于出售SPL项目第6列的试运行货物所致。在截至2023年12月31日的年度内，我们没有任何试运货物。
流动性与资本资源
以下信息描述了我们产生和获得足够数量的现金的能力，以满足我们的短期和长期需求。短期内，我们预计将使用营运现金流和可用流动资金满足我们的现金需求，包括现金和现金等价物、受限现金和现金等价物以及我们信贷安排下的可用承诺。此外，我们预计通过使用运营现金流和其他未来潜在的流动性来源来满足我们的长期现金需求，其中可能包括我们或我们子公司发行的债务和股票。下表提供了我们可用流动资金的摘要(单位：百万)。未来流动性的物质来源将在下文中讨论。
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| 2023年12月31日 |
| 现金及现金等价物(1) | $ | 4,066 | |
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| 受限现金和现金等价物(1) | 459 | |
| 我们信贷安排下的可用承诺额(2)： | |
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SPL循环信贷安排 | 720 | |
循环信贷安排 | 1,000 | |
| |
CCH信贷安排 | 3,260 | |
CCH营运资金安排 | 1,345 | |
Cheniere循环信贷协议(The“Cheniere循环信贷安排”) | 1,250 | |
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| 我们的信贷安排下的可用承诺额 | 7,575 | |
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| 总可用流动资金 | $ | 12,100 | |
(1)所列金额包括我们的综合可变利息实体CQP及其子公司持有的余额，如中所述附注9--非控股权益和可变权益主体我们的合并财务报表附注。截至2023年12月31日，包括在我们的综合资产负债表中的CQP及其子公司的资产包括5.75亿美元的现金和现金等价物以及5600万美元的限制性现金和现金等价物。
(2)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SPL、CQP、CCH和Cheniere采用独立的资本结构运营。我们子公司执行的债务和股权工具的某些限制限制了每个实体分配现金的能力，包括：
•根据某些债务协议，SPL和CCH必须将收到的所有现金存入受限现金和现金等价物账户。此类现金的使用或提取仅限于支付与液化项目有关的债务和其他限制性付款。此外，SPL和CCH的运营成本由我们的子公司根据关联协议进行管理，这可能需要SPL和CCH向各自的关联公司预付现金，但现金仍受限于液化项目的运营和建设；
•根据其合伙协议，CQP必须在季度末向单位持有人分配手头所有可用现金，减去其普通合伙人建立的任何准备金的金额。从2022年第二季度支付的分配开始，CQP的季度分配目前由基数加上等于单位剩余可用现金的可变金额组成，其中除其他外，考虑到为年度债务偿还和资本分配目标预留的金额、预期资本支出将由现金提供资金，以及为CQP业务的适当开展提供资金的现金储备；
•我们在CQP中的48.6%有限合伙人权益、100%普通合伙人权益和奖励分配权将我们获得CQP持有的现金的权利限制在CQP合伙协议条款指定的金额内；以及
•SPL和CCH受到其某些债务协议中包含的肯定和消极契约的限制，除非满足具体要求，否则它们支付某些款项的能力，包括分配的能力。
尽管有上述限制，我们相信Cheniere Complex内部有足够的灵活性，使每个独立的资本结构能够满足其目前预期的现金需求。SPL、CQP和CCH的流动资金来源主要为各自实体的现金需求提供资金，任何不受限制的剩余流动资金，加上Cheniere Marketing提供的不受限制的流动资金，均可用于使Cheniere能够满足其现金需求。
流动性的未来来源和用途
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) | | $ | 6.3 | | | $ | 27.1 | | | $ | 77.6 | | | $ | 111.0 | |
| 液化天然气收入(可变费用)(3) | | 7.0 | | | 40.8 | | | 140.5 | | | 188.3 | |
| 总计 | | $ | 13.3 | | | $ | 67.9 | | | $ | 218.1 | | | $ | 299.3 | |
(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)液化天然气收入不包括最初预期期限为一年或更短的合同收入。截至2023年12月31日，Cheniere Marketing有大约88TB的短期交付承诺，将于2024年交付给第三方客户。固定费用是应付给我们的费用，无论客户在某些情况下是否行使了合同规定的不接受液化天然气货物交付的合同权利。可变费用仅适用于已交付的液化天然气货物。
(3)液化天然气收入(可变费用)反映了所有合同容量的交付假设，而不考虑任何合同未交付的权利。液化天然气收入(可变费用)基于截至2023年12月31日的估计远期价格和基差。我们与客户签订的许多SPA协议的定价结构包含了每MMBtu液化天然气的可变费用，通常相当于Henry Hub的115%，在交付时支付，从而限制了我们对未来天然气价格上涨的净敞口。
通过我们的SPA和IPM协议，我们已经承包了液化项目到本世纪30年代中期的几乎所有预期总产量。合同的大部分产能包括SPL和CCL与第三方签订的固定价格的长期spa，以销售液化项目中的液化天然气。此外，我们通过我们的综合营销功能Cheniere Marketing来营销和销售非CCL或SPL承包的液化项目生产的液化天然气。Cheniere Marketing拥有一系列长期、中期和短期SPA，将商业LNG货物运送到世界各地。这些数量预计将主要来自液化项目生产的液化天然气，但根据需要从世界各地采购的数量为辅。
我们签约的几乎所有产能都来自条款超过10年的合同。不包括期限不到10年的合同中的容量，以及合同上受当前在建或运营之外的额外液化能力限制的容量，截至2023年12月31日，我们的水疗中心和IPM协议的加权平均剩余寿命约为16年。根据SPA，客户以FOB价格(在Sabine Pass LNG终端或Corpus Christi LNG终端(视情况而定)交付给客户)或DAT(在其指定的LNG接收终端交付给客户)购买LNG，价格通常由每MMBtu LNG(A)固定费用组成
部分费用须按年按通胀调整)加上每MMBtu液化天然气的浮动费用，一般相当于Henry Hub的115%。某些客户可选择取消或暂停LNG货物的交付，但需按照各自SPA的规定提前通知，在这种情况下，客户仍需就因取消或暂停交付而未交付的合同数量支付固定费用。我们SPA项下的浮动费用通常是为了支付天然气购买、运输和液化燃料的成本，以生产将在每个此类SPA下销售的液化天然气。我们的长期SPA客户由信誉良好的交易对手组成，S、穆迪和惠誉的平均信用评级分别为A-、A3和A-。关于我们水疗中心收入的讨论可以在注13--收入我们的合并财务报表附注。
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，我们的信贷安排下有76亿美元的可用承诺，如前面的表格所述，总结了我们的可用流动性，但须遵守适用的契约，以潜在地满足流动性需求。我们的信贷安排在2026年至2029年之间到期。
无合同液化供应
我们预计，截至2023年12月31日尚未根据已签署协议签订合同的液化项目总产能的一部分，将可供Cheniere Marketing向更多液化天然气客户销售。消除瓶颈的机会和其他优化项目导致了产量水平的提高，这使得Cheniere营销公司的可用生产能力增加到了尚未与其他客户签约的程度。
受财务约束的增长
我们在Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端的重要土地位置为进一步扩大液化能力提供了潜在的开发和投资机会，这些位置具有战略优势，靠近管道基础设施和资源。2023年5月，CQP的某些子公司根据《国家环境政策法》就SPL扩建项目向FERC进入备案前审查程序。2023年3月，我们的某些子公司根据NGA向FERC提交了CCL中型列车8和9项目的申请。这些地点或其他项目的发展，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，除其他外，将需要可接受的商业和融资安排，然后我们才能做出积极的FID。
已执行合同项下业务和资本支出的未来现金需求
我们承诺根据我们的某些合同，为未来的运营和资本支出支付现金。下表汇总了我们对截至2023年12月31日已执行合同项下的运营和与核心运营相关的资本支出的重大现金需求估计数(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 |
| 购买义务(2)： | | | | | | | | |
| 天然气供应协议(三) | | $ | 5.8 | | | $ | 20.2 | | | $ | 25.4 | | | $ | 51.4 | |
| 天然气运输和储存服务协议(四) | | 0.5 | | | 2.0 | | | 4.9 | | | 7.4 | |
| 资本支出 | | 1.2 | | | 1.7 | | | — | | | 2.9 | |
| 租约(5) | | 0.9 | | | 3.0 | | | 3.7 | | | 7.6 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 8.4 | | | $ | 26.9 | | | $ | 34.0 | | | $ | 69.3 | |
(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。
(2)购买义务包括购买可强制执行并具有法律约束力的货物或服务的协议，这些协议规定了要购买的固定数量或最低数量。我们包括我们有提前终止选择权的合同，如果目前预计不会行使该选择权的话。我们包括未满足合同条件的合同，如果目前预计这些条件可以满足的话。
(3)天然气供应协议的定价基于截至2023年12月31日的预估远期价格和基差。IPM协议的定价是基于全球天然气市场价格减去固定液化费用和我们产生的某些成本。全球天然气市场价格基于截至2023年12月31日的估计，在远期价格不可用的范围内，并在协议下可选价格的情况下假设最高价格。包括根据未满足合同条件的天然气供应协议支付的8亿美元。
(4)包括根据天然气运输和储存服务协议向关联方支付的13亿美元购买义务，其中10亿美元未满足合同条件。
(5)租赁包括(1)经营租赁、(2)融资租赁、(3)短期租赁和(4)船舶定期租赁项下的付款，这些租赁已于2023年12月31日签署，但将在未来开始。我们的某些租约还包含可变付款，如通货膨胀，除非合同条款要求实质上的固定付款，而这些付款实际上是不可避免的，否则不包括在上面。在续订期权期间可由吾等自行决定行使的付款，只包括在相信该期权合理地肯定会行使的范围内。我们分租某些液化天然气船舶，同时保留我们在原租船下的现有义务。与我们的分会相关的未来收入为5.1亿美元，包括附注12-租契在我们的合并财务报表附注中，有资格作为转租的1.63亿美元。
天然气供应、运输和储存服务协议
我们已经通过长期天然气供应协议，包括IPM协议，获得了CCL项目和SPL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用和我们产生的某些成本来支付天然气原料。虽然从会计角度而言，IPM协议不是收入合同，但IPM协议下购买天然气的付款结构产生了一种不收即付的固定液化费用，前提是从天然气原料生产的液化天然气随后以大约相当于购买天然气原料的全球天然气市场价格的价格出售。
截至2023年12月31日，我们已获得约82%的天然气供应，以支持2024年液化项目的总预测产能。2024年后，天然气供应占预测产能的百分比有所下降。天然气供应通常是在指数化定价的基础上加上固定费用，所有权转让在收到商品时发生。中进一步描述的内容液化天然气收入根据上述条款，我们与客户签订的SPA协议的定价结构通常包含每MMBtu液化天然气的浮动费用，通常相当于Henry Hub的115%，在交付时支付，从而限制了我们对未来天然气价格上涨的净敞口。包括目前被认为可能得到满足的合同条件下未满足的金额，以及不包括截至2023年12月31日不确定采取的延期选择的金额，我们已确保
通过剩余固定期限长达约15年的协议，将天然气原料的产量提高到12,794 TB。有关我们的天然气供应和IPM协议的讨论可在附注7-衍生工具我们的合并财务报表附注。
为了确保我们能够将天然气原料运输到Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端，我们已经签署了运输先例和其他协议，以确保从州际和州内管道公司获得稳固的管道运输能力。我们还与第三方签订了确定的储存服务协议，以帮助管理液化项目天然气需求的可变性。
资本支出
我们与第三方承包商签订液化项目总承包合同。上表中包含的未来资本支出主要包括Corpus Christi第三阶段项目的Bechtel EPC合同下的固定成本，其中Bechtel一次性收取费用，并通常承担项目成本、进度和性能风险，除非发生某些特定事件，在这种情况下，Bechtel导致我们进入变更单，或者我们同意Bechtel提出变更单。除上表所列金额外，我们预计将产生持续的资本支出，以维护我们的设施和其他资产，以及优化我们的现有资产和购买旨在提高我们生产能力的新资产。看见受财务约束的增长部分，以供进一步讨论。
语料库克里斯蒂第三阶段项目
下表汇总了截至2023年12月31日科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的项目竣工和建设状况：
| | | | | | | | | | | |
| | |
| 项目总完成率 | | 51.4% |
| 完成百分比： | | |
| 工程学 | | 83.7% |
| 采购 | | 72.2% |
| 分包工程 | | 66.9% |
| 施工 | | 11.1% |
| 预计基本完工日期 | | 2025年第二季度/第三季度-2026年下半年 |
租契
根据我们的租赁安排，我们的义务主要包括LNG船定期租船合同，期限长达15年，以确保以DAT为基础销售的货物的交付。我们还签订了使用拖轮、办公场所、海事设备和设施以及陆地用地的租约。关于我们租赁义务的讨论可以在附注12-租契我们的合并财务报表附注。
运营和资本支出的额外未来现金需求
企业活动
我们需要保持公司、一般和行政职能，以服务于我们的商业活动。在截至2023年12月31日的年度内，销售、一般和行政费用为5亿美元，其中一部分与办公空间租赁有关，这已列入上文已执行合同项下的业务所需现金和资本支出表。
所得税
由于目前颁布的CAMT可能因AFSI的变化而加速或导致我们的现金税款支付的波动，我们的现金税收可能会随着时间的推移而波动，受到AFSI的变化以及由此产生的CAMT对其他税收优惠的影响，包括可能在短期内推迟实现我们现有的NOL结转。这可能导致近期内的现金纳税比截至2023年12月31日的一年更高。此外，在Corpus Christi Stage 3项目投入使用期间，由于项目预期的税收折旧津贴，我们的现金纳税可能会大幅降低。因此，CAMT之间的持续相互作用，
我们Corpus Christi第三阶段项目现有NOL和奖金折旧资格的使用预计将导致我们的现金纳税出现波动。看到其中的风险税收法律法规的增加或变化可能会潜在地影响我们的财务业绩或流动性在……下面与我们的财务事务有关的风险在……里面 第1A项。风险因素.
受财务约束的增长
任何扩建项目的FID将导致额外的现金需求，以资助此类项目的建设和运营，超出我们根据上文讨论的已执行合同承担的当前合同义务。然而，在达成FID方面，我们可能需要获得融资，以满足该项目最初需要的现金需求，以支持该项目的商业化。
除了Corpus Christi第三阶段项目外，我们在Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端的重要土地位置为进一步扩大液化产能提供了潜在的开发和投资机会，这些位置具有战略优势，靠近管道基础设施和资源。我们预计，Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端未来的任何潜在扩建都将增加现金需求，以支持扩大运营，尽管扩建可能旨在利用共享基础设施来降低任何潜在扩建的增量成本。
已执行合同项下融资的未来现金需求
我们承诺根据我们的某些合同支付未来的现金融资。下表汇总了我们对截至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 | | | $ | 11.1 | | | $ | 12.5 | | | $ | 23.9 | |
| 利息支付 | | 1.3 | | | 3.3 | | | 1.8 | | | 6.4 | |
| 总计 | | $ | 1.6 | | | $ | 14.4 | | | $ | 14.3 | | | $ | 30.3 | |
(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，我们的债务综合体由未偿还本金余额总计239亿美元的优先票据和没有未偿还贷款余额的信贷安排组成。截至2023年12月31日，我们的每一家发行人都遵守了与各自债务协议相关的所有公约。有关我们债务责任的进一步讨论，包括这些安排所施加的限制，可参阅附注11--债务我们的合并财务报表附注。
利息
截至2023年12月31日，我们的优先票据的加权平均合同利率为4.73%。我们所有现有的信贷安排都包括与SOFR挂钩的浮动利率，通过修订或取代以前的信贷安排而纳入。根据我们的信贷安排，未提取的承诺将收取0.075%至0.525%不等的承诺费，可能会根据适用实体的信用评级发生变化。在我们的信贷安排下开立的信用证将收取1.000%至2.200%不等的信用证手续费，可能会根据适用实体的信用评级发生变化。截至2023年12月31日，我们的信贷安排下已签发的信用证总额为4.35亿美元。
融资的额外未来现金需求
CQP分布
根据其合伙协议，CQP必须在每个季度结束后45天内向单位持有人分配季度末所有可用现金，减去其普通合伙人建立的任何准备金的金额。我们拥有CQP 48.6%的有限合伙人权益，包括2.399亿个普通股、100%的普通合伙人权益和100%的奖励分配权，其余非控股有限合伙人权益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有。在截至2023年12月31日的年度内，我们向非控股权益支付了10亿美元的分派。
配资计划
2022年9月，我们的董事会批准了修订后的全面长期资本配置计划。根据修订后的资本分配计划，我们的董事会于2022年9月12日批准将现有的股票回购计划增加40亿美元，从2022年10月1日起再延长三年。截至2023年12月31日，根据股票回购计划，我们有高达21亿美元的可用资金。根据股份回购计划回购普通股的任何股份的时间和金额将由管理层根据市场状况和其他因素决定。在截至2023年12月31日的一年中，我们以每股加权平均价155.50美元，以15亿美元的价格回购了950万股普通股。有关我们的股份回购计划的讨论可在项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券.
