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Member2019-12-310000003570SRT：ParentCompany Member2018-12-310000003570SRT：ParentCompany Member液化天然气：运营租赁资产成员2021-12-310000003570SRT：ParentCompany Member液化天然气：运营租赁资产成员2020-12-310000003570SRT：ParentCompany Member液化天然气：当前运营租赁责任成员2021-12-310000003570SRT：ParentCompany Member液化天然气：当前运营租赁责任成员2020-12-310000003570液化天然气：非当前运营租赁责任成员SRT：ParentCompany Member2021-12-310000003570液化天然气：非当前运营租赁责任成员SRT：ParentCompany Member2020-12-310000003570SRT：ParentCompany Member美国-公认会计准则：一般和行政费用成员2021-01-012021-12-310000003570SRT：ParentCompany Member美国-公认会计准则：一般和行政费用成员2020-01-012020-12-310000003570SRT：ParentCompany MemberLNG：InitialBoardApprovalMember2019-06-032019-06-030000003570SRT：ParentCompany MemberLNG：InitialBoardApprovalMember2019-06-030000003570SRT：ParentCompany Member液化天然气：下级董事会批准增加成员2021-09-070000003570SRT：ParentCompany Member液化天然气：下级董事会批准增加成员2021-01-012021-12-310000003570US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2020-12-310000003570US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2021-01-012021-12-310000003570US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2021-12-310000003570Us-gaap:ValuationAllowanceOfDeferredTaxAssetsMember2020-12-310000003570Us-gaap:ValuationAllowanceOfDeferredTaxAssetsMember2021-01-012021-12-310000003570Us-gaap:ValuationAllowanceOfDeferredTaxAssetsMember2021-12-310000003570US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2019-12-310000003570US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2020-01-012020-12-310000003570Us-gaap:ValuationAllowanceOfDeferredTaxAssetsMember2019-12-310000003570Us-gaap:ValuationAllowanceOfDeferredTaxAssetsMember2020-01-012020-12-310000003570US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2018-12-310000003570US-GAAP：AllowanceForCreditLossMember2019-01-012019-12-310000003570Us-gaap:ValuationAllowanceOfDeferredTaxAssetsMember2018-12-310000003570Us-gaap:ValuationAllowanceOfDeferredTaxAssetsMember2019-01-012019-12-31

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2021年12月31日
或
☐    根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
的过渡期            至            
佣金文件编号001-16383
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357022000024/lng-20211231_g1.gif
Cheniere能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州95-4352386
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
米兰街700号, 1900套房
休斯敦, 德克萨斯州77002
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
(713) 375-5000
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易符号注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.003美元液化天然气纽约证券交易所美国证券交易所
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐   不是  ☒
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是  ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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。☒
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐ No ☒ 
注册人的非关联公司持有的注册人普通股的总市值约为#美元。21.8截至2021年6月30日。
截至2022年2月18日，发行人拥有254,397,855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。


Cheniere能源公司
目录

第一部分
项目1.和2.业务和物业
5
第1A项。风险因素
18
项目1B。未解决的员工意见
30
项目3.法律诉讼
30
项目4.矿山安全信息披露
30
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
31
第六项。[已保留]
32
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
33
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
50
项目8.财务报表和补充数据
52
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
99
第9A项。控制和程序
99
项目9B。其他信息
99
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
99
第三部分
项目14.首席会计师费用和服务
100
第四部分
项目15.证物和财务报表附表
101
项目16.表格10-K摘要
127
签名
128
i

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

1

略论法人主体结构

下图描述了我们截至2021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：
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357022000024/lng-20211231_g2.jpg

除文意另有所指外，凡提及“Cheniere”、“公司”、“我们”、“我们”及“我们”，均指Cheniere Energy，Inc.及其合并子公司，包括我们的上市子公司CQP。

除文意另有所指外，凡提及“CCH集团”时，统称为CCH、CCL和CCP。

2

警示声明
关于前瞻性陈述

本年度报告包含的某些陈述属于或可能被视为“前瞻性陈述”，符合1933年证券法(“证券法”)第27A条和1934年证券交易法(“交易法”)第21E节的含义。除有关历史或当前事实或条件的陈述外，本文包含的或通过引用并入本文的所有陈述均为“前瞻性陈述”。“前瞻性陈述”包括以下内容：
•我们希望在某些日期之前开始或完成我们拟议的液化天然气终端、液化设施、管道设施或其他项目的建设，或其任何扩建或部分建设的声明；
•关于未来国内和国际天然气生产、供应或消费水平，或北美和世界其他国家未来液化天然气进口或出口水平，或购买天然气的声明，无论此类信息的来源，或运输或其他基础设施，或与天然气、液化天然气或其他碳氢化合物产品相关的需求和价格；
•关于任何融资交易或安排或我们进行此类交易的能力的声明；
•与Cheniere资本部署有关的声明，包括资本支出、债务偿还、股息和股票回购的意图、能力、程度和时间；
•关于我们未来流动资金来源和现金需求的报表；
•与我们的列车和管道建设有关的声明，包括关于聘用任何EPC承包商或其他承包商的声明，以及与任何EPC或其他承包商达成的任何协议的预期条款和规定，以及与此相关的预期成本；
•关于将来签订或履行的任何SPA或其他协议的陈述，包括预期收到的任何收入及其预期时间，以及关于受合同约束的液化天然气再气化、天然气液化或储存能力总量的陈述；
•关于我方商业合同、施工合同和其他合同的交易对手的声明；
•关于我们计划开发和建造更多列车或管道的声明，包括为这些列车或管道提供资金；
•声明说，我们的列车建成后将具有某些特征，包括液化能力；
•关于我们的业务战略、我们的优势、我们的业务和运营计划或任何其他计划、预测、预测或目标的陈述，包括预期收入、资本支出、维护和运营成本以及现金流，其中任何或所有这些都可能发生变化；
•关于立法、政府、监管、行政或其他公共机构行动、批准、要求、许可、申请、备案、调查、程序或决定的声明；
•关于我们预期的液化天然气和天然气营销活动的声明；
•有关新冠肺炎疫情及其对我们的业务和经营业绩的影响的声明，包括任何客户不接受液化天然气货物的交付，我们合同交易对手的持续信用，我们运营或列车建造的任何中断，我们员工的健康和安全，以及对我们的客户，全球经济和液化天然气需求的影响；
•任何其他与非历史相关的陈述L或未来信息；以及
•中描述的其他因素第1A项。风险因素在这份Form 10-K年度报告中。
除对历史或当前事实或条件的陈述外，所有这些类型的陈述都是前瞻性陈述。在某些情况下，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。我们警告说，
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警示声明
关于前瞻性陈述