我们资本分配计划的另一个方面是通过偿还债务将我们的长期杠杆目标降低到约4倍，这可能涉及在公开市场或以其他方式偿还、赎回或回购我们的债务，包括SPL、CQP、CCH和Cheniere的优先票据。偿还债务的时间和金额将由管理层根据市场状况和其他因素决定。在截至2023年12月31日的年度内，我们使用了12亿美元的可用现金来减少我们的未偿债务，所有这些都是根据我们的资本分配计划进行的。
资本分配计划还包括通过Corpus Christi第三阶段项目建设实现约10%的目标年度股息增长率。2024年1月26日，我们宣布了普通股每股0.435美元的季度股息，将于2024年2月23日支付给截至2024年2月6日收盘时登记在册的股东。
受财务约束的增长
如果Corpus Christi LNG终端和Sabine Pass LNG终端的液化能力扩展到液化项目之外，例如CCL中型列车8和9项目以及SPL扩建项目，我们预计将使用额外的融资来为扩建项目的建设提供资金。
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 | $ | 8,418 | | | $ | 10,523 | | | |
| 用于投资活动的现金净额 | (2,202) | | | (1,844) | | | |
| 用于融资活动的现金净额 | (4,180) | | | (8,014) | | | |
| 汇率变动对现金、现金等价物以及限制性现金和现金等价物的影响 | 2 | | | 5 | | | |
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现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净增 | $ | 2,038 | | | $ | 670 | | | |
| | | | | |
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营运现金流
这两个期间减少21亿美元的主要原因是销售液化天然气货物的现金收入减少，这是由于定价下降、短期协议下的销售量减少以及再气化收入下降导致每MMBtu定价降低所致。关于我们收入的讨论，包括液化天然气和再气化收入，可以在注13--收入我们的合并财务报表附注。天然气原料的现金流出减少，主要是由于美国天然气价格下降，部分抵消了这一下降。
如中所述流动性的未来来源和用途，我们未来的运营现金流将受到CAMT的影响，这可能导致我们的现金纳税出现更大的波动性，包括近期内可能比截至2023年12月31日的年度更高的现金支付。看见流动性的未来来源和用途以供进一步讨论。
投资现金流
本公司于两个年度的投资现金净流出主要用于液化项目的建设成本。2023年与2022年相比增加3.58亿美元，主要是由于在我们于2022年6月发出全面通知继续进行到Bechtel后，截至2023年12月31日的年度内与Corpus Christi第3阶段项目建设相关的现金流出15亿美元，而2022年同期为8.8亿美元，部分被2022年2月SPL项目第6列完工导致的支出减少所抵消。我们预计，随着Corpus Christi第3阶段项目建设工作的进展，来年的资本支出将达到类似水平。在截至2023年12月31日的年度内，我们还对基础设施进行了投资，预计将支持Corpus Christi第三阶段项目的开发、建设和运营，包括对天然气原料管道能力的投资。此外，在截至2023年12月31日的年度内，我们收购了位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的现有发电设施，以降低与我们预期科珀斯克里斯蒂液化天然气终端电力负荷增加相关的电价风险。
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 | | | $ | 1,575 | |
| 债务的赎回、偿还和回购 | | (2,598) | | | (6,771) | |
| | | | |
| | | | |
| 对非控股权益的分配 | | (1,016) | | | (947) | |
| 普通股回购 | | (1,473) | | | (1,373) | |
| 向股东分红 | | (393) | | | (349) | |
| 其他，净额 | | (97) | | | (149) | |
| 用于融资活动的现金净额 | | $ | (4,180) | | | $ | (8,014) | |
债务发行
在截至2023年12月31日的年度内，CQP发行了本金总额为14亿美元的2033年CQP优先债券，所得款项与手头现金一起用于赎回2024年SPL优先债券中的14亿美元。此外，在截至2023年12月31日的年度内，SPL在公开市场购买了2024年SPL优先债券中的2亿美元，并额外赎回了2024年SPL优先债券中的1亿美元。截至2023年12月31日，2024年到期的唯一债券是2024年SPL优先债券中剩余的3亿美元未偿还债券。在截至2022年12月31日的年度内，SPL发行了4.3亿美元2037年到期的5.900%高级担保摊销票据和7,000万美元2037年SPL私募高级担保票据，我们的信贷安排下的总借款为11亿美元。在截至2022年12月31日的年度内，借款所得款项连同手头现金用于赎回或回购68亿美元的未偿还债务，完全与赎回我们的未偿还票据或偿还我们信贷安排下的未偿还金额有关。
债务偿还、偿还和回购
下表显示了债务的赎回、偿还和回购情况，包括年内偿还情况(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | |
| 债务的赎回、偿还和回购 | | | | | | |
| SPL： | | | | | | |
2024年SPL高级债券 | | $ | (1,700) | | | $ | — | | | |
| | | | | | |
| 2023年SPL高级债券 | | — | | | (1,500) | | | |
| SPL营运资金安排 | | — | | | (60) | | | |
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| CCH： | | | | | | |
| CCH信贷安排 | | — | | | (2,169) | | | |
| CCH营运资金安排 | | — | | | (250) | | | |
优先债券2024年到期，息率7.000 | | (498) | | | (752) | | | |
优先债券2025年到期，息率5.625 | | — | | | (9) | | | |
优先债券2027年到期，息率5.125 | | (69) | | | (230) | | | |
优先债券2029年到期，息率3.700 | | (237) | | | (138) | | | |
| 2.742厘优先债券，2039年到期 | | (94) | | | — | | | |
2039年到期的优先债券加权平均利率3.788% | | — | | | (88) | | | |
| | | | | | |
| Cheniere： | | | | | | |
| | | | | | |
| 2045 Cheniere可转换优先票据 | | — | | | (500) | | | |
| Cheniere循环信贷安排 | | — | | | (575) | | | |
| 优先债券2028年到期，息率4.625 | | — | | | (500) | | | |
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| 债务的全部赎回、偿还和回购 | | $ | (2,598) | | | $ | (6,771) | | | |
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| | | | | | |
非控制性利益分配
我们拥有CQP 48.6%的有限合伙人权益，其余非控股有限合伙人权益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，分别向非控股权益支付了10亿美元和9.47亿美元的分派。
普通股回购
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，根据我们的股票回购计划，我们分别支付了15亿美元和14亿美元回购了950万股和940万股普通股。截至2023年12月31日，我们的股票回购计划剩余约21亿美元。
向股东发放现金股利
在截至2023年12月31日的一年中，我们支付了每股普通股1.62美元的总股息，总计3.93亿美元。在截至2022年12月31日的一年中，我们支付了每股普通股1.385美元的总股息，总计3.49亿美元。
2024年1月26日，我们宣布了普通股每股0.435美元的季度股息，将于2024年2月23日支付给截至2024年2月6日收盘时登记在册的股东。
关键会计估算摘要
按照公认会计原则编制我们的综合财务报表要求管理层作出某些估计和假设，这些估计和假设会影响综合财务报表和附注中报告的金额。管理层定期评估其估计及相关假设，包括与衍生工具估值有关的估计及假设。事实和情况的变化或其他信息可能会导致修订
估计数和实际结果可能与这些估计数不同。管理层认为以下是涉及重大判断的最关键的会计估计。
第三级实物液化供应衍生产品的公允价值
我们所有的衍生工具均按公允价值记录，详见附注2--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。我们根据衍生工具可在意愿方之间交换的价值，通过收益记录衍生工具的公允价值变动。我们实物液化供应衍生合约的估值通常是通过使用内部模型来制定的，内部模型包括代表第3级公允价值计量的重大不可观察输入，如附注2--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。在无法获得可观测数据的情况下，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，我们认为不可观测期间的能源单位的未来价格是估计公允价值净额的重大不可观测投入。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并不排除其他罕见事件的影响，除非我们相信市场参与者将排除此类事件，因为他们断言这些事件是我们公司特有的，被认为在我们的控制范围之内。
与适用于我们的天然气供应合同一样，我们的公允价值估计纳入了基于市场参与者的假设，这些假设涉及适用的合同不确定性，包括与交货点的市场信息可获得性有关的假设，以及对合同事件或事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。
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 | | $ | 5,700 | | | $ | (6,493) | |
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22亿美元和99亿美元，全部由实物液化供应衍生品组成。
我们衍生工具的最终公允价值是不确定的，我们相信估计公允价值在不久的将来可能会发生重大变化，特别是考虑到本年度的波动水平，这与大宗商品价格有关。看见第7A项。关于市场风险的定量和定性披露以进一步分析我们衍生工具的公允价值对标的价格假设变化的敏感性。
最新会计准则
有关最近发布的会计准则的摘要，请参阅附注2--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。
第7A项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
我们有商品衍生品，包括SPL项目和CCL项目投产和运营的天然气供应合同，以及相关的经济对冲(统称为“液化供应衍生品”)。我们还签订了实物和金融衍生品，以对冲对大宗商品市场的敞口，在大宗商品市场，我们有购买或出售实物液化天然气的合同安排(统称为，《液化天然气交易衍生产品》)。为了测试液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值对基础商品价格变化的敏感性，管理层分别模拟了每个交割地点天然气商品价格变化10%和液化天然气商品价格变化10%，如下所示(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | $ | (2,117) | | | $ | 1,526 | | | $ | (10,019) | | | $ | 2,249 | |
| 液化天然气交易衍生品 | 10 | | | 12 | | | (46) | | | 15 | |
看见附注7-衍生工具有关我们的商品衍生工具的其他详情，请参阅我们的综合财务报表附注。
第8项：财务报表及补充数据
合并财务报表索引
Cheniere能源公司及附属公司
| | | | | |
Cheniere Energy，Inc.管理层向股东提交的报告 | 52 |
独立注册会计师事务所报告 | 53 |
合并业务报表 | 56 |
合并资产负债表 | 57 |
合并股东权益报表(亏损) | 58 |
合并现金流量表 | 59 |
合并财务报表附注 | 60 |
注1--业务的组织和性质 | 60 |
附注2--主要会计政策摘要 | 60 |
附注3--受限现金和现金等价物 | 67 |
附注4--扣除当前预期信贷损失后的贸易和其他应收款 | 67 |
注5--库存 | 67 |
附注6--财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | 68 |
附注7-衍生工具 | 69 |
附注8--其他非流动资产，净额 | 74 |
附注9--非控股权益和可变权益实体 | 74 |
附注10--应计负债 | 76 |
附注11--债务 | 77 |
附注12-租契 | 81 |
注13--收入 | 83 |
附注14--关联方交易 | 86 |
附注15--所得税 | 87 |
附注16--基于股份的薪酬 | 89 |
附注17-雇员福利计划 | 92 |
附注18--普通股股东每股净收益(亏损) | 92 |
附注19-股份回购计划 | 93 |
附注20--承付款和或有事项 | 93 |
注21-客户集中度 | 95 |
附注22-补充现金流量资料 | 96 |
| |
| |
管理层给Cheniere Energy，Inc.股东的报告。
管理层关于财务报告内部控制的报告
作为管理层，我们有责任为Cheniere Energy，Inc.及其子公司(《香奈儿》)。为了评估财务报告内部控制的有效性，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第404节的要求，我们进行了一项评估，包括使用内部控制--综合框架(2013)特雷德威委员会赞助组织委员会发出(“COSO”)。Cheniere的财务报告内部控制制度旨在根据美利坚合众国普遍接受的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述，即使被确定为有效的，也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。
根据我们的评估，我们得出结论，Cheniere截至2023年12月31日，根据内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
Cheniere的独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所发布了一份关于Cheniere截至2023年12月31日财务报告内部控制的审计报告，该报告包含在本10-K表格中。
管理人员的证书
2002年《萨班斯-奥克斯利法案》要求的Cheniere首席执行官和首席财务官的证书已被列入Cheniere的Form 10-K中的附件31和32。
Cheniere能源公司
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| 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
致股东和董事会
Cheniere Energy，Inc.：
对合并财务报表的几点看法
我们审计了Cheniere Energy，Inc.及其子公司(本公司)截至2022年12月31日、2023年和2022年12月31日的合并资产负债表、截至2023年12月31日的三年期间各年度的相关合并经营报表、股东权益(亏损)和现金流量以及相关附注(统称为合并财务报表)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三年期间每年的运营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据下列标准审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2024年2月21日的报告对公司财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见。
意见基础
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
第三级液化供应衍生产品的公允价值
如综合财务报表附注2及附注7所述，本公司于2023年12月31日录得3级液化供应衍生工具的公允价值为(21.78亿美元)，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协定下的协定。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，我们一直担任本公司的审计师。
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
致股东和董事会
Cheniere Energy，Inc.：
财务报告内部控制之我见
我们已经审计了Cheniere Energy，Inc.及其子公司(本公司)截至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，本公司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。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表、截至2023年12月31日的三年期间各年度的相关综合经营报表、股东权益(亏损)和现金流量以及相关附注(统称为综合财务报表)，我们于2024年2月21日的报告对该等综合财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个过程，旨在合理保证财务报告的可靠性，并根据公认会计原则编制供外部使用的财务报表。 公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：（1）与保持记录有关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确和公正地反映公司资产的交易和处置;（2）提供合理的保证，即交易在必要时被记录，以便根据公认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;（3）提供合理保证，防止或及时发现未经授权的收购、使用或处置公司资产，这可能对财务报表产生重大影响。
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能源公司及附属公司
合并业务报表
(单位：百万，不包括每股数据)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 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 | | | | | $ | 19,569 | | | $ | 31,804 | | | $ | 15,395 | |
| 再气化收入 | | | | | 135 | | | 1,068 | | | 269 | |
| 其他收入 | | | | | 690 | | | 556 | | | 200 | |
| | | | | | | | | |
| 总收入 | | | | | 20,394 | | | 33,428 | | | 15,864 | |
| | | | | | | | | |
| 营运成本及开支 | | | | | | | | | |
| 销售成本(不包括下面单独列出的项目) | | | | | 1,356 | | | 25,632 | | | 13,773 | |
| | | | | | | | | |
| 运维费用 | | | | | 1,835 | | | 1,681 | | | 1,444 | |
| 销售、一般和行政费用 | | | | | 474 | | | 416 | | | 325 | |
| 折旧及摊销费用 | | | | | 1,196 | | | 1,119 | | | 1,011 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 其他 | | | | | 44 | | | 21 | | | 12 | |
| | | | | | | | | |
| 总运营成本和费用 | | | | | 4,905 | | | 28,869 | | | 16,565 | |
| | | | | | | | | |
| 营业收入(亏损) | | | | | 15,489 | | | 4,559 | | | (701) | |
| | | | | | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | | | | (1,141) | | | (1,406) | | | (1,438) | |
| 债务变更或清偿所得(损) | | | | | 15 | | | (66) | | | (116) | |
| | | | | | | | | |
| 利息和股息收入 | | | | | 211 | | | 57 | | | 3 | |
| 其他收入(费用)，净额 | | | | | 4 | | | (50) | | | (26) | |
| 其他费用合计 | | | | | (911) | | | (1,465) | | | (1,577) | |
| | | | | | | | | |
| 所得税和非控股利息前收益(亏损) | | | | | 14,578 | | | 3,094 | | | (2,278) | |
| 减去：所得税拨备(福利) | | | | | 2,519 | | | 459 | | | (713) | |
| 净收益(亏损) | | | | | 12,059 | | | 2,635 | | | (1,565) | |
| 减：归属于非控股权益的净收益 | | | | | 2,178 | | | 1,207 | | | 778 | |
| 普通股股东应占净收益(亏损) | | | | | $ | 9,881 | | | $ | 1,428 | | | $ | (2,343) | |
| | | | | | | | | |
普通股股东每股净收益(亏损)--基本情况(1) | | | | | $ | 40.99 | | | $ | 5.69 | | | $ | (9.25) | |
普通股股东每股净收益(亏损)-稀释后(1) | | | | | $ | 40.72 | | | $ | 5.64 | | | $ | (9.25) | |
| | | | | | | | | |
| 已发行普通股加权平均数-基本 | | | | | 241.0 | | | 251.1 | | | 253.4 | |
| 已发行普通股加权平均数--摊薄 | | | | | 242.6 | | | 253.4 | | | 253.4 | |
| ___________________ | | | | | | | | | |
(1)由于四舍五入的原因，表格中的每股收益可能不会重新准确计算，因为它是基于整数计算的，而不是所提供的舍入数字。 |
Cheniere能源公司及附属公司
合并资产负债表(1)
(单位：百万，共享数据除外)
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| | | |
| 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 4,066 | | | $ | 1,353 | |
| 受限现金和现金等价物 | 459 | | | 1,134 | |
| 贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额 | 1,106 | | | 1,944 | |
| | | |
| 库存 | 445 | | | 826 | |
| 流动衍生资产 | 141 | | | 120 | |
| 保证金存款 | 18 | | | 134 | |
| | | |
| 其他流动资产，净额 | 96 | | | 97 | |
| 流动资产总额 | 6,331 | | | 5,608 | |
| | | |
| | | |
| 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | 32,456 | | | 31,528 | |
| 经营性租赁资产 | 2,641 | | | 2,625 | |
| | | |
| 衍生资产 | 863 | | | 35 | |
| | | |
| 递延税项资产 | 26 | | | 864 | |
| 其他非流动资产，净额 | 759 | | | 606 | |
| 总资产 | $ | 43,076 | | | $ | 41,266 | |
| | | |
负债和股东权益(赤字) | | | |
| 流动负债 | | | |
| 应付帐款 | $ | 181 | | | $ | 124 | |
| 应计负债 | 1,780 | | | 2,679 | |
| | | |
| 扣除贴现和债务发行成本后的经常债务 | 300 | | | 813 | |
| 递延收入 | 179 | | | 234 | |
| 流动经营租赁负债 | 655 | | | 616 | |
| 流动衍生负债 | 750 | | | 2,301 | |
| 其他流动负债 | 43 | | | 28 | |
| 流动负债总额 | 3,888 | | | 6,795 | |
| | | |
| 长期债务，扣除贴现和债务发行成本 | 23,397 | | | 24,055 | |
| 经营租赁负债 | 1,971 | | | 1,971 | |
| 融资租赁负债 | 467 | | | 494 | |
| | | |
| 衍生负债 | 2,378 | | | 7,947 | |
| 递延税项负债 | 1,545 | | | — | |
| 其他非流动负债 | 410 | | | 175 | |
| | | |
承付款和或有事项(见注20) | | | |
| | | |
股东权益(亏损) | | | |
优先股：$0.0001面值，5.0授权的百万股，无已发布 | — | | | — | |
普通股：$0.003面值，480.0授权股数为百万股；277.9百万股和276.7分别于2023年12月31日和2022年12月31日发行的百万股 | 1 | | | 1 | |
| | | |
| | | |
| | | |
库存股：40.9百万股和31.2百万股，按成本计算，分别为2023年12月31日和2022年12月31日 | (3,864) | | | (2,342) | |
| 追加实收资本 | 4,377 | | | 4,314 | |
累计收入(赤字) | 4,546 | | | (4,942) | |
Cheniere股东权益合计(亏损) | 5,060 | | | (2,969) | |
| 非控制性权益 | 3,960 | | | 2,798 | |
股东权益合计(亏损) | 9,020 | | | (171) | |
总负债和股东权益(赤字) | $ | 43,076 | | | $ | 41,266 | |
(1)列报金额包括我们综合可变利息实体持有的余额(“VIE”)、CQP，如中进一步讨论的附注9--非控股权益和可变权益实体。截至2023年12月31日，CQP的总资产和负债为$17.710亿美元18.8分别为10亿美元，其中包括575百万美元的现金和现金等价物以及56数百万的受限现金和现金等价物。
Cheniere能源公司及附属公司
合并股东权益报表(亏损)
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 股东权益合计(亏损) | | | |
| | 普通股 | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 累计收入(赤字) | | 非控制性权益 | | 总股本(赤字) |
| | 股票 | | 面值金额 | | 股票 | | 金额 | | | | |
| 2020年12月31日余额 | 252.3 | | | $ | 1 | | | 20.8 | | | $ | (872) | | | $ | 4,273 | | | $ | (3,593) | | | $ | 2,409 | | | $ | 2,218 | |
| 以股份为基础的薪酬奖励的归属 | 2.1 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股份的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 105 | | | — | | | — | | | 105 | |
| 与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算 | (0.7) | | | — | | | 0.7 | | | (47) | | | (1) | | | — | | | — | | | (48) | |
| 按成本价回购股份 | (0.1) | | | — | | | 0.1 | | | (9) | | | — | | | — | | | — | | | (9) | |
| 可归因于非控股权益的净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 778 | | | 778 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 对非控股权益的分配和分红 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (649) | | | (649) | |
宣布的股息($0.33每股普通股) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (85) | | | — | | | (85) | |
| 普通股股东应占净亏损 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2,343) | | | — | | | (2,343) | |
| 2021年12月31日的余额 | 253.6 | | | 1 | | | 21.6 | | | (928) | | | 4,377 | | | (6,021) | | | 2,538 | | | (33) | |
| 以股份为基础的薪酬奖励的归属 | 1.5 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股份的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 112 | | | — | | | — | | | 112 | |
| 与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算 | (0.3) | | | — | | | 0.3 | | | (41) | | | (22) | | | — | | | — | | | (63) | |
| 按成本价回购股份 | (9.3) | | | — | | | 9.3 | | | (1,373) | | | — | | | — | | | — | | | (1,373) | |
| 采用ASU 2020-06税后净额 | — | | | — | | | — | | | — | | | (153) | | | 4 | | | — | | | (149) | |
| 可归因于非控股权益的净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,207 | | | 1,207 | |
| 对非控股权益的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (947) | | | (947) | |
宣布的股息($1.385每股普通股) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (353) | | | — | | | (353) | |
| 普通股股东应占净收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,428 | | | — | | | 1,428 | |
| 2022年12月31日的余额 | 245.5 | | | 1 | | | 31.2 | | | (2,342) | | | 4,314 | | | (4,942) | | | 2,798 | | | (171) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
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| 以股份为基础的薪酬奖励的归属 | 1.2 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股份的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 100 | | | — | | | — | | | 100 | |
| 与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算 | (0.2) | | | — | | | 0.2 | | | (26) | | | (37) | | | — | | | — | | | (63) | |
| 按成本价回购股份 | (9.5) | | | — | | | 9.5 | | | (1,496) | | | — | | | — | | | — | | | (1,496) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 可归因于非控股权益的净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,178 | | | 2,178 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 对非控股权益的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,016) | | | (1,016) | |
宣布的股息($1.62每股普通股) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (393) | | | — | | | (393) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股股东应占净收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 9,881 | | | — | | | 9,881 | |
| 2023年12月31日的余额 | 237.0 | | | $ | 1 | | | 40.9 | | | $ | (3,864) | | | $ | 4,377 | | | $ | 4,546 | | | $ | 3,960 | | | $ | 9,020 | |
Cheniere能源公司及附属公司
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 | | | | | |
净收益(亏损) | $ | 12,059 | | | $ | 2,635 | | | $ | (1,565) | |
| 将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
未实现外汇兑换收益，净额 | (2) | | | (5) | | | — | |
| 折旧及摊销费用 | 1,196 | | | 1,119 | | | 1,011 | |
| 基于股份的薪酬费用 | 250 | | | 205 | | | 140 | |
| | | | | |
| 债务发行成本、溢价和贴现摊销 | 44 | | | 57 | | | 72 | |
| 使用权资产减持 | 623 | | | 607 | | | 393 | |
债务变更或清偿的损失(收益) | (15) | | | 66 | | | 116 | |
衍生工具的总损失(收益)，净额 | (7,890) | | | 6,531 | | | 5,989 | |
用于结算衍生工具的现金净额 | (79) | | | (904) | | | (1,579) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 递延税金 | 2,389 | | | 440 | | | (715) | |
| 偿还与回购可换股票据有关的实收利息 | — | | | (13) | | | (190) | |
| 其他，净额 | 20 | | | 92 | | | 52 | |
| 经营性资产和负债变动情况： | | | | | |
| 贸易和其他应收款 | 840 | | | (502) | | | (799) | |
| | | | | |
| 库存 | 377 | | | (123) | | | (409) | |
| 保证金存款 | 116 | | | 631 | | | (741) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 应付账款和应计负债 | (982) | | | 250 | | | 1,144 | |
| | | | | |
| 递延收入总额 | 3 | | | 124 | | | 55 | |
| 经营租赁负债总额 | (607) | | | (622) | | | (418) | |
| | | | | |
| 其他，净额 | 76 | | | (65) | | | (87) | |
经营活动提供的净现金 | 8,418 | | | 10,523 | | | 2,469 | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 财产、厂房和设备、净值 | (2,121) | | | (1,830) | | | (966) | |
| 出售财产、厂房和设备所得收益 | — | | | 1 | | | 68 | |
| 权益法投资中的投资收益 | (61) | | | (15) | | | — | |
| 其他，净额 | (20) | | | — | | | (14) | |
用于投资活动的现金净额 | (2,202) | | | (1,844) | | | (912) | |
| | | | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| 发行债务的收益 | 1,397 | | | 1,575 | | | 5,911 | |
| 债务的赎回、偿还和回购 | (2,598) | | | (6,771) | | | (6,810) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 对非控股权益的分配 | (1,016) | | | (947) | | | (649) | |
| 与股票薪酬的预扣税款有关的付款 | (63) | | | (63) | | | (48) | |
| 普通股回购 | (1,473) | | | (1,373) | | | (9) | |
| 向股东分红 | (393) | | | (349) | | | (85) | |
| | | | | |
| 其他，净额 | (34) | | | (86) | | | (127) | |
用于融资活动的现金净额 | (4,180) | | | (8,014) | | | (1,817) | |
| 汇率变动对现金、现金等价物以及限制性现金和现金等价物的影响 | 2 | | | 5 | | | — | |
| | | | | |
现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净增(减) | 2,038 | | | 670 | | | (260) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期初 | 2,487 | | | 1,817 | | | 2,077 | |
| 现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期末 | $ | 4,525 | | | $ | 2,487 | | | $ | 1,817 | |
每个合并资产负债表的余额： | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 现金和现金等价物 | $ | 4,066 | | | $ | 1,353 | |
| 受限现金和现金等价物 | 459 | | | 1,134 | |
| | | |
| 现金总额、现金等价物以及受限现金和现金等价物 | $ | 4,525 | | | $ | 2,487 | |
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注
注1-业务的组织和性质
我们经营 二天然气液化和出口设施位于卡梅隆教区，路易斯安那州萨宾山口和科珀斯克里斯蒂附近，得克萨斯州（分别为， “Sabine Pass LNG终端”和“科珀斯克里斯蒂液化天然气码头”).