本年度报告所载前瞻性陈述并不保证未来的业绩，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。
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第一部分

项目1.和2.业务和财产

一般信息
 
Cheniere Energy，Inc.(“Cheniere”)是特拉华州的一家公司，是一家总部位于休斯顿的能源基础设施公司，主要从事液化天然气相关业务。我们为世界各地的综合能源公司、公用事业公司和能源贸易公司提供清洁、安全和负担得起的液化天然气。我们希望以安全和负责任的方式开展业务，为我们的客户提供可靠、有竞争力和综合的液化天然气来源。

液化天然气是液态天然气(甲烷)。我们生产的液化天然气被运往世界各地，重新转化为天然气(称为再气化)，然后通过管道运输到家庭和企业，用作取暖、烹饪和其他工业用途必不可少的能源。天然气是一种燃烧更清洁、储量丰富、价格合理的能源。当液化天然气被转换回天然气时，它可以代替煤炭使用，这减少了传统上燃烧化石燃料产生的污染量，比如进入我们呼吸的空气的二氧化硫和颗粒物。此外，与煤炭相比，它产生的碳排放要少得多。通过液化天然气，我们能够将其体积减少600倍，这样我们就可以将其装载到专门设计的液化天然气运输船上，以保持液化天然气的低温和液态，以便高效地向海外运输。

通过我们在Cheniere Energy Partners，L.P.(“CQP”)的所有权权益和管理协议，我们拥有并运营路易斯安那州的Sabine Pass LNG终端，这是世界上最大的LNG生产设施之一。Cheniere Energy Partners，L.P.(CQP)是我们于2007年创建的上市有限合伙企业。截至2021年12月31日，我们拥有CQP 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益。

CQP拥有位于路易斯安那州卡梅隆教区的Sabine Pass LNG终端，该终端拥有天然气液化设施，由六个运营列车组成，其中Train 6于2022年2月4日基本建成，总生产能力约为30mtpa的液化天然气(“SPL项目”)。Sabine Pass LNG终端还拥有运营中的再气化设施，包括五个LNG储罐，总容量约为17Bcfe，两个现有的海上泊位和一个在建的泊位，每个可容纳标称容量高达266,000立方米的船只和再气化能力约为4Bcf/d的汽化器。CQP还拥有一条94英里长的管道，通过其子公司Cheniere Creole Trail Pipeline，L.P.(“CTPL”)将Sabine Pass LNG终端与多条大型州际管道(“Creole Trail管道”)连接起来。

我们还拥有得克萨斯州Corpus Christi附近的Corpus Christi液化天然气终端，该终端拥有由三个运营列车组成的天然气液化设施，总生产能力约为15Mtpa。此外，我们运营着一条21.5英里长的天然气供应管道，通过作为CCH集团一部分的子公司Corpus Christi液化有限责任公司(“CCL”)和Cheniere Corpus Christi管道(“CCP”)，分别将Corpus Christi液化天然气终端与几条州际和州内天然气管道(“Corpus Christi管道”以及与Trains一起称为“CCL项目”)连接起来。CCL项目还包括三个总容量约为10bcfe的液化天然气储罐和两个海上泊位，每个泊位可容纳名义容量高达266,000立方米的船只。

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生产商，基于截至2021年12月31日我们资产平台的总生产能力约为4000万吨/年，在我们的第九列列车于2022年2月4日基本完工后增加到约4500万吨/年。我们也是美国每天最大的天然气消费国，充分利用了运营中的火车。

此外，除CCH集团外，我们正在通过我们的子公司Cheniere Corpus Christi LLC(“CCL III阶段”)开发毗邻CCL项目的Corpus Christi LNG终端的扩建(“Corpus Christi Stage 3”)，可容纳最多7列中型列车，预计总液化天然气产能超过10 Mtpa。我们于2019年11月获得FERC的批准，可以选址、建设和运营扩建项目。

我们的客户安排为我们提供了大量、稳定和长期的现金流。正如下面进一步讨论的，我们根据spa和ipm协议签订了我们的预期生产能力合同，在spa中，我们的客户通常被要求就合同数量支付固定费用，无论他们选择取消或暂停交付lng货物，根据ipm协议，天然气生产商根据全球lng指数价格向我们出售天然气，减去固定的液化费用，运输和
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其他费用。我们已经从SPL项目和CCL项目(统称为“液化项目”)签约了大约95%的总产能，包括为支持Corpus Christi阶段3而签署的合同。我们几乎所有的合同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，截至2021年12月31日，我们的SPA和IPM协议的加权平均剩余寿命约为17年。我们还通过我们的整合营销功能，营销和销售液化项目生产的液化天然气，这些产品对其他客户来说是不必要的。有关本公司收入安排下的合约未来现金流量的进一步讨论，请参阅项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动资金和资本资源.

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

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

我们的业务战略

我们的主要业务战略是成为全球终端客户的全方位服务液化天然气供应商。我们通过拥有、建造和运营液化天然气和天然气基础设施来实现这一目标，以满足我们长期客户的能源需求，并：
•安全、高效、可靠地运营和维护我们的资产；
•向我们的设施采购天然气和管道运输能力；
•通过目的地的灵活性、不提货的选择以及价格和地理位置的多样性为客户提供价值；
•继续获得长期客户合同，以支持我们计划的扩张，包括Corpus Christi阶段3的FID；
•安全、按时、按预算完成扩建建设项目；
•最大限度地提高液化天然气的产量以服务于我们的客户，并产生稳定的收入和运营现金流；
•保持灵活的资本结构，为收购、开发、建设和运营供应客户所需的能源资产提供资金；
•执行我们的“以上所有”资本分配策略，专注于加强我们的资产负债表，为有财务纪律的增长提供资金，并向股东返还资本；以及
•从战略上确定可行的环境解决方案。

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我们的业务
 
我们于2016年2月发运了第一批液化天然气货物，截至2022年2月18日，液化项目累计生产、装船和出口液化天然气超过2000批，总计约1.4亿吨。Cheniere的液化天然气已运往全球37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，请参阅项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动资金和资本资源.