CQP拥有Sabine Pass LNG接收站，该接收站拥有天然气液化设施，包括 六运营列车，总生产能力约为 30百万吨液化天然气（ “SPL项目”)。Sabine Pass LNG终端还拥有可运营的再气化设施，包括五液化天然气储罐、气化器和三海上泊位。我们还拥有和运营一家94-英里天然气供应管道，将Sabine Pass LNG终端与几条州际和州内管道(“克里奥尔步道管道”)。截至2023年12月31日，我们拥有100普通合伙人权益的%，a48.6%有限合伙人权益和100CQP的激励分配权的百分比。
科珀斯克里斯蒂液化天然气终端目前有三运营培训，总生产能力约为15Mtpa液化天然气，三液化天然气储罐和二海上泊位。此外，我们正在建设科珀斯克里斯蒂液化天然气终端的扩建(《语料库克里斯蒂第三阶段计划》)用于七预计总产能超过50亿辆的中型列车10Mtpa液化天然气。我们还拥有一家21.5-英里天然气供应管道，将科珀斯克里斯蒂液化天然气终端与几条州际和州内天然气管道(《科珀斯·克里斯蒂管道》连同科珀斯克里斯蒂液化天然气码头和科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的火车、储罐和海上泊位，“CCL项目”).
我们现正进行扩建计划，以增加沙田至中环项目及中环项目的液化能力(统称为“液化工程”)，我们已开始商业化，以支持与这些扩建项目相关的额外液化能力。
注2-重要会计政策摘要
陈述的基础
我们的合并财务报表是根据公认会计准则编制的。综合财务报表包括我们持有控股权的Cheniere、其子公司和附属公司的账目。此外，我们在下面进一步讨论的特定标准下合并VIE。在合并中，所有公司间账户和交易都已取消。
VIES
我们在每项安排开始时决定我们已投资或拥有其他可变权益的实体是否被视为VIE。一般来说，如果(1)实体没有足够的风险股本在没有其他各方额外从属财务支持的情况下为其活动提供资金，(2)实体的投资者缺乏任何控股财务权益的特征，或(3)实体是以非实质性投票权成立的，则实体是VIE。
当我们被认为是主要受益人时，我们合并VIE。VIE的主要受益人通常是这样的一方：(1)有权作出对VIE的经济表现影响最大的决定；(2)有义务承担损失或有权获得可能对VIE产生重大影响的利益。如果我们不被视为VIE的主要受益人，我们将根据适用的公认会计原则对VIE的投资或其他可变权益进行核算。
非控制性权益
当我们合并一个实体时，我们将子公司的100%资产、负债、收入和费用包括在我们的合并财务报表中。对于我们的所有权低于100%的被我们合并的实体，我们在我们的合并资产负债表上记录了非控股权益作为权益的一个组成部分，这代表了各自合并子公司的净资产中的第三方所有权。此外，可归因于非控制性权益的净收益或亏损部分在我们的综合经营报表上报告为可归因于非控制性权益的净收入。我们在实体中的所有权权益的变化不会导致解除合并，通常情况下
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合并财务报表附注--续
在衡平法中确认。看见附注9--非控股权益和可变权益实体有关我们的非控股权益的更多详细信息。
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、厂房和设备的使用寿命以及某些估值有关的估计和相关假设，包括租赁、资产报废债务(“阿罗斯”)和递延税项资产的可回收性，每一项都在本附注各节下进一步讨论。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7-衍生工具，和责任分类的基于股份的薪酬奖励，如附注16--基于股份的薪酬.
现金及现金等价物、限制性现金及现金等价物、贸易及其他应收账款的账面值，扣除综合资产负债表所载的当期预期信贷损失、合同资产、保证金按金、应付账款及应计负债后的账面金额接近公允价值。债务的公允价值是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。
当前预期信贷损失
目前预期的信贷损失是根据过去的事件、当前的状况以及合理和可支持的预测来考虑损失的风险。 通过考虑支付条件的信用审查过程来评估交易对手的支付能力，
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合并财务报表附注--续
交易对手的既定信用评级或我们对交易对手的信用、合同条款、付款状况和其他风险或可用的财务保证的评估。我们在销售、一般和行政方面记录了当前预期信用损失的费用和冲销合并业务报表.
下表反映了我们当前预期信贷损失的变化(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
当前预期信贷损失，期初 | | $ | 5 | | | $ | 9 | | | $ | 7 | |
| 收费(冲销) | | (2) | | | (4) | | | 2 | |
当前预期信贷损失，期末 | | $ | 3 | | | $ | 5 | | | $ | 9 | |
库存
液化天然气和天然气库存以加权平均成本和可变现净值中的较低者入账。材料和其他存货以成本和可变现净值中的较低者入账。存货在出售时计入费用，或对于某些符合条件的成本，在发行时计入房地产、厂房和设备，主要使用加权平均法。
物业、厂房及设备
财产、厂房和设备按成本入账。为延长资产使用寿命而进行的建造和试运行活动、重大更新和改进的支出被资本化，而维护和维修(包括计划的重大维护项目的支出)以维持物业、厂房和设备的运营状况的支出一般被计入已发生的费用。
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，但未折旧的土地除外。参考附注6--财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额以按资产类别对我们的有用寿命进行更多讨论。当物业、厂房及设备报废或以其他方式处置时，成本及相关累计折旧将从账目中撇除，而由此产生的处置损益则记入其他营运成本及开支。
每当事件或环境变化显示物业、厂房及设备的账面金额可能无法收回时，管理层便会测试物业、厂房及设备的减值情况。为评估可回收性，资产按可识别现金流在很大程度上独立于其他资产组现金流的最低水平分组。回收能力一般通过将资产的账面价值与资产的预期未贴现未来现金流进行比较来确定。如该资产的账面价值不可收回，则减值亏损金额按该资产的账面价值超出其估计公允价值的部分(如有)计量。
我们做到了不记录截至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。
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合并财务报表附注--续
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。此类转让在我们综合资产负债表的其他非流动资产中确认，并在我们的综合经营报表上的折旧和摊销费用中摊销，以与服务提供商的安排的合同期限或实物资产的使用年限中较短的期限为准。这些资产的加权平均摊销期限约为31截至2023年12月31日和2022年12月31日。
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因大宗商品价格和外汇兑换而产生的现金流波动(《外汇》)利率风险。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7-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅。
租契
我们确定一项安排在安排开始时是否为租约或包含租约。当我们确定该安排是或包含我们是承租人的租赁时，我们将该租赁分类为经营性租赁或融资租赁。营运及融资租赁于我们的综合资产负债表中确认，方法是记录租赁负债及使用权资产，租赁负债代表未来支付租赁款项的责任，使用权资产代表标的资产在租赁期内的使用权。
经营及融资租赁使用权资产及负债一般根据租赁期内最低租赁付款的现值确认。在确定最低租赁付款的现值时，我们使用租赁中的隐含利率(如果很容易确定)。在缺乏可随时确定的隐含利率的情况下，我们使用相关子公司的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。
经营租赁支付的租赁费用在租赁期内以直线法确认。融资租赁的租赁费用确认为在租赁期限内使用实际利息法对使用权资产进行直线摊销和租赁负债利息的总和。
我们的某些租赁还包含可变付款，只有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。
当吾等确定该安排是或包含吾等为出租人或分租人的租赁时，吾等评估该租赁的类别为经营租赁、销售型租赁或直接融资租赁。我们所有的安排都被评估为经营租约，并由分租人安排组成，在这些安排中，我们没有解除主要的
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原租约规定的义务。我们的转租人安排并未在我们的综合资产负债表上确认，我们在转租期内以直线方式确认来自这些安排的收入。
信用风险集中
可能使我们面临集中信用风险的金融工具主要包括与我们的长期SPA和再融资合同相关的衍生工具和应收账款以及合同资产，每一项都将在下文进一步讨论。此外，我们在金融机构保持现金余额，有时可能超过联邦保险水平。到目前为止，我们还没有发生与这些现金余额相关的信贷损失。
衍生品工具的使用使我们面临交易对手信用风险，即交易对手将无法履行其承诺的风险。我们的某些商品衍生产品交易是通过场外合约进行的，这些合约存在名义信用风险，因为这些交易是以每日保证金为基础与投资级金融机构结算的。为该等合约存入的抵押品记入我们综合资产负债表的保证金存款内。我们的外汇衍生工具被放置在我们认为是可接受的信用风险的投资级金融机构。我们持续监测交易对手的信誉；然而，我们不能预测交易对手的信誉突然发生变化。此外，即使这种变化不是突然的，我们缓解交易对手信用风险增加的能力可能也是有限的。如果这些交易对手中的一个不履行，我们可能无法实现我们的一些衍生品工具的好处。
我们已经根据SPA和IPM协议签约了我们的预期生产能力。我们签约的几乎所有产能都来自合同条款超过10好几年了。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29不同的第三方客户。剔除条款不到10年的合同中的数量，以及合同上受目前正在建设或运营的液化能力以外的额外液化能力制约的数量，我们的水疗中心和IPM协议大约有16截至2023年12月31日的加权平均剩余寿命年数。我们通过我们的综合营销功能来营销和销售由液化项目生产的液化天然气，这些液化项目没有被CCL或SPL的客户承包。我们依赖于各自客户的信誉，以及他们根据各自协议履行义务的意愿。
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和长期有担保和无担保债务证券，以及与银行和其他贷款人的信贷安排。这些债务发行由我们直接配售，或通过证券交易商或承销商发行，由机构和散户投资者持有。
债务按面值计入综合资产负债表，经未摊销折价或溢价调整，并扣除与定期票据有关的未摊销债务发行成本。债务发行费用主要包括安排费、专业费、律师费、印刷费，在某些情况下还包括承诺费。如果债务发行成本与信贷额度安排或未提取资金有关，债务发行成本将在我们的综合资产负债表中作为资产列示。与发行债务直接相关的贴现、溢价和债务发行成本在债务期限内摊销，并使用实际利息法计入利息支出，即资本化利息的净额。
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合并财务报表附注--续
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。
我们有不记录了与克里奥尔踪迹管道或科珀斯克里斯蒂管道相关的ARO。我们认为，预测克里奥尔步道管道或科珀斯克里斯蒂管道提供的天然气运输服务何时不再使用是不可行的。此外，我们与克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道有关的通行权协议没有规定的终止日期。我们打算运营克里奥尔小道管道和科珀斯克里斯蒂管道，只要美国存在天然气供需，并打算定期维护。
基于股份的薪酬
我们以限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位和影子单位的形式授予基于股份的薪酬。有关奖项及我们的相关会计政策，请参阅附注16--基于股份的薪酬.
外币
我们所有子公司的功能货币是美元。我们的某些子公司以美元以外的货币进行交易，这导致了根据美元与外币交易所用货币之间的汇率变化来确认交易损益。于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度内，我们确认净交易收益(亏损)合共$(20)1000万，$601000万美元和300万美元33分别为2.5亿美元，其中几乎所有都与Cheniere Marketing执行的商业交易有关。该等商业交易的交易损益主要包括因出售货物而产生的欧元计价应收账款及相关外币对冲的交易损益，该等交易损益在我们的综合业务报表中的液化天然气收入内列报。剩余的交易损益主要在我们的综合经营报表中的其他收入(费用)净额中列报。
所得税
所得税拨备是基于本年度的应付或可退还税款以及资产和负债的计税基准与其在综合财务报表中报告的金额之间的临时差异而递延缴纳的税款。递延税项资产和负债按现行颁布的所得税税率计入我们的综合财务报表，适用于预期实现或结算递延税项资产和负债的期间。
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随着税法或税率的变化，递延税项资产和负债通过当期所得税拨备进行调整。
当我们的部分或全部递延税项资产很可能无法变现时，计入估值准备以减少递延税项资产的账面价值。我们评估截至每个报告日期的递延税项资产的变现能力，权衡所有积极和消极的证据。评估需要重大判断，并在我们每个适用的司法管辖区进行。在作出这项决定时，我们考虑各种因素，例如历史盈利能力、固定价格长期spa所支持的持续盈利能力的未来预测，以及现有递延税项负债的冲销。
我们确认税务状况的财务报表影响，如果根据技术上的优点，该状况更有可能在审查后得以维持。
我们在流通法下对我们的联邦投资税收抵免进行核算。
《2022年降低通货膨胀法案》(“爱尔兰共和军”)强加了一个152023年生效的CAMT百分比，这是基于15适用公司经调整的财务报表收入的%。我们已选择考虑CAMT对递延税项资产、结转和产生期间的税收抵免的影响。
每股净收益(亏损)
普通股股东应占基本净收益或每股亏损不包括摊薄，计算方法为将当期普通股股东应占净收益或亏损除以当期已发行普通股的加权平均数。摊薄后每股净收益或每股亏损反映潜在摊薄，其计算方法是将当期普通股股东应占净收益(亏损)除以当期已发行普通股的加权平均数，再乘以如果潜在普通股已发行将会发行的额外普通股数量。然而，如果任何额外证券的影响是反摊薄的(即导致更高的每股净收益或更低的每股净亏损)，它们将被排除在稀释净收益或亏损的计算之外。非既得股的稀释效应采用库存股方法计算。
参考附注18--普通股股东每股净收益(亏损)查看截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度计算的更多细节。
业务细分市场
我们已经确定，我们作为一个单一的运营和可报告的部门运营。我们几乎所有的长期资产都位于美国。我们的首席运营决策者定期获得综合财务信息，以做出资源分配决策并评估向客户交付综合液化天然气来源的绩效。定期向首席运营决策者提供的与公认会计原则最一致的财务指标是普通股股东应占净收益(亏损)和综合资产总额，如我们的综合财务报表所示。
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。该指导意见主要提供了临时的、可选的权宜之计，简化了由于市场从伦敦银行间同业拆借利率向替代参考利率过渡而对现有合同进行的合同修改的会计处理。该标准下的临时可选权宜之计于2020年3月12日生效，并将在随后对该标准进行修订后一直有效到2024年12月31日。
如中所述附注11--债务，我们所有现有的信贷安排都包括与SOFR挂钩的浮动利率，通过修订或替换在ASU 2020-04生效日期后的以前的信贷安排而纳入。我们选择将可选的权宜之计应用于某些经过修改或更换的设施；然而，
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应用可选权宜之计的影响并不重大，过渡到SOFR对我们的现金流也没有重大影响。
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。
ASU 2023-09
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09号，所得税(话题740)。该指导意见进一步加强了所得税披露，主要是通过对税率调节类别和司法管辖区支付的所得税进行标准化和分类。我们计划采纳该指引，并在截至2025年12月31日的年度报告中强制生效时遵守披露要求。
注3-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459百万美元和美元1.1根据某些债务安排的要求，这些现金的使用或提取受到合同或法律上的限制，主要用于支付与液化项目有关的债务。
注4-贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额
贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失，构成如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 应收贸易账款 | | | | |
SPL和CCL | | $ | 525 | | | $ | 922 | |
| | | | |
Cheniere营销 | | 451 | | | 917 | |
| 中国、日本、中国和其他国家 | | 4 | | | 4 | |
| 其他应收账款 | | 126 | | | 101 | |
| 贸易和其他应收账款总额，扣除当前预期信贷损失 | | $ | 1,106 | | | $ | 1,944 | |
注5-盘存
库存包括以下内容(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 运输中的液化天然气 | | $ | 112 | | | $ | 356 | |
| 液化天然气 | | 88 | | | 212 | |
| 材料 | | 207 | | | 194 | |
| 天然气 | | 35 | | | 60 | |
| 其他 | | 3 | | | 4 | |
| 总库存 | | $ | 445 | | | $ | 826 | |
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注6-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 |
| 航站楼及相关资产 | | | | |
| 终端和互连管道设施（1） | | $ | 34,069 | | | $ | 33,815 | |
| 土地 | | 463 | | | 451 | |
| 在建工程 | | 3,480 | | | 1,685 | |
| 累计折旧 | | (6,099) | | | (4,985) | |
| 码头及相关资产共计，扣除累计折旧 | | 31,913 | | | 30,966 | |
| 固定资产及其他 | | | | |
| 计算机和办公设备 | | 37 | | | 33 | |
| 家具和固定装置 | | 31 | | | 20 | |
| 计算机软件 | | 125 | | | 121 | |
| 租赁权改进 | | 43 | | | 48 | |
| | | | |
| 其他 | | 21 | | | 20 | |
| 累计折旧 | | (183) | | | (191) | |
| 固定资产和其他资产总额，扣除累计折旧 | | 74 | | | 51 | |
| 融资租赁项下的资产 | | | | |
| 海洋资产 | | 532 | | | 533 | |
| 累计折旧 | | (63) | | | (22) | |
| 融资租赁项下总资产，扣除累计折旧 | | 469 | | | 511 | |
| 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | $ | 32,456 | | | $ | 31,528 | |
(1)包括位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的发电设施和相关电力基础设施，该设施是在截至2023年12月31日的年度内收购的，以降低与我们预期科珀斯克里斯蒂液化天然气终端电力负荷增加相关的电价风险。
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 | | | | | | $ | 1,190 | | | $ | 1,113 | | | $ | 1,006 | |
| 对液化天然气终端成本的补偿(1) | | | | | | — | | | 204 | | | 319 | |
(1)我们确认与销售调试货物相关的液化天然气终端成本的抵消，因为这些金额是在液化项目的各个列车在其建造的测试阶段开始商业运营之前赚取或装载的。
码头及相关资产
我们的终端和相关资产使用直线折旧法折旧，适用于使用寿命不同的LNG终端资产组。我们航站楼的可识别部件和相关资产的折旧寿命在6和50年份，详情如下：
| | | | | | | | |
| 组件 | | 使用年限(年) |
| 液化天然气储罐 | | 50 |
| 天然气管道设施 | | 40 |
| 海上泊位、电力、设施和道路 | | 35 |
| 输水管道 | | 30 |
| 再气化处理设备 | | 30 |
| 送出泵 | | 20 |
| 液化处理设备 | | 6-50 |
| 其他 | | 10-30 |
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固定资产和其他
我们的固定资产和其他资产按成本入账，并根据个别资产或资产组的估计寿命按直线方法折旧。
融资租赁项下的资产
我们的融资租赁资产主要由符合融资租赁分类的某些拖轮和LNG船舶定期租赁组成。这些资产在各自的租赁期内按直线折旧。看见附注12-租契有关我们融资租赁的更多细节，请访问。
注7-衍生工具
我们签订了以下衍生工具：
•商品衍生品，包括天然气和电力供应合同，包括根据我们的IPM协议签订的合同，用于液化项目和扩建项目的开发、投产和运营，以及相关的经济对冲(统称为“液化供应衍生品”);
•我们在LNG衍生品中进行合同净额结算，并对大宗商品市场的敞口进行经济对冲，在大宗商品市场中，我们有合同安排购买或销售实物LNG产品(统称为，《液化天然气交易衍生产品》)；及
•外币兑换(《外汇》)合约对冲与美元以外货币计价的现金流相关的货币风险敞口(“外汇衍生品”)，与液化天然气交易衍生品和在美国以外国家的业务有关。
我们确认我们的衍生工具为资产或负债，并按公允价值计量这些工具。无我们的衍生工具中的一部分被指定为现金流量、公允价值或净投资对冲工具，公允价值的变化在我们的综合经营报表中记录，但不用于委托过程，在这种情况下，该等变化被资本化。
下表显示了我们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) | $ | 25 | | | $ | 36 | | | $ | (2,178) | | | $ | (2,117) | | | $ | (66) | | | $ | (29) | | | $ | (9,924) | | | $ | (10,019) | |
液化天然气交易衍生品资产(负债) | 30 | | | (20) | | | — | | | 10 | | | 1 | | | (47) | | | — | | | (46) | |
外汇衍生品责任 | — | | | (17) | | | — | | | (17) | | | — | | | (28) | | | — | | | (28) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
我们使用基于市场或期权的方法对我们的液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品进行估值，该方法根据需要结合现值技术，其中包括可观察到的大宗商品价格曲线(如果有)以及其他相关数据。我们使用可观察到的外汇汇率和其他相关数据，以市场方法对我们的外汇衍生品进行估值。
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，我们认为不可观测期间的能源单位的未来价格是估计公允价值净额的重大不可观测投入。在估计能源单位的未来价格时，我们对与商品指数的流动性和利用现有市场的波动性相关的市场风险做出判断。
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数据。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。与适用于我们的天然气供应合同一样，我们的公允价值估计纳入了与某些合同不确定性有关的基于市场参与者的假设，包括与交货点的市场信息可获得性有关的假设，以及对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。
我们液化供应衍生产品中天然气头寸的3级公允价值计量可能会受到某些天然气和国际液化天然气价格重大变化的重大影响。下表包括截至2023年12月31日我们的3级液化供应衍生品的不可观察到的输入的定量信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公允价值净负债 (单位：百万) | | 评价法 | | 无法观察到的重要输入 | | 重要不可观测输入的范围/加权平均值(1) |
| 液化供应衍生产品 | | $(2,178) | | 结合现值技术的市场法 | | Henry Hub基差 | | $(1.090) - $0.505 / $(0.060) |
| | | | 期权定价模型 | | 国际液化天然气价差，相对于Henry Hub(2) | | 87% - 379% / 196% |
(1)不可观察到的投入由工具的相对公允价值加权。
(2)价差考虑以美元计价的定价。
单独而言，基差或定价利差的增加或减少将分别减少或增加我们液化供应衍生品的公允价值。
下表显示了我们的3级液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值变动(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期初余额 | | | | | | $ | (9,924) | | | $ | (4,036) | | | $ | 241 | |
计入净收益(亏损)的公允价值收益(亏损)的已实现和变动(1)： | | | | | | | | | | |
| 包括在销售成本、现有交易中(2) | | | | | | 5,685 | | | (5,120) | | | (2,509) | |
| 包括在销售成本、新交易中(3) | | | | | | 15 | | | (1,373) | | | (1,796) | |
| 采购和结算： | | | | | | | | | | |
| 购买(4) | | | | | | — | | | — | | | (1) | |
| 定居点(5) | | | | | | 2,045 | | | 605 | | | 29 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 转出第3层(6) | | | | | | 1 | | | — | | | — | |
| 期末余额 | | | | | | $ | (2,178) | | | $ | (9,924) | | | $ | (4,036) | |
与期末仍持有的票据有关的公允价值的有利(不利)变化 | | | | | | $ | 5,700 | | | $ | (6,493) | | | $ | (4,305) | |
(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。
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(2)对期初存在并在期末继续存在的交易的收益的影响。
(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)包括于报告期内就报告期内继续存在的交易所确认的任何首日收益(亏损)，以及于购置日以非零价值从实体购入的任何衍生工具合约，例如报告期内转让或更新并于报告期结束时继续存在的衍生工具。
(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。
所有现有的交易对手衍生品合同都规定了在发生违约时无条件的抵销权。我们已选择按净额报告与同一交易对手订立的衍生工具合约所产生的衍生工具资产及负债，以及无条件的合约抵销权。衍生工具的使用使我们面临交易对手信用风险，或当我们的衍生工具处于资产状况时，交易对手将无法履行其承诺的风险。此外，在我们的衍生工具处于负债地位的情况下，交易对手有可能无法履行我们的承诺。我们根据衍生品的位置在公允价值计量中同时计入我们自己的非履约风险和相应交易对手的非履约风险。在调整衍生工具合约的公允价值以计入非履行风险的影响时，我们已考虑任何适用的信用提升措施的影响，例如抵押品过帐、抵销权及担保。
商品衍生品
SPL和CCL持有液化供应衍生品，这些衍生品主要与天然气市场和国际液化天然气指数挂钩。截至2023年12月31日，液化供应衍生品的剩余固定期限约为15几年，其中一些开始于对某些事件或事件状态的满意。
Cheniere Marketing历史上曾进行过，也可能会不时进行提供合同净额结算的液化天然气交易。这类交易被视为液化天然气交易衍生品，以及掉期或期货形式的金融大宗商品合约。LNG交易衍生品的条款范围最高约为一年.