萨宾帕斯液化天然气终端

液化设施

SPL项目是世界上最大的液化天然气生产设施之一。通过CQP，我们运营着6列列车，包括于2022年2月4日基本完工的第6列列车，以及沙中线项目的两个海上泊位，并正在建造第三个海上泊位。SPL项目与Bechtel石油、天然气和化学品公司(“Bechtel”)签订了SPL项目第6列EPC的一次性交钥匙合同。下表汇总了截至2021年12月31日6次列车的工程竣工和建设情况：
SPL列车6
项目总完成率99.5%
完成百分比：
工程学100.0%
采购100.0%
分包工程99.6%
施工98.8%
基本完工日期2022年2月4日

以下摘要列出了截至2050年12月31日，我们已从FERC获得现场、建造和运营SPL项目的批准的天然气数量，以及我们从能源部收到的授权从Sabine Pass LNG终端通过船只出口国内生产的LNG的订单：
FERC批准的卷能源部批准的数量
(Bcf/Yr)(Mtpa)(Bcf/Yr)(Mtpa)
自贸区国家1,661.94331,661.9433
非自贸协定国家1,661.94331,509.3 (1)30
(1)另外152.64 bcf/年(约300万吨/年)天然气的批准目前尚待批准。

天然气供应、运输和储存

SPL已经通过长期天然气供应协议获得了Sabine Pass LNG终端的天然气原料。此外，为了确保SPL能够将天然气原料运输到Sabine Pass LNG终端并管理库存水平，它已签署了运输先例和其他协议，以确保从第三方获得稳固的管道运输和存储能力。

再气化设施
 
Sabine Pass LNG终端的运营再气化能力约为4bcf/d，总LNG存储能力约为17bcfe。SPLNG已经签订了两个长期的第三方TUA，总计2 Bcf/d，根据这些TUA，SPLNG的客户必须支付固定的月费，无论他们是否使用他们在Sabine Pass LNG终端预留的再气化能力。剩余的大约2bcf/d的容量已由SPL根据TUA保留。

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科珀斯克里斯蒂液化天然气码头

液化设施

我们在CCL项目运营三列火车和两个海上泊位。我们分别于2019年2月、2019年8月和2021年3月开始CCL项目1、2和3次列车的商业运营活动。除了CCH集团，我们还通过我们毗邻CCL项目的子公司CCL第三阶段开发Corpus Christi第三阶段，最多有七列中型列车。

以下汇总了我们从FERC获得批准的天然气数量，以选址、建造和运营CCL项目和Corpus Christi第3阶段，以及我们从美国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：
FERC批准的卷能源部批准的数量
(Bcf/Yr)(Mtpa)(Bcf/Yr)(Mtpa)
CCL项目：
自贸区国家875.1617875.1617
非自贸协定国家875.1617767 (1)15
语料库克里斯蒂阶段3：
自贸区国家582.1411.45582.1411.45
非自贸协定国家582.1411.45582.1411.45
(1)另外108.16 bcf/年(约2百万吨/年)天然气的批准目前尚待批准。

管道设施

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

天然气供应、运输和储存

CCL通过传统的长期天然气供应和IPM协议，获得了Corpus Christi LNG终端的天然气原料。CCL第三阶段还与第三方签订了长期天然气供应合同，包括IPM协议，并预计将继续签订此类协议，以确保Corpus Christi第三阶段的天然气原料。此外，为了确保CCL能够将天然气原料运输和管理到Corpus Christi液化天然气终端，它还签订了运输先例和其他协议，以确保第三方稳固的管道运输和储存能力。

Corpus Christi第三阶段的最终投资决定

除其他事项外，Corpus Christi阶段3的FID将需要就该项目签订EPC合同，并确保必要的融资安排。

营销

我们通过Cheniere营销，我们的综合营销功能，营销和销售液化项目生产的液化天然气，而其他客户不需要这些产品。我们拥有并将继续开发一系列长期、中期和短期SPA，将商业LNG货物运输和卸货到世界各地。

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顾客

有关我们的客户合同的信息可在项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动资金和资本资源.

下表显示了来自外部客户的收入占总收入的10%或更多的客户：
外部客户总收入的百分比
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
BG墨西哥湾沿岸液化天然气有限责任公司及其附属公司
12%14%16%
Naturgy LNG GOM有限公司
12%12%10%
韩国天然气公司
10%10%11%
盖尔(印度)有限公司
*10%11%
*低于10%

所有上述客户都通过SPA合同为我们的液化天然气收入做出了贡献。

政府监管
 
我们的液化天然气终端和管道受到联邦、州和地方法规、规则、法规和法律的广泛监管。这些法律要求我们与适当的联邦和州机构进行协商，并获得和维护适用的许可证和其他授权。这些严格的监管要求增加了建设和运营的成本，如果不遵守这些法律，可能会导致重大处罚和/或失去必要的授权。

联邦能源管理委员会

我们液化设施的设计、建造、运营、维护和扩建，液化天然气的进出口，以及通过我们的管道(包括我们的克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道)在州际商业中购买和运输天然气，都是严格受监管的活动，受FERC根据1938年《天然气法》(修订后的《NGA》)的管辖。根据NGA，FERC的管辖权一般延伸到州际商业中的天然气运输、州际商业中为转售而销售的天然气、从事此类运输或销售的天然气公司以及液化天然气终端和州际天然气管道的建设、运营、维护和扩建。

FERC监管州际天然气管道及其提供的服务的权力一般包括以下监管：
•天然气运输、储存和相关服务的费率和收费以及条款和条件；
•新设施的认证和建造以及现有设施的改造；
•服务和设施的扩展和废弃；
•管理会计和财务报告条例，包括维持账目和记录；
•购置和处置设施；
•服务的开始和终止；以及
•各种其他的事情。

根据NGA，我们的管道不允许在费率或服务条款和条件方面不适当地歧视或给予任何托运人，包括其自己的营销附属公司。这些费率、条款和条件必须是公开的，并提交给FERC。与管道监管相反，FERC不要求液化天然气终端所有者以基于成本或受监管的费率提供开放接入服务。尽管制定FERC在这一领域政策的条款已于2015年1月1日到期，但我们没有看到FERC打算改变其在这一领域的政策的迹象。2022年2月18日，
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FERC更新了其1999年关于认证新的州际天然气设施的政策声明和FERC决策过程的框架，其中除其他外，现在将包括可归因于该项目的合理可预见的温室气体排放以及该项目对环境正义社区的影响。FERC的这些变化是20多年来FERC根据NGA第7条对新的州际天然气管道项目认证政策的首次修订。更新的政策声明对天然气法案第3节规定的液化天然气项目的适用性更加有限。虽然目前尚不清楚对我们未来项目和扩建的影响，但我们预计它不会对我们的运营产生实质性的不利影响。

我们被允许根据FERC颁发的全面营销证书在州际商业中转售天然气，同时向我们的营销附属公司颁发了我们的公共便利性和必要性证书。我们的天然气销售将受到管道运输的可用性、条款和成本的影响。如上所述，获得管道运输的价格和条款受到广泛的联邦和州监管。

为了选址、建造和运营我们的液化天然气终端，我们获得了FERC根据NGA第3条的授权，并被要求保持授权，以及其他材料政府和监管部门的批准和许可。2005年能源政策法案(“EPAct”)修订了NGA的第3条，以确立或澄清FERC批准或拒绝LNG终端选址、建设、扩建或运营申请的专有权力，除非EPAct对NGA的修正案另有规定。例如，EPAct对NGA的修正案没有任何意图影响其他适用的法律，这些法律涉及任何其他联邦机构与液化天然气终端有关的权力或责任，或根据联邦法律行事的州的权力或责任。

FERC于2012年4月发布了授予第3条授权的最终命令(“命令”)，批准了我们根据NGA第3条提出的命令申请，授权SPL项目1至4号列车(及相关设施)的选址、建造和运营。随后，在2012年5月，FERC发出书面批准，开始1至4号列车的场地准备工作。2012年10月，我们申请修改FERC的批准，以反映对SPL项目的某些修改，并于2013年8月，FERC发布了批准这些修改的命令。2013年10月，我们申请进一步修订FERC的批准，请求授权将1至4号列车的LNG总许可产能从当时批准的803 Bcf/yr提高至1,006 Bcf/yr，以更准确地反映1至4号列车的估计最大LNG产能。2014年2月，FERC发布了批准2013年10月申请的命令(“2014年2月命令”)。诉讼的一方当事人要求重新审理2014年2月的命令，2014年9月，联邦司法审查委员会发布了一项命令，拒绝重新审理请求(“联邦司法审查委员会拒绝重新审理的命令”)。该方向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(“上诉法院”)请愿，要求复审2014年2月的命令和FERC拒绝重审的命令。法院在2016年6月驳回了这份请愿书。2013年9月，我们向FERC提交了一份申请，要求授权在SPL项目中增加5号和6号列车，FERC在2015年4月发布的命令和2015年6月发布的拒绝重审的命令中批准了这一申请。这些命令不受上诉法院的审查。2018年10月，SPL向FERC申请授权，在Sabine Pass液化天然气终端设施基础上增加第三个海上泊位, FERC于2020年2月批准了该法案。FERC于2020年6月发出书面批准，开始第三个泊位的场地准备工作。

克里奥尔步道管道与Sabine Pass LNG终端互连，持有根据NGA第7条从FERC获得的公共便利性和必要性证书。克里奥尔步道管道是一条受监管的州际天然气管道，在对其进行任何修改之前，需要得到联邦能源研究委员会根据NGA第7条的批准，以及其他几项政府和监管部门的批准和许可。2013年2月，FERC批准了CTPL建造、拥有、运营和维护某些新设施的授权申请，以实现克里奥尔步道管道系统的双向天然气流动，从而允许每天向Sabine Pass液化天然气终端输送高达1,530,000 Dekatherm的原料气。2013年11月，CTPL获得路易斯安那州环境质量部(“LDEQ”)对拟议修改的批准，并于2015年完成施工。2013年9月，作为第5次和第6次列车申请的一部分，我们向FERC提交了一份申请，要求授权建造和运营克里奥尔步道管道和相关设施的延长和扩建，以向Sabine Pass LNG终端输送更多国内天然气供应，FERC在2015年4月发布的命令和2015年6月发布的拒绝重审的命令中批准了这一申请。这些命令不受上诉法院的审查。

2014年12月，FERC发布了一项命令，根据《公共交通条例》第3条授权CCL选址、建造和运营CCL项目的1至3号列车，并根据《NGA》第7(C)条签发了一份公共便利和必要的证书，授权建造和运营Corpus Christi管道(“2014年12月命令”)。诉讼的一方要求对2014年12月的命令进行重审，2015年5月，FERC否认重审(该命令
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否认重审“)。该方向有关上诉法院请愿，要求复审2014年12月的命令和拒绝重审的命令；2016年11月4日，该请愿被驳回。2018年6月，CCL第三阶段、CCL和Corpus Christi管道向FERC提交了一份申请，要求根据NGA第3条授权在现有的CCL项目和管道位置选址、建造和运营Corpus Christi阶段3。2019年11月，FERC授权Corpus Christi阶段3。Corpus Christi阶段3包括增加7列中型列车和相关设施。该命令不受上诉法院审查。2020年，FERC授权Corpus Christi管道临时建造和运营Corpus Christi阶段3的一部分(辛顿压气站1号机组)，独立于剩余的Corpus Christi阶段3设施，后者于2020年12月获得FERC批准投入使用。