下表显示了我们的液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的名义金额(合计，“商品衍生品”):
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 液化供应衍生产品(1) | | 液化天然气交易衍生品 | | 液化供应衍生产品 | | 液化天然气交易衍生品 |
| 名义金额，净额(以TBtu为单位) | 14,019 | | | 49 | | | 14,504 | | | 50 | |
| | | | | | | |
(1)包括合同条件不满足的合同项下的金额，不包括截至2023年12月31日不确定采取的延期选择权。
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下表显示了我们在综合经营报表上记录的商品衍生品的影响和位置(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 在合并经营报表中确认的损益 |
| 合并业务报表地点(1) | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | |
| 液化天然气交易衍生品 | 液化天然气收入 | | | | | | $ | 139 | | | $ | (387) | | | $ | (1,812) | |
| 液化天然气交易衍生品 | 销售回收(成本) | | | | | | (132) | | | (2) | | | 91 | |
| 液化供应衍生产品(2) | 液化天然气收入 | | | | | | (5) | | | 2 | | | 3 | |
| 液化供应衍生产品(2) | 销售回收(成本) | | | | | | 7,912 | | | (6,203) | | | (4,303) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
(1)与商品衍生活动相关的公允价值波动按经济上对冲的项目以及衍生工具的性质和意图进行分类和列报。
(2)不包括与通过实物交割结算的液化供应衍生品相关的实现价值。
外汇衍生品
Cheniere Marketing持有外汇衍生品，以防范可归因于国际货币汇率变化的未来现金流波动。执行外汇衍生工具主要是为了在经济上对冲现货和金融液化天然气交易的现金流所产生的外币风险，这些现金流以美元以外的货币计价。外汇衍生品的条款范围最高可达约一年.
我们外汇衍生品的名义总金额为$789百万美元和美元619分别截至2023年12月31日和2022年12月31日。
下表显示了我们在综合经营报表上记录的外汇衍生产品的影响和位置(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 在合并经营报表中确认的损益 |
| 合并业务报表 | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
外汇衍生品 | 液化天然气收入 | | | | | | $ | (24) | | | $ | 57 | | | $ | 33 | |
| | | | | | | | | | | |
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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
下表列示我们的衍生工具在综合资产负债表中的公平值及位置（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| 液化供应衍生产品(1) | | LNG交易衍生品（2） | | 外汇衍生品 | | 总计 |
| 合并资产负债表位置 | | | | | | | |
| 流动衍生资产 | $ | 49 | | | $ | 92 | | | $ | — | | | $ | 141 | |
| 衍生资产 | 863 | | | — | | | — | | | 863 | |
| 衍生工具资产总额 | 912 | | | 92 | | | — | | | 1,004 | |
| | | | | | | |
| 流动衍生负债 | (651) | | | (82) | | | (17) | | | (750) | |
| 衍生负债 | (2,378) | | | — | | | — | | | (2,378) | |
| 衍生负债总额 | (3,029) | | | (82) | | | (17) | | | (3,128) | |
| | | | | | | |
| 衍生资产（负债），净额 | $ | (2,117) | | | $ | 10 | | | $ | (17) | | | $ | (2,124) | |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 液化供应衍生产品(1) | | LNG交易衍生品（2） | | 外汇衍生品 | | 总计 |
| 合并资产负债表位置 | | | | | | | |
| 流动衍生资产 | $ | 36 | | | $ | 84 | | | $ | — | | | $ | 120 | |
| 衍生资产 | 35 | | | — | | | — | | | 35 | |
| 衍生工具资产总额 | 71 | | | 84 | | | — | | | 155 | |
| | | | | | | |
| 流动衍生负债 | (2,143) | | | (130) | | | (28) | | | (2,301) | |
| 衍生负债 | (7,947) | | | — | | | — | | | (7,947) | |
| 衍生负债总额 | (10,090) | | | (130) | | | (28) | | | (10,248) | |
| | | | | | | |
| 衍生负债，净额 | $ | (10,019) | | | $ | (46) | | | $ | (28) | | | $ | (10,093) | |
(1)不包括我们向交易对手提供的抵押品，金额为3百万美元和美元111 于2023年及2022年12月31日，本集团的抵押品总额分别为100，000，000港元，已计入本集团综合资产负债表的保证金存款，以及交易对手向本集团提供的抵押品总额为100，000，000港元。4百万美元和零分别截至2023年12月31日和2022年12月31日，包括在我们综合资产负债表上的其他流动负债中。
(2)不包括我们向交易对手提供的抵押品，金额为15百万美元和美元23截至2023年12月31日和2022年12月31日，分别包括在我们综合资产负债表上的保证金存款和交易对手向我们张贴的抵押品$31000万美元和零分别截至2023年12月31日和2022年12月31日，包括在我们综合资产负债表上的其他流动负债中。
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合并资产负债表演示文稿
下表显示了我们的衍生工具在综合资产负债表中按净额列报的未偿还衍生工具的毛利和净额的公允价值：
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| | 液化供应衍生产品 | | 液化天然气交易衍生品 | | 外汇衍生品 |
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| 截至2023年12月31日 | | | | | | |
| 总资产 | | $ | 1,272 | | | $ | 94 | | | $ | — | |
| 抵销金额 | | (360) | | | (2) | | | — | |
| 净资产(1) | | $ | 912 | | | $ | 92 | | | $ | — | |
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| 总负债 | | $ | (3,095) | | | $ | (110) | | | $ | (17) | |
| 抵销金额 | | 66 | | | 28 | | | — | |
| 净负债(2) | | $ | (3,029) | | | $ | (82) | | | $ | (17) | |
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| 截至2022年12月31日 | | | | | | |
| 总资产 | | $ | 76 | | | $ | 87 | | | $ | — | |
| 抵销金额 | | (5) | | | (3) | | | — | |
| 净资产(1) | | $ | 71 | | | $ | 84 | | | $ | — | |
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| 总负债 | | $ | (10,436) | | | $ | (132) | | | $ | (29) | |
| 抵销金额 | | 346 | | | 2 | | | 1 | |
| 净负债(2) | | $ | (10,090) | | | $ | (130) | | | $ | (28) | |
(1)包括#美元的流动和非流动衍生资产141百万美元和美元863截至2023年12月31日，分别为百万美元和120百万美元和美元35截至2022年12月31日，分别为100万。
(2)包括流动和非流动衍生负债#美元750百万美元和美元2,378截至2023年12月31日，分别为百万美元和2,301百万美元和美元7,947截至2022年12月31日，分别为100万。
注8-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）：
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| | 十二月三十一日， |
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| | 2023 | | 2022 |
| 合约资产，扣除即期预期信贷亏损 | | $ | 244 | | | $ | 171 | |
| 预付给服务提供商的现金和转让资产，用于支持液化天然气接收站的基础设施，扣除累计摊销 | | 175 | | | 170 | |
| 权益法投资（1） | | 111 | | | 16 | |
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| 商誉 | | 77 | | | 77 | |
| 债务发行成本和债务贴现，扣除累计摊销 | | 58 | | | 60 | |
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| 与税务有关的预付款和应收款 | | 20 | | | 20 | |
| 其他，净额 | | 74 | | | 92 | |
| 其他非流动资产合计，净额 | | $ | 759 | | | $ | 606 | |
(1)包括与管道开发商和运营商的股权投资和产能协议，预计将支持向Corpus Christi第3阶段项目的Corpus Christi LNG接收站交付天然气原料。
注：9-非控股权益及可变权益实体
我们拥有一家48.6有限合伙人在CQP中的权益百分比，形式为 239.9百万普通股单位，其余非控股有限合伙人权益由Blackstone Inc.持有，布鲁克菲尔德资产管理公司（“布鲁克菲尔德”）和公众。 我们还拥有 100普通合伙人权益的%和CQP中的激励分配权。
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
CQP是我们于2006年成立的有限合伙企业，拥有和运营Sabine Pass液化天然气终端及相关资产。我们的子公司Cheniere Partners GP是CQP的普通合伙人。2012年，CQP、Cheniere和Blackstone CQP Holdco LP(“Blackstone CQP Holdco”)签订了单位采购协议，据此出售CQP100.02000万个B类单位以私募方式出售给Blackstone CQP Holdco。Cheniere Partners GP的董事会被修改为包括三由Blackstone CQP Holdco任命的董事，四由我们委任的董事及四独立董事由Blackstone CQP Holdco和我们共同商定，并由我们任命。此外，我们向Blackstone CQP Holdco提供了维护一我们的董事会席位(我们的“董事会”)。Cheniere Partners GP董事的法定人数由所有董事的多数组成，至少包括二由Blackstone CQP Holdco任命的董事，二由我们委任的董事及二独立董事。 如果Blackstone CQP Holdco在CQP中的所有权低于 20未偿还普通股和附属股的百分比。
作为CQP普通单位的持有人，我们没有义务为CQP的损失提供资金。 然而，我们的资本账户继续分担CQP的亏损，如果CQP被清算，我们将在分配CQP的净资产时考虑资本账户。 我们已确定Cheniere Partners GP是一个VIE，由于Blackstone CQP Holdco持有的权利，我们作为风险股权的持有人不拥有控股财务权益。 然而，由于Blackstone CQP Holdco有权在我们的董事会中保留一个董事席位，这在Blackstone CQP Holdco和我们之间建立了事实上的代理关系，因此我们继续合并CQP。 GAAP要求，当存在事实上的代理关系时，事实上的代理关系的成员之一必须根据某些标准合并VIE。 因此，我们在合并财务报表中合并CQP。
下表呈列CQP的综合资产及负债（以百万计）概要，其已计入我们的综合资产负债表。 下表中的资产仅可用于结算CQP的债务。 此外，我们对合并VIE的负债没有追索权。 下表中的资产和负债仅包括CQP的第三方资产和负债，不包括CQP和Cheniere之间的公司间结余，这些结余在Cheniere的综合财务报表中消除。
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| | 十二月三十一日， |
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| | 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 | |
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| 其他流动资产 | | 215 | | | 269 | |
| 流动资产总额 | | 1,219 | | | 1,892 | |
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| 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | 16,212 | | | 16,725 | |
| 其他非流动资产，净额 | | 309 | | | 288 | |
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| 总资产 | | $ | 17,740 | | | $ | 18,905 | |
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| 负债 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
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| 应计负债 | | $ | 811 | | | $ | 1,384 | |
| 扣除贴现和债务发行成本后的经常债务 | | 300 | | | — | |
| 流动衍生负债 | | 196 | | | 769 | |
| 其他流动负债 | | 201 | | | 191 | |
| | | | |
| 流动负债总额 | | 1,508 | | | 2,344 | |
| | | | |
| 长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本 | | 15,606 | | | 16,198 | |
| | | | |
| 衍生负债 | | 1,531 | | | 3,024 | |
| 其他非流动负债 | | 160 | | | 98 | |
| 总负债 | | $ | 18,805 | | | $ | 21,664 | |
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目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
注：10-应计负债
应计负债包括以下内容(以百万计)：
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| | 十二月三十一日， |
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| | 2023 | | 2022 |
| 购买天然气 | | $ | 729 | | | $ | 1,621 | |
| | | | |
| 利息成本和相关债务费用 | | 399 | | | 383 | |
| 液化天然气终端及相关管道成本 | | 235 | | | 240 | |
| 薪酬和福利 | | 266 | | | 245 | |
| 液化天然气购买量 | | 23 | | | 88 | |
| | | | |
| 其他应计负债 | | 128 | | | 102 | |
| 应计负债总额 | | $ | 1,780 | | | $ | 2,679 | |
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
注11-债务
债务包括以下各项（百万）：
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| | 十二月三十一日， |
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| | 2023 | | 2022 |
SPL： | | | | |
| 高级担保票据： | | | | |
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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 | |
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CQP： | | | | |
| 高级注释： | | | | |
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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 | |
| | | | |
CCH： | | | | |
| 高级担保票据： | | | | |
7.0002024年到期的百分比 | | — | | | 498 | |
5.8752025年到期的百分比 | | 1,491 | | | 1,491 | |
5.1252027年到期的百分比 | | 1,201 | | | 1,271 | |
3.7002029年到期的百分比 | | 1,125 | | | 1,361 | |
3.7882039年到期的加权平均利率% | | 2,539 | | | 2,633 | |
CCH高级担保票据共计 | | 6,356 | | | 7,254 | |
定期贷款融资协议（ “CCH信贷安排”) | | — | | | — | |
周转基金协定（周转基金协定） “CCH营运资金安排”) (1) | | — | | | — | |
债务总额-卫生协调委员会 | | 6,356 | | | 7,254 | |
| | | | |
Cheniere： | | | | |
4.6252028年到期的优先债券百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
| | | | |
| | | | |
循环信贷协议 “Cheniere循环信贷安排”) | | — | | | — | |
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债务总额- Cheniere | | 1,500 | | | 1,500 | |
| | | | |
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| 债务总额 | | 23,888 | | | 25,086 | |
| | | | |
| 扣除贴现和债务发行成本后的经常债务 | | (300) | | | (813) | |
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| 贴现及债务发行成本的长期部分，净额 | | (191) | | | (218) | |
| 长期债务总额，扣除贴现和债务发行成本 | | $ | 23,397 | | | $ | 24,055 | |
(1)CCH营运资金被归类为短期债务，因为我们需要将未偿还本金总额减少到零有一段时间五每年至少一次连续工作日。
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
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在第一优先权的基础上，在SPL的所有成员权益和SPL的几乎所有资产中拥有担保权益。SPL可随时按管理SPL高级担保票据的契约中规定的指定价格赎回全部或部分SPL高级担保票据，外加到赎回日为止的应计和未付利息(如果有)。将于2037年到期的SPL系列高级担保票据将根据各自契约中规定的固定雕刻摊销时间表进行全面摊销。
CQP高级票据
除2033年CQP优先债券外，CQP优先债券由CQP的每家附属公司(SPL除外)共同及各别担保，而Sabine Pass LP及2033年CQP优先债券则由CQP现时及日后不时为CQP循环信贷安排提供担保的每间附属公司(每间均为CQP循环信贷安排提供担保)联名及各别担保。“担保人”总体而言，“CQP担保人”)。CQP优先债券是CQP的优先债务，与CQP的其他现有和未来的非次级债务具有同等的偿付权，并优先于其任何未来的次级债务。如果CQP的担保债务和CQP担保人的担保债务(CQP高级债券或根据CQP基础契约发行的任何其他系列债券除外)在任何时间的未偿债务总额超过(1)或$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优先票据将以对CQP及CQP担保人及CQP担保人的几乎所有现有及未来有形及无形资产及权利以及于CQP担保人的股权的优先留置权(须受准许产权负担规限)作为抵押。担保CQP高级票据的留置权，如果适用，将与任何其他优先担保债券的持有者平等和按比例分享(受许可留置权的约束)。CQP可随时按管理CQP优先票据的契约中规定的指定价格赎回全部或部分CQP优先票据，外加到赎回日为止的应计和未付利息(如有)。
CCH高级担保票据
CCH高级担保票据由CCH的子公司CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC(各自为“CCH担保人”总体而言，“CCH担保人”)。CCH高级担保票据是CCH的优先担保债务，优先于CCH未来的任何和所有债务的支付权，这些债务从属于CCH高级担保票据，与CCH的其他现有和未来债务具有同等的支付权，并以相同的抵押品担保CCH高级担保票据。CCH高级担保票据以CCH和CCH担保人的几乎所有资产的优先担保权益为抵押。CCH可随时按管理CCH高级担保票据的各个契约中规定的价格赎回全部或部分CCH高级担保票据，外加截至赎回日的应计和未付利息(如有)。将于2039年到期的CCH系列高级担保票据将根据各自契约中规定的固定的雕刻摊销时间表进行全面摊销。
Cheniere高级注释
Cheniere高级债券是我们的一般优先债务，其偿付权优先于我们所有未来债务，而根据其条款，Cheniere高级票据的偿付权明确从属于Cheniere高级票据，并与我们所有其他现有和未来的非从属债务同等享有偿付权。Cheniere高级票据目前是无抵押的，但在某些情况下，由于我们产生了额外的有担保债务，未来可能会有担保。当需要时，Cheniere高级票据将通过留置权对我们在直接子公司(某些被排除的子公司除外)的几乎所有资产和股权进行留置权优先担保平价通行证拥有确保Cheniere循环信贷安排的留置权。截至2023年12月31日，Cheniere高级票据不受我们任何子公司的担保。未来，为我们的任何重大债务提供担保的任何子公司也将为Cheniere高级票据提供担保。我们可随时按管理Cheniere高级债券的契约所载指定价格赎回全部或部分Cheniere高级债券，另加截至赎回日的应计及未付利息(如有)。
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
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 | | 3,543 | |
| 2026 | | 1,607 | |
| 2027 | | 2,889 | |
| 2028 | | 3,091 | |
| 此后 | | 12,458 | |
| 总计 | | $ | 23,888 | |
信贷安排
以下是截至2023年12月31日我们承诺的未偿还信贷安排摘要(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 特别提款权循环信贷安排(1)(2) | | CQP循环信贷安排(1)(3) | | CCH信贷安排(4) | | CCH营运资金安排(5) | | Cheniere循环信贷安排(6) | | |
| 设施总规模 | | | | | | | | $ | 1,000 | | | $ | 1,000 | | | $ | 3,260 | | | $ | 1,500 | | | $ | 1,250 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 更少： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未清偿余额 | | | | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 签发的信用证 | | | | | | | | 280 | | | — | | | — | | | 155 | | | — | | | |
| 可用承诺 | | | | | | | | $ | 720 | | | $ | 1,000 | | | $ | 3,260 | | | $ | 1,345 | | | $ | 1,250 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 优先级排序 | | | | | | | | 高级安全保障 | | 高级无担保 | | 高级安全保障 | | 高级安全保障 | | 不安全 | | |
| 可用余额利率(7) | | | | | | | | 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% | | SOFR加信用利差调整0.1%，外加1.5%或基本费率加0.5% | | SOFR加信用利差调整0.1%，外加1.0% - 1.5%或基本费率加0.0% - 0.5% | | SOFR加信用利差调整0.1%，外加1.075% - 2.20%或基本费率加0.075% - 1.2% | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未支取余额的承诺费(7) | | | | | | | | 0.075% - 0.30% | | 0.10% - 0.30% | | 0.525% | | 0.10% - 0.20% | | 0.115% - 0.365% (8) | | |
| 到期日 | | | | | | | | 2028年6月23日 | | 2028年6月23日 | | (9) | | 2027年6月15日 | | 2026年10月28日 | | |
(1)于2023年6月，CQP及SPL进行再融资，并分别以CQP循环信贷融资及SPL循环信贷融资取代CQP信贷融资及SPL营运资金融资，导致到期日延长、借款能力修订、适用的利率及承诺费降低，以及条款及条件的若干其他修订。
(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循环信贷安排下的债务由Cheniere Investments、SPLNG、CTPL、Sabine Pass LNG-GP、LLC、Sabine Pass Tug Services、LLC和Cheniere Pipeline GP Interest，LLC共同、个别和无条件担保。
(4)CCH在CCH信贷安排下的债务以CCH及其子公司的几乎所有资产的优先留置权以及CCH Holdco I质押其在CCH的有限责任公司权益为抵押。
(5)CCH在CCH营运资金机制下的义务由CCH和CCH担保人的几乎所有资产以及CCH和每个CCH担保人在CCH中的所有会员权益作为抵押。平价通行证与CCH高级担保票据和CCH信贷安排的基础。
(6)2023年6月，我们修订了Cheniere循环信贷安排，将指数利率更新为SOFR。Cheniere循环信贷安排包含一项金融契约，要求我们将非综合杠杆率保持在不超过5.50：1.00截至任何财政季度结束时，如果(I)截至该财政季度最后一天，未偿还贷款本金总额加上已提取和未偿还的信用证的本金总额大于35的百分比
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
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Cheniere循环信贷机制(a“)项下的总承付款圣约人触发事件“)或(2)在上一个财政季度的最后一天发生并持续发生《公约》触发事件，而截至该财政季度结束的最后一天，该《公约》触发事件至少有一段时间没有停止三十连续几天。
(7)利率和承诺费用的差额可能会根据适用实体的信用评级而发生变化.