2019年9月27日，CCL和SPL根据NGA第3条向FERC提交了一份请求，请求授权将每个终端的LNG总产能从目前授权的水平增加到更准确地反映每个设施的能力的数量，该数量基于工程、设计和建设过程中的增强，以及迄今的运营经验。所要求的授权不涉及建造新设施。还向能源部提交了相应的授权出口增量卷的申请。2020年4月，美国能源部发布命令，授权向自贸协定国家出口液化天然气。能源部对非自由贸易协定国家的出口授权仍在等待中。2021年10月，FERC根据NGA第3条发布了修改授权的命令。

FERC的行为标准适用于与从事天然气营销职能的附属公司进行传输交易的州际管道。FERC行为标准的一般原则是：(1)独立运作，要求传输职能部门的员工独立于营销职能部门的员工开展工作；(2)无管道规则，禁止向营销职能部门的员工传递传输功能信息；以及(3)透明度，它施加张贴要求，以发现由于非公开传输功能信息的不当披露而造成的不当偏好。我们已经制定了必要的政策、程序和培训，以遵守FERC的行为标准。

我们所有的FERC建设、运营、报告、会计和其他受监管的活动都要接受FERC的审计，FERC可能会进行例行或特殊检查，并发出旨在确保符合FERC规则、法规、政策和程序的数据请求。根据NGA，FERC的管辖权允许它对任何违反NGA和FERC的任何规则、法规或命令的行为施加民事和刑事处罚，每次违规最高可达每天约130万美元，包括任何违反NGA禁止市场操纵的行为。

在我们的液化天然气终端和管道的整个生命周期中，还需要获得其他几种材料、政府和监管部门的批准和许可。此外，我们的FERC命令要求我们遵守某些持续条件、报告义务，并在我们设施的整个生命周期内保持其他监管机构的批准。例如，在我们的液化天然气终端和管道的整个生命周期内，我们必须定期向FERC、交通部(DOT)管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)以及适用的联邦和州监管机构报告我们设施的运营和维护。到目前为止，我们已经能够根据需要获得并维护所需的批准，这些批准和报告义务的需要并未对我们的建设或运营产生实质性影响。

能源部出口许可证

美国能源部已授权从Sabine Pass LNG终端通过船只出口国内生产的LNG，如中所述萨宾帕斯液化天然气终端—液化设施和Corpus Christi液化天然气终端，请参阅科珀斯克里斯蒂液化天然气码头—液化设施。虽然预计不会发生，但在我们的SPA下，失去出口授权可能是不可抗力事件。

根据NGA第3条，向自由贸易区国家出口天然气的申请，允许天然气贸易的国民待遇，被认为是符合公共利益的，并应由能源部批准，不作“修改或延迟”。美国能源部目前承认的液化天然气出口自贸区国家包括澳大利亚、巴林、加拿大、智利、哥伦比亚、多米尼加共和国、萨尔瓦多、危地马拉、洪都拉斯、约旦、墨西哥、摩洛哥、尼加拉瓜、阿曼、巴拿马、秘鲁、韩国和新加坡。与以色列和哥斯达黎加的自由贸易协定不要求天然气贸易获得国民待遇。向非自贸协定国家出口液化天然气的申请由能源部在通知和评论程序中审议，在该程序中，公众和其他干预者有机会发表评论，并可能断言这种授权不符合公共利益。
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管道 和危险材料安全管理局

我们的液化天然气终端以及克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道都受到PHMSA的监管。PHMSA由适用的管道安全法律授权，为某些管道和液化天然气设施建立最低安全标准。PHMSA制定的监管标准适用于影响州际或对外贸易的天然气和危险液体管道设施以及液化天然气设施的设计、安装、测试、建设、运营、维护和管理。PHMSA还制定了培训、工人资格和报告要求。

PHMSA对管道和液化天然气设施进行检查，并有权采取执法行动，包括对每个违规行为每天发出最高约225,000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225万美元。

其他政府许可、批准和授权

Sabine Pass LNG终端和CCL项目的建设和运营需要由多个联邦和州机构颁发额外的许可证、订单、批准和咨询，这些机构包括交通部、美国陆军工程兵团(USACE)、美国商务部、国家海洋渔业局、美国内政部、美国鱼类和野生动物服务局、美国环境保护局(EPA)、美国国土安全部、LDEQ、德克萨斯州环境质量委员会(TCEQ)和德克萨斯州铁路委员会(RRC)。

USACE根据《清洁水法》(CWA)(第404条)和《河流和港口法》(第10条)颁发许可证。环境保护局管理《清洁空气法》(“CAA”)，并授权TCEQ和LDEQ颁发第五章操作许可证(“第五章许可证”)和“防止重大恶化许可证”(“PSD许可证”)。这两个许可证由LDEQ颁发给Sabine Pass LNG终端和CTPL，并由TCEQ颁发给CCL项目。

商品期货交易委员会(“CFTC”)

《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(下称《多德-弗兰克法案》)修订了《商品交易法》，规定对场外衍生品市场和参与这些市场的实体(如我们)进行联邦监管。CFTC根据多德-弗兰克法案制定了一系列法规，包括2021年3月15日生效的投机性头寸限制规则，并从2022年1月1日开始分阶段实施合规日期。鉴于最近颁布的投机头寸限制规则，以及多德-弗兰克法案下其他规则和法规的影响，这些规则和法规对我们业务的影响仍然不确定。

根据多德-弗兰克法案的要求，CFTC和联邦银行监管机构还通过了规则，要求掉期交易商(如多德-弗兰克法案中定义的)，包括受监管的金融机构，向其交易对手(即金融最终用户、注册掉期交易商或主要掉期参与者)收取未清算掉期的初始和/或变动保证金。这些规则不要求向符合强制性结算要求的最终用户例外的非金融实体最终用户收取保证金，或在某些情况下向非金融最终用户或某些其他交易对手收取保证金。就我们为对冲商业风险而进行的掉期交易而言，我们有资格成为非金融实体最终用户。