(8)于2023年4月，Cheniere循环信贷融资的承诺费用因达到若干环境、社会及管治指标而减少。
(9)CCH信贷机制在下列时间（以较早者为准）到期： 2029年6月15日或两年在科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的最后一列列车基本完成后。
与终止与雪佛龙公司的协议有关的债务消灭损失
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100万美元。（《雪佛龙》）终止与该公司根据码头航运服务协议所订的收入分享安排。 看见附注13-收入进一步讨论终止与雪佛龙的协议。
限制性债务契约
规管我们的优先票据的契约及与我们的债务相关的其他协议载有惯例条款及违约事件及若干契诺，该等契诺（其中包括）可能限制我们、我们的附属公司及其受限制附属公司进行若干投资或支付股息或分派的能力。 SPL和CCH一般不得根据关于其各自债务的协议进行分配，除非已设立适当的准备金，用于使用现金或信用证偿还债务，并且历史偿债偿付比率和预测偿债偿付比率至少为 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$2031000万美元。
截至2023年12月31日，各发行人均遵守与其各自债务协议相关的所有契诺。
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 |
| 可转换票据的利息成本： | | | | | | | | | | |
| 按合同利率计算的利息 | | | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 36 | |
| 债务贴现摊销和债务发行成本 | | | | | | — | | | — | | | 10 | |
| | | | | | | | | | |
| 与可转换票据相关的总利息成本 | | | | | | — | | | — | | | 46 | |
| 债务和融资租赁(不包括可转换票据)的利息成本 | | | | | | 1,265 | | | 1,485 | | | 1,558 | |
| 总利息成本 | | | | | | $ | 1,265 | | | $ | 1,485 | | | 1,604 | |
| 资本化利息 | | | | | | (124) | | | (79) | | | (166) | |
| 扣除资本化利息后的利息支出总额 | | | | | | $ | 1,141 | | | $ | 1,406 | | | $ | 1,438 | |
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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 | | $ | 23,888 | | | $ | 23,062 | | | $ | 25,086 | | | $ | 23,500 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
(1)截至2023年12月31日和2022年12月31日，3.0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。
注：12-租契
我们的租赁资产主要包括根据定期租赁租赁的液化天然气船舶(“租船”)，此外还包括拖轮、办公场所和设施以及陆地场地。我们所有的租赁都被归类为经营租赁，但我们的某些船舶租赁、拖轮和海洋设备除外，它们被归类为融资租赁。
下表显示了我们综合资产负债表中使用权资产和租赁负债的分类和位置(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | | | |
| 合并资产负债表位置 | | 2023 | | 2022 |
| 使用权资产--经营性 | 经营性租赁资产 | | $ | 2,641 | | | $ | 2,625 | |
| 使用权资产--融资 | 财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额 | | 469 | | | 511 | |
| 使用权资产总额 | | | $ | 3,110 | | | $ | 3,136 | |
| | | | | |
| 流动经营租赁负债 | 流动经营租赁负债 | | $ | 655 | | | $ | 616 | |
| 流动融资租赁负债 | 其他流动负债 | | 35 | | | 28 | |
| 非流动经营租赁负债 | 经营租赁负债 | | 1,971 | | | 1,971 | |
| 非流动融资租赁负债 | 融资租赁负债 | | 467 | | | 494 | |
| 租赁总负债 | | | $ | 3,128 | | | $ | 3,109 | |
下表显示了我们的综合业务报表中租赁成本的分类和位置(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 合并业务报表 | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营租赁费(A) | 经营成本和支出(1) | | | | | | $ | 783 | | | $ | 828 | | | $ | 621 | |
| 融资租赁成本： | | | | | | | | | | | |
| 使用权资产摊销 | 折旧及摊销费用 | | | | | | 50 | | | 12 | | | 3 | |
| 租赁负债利息 | 扣除资本化利息后的利息支出 | | | | | | 35 | | | 14 | | | 9 | |
| | | | | | | | | | | |
| 总租赁成本 | | | | | | | $ | 868 | | | $ | 854 | | | $ | 633 | |
| | | | | | | | | | | |
| (A)计入经营租赁成本： | | | | | | | | | | | |
| 短期租赁成本 | | | | | | | $ | 33 | | | $ | 122 | | | $ | 139 | |
| 可变租赁成本 | | | | | | | 17 | | | 18 | | | 21 | |
(1)在业务成本和费用内的适当项目中列报，与租赁资产的性质一致。
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
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 | $ | 752 | | | $ | 67 | |
| 2025 | 612 | | | 72 | |
| 2026 | 480 | | | 75 | |
| 2027 | 383 | | | 77 | |
| 2028 | 228 | | | 73 | |
| 此后 | 638 | | | 355 | |
| 租赁支付总额(1) | 3,093 | | | 719 | |
| 减去：利息 | (467) | | | (217) | |
| 租赁负债现值 | $ | 2,626 | | | $ | 502 | |
(1)不包括大约$3.8截至2023年12月31日执行的具有法律约束力的船舶租赁最低付款10亿美元，将在未来期间开始，固定最低租赁条款最高可达15好几年了。
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) | 6.3 | | 9.7 | | 5.9 | | 10.6 |
| 加权平均贴现率(1) | 4.7% | | 7.7% | | 4.2% | | 7.8% |
(1)加权平均折现率受在采用现行通用会计准则下的租赁准则之前已开始的若干融资租赁的影响。根据先前的会计指引，隐含利率以标的资产的公允价值为基础。
下表包括我们的运营和融资租赁的其他量化信息(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 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 | $ | 720 | | | $ | 713 | | | $ | 483 | |
| 融资租赁的营运现金流 | 35 | | | 14 | | | 10 | |
| 融资租赁产生的现金流 | 28 | | | 7 | | | — | |
| 以经营性租赁负债换取的使用权资产 | 646 | | | 1,220 | | | 1,736 | |
| 以融资租赁负债换取的使用权资产(1) | 8 | | | 473 | | | — | |
(1) 包括$88在截至2022年12月31日的年度内，由于基础船舶租赁的修改，从经营租赁重新归类为融资租赁。
液化天然气船舶分租
我们将某些租来的液化天然气船舶转租给第三方，同时保留我们对原出租人的现有义务。我们所有的转租安排都被评估为经营性租赁。下表显示了在我们的合并经营报表的其他收入中确认的转租收入(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 固定收益 | | | | | | $ | 446 | | | $ | 371 | | | $ | 72 | |
| 可变收入 | | | | | | 57 | | | 79 | | | 37 | |
| 分租收入总额 | | | | | | $ | 503 | | | $ | 450 | | | $ | 109 | |
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
截至2023年12月31日，从LNG船舶分租公司收到的未来年度最低分租付款如下(以百万为单位)：
| | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | 转租付款 |
| 2024 | $ | 158 | |
| 2025 | 5 | |
| |
| |
| |
| |
| 分租付款总额 | $ | 163 | |
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 | | | | | | $ | 19,459 | | | $ | 32,132 | | | $ | 17,171 | |
| 再气化收入 | | | | | | 135 | | | 1,068 | | | 269 | |
| *其他收入。 | | | | | | 187 | | | 107 | | | 91 | |
| | | | | | | | | | |
| 与客户签订合同的总收入 | | | | | | 19,781 | | | 33,307 | | | 17,531 | |
导数净收益(亏损)(1) | | | | | | 110 | | | (328) | | | (1,776) | |
| 其他(2) | | | | | | 503 | | | 449 | | | 109 | |
| 总收入 | | | | | | $ | 20,394 | | | $ | 33,428 | | | $ | 15,864 | |
(1)看见附注7-衍生工具有关我们的衍生品的更多信息。
(2)主要包括液化天然气船舶分租的收入。看见附注12-租契获取有关我们转租的更多信息。
液化天然气收入
我们已经与许多第三方客户签订了以FOB为基础(在Sabine Pass LNG终端或Corpus Christi LNG终端交付给客户)或DAT基础上(在客户指定的LNG接收终端交付给客户)销售LNG的SPA。我们的客户一般购买液化天然气的价格包括每MMBtu液化天然气的固定费用(其中一部分受到通货膨胀的年度调整)加上每MMBtu液化天然气的浮动费用，通常等于115亨利·哈勃的股份。固定费用部分是无论客户取消或暂停液化天然气交付都应向我们支付的金额。浮动费用部分是通常只有在交付液化天然气时才向我们支付的金额，加上未来对固定费用的所有通胀调整。SPA和根据SPA提供的合同量不与特定列车捆绑在一起；但是，每个SPA的期限通常从指定列车首次商业交付之日开始。
我们打算主要使用来自我们的Sabine Pass LNG终端或Corpus Christi LNG终端的LNG来向我们的客户提供合同数量。然而，我们用从第三方采购的数量来补充这一液化天然气。从第三方采购的液化天然气确认收入为#美元。3591000万，$7601000万美元和300万美元499分别为2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。
销售液化天然气的收入根据上述交付条款在液化天然气交付给客户的时间点确认，该交付条款是指将所有权转让给客户的法律所有权、实际占有权以及风险和回报。每个单独的液化天然气分子都被视为一项单独的履行义务。我们在每个液化天然气销售安排中根据合同谈判时每个履约义务的独立销售价格来分配合同价格(包括固定和可变费用)。我们的结论是，可变费用符合将可变对价分配给合同特定部分的例外情况。因此，这些合同的可变对价分配给每个不同的LNG分子，并在该不同的LNG分子交付给客户时确认。由于使用了例外，与LNG销售相关的可变对价也不包括在交易价格中。
当我们在DAT基础上销售液化天然气时，我们将所有运输成本，包括租船、装卸和运河费用，视为履行成本，而不是作为在安排内向客户提供的单独服务，无论
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
无论此类活动是否发生在客户获得液化天然气控制权之前或之后。除非GAAP另有规定，否则我们将按实际发生的金额计入履行费用。
根据SPA收到的费用只有在各自列车基本完工后才被确认为液化天然气收入。在基本完工之前，调试阶段产生的销售额将抵消相应列车的建造成本，因为生产液化天然气并将其从仓库中移出是测试设施并使资产达到预期使用所需条件所必需的。
在向最终客户交付天然气的过程中，我们得出结论认为我们作为委托人的天然气销售在我们的综合经营报表中的收入中列报，而我们得出的结论是我们作为代理的天然气销售在我们的综合经营报表中的销售成本中计入净额。
再气化收入
Sabine Pass LNG终端的运营再气化能力约为4Bcf/d约1Sabine Pass LNG终端的再气化能力的bcf/d已根据与TotalEnergie Gas&Power North America，Inc.的长期TUA保留(“总能量”)，要求他们向SPLNG支付固定的月费，无论他们使用LNG终端，总金额约为$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。
2012年，SPL与TotalEnergy签订了部分TUA分配协议，根据该协议，在SPL项目的第5列基本完成后，SPL获得了TotalEnergy与SPLNG的TUA项下提供的几乎所有能力和其他服务。该协议为SPL在Sabine Pass LNG码头提供了额外的停泊和存储能力，可用于在管理LNG货物装卸活动方面提供更大的灵活性，并允许SPL更灵活地管理其LNG存储能力。尽管TotalEnergie和SPL之间有任何安排，TotalEnergie需要向SPLNG支付的款项将继续由TotalEnergy根据其TUA向SPLNG支付，我们继续将从TotalEnergie收到的付款确认为收入。TotalEnergy产生的成本在运营和维护费用中确认。在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，SPL记录了$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。
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7962000万可用于终止TUA的现金流入，在2022年7月6日至2022年12月31日期间按比例确认为我们综合经营报表上的再气化收入，以及抵销的美元31100万在收到终止费后，报告为我们综合运营报表上的债务清偿损失，可分配给雪佛龙的溢价，以终止与他们的收入分享安排，该安排被视为债务。
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
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 | | $ | 250 | | | $ | 186 | |
合同资产代表我们在相关对价尚未到期时根据销售合同条款将货物或服务转让给客户的对价权利，还包括支付给我们客户的对价，这将减少在合同中剩余履行义务得到履行时确认的收入金额。在截至2023年12月31日至2022年12月31日的年度内，合同资产的变化主要是由于在某些SPA下交付液化天然气而确认的额外收入，相关对价尚未到期。
下表反映了我们合同负债的变化，我们将其归类为综合资产负债表上的递延收入和其他非流动负债(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | |
| | |
| | 截至2023年12月31日的年度 | | |
| 递延收入，期初 | | $ | 320 | | | |
| 收到但尚未在收入中确认的现金 | | 218 | | | |
| 从前期递延确认的收入 | | (244) | | | |
| 递延收入，期末 | | $ | 294 | | | |
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。
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 |
| | 未令人满意的交易价格(以十亿计) | | 加权平均识别时间(年)(1) | | 未令人满意的交易价格(以十亿计) | | 加权平均识别时间(年)(1) |
| 液化天然气收入(2) | | $ | 111.0 | | | 9 | | $ | 112.0 | | | 9 |
| 再气化收入 | | 0.7 | | | 3 | | 0.8 | | | 4 |
| 总收入 | | $ | 111.7 | | | | | $ | 112.8 | | | |
(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。
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合并财务报表附注--续
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 | | | | | 69 | % | | 72 | % | | |
| 再气化收入 | | | | | 7 | % | | 2 | % | | |
注14-关联方交易
以下是我们在正常业务过程中的关联方交易摘要，这些交易在我们的综合运营报表中报告(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 液化天然气收入 | | | | | | | | | |
通过Brookfield与关联方签订天然气运输和储存协议(1) | | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1 | |
| | | | | | | | | |
| 其他收入 | | | | | | | | | |
与Midship管道公司的运营协议和建设管理协议(“船中管道”) (2) | | | | | 10 | | | 7 | | | 7 | |
| | | | | | | | | |
| 销售成本 | | | | | | | | | |
| 天然气供应协议(三) | | | | | — | | | — | | | 162 | |
通过Brookfield与关联方签订天然气运输和储存协议(1) | | | | | — | | | — | | | 1 | |
| | | | | | | | | |
| 销售总成本 | | | | | — | | | — | | | 163 | |
| | | | | | | | | |
| 运维费用 | | | | | | | | | |
与船中管道签订天然气运输和储存协议(2) | | | | | 9 | | | 9 | | | 9 | |
通过Brookfield与关联方签订天然气运输和储存协议(1) | | | | | 62 | | | 72 | | | 46 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
(1)该关联方由Brookfield部分拥有，Brookfield间接拥有CQP的部分有限合伙人权益。
(2)Midship Pipeline是Midship Holdings，LLC的子公司，我们认为这是一种股权方法投资。
(3)包括与SPL和CCL与相关方签订的天然气供应合同有关的记录金额。2021年，当关联方实体被非关联方收购时，这些协议不再被视为关联方协议。
目录表
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合并财务报表附注--续
以下是我们在正常业务过程中在综合资产负债表上报告的关联方余额摘要(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | |
| 2023 | | 2022 |
| 贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额 | $ | 3 | | | $ | 1 | |
| | | | |
| 应计负债 | 6 | | | 1 | |
| | | |
| | | |
| | | | |
| | | |
| | | |
注：15-所得税
在我们的综合经营报表中，所得税和非控股权益前收益(亏损)的管辖部分如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 美国 | | $ | 11,176 | | | $ | (1,575) | | | $ | (2,317) | |
| 国际 | | 3,402 | | | 4,669 | | | 39 | |
| 未计所得税和非控股利息的总收入(亏损) | | $ | 14,578 | | | $ | 3,094 | | | $ | (2,278) | |
包括在我们报告的净收入中的所得税准备金(福利)包括以下内容(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 当前： | | | | | | |
| 联邦制 | | $ | 130 | | | $ | 6 | | | $ | — | |
| 状态 | | 1 | | | 2 | | | 3 | |
| 外国 | | (1) | | | 11 | | | 5 | |
| 总电流 | | 130 | | | 19 | | | 8 | |
| | | | | | |
| 延期： | | | | | | |
| 联邦制 | | 2,377 | | | 320 | | | (633) | |
| 状态 | | 15 | | | 118 | | | (89) | |
| 外国 | | (3) | | | 2 | | | 1 | |
| 延期合计 | | 2,389 | | | 440 | | | (721) | |
| 所得税拨备总额(福利) | | $ | 2,519 | | | $ | 459 | | | $ | (713) | |
我们的所得税税率与法定所得税税率并不存在惯常的关系。对联邦法定所得税率的调整21对我国有效所得税率的影响如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 美国联邦法定税率 | | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 不应向Cheniere征税的收入 | | (3.1) | | | (8.2) | | | 7.2 | |
| 扣除联邦福利后的州税 | | 0.1 | | | 0.5 | | | (2.5) | |
| 外国派生的无形收入扣除 | | (0.7) | | | (1.2) | | | — | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 估值免税额 | | — | | | 2.6 | | | 5.6 | |
| 其他 | | — | | | 0.1 | | | — | |
| 申报的实际税率 | | 17.3 | % | | 14.8 | % | | 31.3 | % |
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Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
我们递延税项资产和负债的重要组成部分如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 递延税项资产 | | | | |
净营业亏损(“NOL”结转) | | | | |
| 联邦制 | | $ | 915 | | | $ | 1,968 | |
| | | | |
| 状态 | | 163 | | | 177 | |
| 联邦和州税收抵免 | | 33 | | | 66 | |
| 衍生工具 | | 98 | | | 1,345 | |
| | | | |
| 经营租赁负债 | | 550 | | | 542 | |
| 其他 | | 298 | | | 311 | |
| 减：估值备抵（1） | | (147) | | | (143) | |
| 递延税项资产总额 | | 1,910 | | | 4,266 | |
| | | | |
| 递延税项负债 | | | | |
| 对伙伴关系的投资 | | (309) | | | (211) | |
| | | | |
| 财产、厂房和设备 | | (2,564) | | | (2,646) | |
| 经营性租赁资产 | | (538) | | | (536) | |
| 其他 | | (18) | | | (9) | |
| 递延税项负债总额 | | (3,429) | | | (3,402) | |
| | | | |
| 递延税项净资产(负债) | | $ | (1,519) | | | $ | 864 | |
(1)估值备抵主要与国家NOL结转递延税项资产有关，增加$41000万美元和300万美元80 截至2023年及2022年12月31日止年度，本集团的流动资金分别为人民币100，000，000元及人民币100，000，000元，并减少人民币100，000，000元。127 截至2021年12月31日止年度。
NOL和税收抵免结转
截至2023年12月31日，我们有联邦和州NOL结转约$4.33亿美元和3,000美元2.2分别为200亿美元和200亿美元。我们所有的NOL都有一个不确定的结转期。
截至2023年12月31日，我们有联邦和州税收抵免结转$321000万美元和300万美元1将在2028年至2033年之间到期。截至2023年12月31日，所有联邦税收抵免结转都是外国税收抵免结转。
我们的NOL和税收抵免结转不受任何先前税收所有权变更的影响。我们继续监控我们股票的公开交易活动，以确定可能影响我们利用此类属性的时机和能力的潜在税收所有权变化。
未确认的税收优惠
截至2023年12月31日，我们有未确认的税收优惠，金额为731000万美元。如果已识别，则$66100万未确认的税收优惠将影响我们未来时期的有效税率。与所得税有关的利息和罚金被确认为所得税费用的一部分。确认为所得税准备金一部分的利息为#美元。41000万美元和零截至2023年12月31日和2022年12月31日，累计应计利息为#美元41000万美元和零分别截至2023年12月31日和2022年12月31日。有几个不是与截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度记录的未确认税收优惠的责任相关的罚款。我们预计，我们现有的未确认税收优惠金额在未来12个月内不会大幅增加或减少。
我们在美国以及各个州和外国司法管辖区都要纳税，并定期接受税务机关的审计和审查。2017年后的联邦和英国纳税申报单以及2019年后的州纳税申报单仍可供审查。税务机关可能有能力审查和调整在这些期间之前产生的结转属性，如果在开放纳税年度使用的话。
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我们未确认的税收优惠的期初和期末金额对账如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 年初余额 | $ | 74 | | | $ | 65 | |
| 基于与本年度相关的纳税头寸的增加 | — | | | 10 | |
| | | |
| 前几年的减税情况 | (1) | | | (1) | |
| | | |
| | | |
| 年终结余 | $ | 73 | | | $ | 74 | |
注：16-基于股份的薪酬
根据经修订的2011年激励计划，我们已向员工和非员工董事授予限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位和影子单位(“2011计划”)和2020年奖励计划(“2020计划”)。2011年计划和2020年计划规定印发35.0 万股和 8.02,000,000股我们的普通股，可能是由我们董事会薪酬委员会(“薪酬委员会”).