根据多德-弗兰克法案，CFTC通过了额外的反操纵和反破坏性交易行为法规，其中禁止在期货、期权、掉期和现货市场上进行操纵、欺诈性或欺诈性计划或重大失实陈述。此外，与《多德-弗兰克法案》不同，我们对大宗商品的期货和期权的使用须遵守《商品交易法》和CFTC法规，以及执行上述任何工具的期货交易所的规则。如果我们违反了这些法律法规中的任何一项，我们可能会受到CFTC或交易所的执法行动和实质性处罚，可能会导致我们可以收取的费率发生变化。

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英国/欧洲法规

我们的欧洲贸易活动主要在英国(“英国”)设立和经营，受多项欧洲联盟(“欧盟”)和英国法律和法规的约束，包括但不限于：
•《欧洲市场基础设施条例》，旨在提高欧洲经济区衍生品市场的透明度和稳定性；
•《能源批发市场诚信和透明度条例》(下称《REMIT》)，禁止欧洲经济区能源批发市场的市场操纵和内幕交易，并对活跃在这些市场的参与者施加各种透明度和其他义务；
•《金融工具市场指令和条例》(MiFID II)，其中规定了整个欧洲经济区的金融服务框架，包括针对从事与某些金融工具有关的投资服务和活动的公司的规则，包括一系列商品衍生品；以及
•市场滥用条例“(下称”MAR“)，旨在建立一个更完善的市场滥用框架，适用于在欧洲经济区交易场所上市或交易的所有金融工具，以及为交易场所合约定价或产生影响的其他场外交易(”场外“)金融工具。

在英国脱离欧盟(“英国退欧”)后，在英国身为欧盟成员国时(以及过渡期)适用于整个欧盟的规则已被复制，但需要进行某些修订，以创建一套仅适用于英国的平行规则。因此，我们须遵守两套以同一基本法例为基础的实质上相似的规则：(I)一套适用于欧洲经济区(即不包括英国)的规则(“欧洲经济区规则”)；及(Ii)一套只适用于英国的规则(“英国离岸规则”)。

只要我们的交易活动与欧洲经济区有联系，我们就遵守欧洲经济区的规则。然而，由于我们的交易活动主要是在英国以外运营的，在日常基础上影响和适用于我们的主要规则是英国离岸规则。

特别是，根据英国离岸规则，根据英国MiFID II从事投资服务和活动的公司必须获得授权，除非适用豁免，而我们有资格获得豁免，因此不需要根据英国MiFID II进行授权。

除了英国本土的规则外，我们还受到一个单独的、英国特有的制度的约束，该制度不是基于先前的欧盟/欧洲经济区立法。这主要载于英国的《2000年金融服务及市场法令》(下称《2000年金融服务及市场法令》)及《2001年金融服务及市场法令(受规管活动)令》(下称《2001年金融服务及市场法令》)，当中规管英国的金融服务及市场的规管，并载有受规管的指明类别活动及产品的明确清单。根据这些英国特有的规定，从事受监管活动的公司必须获得授权，除非适用排除。我们符合适用的排除条件，因此不需要根据英国FSMA/RAO制度进行授权。

任何违反上述法律和法规的行为都可能导致调查、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

英国于2020年1月31日退出欧盟，过渡期至2021年1月1日结束。英国和欧盟达成并批准了一项贸易协议，避免了英国退欧。

交易中一个明显缺席的领域是金融服务。英国和欧盟正在努力正式达成一项关于金融服务准入的谅解备忘录(MoU)，该备忘录的文本于2021年3月原则上达成一致。预计将于2021年正式批准并发布，但到目前为止还没有实现。在任何情况下，谅解备忘录都不会像国际条约等法律文本那样影响深远。

英国金融体系是否会被欧盟授予“等价性”的问题尚未得到解决，目前看来，各方似乎不太可能达成一致。英国也有权声明欧盟是否
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金融服务规则与其自身的规则“等同”。双方的对等决定将单方面做出，也可以单方面撤回。

此外，不能保证任何等价性决定，如果获得批准，将是全面的所有金融服务。与此同时，英国公司必须遵守英国境内的规则。

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需要大量的合规支出，可能会影响运营的成本和产出，并可能对不合规行为施加重大处罚，并可能对污染承担重大责任。其中许多法律和条例，如下文所述的法律和条例，限制或禁止对环境的影响或可排放到环境中的物质的类型、数量和浓度，并可能导致对不遵守规定的大量行政、民事和刑事罚款和处罚。
 
《清洁空气法》
 
我们的液化天然气终端受联邦CAA以及类似的州和地方法律的约束。我们可能需要在未来几年为空气污染控制设备支付某些资本支出，以维持或获得解决与空气排放有关的问题的许可和批准。然而，我们不认为我们的业务或我们液化设施的建设和运营会受到任何此类要求的实质性和不利影响。

2009年，环保局颁布并最终确定了强制性温室气体报告规则，要求每年报告各种行业固定来源的温室气体(“GHG”)排放量。2010年，美国环保局扩大了这一规定，将液化天然气终端的报告义务包括在内。此外，环保局还定义了温室气体排放门槛，如果新的和修改后的工业污染源的温室气体排放因其排放的非温室气体标准污染物而受到PSD许可要求的限制，该门槛将受到监管。虽然环保局随后采取了一些额外行动，主要涉及发电和石油天然气勘探和生产行业的温室气体排放，但这些规则在特朗普政府期间基本上被搁置或废除，包括环保局在2018年2月23日通过的修正案，以及2020年9月14日和15日对石油和天然气行业新源性能标准的额外修正案。2021年11月15日，环保局提出了新的法规，以减少原油和天然气来源类别中新来源和现有来源的甲烷排放。拟议的条例如果最终敲定，将导致对新来源提出更严格的要求，扩大涵盖的新来源的类型，并首次为原油和天然气来源类别的现有来源制定排放准则。我们支持逐步减少温室气体排放的法规。

国会不时审议旨在减少温室气体排放的立法提案。此外，许多国家已经采取监管行动来监测和/或减少温室气体排放，主要是通过制定温室气体排放清单或区域温室气体排放限额和交易计划。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。然而，未来的法规和法律可能导致合规成本增加、征收与温室气体排放相关的税收或费用或额外的运营限制，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。