我们最初根据奖励的估计公允价值确认基于股份的薪酬。
对于股权分类股份补偿奖励，补偿成本根据授予日期的公允价值确认，除非进行修改，否则不会随后重新计量。对于现金结算或包括选择现金结算的负债分类的基于股份的薪酬奖励，薪酬成本按公允价值通过结算或到期重新计量。
除包含市场条件的奖励外，授权日的公允价值是根据授权日的股票价格估计的。包含市场条件的奖励的授予日期公允价值是使用本文进一步描述的公允价值模型来估计的。
对于包含分级归属期间的奖励，公允价值使用直线基础确认为费用(根据公认会计原则的任何资本化净额)，通常在整个奖励期限内确认，除非修改可能需要加速方法。对于包含悬崖归属期间的奖励，公允价值在必要的服务期内采用直线基础确认为费用(根据公认会计原则的任何资本化净额)。
对于既有时间条件又有绩效条件的奖励，我们根据每个报告期内绩效条件的可能结果确认薪酬成本。
按份额计算的报酬费用的确认期间从适用的服务开始日或授权日开始，并持续到整个必要的服务期。
我们会在罚没发生时对其进行核算。
基于股份的总薪酬包括以下内容(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 所得税前基于股份的薪酬成本： | | | | | | | | | | |
| 股权奖励 | | | | | | $ | 100 | | | $ | 112 | | | $ | 105 | |
| 赔偿责任 | | | | | | 155 | | | 97 | | | 40 | |
| 基于股份的总薪酬 | | | | | | 255 | | | 209 | | | 145 | |
| 资本化股份薪酬 | | | | | | (5) | | | (4) | | | (5) | |
| 所得税前基于股份的薪酬成本总额 | | | | | | $ | 250 | | | $ | 205 | | | $ | 140 | |
| 与基于股份的薪酬成本相关的税收优惠 | | | | | | $ | 54 | | | $ | 48 | | | $ | 33 | |
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截至2023年12月31日，与非既得性基于股份的薪酬安排有关的未确认薪酬成本总额包括：
| | | | | | | | | | | |
| 未确认的补偿成本
(单位：百万) | | 在加权平均期间内确认
(年) |
| | | |
| 限制性股票单位奖和绩效股票单位奖 | $ | 181 | | | 1.4 |
| | | |
股权分类奖
限制性股票奖励
限制性股票奖励是授予我们董事会成员的普通股奖励，以表彰他们的服务，受转让限制的限制，如果接受者在限制失效之前与我们没有关联，则有被没收的风险。这些奖项授予一名一-服务年限。有几个标称截至2023年12月31日未偿还的非既有限制性股票奖励。
截至2023年12月31日止年度归属的限制性股票奖励的公允价值为$11000万美元。
限售股单位
限制性股票单位是一种股票奖励，其分级归属期限最长可达三年而且，除对某些人员的奖励包含现金结算选项外，如责任-分类奖励在下面, 将在归属时进行股票结算，但受转让限制的限制，如果接受者在限制失效前终止与我们的雇佣关系，则有被没收的风险。
下表提供了与我们的股权分类限制性股票单位相关的活动摘要(单位为百万，但每单位信息除外)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 单位 | | 每单位加权平均授予日期公允价值 |
截至2023年1月1日未归属 | | 2.3 | | | $ | 92.52 | |
| 授与 | | 0.8 | | | 150.59 | |
| 被没收 | | (0.1) | | | 118.77 | |
| 修改为责任赔偿(1) | | (0.2) | | | 115.26 | |
| 既得利益(2) | | (1.2) | | | 84.12 | |
截至2023年12月31日未归属 | | 1.6 | | | $ | 123.24 | |
(1)有关详细信息，请参阅责任-分类奖励下面。
(2)归属股份的总公允价值为$183在截至2023年12月31日的一年中，
绩效股票单位
绩效股票单位在一段时间后计入悬崖归属三年在定义的业绩期间，股息取决于与预先设定的业绩目标相比较的指标的完成情况，包括由每股累计可分配现金流组成的业绩状况，以及在某些情况下，由绝对股东总回报(“ATSR”)我们的普通股。所有绩效股票单位都将以股票结算，但对某些人员的奖励除外，这些奖励包含现金结算功能，如所述授予或修改责任-分类奖励下面。
在适用情况下，对包含ATSR市况的绩效股票单位的补偿是基于截至授予日使用蒙特卡罗模型分配给市场指标的公允价值，该模型利用第三级投入，如预计股票波动率和预计无风险利率，并在股权结算成分的归属期内保持不变。
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根据绩效指标的预期成绩，归因于绩效指标的薪酬成本将因要赚取的单位的估计发生变化而有所不同。在归属期结束时可赚取的单位数量范围为0最高百分比300目标奖励金额的%。
对于包含现金结算功能的绩效股票单位，现金结算部分的补偿成本在每个报告期重新计量，如中所述责任-分类奖励在下面.
下表提供了在估计包含市场状况的未归属授标的公允价值时所用的假设，这些未授授标包含各期间终了时的市场状况，且执行期尚未结束：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 公允价值假设： | | | | | | | | | | |
| 股息率(1) | | | | | | — | % | | — | % | | — | % |
| 预期波动率(2) | | | | | | 27.5% - 32.7% | | 36.4% - 40.2% | | 27.0% - 41.0% |
| 无风险利率(2) | | | | | | 4.2% - 4.8% | | 4.4% - 4.7% | | 0.7% - 1.4% |
| 加权平均预期剩余期限，以年为单位 | | | | | | 1.5 | | 1.4 | | 1.5 |
(1)在业绩期间，绩效股票单位有权获得股息等价物。因此，在计算模拟收益时，我们采用的年度股息率为零百分比。
(2)表示与各个归属年份关联的范围。
下表提供了与我们的股权分类绩效股票单位相关的活动摘要(单位为百万，但单位信息除外)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 单位 | | 每单位加权平均授予日期公允价值 |
截至2023年1月1日未归属 | | 0.6 | | | $ | 92.11 | |
| 已批准(1) | | 0.2 | | | 163.04 | |
| 已实现增量单位(2) | | 0.3 | | | 72.05 | |
| 被没收 | | (0.1) | | | 107.61 | |
| 修改为责任赔偿(3) | | (0.3) | | | 106.25 | |
| 既得利益(4) | | (0.2) | | | 55.26 | |
截至2023年12月31日未归属 | | 0.5 | | | $ | 124.19 | |
(1)包括0.12023年授予某些人员的绩效股票单位，其现金结算上限为$31000万美元。
(2)表示作为最终绩效度量或估计度量的结果而确认的增量单位。
(3)有关详细信息，请参阅责任-分类奖励下面。
(4)归属股份的总公允价值为$36截至2023年12月31日的年度.
责任-分类奖励
在薪酬委员会批准后，授予某些高级职员的限制性股票单位和绩效股票单位可以现金代替股票结算，以限制与我们长期资本分配计划下的股票回购计划一致的股权授予的稀释，前提是我们有足够的流动性这样做，并且高级职员保持某些股票所有权要求。薪酬委员会还获得董事会的授权，允许某些官员选择现金结算他们预计将于2025年归属的赚取的业绩股票单位，以及预计将于2025年和2026年归属的限制性股票单位。尽管这些奖励包含现金结算选项，但授予某些人员的绩效股票单位包含现金结算上限为#美元。31000万美元。
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总计0.5在截至2023年12月31日的一年中，由于对某些员工进行了修改，以现金代替股票支付某些奖励，因此将100万个单位从股权重新归类为负债。根据公认会计准则，修改被视为将原来的裁决换成新的裁决。在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，我们确认了861000万，$561000万美元和300万美元18因修改而分别增加的支出1亿美元，归因于六, 六，以及五员工分别受到了影响。
在截至2023年12月31日的年度内，我们支付了841000万美元，以了结总计0.52000万负债--分类赔偿，接近于结算日赔偿的公允价值，并包括递增支付0.3根据已实现的最终业绩衡量标准计算的业绩存量单位。
如上所述，基于责任分类的股份薪酬奖励通过和解或到期按公允价值重新计量。非既有负债分类奖励的公允价值为#美元。1651000万美元和300万美元98分别截至2023年12月31日和2022年12月31日，包括0.2未归属的限制性股票单位和0.6截至2023年12月31日的未归属绩效股票单位0.2未归属的限制性股票单位和0.1截至2022年12月31日，未归属绩效股票单位为1.8亿股。
注：17-员工福利计划
我们有一个确定的供款计划(“401(K)计划”)，允许符合条件的员工缴纳最多75他们薪酬的%，最高可达美国国税局的最高限额。我们将每位员工的延期(缴费)匹配到6%的补偿，并可由我们酌情作出额外的贡献。员工会立即受益于我们做出的贡献。我们对401(K)计划的贡献是$171000万，$161000万美元和300万美元15在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度中，分别为2.5亿美元。我们已经做出了不是迄今对401(K)计划的可自由支配缴款。
注：18-普通股股东每股净收益(亏损)
下表核对了基本和稀释加权平均已发行普通股和宣布的普通股股息(单位为百万，每股数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 普通股股东应占净收益(亏损) | | | | | | $ | 9,881 | | | $ | 1,428 | | | $ | (2,343) | |
| | | | | | | | | | |
| 加权平均已发行普通股： | | | | | | | | | | |
| 基本信息 | | | | | | 241.0 | | | 251.1 | | | 253.4 | |
| 稀释性未归属股票 | | | | | | 1.6 | | | 2.3 | | | — | |
| | | | | | | | | | |
| 稀释 | | | | | | 242.6 | | | 253.4 | | | 253.4 | |
| | | | | | | | | | |
普通股股东每股净收益(亏损)--基本情况(1) | | | | | | $ | 40.99 | | | $ | 5.69 | | | $ | (9.25) | |
普通股股东每股净收益(亏损)-稀释后(1) | | | | | | $ | 40.72 | | | $ | 5.64 | | | $ | (9.25) | |
| | | | | | | | | | |
| 每股普通股支付的股息 | | | | | | $ | 1.62 | | | $ | 1.385 | | | $ | 0.33 | |
(1)由于四舍五入的原因，表格中的每股收益可能不会重新准确计算，因为它是基于整数计算的，而不是所提供的舍入数字。
2024年1月26日，我们宣布季度股息为$0.435普通股每股，于2024年2月23日支付给2024年2月6日收盘时登记在册的股东。
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未包括在稀释后每股净收益(亏损)计算中的潜在摊薄证券如下(单位：百万)，因为它们的影响是反摊薄的：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 未归属股票(1) | | | | | | — | | | — | | | 1.8 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
4.252045年到期的可转换优先票据百分比(“2045 Cheniere可转换优先票据”) (2) | | | | | | — | | | 0.3 | | | — | |
| 潜在摊薄的普通股总数 | | | | | | — | | | 0.3 | | | 1.8 | |
(1)包括包含业绩条件的未归属股份的影响，只要基本业绩条件基于各自期间结束日期的实际业绩得到满足。
(2)2045年Cheniere可转换优先票据已于2022年1月5日赎回或转换为现金。然而，2022年1月1日通过的ASU 2020-06要求推定股票结算，以计算在2022年票据流通期内对稀释后每股收益的影响。 这种影响是反稀释的，因为报告的2022年期间普通股股东的净亏损。
注：19-股份回购计划
2021年9月7日，我们的董事会批准将先前存在的股票回购计划重置为$1.0200亿美元，包括截至2021年9月30日前授权下的任何剩余金额，用于额外三年从2021年10月1日开始。2022年9月12日，我们的董事会批准将现有的股票回购计划增加$4.030亿美元，用于额外的三年，从2022年10月1日开始。下表提供了根据我们的股票回购计划回购的普通股的相关信息(单位为百万，每股数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 回购的股份总数 | | | | | 9.54 | | | 9.35 | | | 0.10 | |
| 加权平均每股支付价格 | | | | | $ | 155.50 | | | $ | 146.88 | | | $ | 87.32 | |
| 回购总成本(1) | | | | | $ | 1,484 | | | $ | 1,373 | | | $ | 9 | |
(1)金额不包括相关的佣金和消费税，这些费用不包括回购计划下的成本。
截至2023年12月31日，我们大约有2.1根据我们的股票回购计划剩余的10亿美元。从2023年12月31日到2024年2月16日，我们回购了大约2.9700万股，价格超过1美元4501000万美元。
注：20-承付款和或有事项
承付款
我们在已执行合同下有各种未来承诺，包括无条件购买义务和截至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。
EPC合同
CCL与Bechtel Energy Inc.(Bechtel Energy Inc.)签订了一份一次性交钥匙合同。《贝克特尔》)用于科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的工程、采购和施工。EPC合同的合同总价约为#美元。5.7200亿美元，包括截至2023年12月31日根据变更单发生的金额。截至2023年12月31日，我们大约有2.9这份合同下的剩余债务为200亿美元。
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天然气供应、运输和储存服务协议
SPL和CCL拥有实物天然气供应合同，分别为SPL项目和CCL项目确保天然气原料。截至2023年12月31日，这些合同的剩余固定条款范围为15若干年，某些合同有续签选择权，其中一些合同在某些事件或事态得到满足后开始续签。
此外，SPL和CCL分别为SPL项目和CCL项目签订了天然气运输和储存服务协议。天然气运输协议的初始固定条款最高可达20若干年，某些合同有续签选择权，其中一些合同在某些事件或事态得到满足后开始续签。天然气储存服务协议的初始固定期限最长为10好几年了。
截至2023年12月31日，根据天然气供应、运输和储存服务协议，符合或目前预计满足合同条件的合同的SPL和CCL的义务如下(以十亿计)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | | 应付第三方款项(1)(2) | | 应付关联方款项(1)(3) |
| 2024 | | $ | 6.2 | | | $ | 0.1 | |
| 2025 | | 6.3 | | | 0.1 | |
| 2026 | | 5.9 | | | 0.1 | |
| 2027 | | 5.3 | | | 0.1 | |
| 2028 | | 4.3 | | | 0.1 | |
| 此后 | | 29.5 | | | 0.8 | |
| 总计 | | $ | 57.5 | | | $ | 1.3 | |
(1)天然气供应协议的定价基于截至2023年12月31日的预估远期价格和基差。IPM协议的定价是基于全球天然气市场价格减去固定液化费用和我们产生的某些成本。全球天然气市场价格基于截至2023年12月31日的估计，在远期价格不可用的范围内，并在协议下可选价格的情况下假设最高价格。 我们的一些合同可能没有作为为提供天然气供应、运输和储存服务的基础资产安排融资的一部分进行谈判。
(2)包括$0.810亿美元的天然气供应协议，但合同条件未得到满足。
(3)包括$1.030亿美元，根据天然气运输和储存服务协议，合同条件未得到满足。
其他协议
根据SPL与TotalEnergy的部分TUA分配协议和其他协议，我们有某些固定承诺，金额为$1.41000亿美元。看见注13--收入以进一步讨论部分TUA任务。
我们大约有$3.810亿美元具有法律约束力的最低付款，主要针对截至2023年12月31日签署的船舶租赁，将在未来时期开始，固定最低租赁期限为15好几年了。看见附注12-租契以进一步讨论我们的租赁，包括截至2023年12月31日尚未开始的船舶租赁。
环境和监管事项
我们的液化天然气终端和管道受到联邦、州和地方法规、规则、法规和法律的广泛监管。这些法律要求我们与适当的联邦和州机构进行协商，并获得和维护适用的许可证和其他授权。不遵守这些法律可能会导致法律诉讼，其中可能包括巨额罚款。我们相信，根据目前已知的信息，遵守这些法律法规不会对我们的运营结果、财务状况或现金流产生实质性的不利影响。
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法律诉讼
我们现在是，将来也可能以当事人的身份参与各种法律程序，这些程序是正常业务过程中附带的。我们定期分析当前信息，并在必要时为最终处置这些事项可能产生的负债提供应计项目。我们确认与法律和监管事项相关的法律成本，因为它们发生了。虽然这些诉讼事项和申索的结果不能肯定地预测，但我们相信这些事项可能造成的合理损失，无论是个别或整体而言，都不是重大的损失。此外，我们相信这类事件可能的最终结果不会对我们的经营业绩、财务状况或现金流产生实质性影响。
注：21-客户集中度
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 | | | | | | * | | * | | 12% | | * | | * |
| 客户B | | | | | | * | | * | | 12% | | * | | * |
| 客户C | | | | | | * | | * | | 10% | | * | | * |
| 客户D | | | | | | * | | * | | * | | 13% | | * |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
*低于10%
下表显示了可归因于收入所在国家的外部客户的收入(以百万为单位)。我们将外部客户的收入归因于适用协议当事人的主要营业地所在的国家。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 来自外部客户的收入 |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 新加坡 | $ | 3,407 | | | $ | 3,273 | | | $ | 1,740 | |
| 英国 | 2,908 | | | 4,642 | | | 1,246 | |
| 美国 | 2,868 | | | 5,213 | | | 1,340 | |
| 爱尔兰 | 1,596 | | | 2,726 | | | 1,838 | |
| 韩国 | 1,503 | | | 2,225 | | | 1,680 | |
| 西班牙 | 1,357 | | | 2,226 | | | 1,577 | |
| 印度 | 1,166 | | | 2,109 | | | 1,375 | |
| 瑞士 | 534 | | | 1,725 | | | 582 | |
| 德国 | 131 | | | 1,747 | | | 507 | |
| 其他国家 | 4,924 | | | 7,542 | | | 3,979 | |
| 总计 | $ | 20,394 | | | $ | 33,428 | | | $ | 15,864 | |
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注：22-补充现金流量信息
下表提供了现金流量信息的补充披露(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期内为债务利息支付的现金，扣除资本化金额 | $ | 1,032 | | | $ | 891 | | | $ | 1,365 | |
| 缴纳所得税的现金，净额 | 117 | | | 30 | | | 4 | |
| 非现金投资活动： | | | | | |
| 不动产、厂房和设备、净资产和其他非流动资产的未付购入额 | 204 | | | 181 | | | 117 | |
| 以股份为基础的薪酬资本化为财产、厂房和设备 | 5 | | | 4 | | | 5 | |
| | | | | |
| 转让财产、厂房和设备以换取其他非流动资产 | — | | | 17 | | | — | |
| | | | | |
| 以其他非流动资产出资换取权益法投资 | 30 | | — | | | — | |
| 非现金融资活动： | | | | | |
| 对未归属普通股宣布的未支付股息 | 3 | | | 4 | | | 1 | |
| 未支付的库存股回购，包括消费税 | 23 | | | — | | | — | |
看见附注12-租契获取与我们的租赁相关的补充现金流信息。
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，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关要求披露的决定。
根据他们对截至2023年12月31日的财政年度结束的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序(如交易法下规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义)是有效的，以确保我们根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息是：(1)积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时做出关于所需披露的决定；以及(2)记录、处理、在美国证券交易委员会规则和表格规定的期限内汇总上报。
在最近一个财政季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告
我们的管理层关于财务报告内部控制的报告已包括在我们的合并财务报表中，并通过引用并入本文。
项目9B：提供其他资料
《交易法》下的规则10b5-1提供了一种肯定的抗辩，使预先安排的证券交易能够避免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的担忧。我们的内幕交易政策允许我们的董事和高管制定符合规则10b5-1的交易计划。在截至2023年12月31日的三个月期间，无我们的高级管理人员或董事中，有多位采用或终止了规则10b5-1的交易计划，或采用或终止了非规则的10b5-1交易安排(定义见S-K规则第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
根据Form 10-K的一般指示G第3段，本报告第三部分第10至13项所要求的信息通过参考纳入Cheniere的最终委托书，该委托书将在Cheniere截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内根据第14A条提交。
项目14.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.