海岸带管理法(CZMA)
 
我们在海岸区内的液化天然气终端的选址和建设符合CZMA的要求。CZMA由各州管理(在路易斯安那州，由自然资源部管理，在德克萨斯州，由总土地办公室管理)。该计划的实施是为了确保对沿海地区的影响与CZMA管理沿海地区的意图一致。

《清洁水法》
 
我们的液化天然气终端受联邦CWA和类似的州和地方法律的约束。CWA对进入美国通航水域的污染物排放实施严格控制，包括废水和暴雨径流的排放以及进入美国水域的填充/排放。在排放污染物之前必须获得许可证
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进入州和联邦水域。CWA由EPA、USACE和各州(在路易斯安那州由LDEQ管理，在德克萨斯州由TCEQ管理)管理。CWA的监管项目，包括各州执行的Section404疏浚和填埋许可计划和Section401水质认证计划，经常成为机构解释和法律挑战的主题，这有时会导致许可的延误。

《资源保护和回收法案》(“RCRA”)
 
联邦RCRA和类似的州法规管理固体和危险废物的产生、处理和处置，并要求对排放到环境中的废物采取纠正行动。当该等废物与我们设施的运作有关而产生时，我们须遵守影响该等废物的处理、运输、处理、储存及处置的监管规定。

保护物种、栖息地和湿地

各种联邦和州法规，如《濒危物种法》、《候鸟条约法》、《保护野生动植物公约》和《石油污染法》，禁止某些可能对濒危或受威胁的动植物物种和/或其指定栖息地、湿地或其他自然资源产生不利影响的活动。如果我们的液化天然气终端或管道之一对受保护物种或其栖息地造成不利影响，我们可能需要制定并遵循一项计划，以避免这些影响。在这种情况下，选址、建设或运营可能会延误或受到限制，并导致我们招致更多成本。

目前还无法预测未来的法规或立法可能如何处理物种、栖息地和湿地的保护问题，并影响我们的业务。然而，我们不相信我们的运营，或我们液化设施的建设和运营，会受到此类监管行动的重大不利影响。

市场因素与竞争

市场因素

我们是否有能力进入额外的长期水疗中心，以支持额外列车的开发、Cheniere营销公司的液化天然气销售或新项目的开发，取决于市场因素。这些因素包括全球天然气、液化天然气及替代产品供需变化，北美及国际市场天然气、原油及替代产品的相对价格，煤、核或石油发电燃料转用天然气的速度，发展中国家的经济增长，以及新冠肺炎疫情的影响等其他相关因素。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，欧洲和亚洲各地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。其中一些例子包括印度承诺投资600多亿美元以发展以天然气为基础的经济，约1,000亿美元专门用于欧洲的天然气基础设施建设，中国在天然气价值链上投入数千亿美元。我们强调再气化能力，这不仅将扩大中国和印度等快速增长市场的现有进口能力，还将在全球范围内增加新的进口市场，到2030年，进口市场总数将从2020年的43个增加到约60个，而直到2005年仅有15个市场。

作为这些动态的结果，国际能源署预计全球天然气需求在2020至2030年间将增长约20万亿立方英尺(“Tcf”)，2020至2040年间将增长33万亿立方英尺。预计液化天然气在全球天然气市场的份额将从2020年的约11%增长到2030年的约12%和2040年的14%。Wood Mackenzie Limited(“WoodMac”)预测，全球液化天然气需求将增长约57%，从2020年的366.6 Mtpa或17.6Tcf增至2030年的576.5 Mtpa或27.7Tcf，并在2040年增至734.5 Mtpa或35.3Tcf。WoodMac还预测，2030年，现有运营设施和在建新设施的液化天然气产量将能够向市场供应约517百万吨/年，到2040年将降至456百万吨/年。这可能导致市场需要到2030年再建设大约6000万吨/年的液化天然气产量，到2040年再增加约27900万吨/年。作为一种更清洁的燃料，在发电中排放远低于煤炭或液体燃料，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
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并为全球低碳能源体系做出贡献。我们相信，我们液化项目和Corpus Christi Stage 3的未承诺产能的资本和运营成本与全球新提议的项目相比具有竞争力，我们处于有利地位，能够满足这一增量市场需求的一部分。

我们对油价走势的敞口有限，因为根据长期买卖协议，我们已经收缩了相当大一部分液化天然气产能。这些协议包含固定费用，即使客户选择取消或暂停交付液化天然气货物，也需要支付这些费用。我们已经从液化项目中承包了大约95%的总产能，包括那些为支持Corpus Christi阶段3而执行的合同。我们几乎所有的合同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，截至2021年12月31日，我们的SPA和IPM协议的加权平均剩余寿命约为17年。

竞争

尽管我们的SPA具有长期性，但当SPL、CCL或我们的综合营销职能部门需要更换或修改任何现有的SPA或进入新的SPA时，它们将以当时LNG的每合同量价格为基础，相互竞争，并与世界各地的其他天然气液化项目竞争。与任何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。

SPLNG目前没有遇到终端能力的竞争，因为Sabine Pass LNG终端可用的全部约4bcf/d的再气化能力已全部签约。如果SPLNG不得不更换任何TUA，它将与当时现有的其他LNG终端争夺客户。

附属公司
 
我们的资产通常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，确保我们吸引、留住和发展有技能的员工一直是我们成长和成功的关键部分。
 
截至2022年1月31日，我们拥有1,550名全职员工，其中1,456名在美国，94名在美国以外(主要是英国)。

我们的优势来自我们不同员工的集体专业知识，以及我们的核心价值观--团队合作、尊重、责任、正直、灵活和安全(“火车”)。我们的员工帮助推动我们的成功，建立我们的声誉，建立我们的传统，并履行我们对客户的承诺。通过实现职业机会、培训、发展和具有竞争力的薪酬计划，我们的目标是保持员工的敬业度。2021年，我们的自愿离职率为5.4%。