本项目所需的其余信息通过引用纳入Cheniere的最终委托书，该委托书将在Cheniere截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内根据第14A条提交。
第四部分
项目15.清单、展品和财务报表附表
(A)列出财务报表、明细表和展品
(1)以下财务报表-Cheniere Energy，Inc.及其子公司：
| | | | | |
Cheniere Energy，Inc.管理层向股东提交的报告 | 52 |
独立注册会计师事务所报告 | 53 |
合并业务报表 | 56 |
合并资产负债表 | 57 |
合并股东权益报表(亏损) | 58 |
合并现金流量表 | 59 |
合并财务报表附注 | 60 |
(二)财务报表明细表：
所有财务报表明细表都被省略，因为它们不是必需的、不适用的，或者所要求的信息已包括在本表格10-K所包括的合并财务报表和附注中。
(三)以下展品：
作为本表格10-K证物提交的某些协议包含协议各方的陈述、保证、契诺和条件，这些陈述、保证、契诺和条件是完全为协议各方的利益而订立的。这些陈述、保证、契诺和条件：
•在所有情况下都不应被视为对事实的明确陈述，而是在事实证明不准确的情况下将风险分摊给一方当事人的一种方式；
•可能受到与协议谈判有关的向其他当事方作出的披露的限制，而这些披露不一定反映在协议中；
•可适用与合理投资者不同的重要性标准；以及
•仅在协定中规定的日期作出，并视随后的事态发展和情况变化而定。
因此，这些陈述和保证不得描述截至其作出之日或在任何其他时间的实际情况。包括这些协议是为了向您提供有关其条款的信息，而不是为了提供有关公司或协议其他各方的任何其他事实或披露信息。投资者不应依赖它们作为事实陈述。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 2.1 | | 由CQP、Cheniere管道公司、Grand Cheniere管道公司、有限责任公司和本公司修订和重新签署的买卖协议，日期为2012年8月9日 | | CQP | | 8-K | | 10.2 | | 8/9/2012 | |
| 3.1 | | 重述的公司注册证书 | | Cheniere | | 10-Q | | 3.1 | | 8/10/2004 | |
| 3.2 | | 公司重新注册成立证书修订证书 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 2/8/2005 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 3.3 | | 公司重新注册成立证书修订证书 | | Cheniere (美国证券交易委员会第333-160017号文件) | | S-8 | | 4.3 | | 6/16/2009 | |
| 3.4 | | 公司重新注册成立证书修订证书 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 6/7/2012 | |
| 3.5 | | 公司重新注册成立证书修订证书 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 2/5/2013 | |
| 3.6 | | 2015年12月9日修订和重述的公司章程 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 12/15/2015 | |
| 3.7 | | 2016年9月15日修订和重新调整的公司章程第1号修正案 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 9/19/2016 | |
| 4.1 | | 公司普通股证书式样 | | Cheniere (美国证券交易委员会第333-10905号文件) | | S-1 | | 4.1 | | 8/27/1996 | |
| 4.2 | | 契约，日期为2013年2月1日，由SPL、可能不时成为契约一方的担保人和作为受托人的纽约梅隆银行签署 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 2/4/2013 | |
| 4.3 | | 第一补充契约，日期为2013年4月16日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1.1 | | 4/16/2013 | |
| 4.4 | | 第二份补充契约，日期为2013年4月16日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1.2 | | 4/16/2013 | |
| 4.5 | | 第三补充契约，日期为2013年11月25日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 11/25/2013 | |
| 4.6 | | 第四份补充契约，日期为2014年5月20日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 5/22/2014 | |
| 4.7 | | 2024年到期的5.750厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.6) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 5/22/2014 | |
| 4.8 | | 第五份补充契约，日期为2014年5月20日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 5/22/2014 | |
| 4.9 | | 第六份补充契约，日期为2015年3月3日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/3/2015 | |
| 4.10 | | 2025年到期的5.625厘高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.9) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/3/2015 | |
| 4.11 | | 第七份补充契约，日期为2016年6月14日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/14/2016 | |
| 4.12 | | 2026年到期的5.875厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.11) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/14/2016 | |
| 4.13 | | 第八份补充契约，日期为2016年9月19日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/23/2016 | |
| 4.14 | | 第九次补充契约，日期为2016年9月23日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/23/2016 | |
| 4.15 | | 2027年到期的5.00%高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.14) | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/23/2016 | |
| 4.16 | | 第十份补充契约，日期为2017年3月6日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/6/2017 | |
| 4.17 | | 2028年到期的4.200厘高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.16) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/6/2017 | |
| 4.18 | | 第十一次补充契约，日期为2020年5月8日，由SPL和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 5/8/2020 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 4.19 | | 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 | |
| 4.21 | | 2037年到期的5.900%高级担保摊销票据表格(作为上文附件A-1至附件4.20) | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 11/29/2022 | |
| 4.22 | | 契约，日期为2017年2月24日，由SPL(可能不时成为契约一方的担保人)和纽约梅隆银行(作为契约受托人)签订 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 2/27/2017 | |
| 4.23 | | 2037年到期的5.00%高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.22) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 2/27/2017 | |
| 4.24 | | 作为受托人，SPL和纽约梅隆银行之间的契约，日期为2021年12月15日 | | Cheniere | | 10-K | | 4.24 | | 2/24/2022 | |
| 4.25 | | 2037年到期的2.95%高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.24) | | Cheniere | | 10-K | | 4.24 | | 2/24/2022 | |
| 4.26 | | 作为受托人，SPL和纽约梅隆银行之间的契约，日期为2021年12月15日 | | Cheniere | | 10-K | | 4.26 | | 2/24/2022 | |
| 4.27 | | 于2037年到期的3.17%高级抵押票据表格(载于上文附件A-1至附件4.26) | | Cheniere | | 10-K | | 4.26 | | 2/24/2022 | |
| 4.28 | | 第一份补充契约，日期为2021年12月15日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | Cheniere | | 10-K | | 4.28 | | 2/24/2022 | |
| 4.29 | | 2037年到期的3.19%高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.28) | | Cheniere | | 10-K | | 4.28 | | 2/24/2022 | |
| 4.30 | | 第二份补充契约，日期为2021年12月15日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | Cheniere | | 10-K | | 4.30 | | 2/24/2022 | |
| 4.31 | | 2037年到期的3.08%高级抵押票据表格(载于上文附件A-1至附件4.30) | | Cheniere | | 10-K | | 4.30 | | 2/24/2022 | |
| 4.32 | | 第三补充契约，日期为2021年12月15日，由SPL和纽约梅隆银行作为受托人 | | Cheniere | | 10-K | | 4.32 | | 2/24/2022 | |
| 4.33 | | 2037年到期的3.10%高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.32) | | Cheniere | | 10-K | | 4.32 | | 2/24/2022 | |
| 4.34 | | 作为发行人的公司和作为受托人的纽约梅隆银行之间的契约，日期为2020年9月22日 | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 9/22/2020 | |
| 4.35 | | 作为发行人的公司和作为受托人的纽约梅隆银行之间的第一份补充契约，日期为2020年9月22日 | | Cheniere | | 8-K | | 4.2 | | 9/22/2020 | |
| 4.36 | | 2028年到期的4.625厘高级抵押票据表格(载于上文附件A-1至附件4.35) | | Cheniere | | 8-K | | 4.2 | | 9/22/2020 | |
| 4.37 | | 契约，日期为2016年5月18日，CCH作为发行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作为担保人，纽约梅隆银行作为受托人 | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 5/18/2016 | |
| 4.38 | | 第一份补充契约，日期为2016年12月9日，CCH作为发行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作为担保人，纽约梅隆银行作为受托人 | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 12/9/2016 | |
| 4.39 | | 2025年到期的5.875%优先担保票据格式（包括在上文附件A-1至附件4.39中） | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 12/9/2016 | |
| 4.40 | | 第二份补充契约，日期为2017年5月19日，CCH作为发行人，CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作为担保人，纽约梅隆银行作为受托人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 5/19/2017 | |
| 4.41 | | 2027年到期的5.125%优先担保票据格式（包括在上文附件A-1至附件4.41中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 5/19/2017 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 4.42 | | 第三份补充契约，日期为2019年9月6日，CCH作为发行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作为担保人，纽约梅隆银行作为受托人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 | |
| 4.43 | | 第四份补充契约，日期为2019年11月13日，CCH作为发行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作为受托人，纽约梅隆银行作为受托人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 11/13/2019 | |
| 4.44 | | 2029年到期的3.700%票据格式（包括在上文附件A-1至附件4.44中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 11/13/2019 | |
| 4.45 | | 第五份补充契约，日期为2021年8月24日，CCH作为发行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作为受托人，纽约梅隆银行作为受托人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/24/2021 | |
| 4.46 | | 2039年到期的2.742%优先担保票据格式（包括在上文附件A-1至附件4.46中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/24/2021 | |
| 4.47 | | 契约，日期为2020年8月20日，CCH作为发行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作为受托人，纽约梅隆银行作为受托人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/21/2020 | |
| 4.48 | | 2039年12月31日到期的3.52%优先担保票据格式（包括在上文附件A-1至附件4.48中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/21/2020 | |
| 4.49 | | 契约，日期截至2019年9月27日，CCH作为发行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作为受托人，纽约梅隆银行作为受托人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 9/30/2019 | |
| 4.50 | | 2039年12月31日到期的4.80%优先票据格式（包括在上文附件A-1至附件4.50中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 9/30/2019 | |
| 4.51 | | 契约，日期为2019年10月17日，CCH作为发行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作为受托人，纽约梅隆银行作为受托人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 10/18/2019 | |
| 4.52 | | 2039年12月31日到期的3.925%优先票据格式（包括在上文附件4.52的附件A中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 10/18/2019 | |
| 4.53 | | 契约，日期为2017年9月18日，由CQP、担保人一方CQP和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/18/2017 | |
| 4.54 | | 第一份补充契约，日期为2017年9月18日，由CQP、担保人一方CQP和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/18/2017 | |
| 4.55 | | 第二份补充契约，日期为2018年9月11日，由CQP、其担保方和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2018 | |
| 4.56 | | 第三份补充契约，日期为2019年9月12日，由CQP、其担保方和纽约梅隆银行作为该契约的受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 | |
| 4.57 | | 2029年到期的4.500厘优先债券表格(载于上文附件A-1至附件4.57) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 | |
| 4.58 | | 第四份补充契约，日期为2020年11月5日，由CQP、担保方CQP和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | Cheniere | | 10-Q | | 4.4 | | 11/6/2020 | |
| 4.59 | | 第五份补充契约，日期为2021年3月11日，由CQP、其担保方和纽约梅隆银行作为该契约的受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/11/2021 | |
| 4.60 | | 2031年到期的4.000厘优先债券表格(载于上文附件A-1至附件4.60) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/11/2021 | |
| 4.61 | | 第六份补充契约，日期为2021年9月27日，由CQP、担保人一方和纽约梅隆银行作为契约受托人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/27/2021 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 4.62 | | 2032年到期的3.25%优先票据格式（包括在上文附件A-1至附件4.62中） | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/27/2021 | |
| 4.63 | | 第七份补充契约，日期为2021年9月27日，由CQP、契约方和纽约梅隆银行（作为契约项下的受托人）签署 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 10/1/2021 | |
| 4.64 | | 第八份补充契约，日期为2023年6月21日，由CQP、契约方和纽约梅隆银行（作为契约下的受托人）签署 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/21/2023 | |
| 4.65 | | 2033年到期的5.950%优先票据格式（包括在上文附件A至附件4.65中） | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/21/2023 | |
4.66* | | 根据1934年《证券交易法》第12条登记的注册人证券说明 | | | | | | | | | |
| 10.1† | | Cheniere能源公司2020年激励计划 | | Cheniere(SEC（第333-238261号） | | S-8 | | 4.9 | | 5/14/2020 | |
| 10.2† | | Cheniere Energy，Inc.下的限制性股票授予表格2020年激励计划（董事） | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 8/5/2021 | |
| 10.3†* | | Cheniere Energy，Inc.2020激励计划(NEO)下限制性股票单位奖励协议的格式(2022) | | | | | | | | | |
| 10.4† | | Cheniere Energy，Inc.2020激励计划(NEO)下限制性股票单位奖励协议的格式(2023) | | Cheniere | | 10-K | | 10.43 | | 2/23/2023 | |
| 10.5†* | | Cheniere Energy，Inc.2020激励计划(NEO)下限制性股票单位奖励协议的格式(2024) | | | | | | | | | |
| 10.6† | | Cheniere Energy，Inc.2020年激励计划(NEO)下绩效股票单位奖励协议的格式(2022) | | Cheniere | | 10-K | | 10.44 | | 2/24/2022 | |
| 10.7† | | Cheniere Energy，Inc.2020年激励计划(NEO)下绩效股票单位奖励协议的格式(2023) | | Cheniere | | 10-K | | 10.46 | | 2/23/2023 | |
| 10.8†* | | Cheniere Energy，Inc.2020年激励计划(NEO)下绩效股票单位奖励协议的格式(2024) | | | | | | | | | |
| 10.9†* | | 修订和重新启动Cheniere Energy，Inc.Key高管离职薪酬计划(自2023年11月17日起生效)和概要计划说明 | | | | | | | | | |
| 10.10† | | 董事延期补偿计划(2022年2月10日生效) | | Cheniere | | 10-K | | 10.46 | | 2/24/2022 | |
| 10.11† | | 董事延期补偿计划下延期股票型单位奖励协议格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.47 | | 2/24/2022 | |
| 10.12† | | 公司与杰克·A·富斯科签订的雇佣协议，日期为2016年5月12日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 5/12/2016 | |
| 10.13† | | 公司与Jack Fusco的雇佣协议修正案，日期为2019年8月15日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 8/15/2019 | |
| 10.14† | | 公司与Jack Fusco的第二次雇佣协议修正案，日期为2021年8月11日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 8/13/2021 | |
| 10.15†* | | Cheniere Energy，Inc.修订和重新确定了退休政策，生效日期为2021年1月1日 | | Cheniere | | 10-K | | 10.49 | | 2/25/2020 | |
| 10.16† | | 公司高级职员的弥偿协议格式 | | Cheniere | | 8-K | | 10.2 | | 5/20/2020 | |
| 10.17† | | 公司董事弥偿协议的格式 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 5/20/2020 | |
| 10.18† | | 公司与Aaron Stephenson于2023年2月15日签署的信函协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 2/15/2023 | |
| 10.19 | | 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 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | | 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 | |
| 10.21 | | 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 | |
| 10.22 | | 第二次修订和重新签署的定期贷款协议，日期为2022年6月15日，由CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、CCL、贷款方和法国兴业银行作为定期贷款代理达成 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/22/2022 | |
| 10.23 | | 第二次修订和重新签署的共同条款协议，日期为2022年6月15日，由CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC，CCL、法国兴业银行作为定期贷款机构代理，丰业银行作为营运资金机构代理，法国兴业银行作为债权人间代理，以及任何其他贷款机构不时签订 | | Cheniere | | 8-K | | 10.3 | | 6/22/2022 | |
| 10.24 | | 2022年6月15日第二次修订和重新签署了CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC，CCL、高级债权人小组代表、法国兴业银行作为债权人间代理、法国兴业银行作为证券托管人和瑞穗银行作为账户银行之间的共同担保和账户协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.4 | | 6/22/2022 | |
| 10.25 | | 修订和重新签署了2018年5月22日CCH HoldCo I和法国兴业银行作为安全托管人的质押协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.4 | | 5/24/2018 | |
| 10.26 | | 修订并重新签署2018年5月22日CCH与公司之间的股权出资协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.5 | | 5/24/2018 | |
| 10.27 | | CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、CCL、不时的贷款人、不时的开证行、不时的周转额度贷款人、周转额度贷款人、丰业银行作为营运资金安排代理人和法国兴业银行作为证券托管人之间于2022年6月15日第二次修订和重新修订的营运资本安排协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.2 | | 6/22/2022 | |
| 10.28 | | 第二次修订和重新签署的循环信贷协议，日期为2021年10月28日，由公司、贷款人和开证行一方、三井住友银行作为ESG协调人和法国兴业银行作为行政代理签订 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 11/1/2021 | |
| 10.29 | | 第二次修订和重新签署的循环信贷协议的第一修正案，日期为2023年6月15日，由公司、贷款人和开证行一方、三井住友银行作为ESG协调人、法国兴业银行作为行政代理 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 8/3/2023 | |
| 10.30 | | 本公司、贷款方、法国兴业银行（作为行政代理人）以及其他代理人和贷款方之间于2020年6月18日签订的信贷协议 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/19/2020 | |
| 10.31 | | CQP（作为借款人）、CQP的某些子公司（作为子公司担保人）、贷款方（不时为其中一方）、法国兴业银行、Natixis、三井住友银行、新斯科舍银行和富国银行（作为发行银行）、MUFG银行（作为行政代理人和协调牵头行）于2023年6月23日签订的信贷和担保协议，以及某些参与者 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.4 | | 8/3/2023 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.32 | | 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。） | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 11/9/2018 | |
| 10.33 | | 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 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 8/8/2019 | |
| 10.34 | | 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 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.10 | | 11/1/2019 | |
| 10.35 | | 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） | | Cheniere | | 10-K | | 10.88 | | 2/25/2020 | |
| 10.36 | | SPL和Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次性总价交钥匙协议的更改单：(I)2020年2月10日的符合SPL FTZ的变更单CO-00013费用(仅限AG管轴的自贸区条目、保税运输和收据)；(Ii)2020年2月10日的变更单CO-00014通往第三泊位的永久通道；(Iii)日期为2020年2月10日的变更单CO-00015对时间表奖金语言的修改(Iv)日期为2020年1月31日的CO-00016液化天然气泊位3号LNTP第3号更改单和(V)日期为2020年3月18日的CO-00017建造文件护栏和液化石油气超压联锁更改单 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 4/30/2020 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.37 | | SPL和Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次性总承包协议的变更订单：(I)2020年4月2日的CO-00018 GTG电网改造电气研究变更订单；(Ii)2020年4月30日的变更订单CO-00019第三泊位-更换5千伏电力线路；(Iii)2020年5月4日的变更订单CO-00020液化天然气泊位3 LNTP第4号。(4)变更订单CO-00021列车6 P1601 A/B/法兰，日期为2020年5月27日；和(V)变更订单CO-00022列车6硫化氢滑动装置对液位变送器的修改和PT-573A/B的GTG压力范围变更，日期为2020年6月4日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.9 | | 8/6/2020 | |
| 10.38 | | SPL和Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次性总价交钥匙协议的变更订单：(I)日期为2020年6月22日的CO-00023第三铺位蒸汽围栏临时总和范围拆除和关闭变更订单，(Ii)日期为2020年6月22日的CO-00024列车6热井升级变更订单，(Iii)日期为2020年6月22日的变更订单CO-00025第三铺位气泡幕(4)2020年7月14日的CO-00026第三泊位燃料临时关闭更改令；(V)2020年7月20日的CO-00027第三泊位货币临时关闭更改令；(Vi)2020年8月11日的CO-00028列车6次热油WHRU PSV绕行更改令；和(Vii)2020年8月25日的CO-00029法律变更--海上船舶低硫排放监管变更 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/6/2020 | |
| 10.39 | | SPL和贝克特尔石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于萨宾帕斯液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次总付协议的变更单：(I)2020年9月16日的变更单CO-00030第三卧土壤准备临时总和临时调整变更单；(Ii)2020年10月2日的变更单CO-00031临时总和固结(税费和保险)；(Iii)2020年10月2日的变更单CO-00032对新冠肺炎的影响(4)变更单CO-00033第三泊位--码头大楼(00A-4041)--清洁剂系统，日期为2020年11月2日；和(V)变更单CO-00034凡妮莎备用阀，日期为2020年11月18日 | | Cheniere | | 10-K | | 10.88 | | 2/24/2021 | |
| 10.40 | | 萨宾通道液化天然气第四阶段液化设施的工程、采购和建造工程、采购和建造的一次性交钥匙协议的变更单，日期为2018年11月7日，由SPL和Bechtel石油、天然气和化学品公司执行，日期为2018年11月7日：(I)变更单CO-00035来自飓风劳拉和三角洲的影响，日期为2020年12月22日；(Ii)变更单CO-00036第三个泊位-增加液体和混合动力SVT装载臂顶点上的氮气连接，日期为2020年12月22日；(Iii)变更单CO-00037第三个泊位设计船舶更新，日期为2020年12月22日(Iv)日期为2021年1月21日的CO-00038列车6号列车PV-16002和FV-15104阀门配饰升级变更单，(V)日期为2021年2月11日的CO-00039第三泊位设计更新变更单，以供应加油燃料，(Vi)日期为2021年2月11日的CO-00040液化天然气基准7标高变更单，(Vii)日期为2021年2月12日的符合SPL FTZ(不包括管轴)的变更单CO-00041费用和(Viii)日期为2021年3月12日的CO-00042新冠肺炎变更单影响2021年第一季度 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 5/4/2021 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.41 | | SPL和Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次总付协议的变更订单：(I)日期为2021年4月9日的CO-00043第三泊位SVT装载臂备件变更订单；(Ii)日期为2021年4月9日的变更订单CO-00044第三泊位U/G定向钻井和阴极保护临时关闭；(Iii)日期为2021年4月9日的变更订单CO-00045冬季风暴影响(4)日期为2021年6月15日的CO-00046 NGPL安全临时总和临时调整变更单；(V)日期为2021年6月15日的CO-00047 80英亩大桥变更单；和(Vi)日期为2021年6月15日的贫溶剂超压CO-00048 AGRU增加变更单 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.4 | | 8/5/2021 | |
| 10.42 | | 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 | |
| 10.43 | | SPL和Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次性总付协议的变更单：(I)2021年11月30日的CO-00054 80英亩桥梁信贷变更单；(Ii)2021年12月15日的CO-00055许可证变更法-水处理过滤器清洗；(Iii)2021年12月15日的飓风艾达对CO-00056的影响；以及(Iv)2021年12月15日尼古拉斯飓风对CO-00057的影响 | | Cheniere | | 10-K | | 10.99 | | 2/24/2022 | |
| 10.44 | | SPL和贝克特尔石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于萨宾帕斯液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次总付协议的变更单：(I)日期为2022年1月6日的CO-00058新冠肺炎影响2021年第三季度的变更单，(Ii)日期为2022年1月11日的CO-00059溢漏遏制系统SIL2联锁，(Iii)日期为2022年3月15日的CO-00060第三泊位土壤准备临时关闭变更单，(Iv)日期为2022年3月15日的变更单CO-00061新冠肺炎影响2021年第四季度2022年和(V)变更单CO-00062 FERC条件61，日期为2022年3月15日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 5/4/2022 | |
| 10.45 | | SPL和Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的《Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设一次总付协议》的变更单：(I)2022年5月6日的CO-00063 FERC条件78变更单；(Ii)2022年6月14日的CO-00064 FERC对管道安装的影响变更单；(Iii)2022年6月15日的CO-00065泄漏遏制SIL2联锁变更单和(Iv)2022年6月16日的CO-00066海洋疏浚和管理监督临时关闭变更单 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 8/4/2022 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.46 | | SPL和贝克特尔石油天然气化工股份有限公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次总付总承包协议的变更单：(I)2022年8月18日的变更单CO-00067业绩和考勤奖金临时结算、(Ii)2022年8月18日的变更单CO-00068业绩和考勤奖金临时结算(对CO-00067的调节)和(Iii)2022年8月29日的变更单CO-00069新冠肺炎影响2022年第一季度和第二季度2022年 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 11/3/2022 | |
| 10.47 | | 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 | | Cheniere | | 10-K | | 10.92 | | 2/23/2023 | |
| 10.48 | | 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 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 5/2/2023 | |
| 10.49 | | 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 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 11/2/2023 | |
| 10.50 | | 科珀斯克里斯蒂液化第三阶段项目的工程、采购和建设的固定价格分离交钥匙协议，日期为2022年3月1日，由CCL第三阶段和贝克特尔能源公司签署(根据保密处理请求，本展览的部分内容已被省略并单独提交给美国证券交易委员会) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 5/4/2022 | |
| 10.51 | | CCL第三阶段与贝克特尔石油天然气和化学品公司之间于2022年3月1日签署的Corpus Christi液化第3阶段项目工程、采购和建设工程、采购和施工的一次性总付协议的变更单：(I)2022年3月28日的CO-00001高架地面照明弹维修变更单，(Ii)2022年4月29日的CO-00002套餐7号列车投资前(未进行现场施工)变更单，以及(Iii)2022年6月13日的CO-00003保险语言修改变更单(本展览的部分内容已被省略) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.7 | | 8/4/2022 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.52 | | CCL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.于2022年3月1日签署的Corpus Christi液化第3阶段项目工程、采购和施工总包协议的变更单：(i)变更指令CO-00004货币兑换，日期为2022年6月27日，（ii）变更指令CO-00005燃料调整，日期为2022年7月15日，（iii）变更指令CO-00006拆除堆放场范围选项，日期为2022年8月2日，（iv）变更指令CO-00007拆除空气桥范围选项，日期为8月22日，2022，（v）变更指令CO-00008酸性气体火炬K/O罐，日期为2022年8月16日，和（vi）变更指令CO-00009包7A（无现场工作），日期为2022年8月16日（已省略该附件的部分内容） | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/3/2022 | |
| 10.53 | | CCL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.于2022年3月1日签署的Corpus Christi液化第3阶段项目工程、采购和施工总包协议的变更单：(i)变更指令CO-000010保险暂定金额中期调整（日期：2022年9月13日）和（ii）变更指令CO-000011第6包内容和移交给所有人（日期：2022年9月14日）（已省略本附件的部分内容） | | Cheniere | | 10-K | | 10.96 | | 2/23/2023 | |
| 10.54 | | Corpus Christi Liquefication Stage III，LLC和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.之间于2022年3月1日签订的Corpus Christi Liquefication Stage III项目工程、采购和施工总包协议的变更单：(i)变更指令CO-00012图表许可费暂定金额结算，日期为2022年9月16日，（ii）变更指令CO-00013 HRU喷嘴和块集管，日期为2022年9月21日，（iii）变更指令CO-00014添加氮气接收器，日期为2022年12月13日，（iv）变更指令CO-00015第6包原料气管道接口，日期为2022年12月14日，（v）变更指令CO-00016老宣伟建筑安全，日期为2022年11月23日，（vi）变更指令CO-00017混合制冷剂（MR）压缩机远程监控诊断，日期为2022年12月14日，（vii）变更指令CO-00018 EFG包#1，日期为2023年1月9日，（viii）变更指令CO-00019 2022年第三季度商品价格涨跌（ATT MM），日期为2023年1月17日，（ix）变更指令CO-00020 ICSS供应商选择和EPC保修（Yokogawa），日期为2022年9月21日，以及（x）变更指令CO-00021搁置开发包，日期为2023年2月6日（本附件的部分内容已被省略）。 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 5/2/2023 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.55 | | Corpus Christi Liquefaction，LLC和Bechtel Energy，Inc.于2022年3月1日签署的Corpus Christi液化第3阶段项目工程、采购和施工总包协议的变更令：(i)变更指令CO-00022制冷剂储存包1和2，日期为2023年2月13日，（ii）变更指令CO-00023 EFG包2，日期为2023年2月21日，（iii）变更指令CO-00024除霜改进（冷箱），日期为2023年2月23日，（iv）变更指令CO-00025杂项设计改进，日期为2023年2月23日，（v）变更指令CO-00026 EFG包#3，日期为2月23日，2023，（vi）变更指令CO-00027，在变压器上增加86个闭锁继电器，日期为2023年2月14日，（vii）变更指令CO-00028，额外管道组，日期为2022年9月15日，（viii）变更指令CO-00029，2022年FERC支持时间中期调整，日期为2023年3月13日，（ix）变更指令CO-00030排水毯（A Street），日期为2023年4月6日，（x）变更指令CO-00031制冷剂储存接口包#3，日期为2023年4月7日，（Xi）变更指令CO-00032 2022年第4季度商品价格涨跌（ATT MM），日期为2023年4月24日，（xii）变更单CO-00033升降机业主提供的杜瓦瓶系统（氮气接收设施），日期为2022年3月1日，（xiii）变更单CO-00034 HAZOP包#1 -油雾消除器通风口添加阻火器，日期为2023年4月25日，以及（xiv）变更单CO-00035 EFG包#4（水管道管桥），日期为2023年5月19日（此展品的部分已被省略。 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 8/3/2023 | |
| 10.56 | | CCL和Bechtel Energy，Inc.之间于2022年3月1日签署的Corpus Christi液化第三阶段项目工程、采购和建设工程、采购和建设一次性交钥匙协议的变更单：(I)2023年6月19日的变更单CO-00036付款里程碑更新(时间表C-1)；(Ii)2023年6月20日的变更单CO-00037土工土壤勘探期和安全责任变更；(Iii)2023年6月29日的变更单CO-00038电力监控系统(ETAP HMI)和(Iv)2023年6月29日的变更单CO-00039 EFG Firewater Connection，日期为2023年6月30日(本展览的部分内容已被省略。) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/2/2023 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.57* | | CCL和Bechtel Energy，Inc.之间于2022年3月1日签署的Corpus Christi液化第三阶段项目工程、采购和施工一次性总承包协议的变更单：(I)2023年8月29日的变更单CO-00040 Q1 2023年商品价格上涨和下跌(ATT MM)；(Ii)2023年8月29日的变更单CO-00041 Q2 2023年商品价格上涨和下跌(ATT MM)；(Iii)2023年7月5日的变更单CO-00042 HAZOP Package#2-附加IPL(过滤器上的压力变送器)(V)日期为2023年8月31日的CO-00044 FERC套装1 ISA 84(可容纳250个火灾和气体探测器)，日期为2023年8月31日；(Vi)日期为2023年8月31日的更改订单CO-00045将液化天然气排出管路止回阀旁路尺寸增加到六(6)英寸；(Vii)日期为2023年9月13日的更改订单CO-00046在31XV-13071左右增加手动旁通阀，(Viii)日期为2023年9月8日的变更单CO-00047重新定位现有的16英寸工艺水线并提供接头(Ix)日期为2023年9月12日的变更单CO-00048未来HRU旁路接头和温度井更新，(X)日期为2023年9月5日的火炬桶用CO-00049蝶阀变更单(Xi)日期为2023年9月12日的变更单CO-00050凝结水护罩(蓝色工程报告)，(十二)日期为2023年9月8日的变更单CO-00051 EFG包#5(138KV馈线电缆)，(Xiii)日期为2023年8月7日的水泥防火变更单CO-00052缺陷修正期(Xiv)日期为2023年10月5日的变更单CO-00053海图过渡接头备件(Xv)日期为2023年9月19日的变更单CO-00054 CCL储罐(S)“A”和“C”配合研究和长期铅件采购，日期为2023年9月19日(Xvi)日期为2023年9月13日的变更单CO-00055 FERC Package#2 Firewater布局，(Xvii)变更单CO-00056 HAZOP包#3-不锈钢C和D通道管道/每列两个温度变送器，日期为2023年2月14日(Xviii)变更单CO-00057 HAZOP包#4(“第二阶段项目”)，日期为2023年10月10日(Xix)变更单CO-00058 E-HAZOP包#1(“LV MCC顺风车”)，日期为2023年9月8日(Xx)液化冷箱内立管上的CO-00059液位变送器，日期为2023年10月13日(Xxii)日期为2023年10月10日的变更单CO-00061远程输入/输出(RIO)接线盒接地变更单，日期为2023年8月31日的CO-00062土工膜衬里和土工格室的变更单，2023年8月31日的变更单(Xxiv)日期为2023年8月7日的变更单CO-00063永久工厂道路的分阶段铺设(Xxv)日期为2023年7月24日的变更单CO-00064临时总和-时间表KK-1 12个月COVID对策，日期为2023年7月24日(Xxvii)日期为2023年6月2日的变更单CO-00066附件B(合同交付品)(Xxviii)日期为2023年10月5日的变更单CO-00067板桩接头密封310Q02油底壳(Xxix)日期为2023年10月19日的变更单CO-00068 E-HAZOP包装#2(“第一阶段项目”)，日期为2023年10月19日(Xxxx)变更单CO-00069包装6馈气管道和清管器DMM，日期为2023年8月3日(Xxxi)日期为2023年10月5日的变更单CO-00070干式火炬爆破鼓溢流垫排水规范变更(Xxxii)日期为2023年10月18日的变更单CO-00071观景台桩(Xxxiii)日期为2023年11月2日的变更单CO-00072现场平面图更新包#1-重新布线承包商的公用事业水和氮气管道，并向氮气连接点提供电力和光纤电缆(本展览的部分内容已被省略)。 | | | | | | | | | |
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| 证物编号： | | | | 以引用方式并入(1) | |
| 描述 | | 实体 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.58 | | 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 | |
| 10.59 | | 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 | |
| 10.60 | | 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 | |
| 10.61 | | 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 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.13 | | 8/3/2023 | |
| 10.62 | | 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 | |
| 10.63 | | 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 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.10 | | 8/3/2023 | |
| 10.64 | | CCL(卖方)和Gas Natural Fenosa LNG SL(后来转让给Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited)(买方)于2014年6月2日签署的液化天然气买卖协议(FOB) | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/2/2014 | |
| 10.65 | | CCL(卖方)与Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited(买方)于2018年2月27日签署的液化天然气买卖协议(FOB)第1号修正案 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 5/4/2018 | |
| 10.66 | | CCL和Naturgy LNG GOM，Limited(天然气天然气Fenosa LNG SL的受让人)关于将2023年6月8日的LIBOR改为SOFR的书面协议，到2014年6月2日的LNG买卖协议，经修订 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.9 | | 8/3/2023 | |
| 10.67 | | 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 | |
| 10.68 | | 投资者和注册权协议，日期为2012年7月31日，由公司、Cheniere Energy Partners GP，LLC，CQP、Cheniere Class B Units Holdings，LLC，Blackstone CQP Holdco LP和其他投资者不时签署 | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 8/6/2012 | |
| 10.69 | | 2017年2月14日第四次修订和重新签署的CQP有限合伙协议 | | CQP | | 8-K | | 3.1 | | 2/21/2017 | |
| 10.70 | | 修订和重新签署Cheniere GP Holding Company，LLC有限责任公司协议，日期为2013年12月13日 | | Cheniere Holdings | | 8-K | | 10.3 | | 12/18/2013 | |
| 21.1* | | 本公司的附属公司 | | | | | | | | | |
| 23.1* | | 毕马威有限责任公司同意 | | | | | | | | | |
| 31.1* | | 《交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条规定的首席执行官的证明 | | | | | | | | | |
| 31.2* | | 《交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条要求首席财务官出具证明 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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 Inc.追回政策 | | | | | | | | | |
| 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) | 展品通过参考Cheniere(美国证券交易委员会档案号：001-16383)、CQP(美国证券交易委员会档案号：001-33366)、Cheniere Energy Partners LP Holdings，LLC(“Cheniere Holdings”)(美国证券交易委员会案卷第001-36234号)、标准普尔(美国证券交易委员会案卷第333-192373号)、中国华信股份有限公司(美国证券交易委员会案卷第333-215435号)和苏宁公司(美国证券交易委员会案卷第333-138916号)，视适用情况而定，除非另有说明。 |
| * | 现提交本局。 |
| ** | 随信提供。 |
| † | 管理合同或补偿计划或安排。 |
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，登记人已正式安排由正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | Cheniere能源公司 |
| | (注册人) |
| | | |
| | 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 |
| | | |
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| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
| | | | | | | | |
| 签名 | 标题 | 日期 |
| | |
| | |
| /S/杰克·A·福斯科 | 总裁与董事首席执行官(首席执行官) | 2024年2月21日 |
| 杰克·A·福斯科 | |
| | |
| /发稿S/扎克·戴维斯 | 常务副总裁兼首席财务官(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
(首席会计主任) | 2024年2月21日 |
| David松弛 | |
| | |
| /S/G.安德里亚·博塔 | 董事会主席 | 2024年2月21日 |
| G·安德里亚·博塔 | | |
| | |
| /s/帕特里夏·K·科劳恩 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 帕特里夏·K·科劳恩 | | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| /S/布莱恩·E·爱德华兹 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 布莱恩·爱德华兹 | | |
| | |
| 撰稿S/丹尼斯·格雷 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 丹尼斯·格雷 | | |
| | |
| 撰稿S/Lorraine Mitchelmore | 董事 | 2024年2月21日 |
| 洛林·米切尔莫尔 | | |
| | |
| | |
| | |
| | |
| /S/小唐纳德·F·罗比拉德 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 小唐纳德·F·罗比拉德 | | |
| | |
| /发稿S/马修·朗克尔 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 马修·朗克尔 | | |
| | |
| /S/尼尔·A·谢尔 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 尼尔·A·谢尔 | | |
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| | |
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