我们的首席人力资源官与高级领导层一起负责管理与就业有关的事项和举措，包括吸引和留住人才、奖励和薪酬、员工关系、员工敬业度、多样性和包容性以及培训和发展。我们每季度向董事会(“董事会”)通报人力资本项目的进展情况。

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吸引人才、吸引人才和留住人才

通过我们的招聘努力，我们寻找不同的人才来推动我们的公司战略和目标。我们积极在学院招聘，并在选定的大学举办信息会议，包括历史上的黑人学院和大学(“HBCU”)和为拉美裔服务的机构。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健康状况，以期通过两年一次的敬业度调查，深入了解员工的体验、工作场所满意度以及对公司的参与感和包容性。从两年一次的调查中得到的见解被用于制定全公司和业务单位层面的组织和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。今年，我们加强了与年度激励薪酬挂钩的ESG相关绩效标准，在我们的健康与安全绩效目标中增加了多样性、公平性和包容性(DEI)和气候变化方面的行动目标。

多样性、公平性和包容性

我们致力于提供一种多元化的文化，让所有员工都能茁壮成长，感到受到欢迎和重视。为了创造这种环境，我们致力于平等就业机会，并遵守所有禁止工作场所歧视、骚扰和非法报复的联邦、州和地方法律。我们的商业行为和道德准则、Cheniere的Trains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，我们致力于建立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。我们已经为高管和高级管理人员提供了Dei培训，并开始为所有员工提供无意识的偏见培训。

通过我们有针对性的招聘努力，我们吸引了具有不同背景、技能、经验和专业知识的各种应聘者。自2016年以来，我们的种族或族裔员工增加了20%，种族或族裔多元化的管理层增加了24%。在过去的五年中，女性雇员的比例大体保持在27%左右，女性在管理职位上的比例增加了22%。2021年，我们宣布了我们对瑟古德·马歇尔学院基金的多年承诺，向就读于选定的HBCU的学生提供50万美元的奖学金。我们还承诺在2021年期间提供其他奖学金和社区努力，以进一步促进我们对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(激励成功的女性领导力)、EPN(新兴专业网络)和文化冠军团队等团体有助于建立包容的文化。

发展和培训

作为美国后48个地区的第一个液化天然气出口国，我们面临着培养自己的液化天然气人才的独特挑战。我们的学徒计划为当地学生在液化天然气领域的职业生涯做好准备。该计划将课堂教育与培训和我们设施中的现场学习体验相结合。

我们努力为我们的人民提供他们取得成功所需的一切工具和支持。我们积极鼓励我们的员工掌握自己的职业生涯，并为此提供大量资源。员工每年都会接受绩效评估，以鼓励他们不断发展自己的技能和专业知识。为了确保在高度监管的环境中安全、可靠和高效地运营，我们提供在线和现场特定的学习机会。我们还为员工、领导者和高管提供有针对性的发展规划，以巩固内部人才管道和继任计划。

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员工安全、健康和健康

员工、承包商和社区的安全是我们的核心价值观之一。我们的Cheniere集成管理系统定义了我们所需的安全计划，并详细说明了与安全和健康相关的程序。安全工作由我们的执行安全委员会领导，该委员会包括首席执行官、整个公司的高级领导和我们每项运营资产的代表。我们专注于不断提高我们的业绩。在截至2021年12月31日的一年中，我们有1名员工可记录的伤害和7名承包商可记录的伤害。我们的总可记录事故率(员工和承包商的总和)为0.10，根据美国劳工局的安全统计数据，我们处于行业基准的前四分之一。

为了支持员工的福祉，我们提供了一项健康计划，激励员工保持积极的生活方式，并设定个人健康目标。激励措施包括与健康、营养、情感健康和新冠肺炎疫苗相关的在线教育，以及健身器材和健身房会员资格的补贴。我们还提供乳房X光检查、哺乳母亲房间和现场生物特征检查。

在我们持续应对新冠肺炎疫情的过程中，我们实施了工作场所控制和降低风险的措施，使我们能够在包括达美航空和奥密克戎变种在内的几个地区经历新冠肺炎影响加剧的时期。我们采取了一些措施，使公司能够维持我们的运营，确保我们员工的安全，并对任何新的新冠肺炎风险做出快速反应。我们还为与天气有关的灾害提供了同等水平的资源、援助和支持。

可用信息

我们的普通股自2003年3月24日起公开交易，在纽约证券交易所美国交易所以“LNG”代码交易。我们的主要执行办公室位于米拉姆街700号，Suite1900，Houston，Texas 77002，我们的电话号码是(713)3755000。我们的网址是www.cheniere.com。我们向公众提供我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告，以及在我们根据《交易法》以电子方式将这些材料存档到美国证券交易委员会或向其提供这些材料后，在合理可行的范围内尽快对这些报告进行修正。这些报告可以通过我们的互联网网站免费获取。我们使我们的网站内容仅用于提供信息。网站不应用于投资目的，也不应通过引用将其纳入本10-K表格。

我们还将免费向任何股东提供我们提交给美国证券交易委员会的Form 10-K年度报告的副本。要获得这份文件或任何其他文件的副本，请联系：Cheniere Energy，Inc.，投资者关系部，700Milam Street Suite1900号，德克萨斯州休斯敦，邮编：77002。美国证券交易委员会设有一个互联网网站(www.sec.gov)，其中包含有关发行人的报告、委托书和信息声明以及其他信息。

此外，我们鼓励您查看我们的企业责任报告(位于我们的网站www.cheniere.com)，以了解有关我们的人力资本计划和计划的更详细信息，以及我们对ESG问题的回应。我们网站上的任何内容，包括我们的企业责任报告或其中的部分，都不应被视为通过引用而纳入本年度报告。

第1A项。风险因素
 
以下是一些可能影响我们的财务业绩或可能导致实际结果与我们的前瞻性陈述中包含的估计或预期大不相同的重要因素。除了下面描述的风险之外，我们还可能遇到其他风险。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定因素也可能损害或不利影响我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景。

本报告中的风险因素分为以下几类：
•与我们的财务事务有关的风险;
•与我们的运营和行业相关的风险及
•与法规有关的风险.
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与我们的财务事务有关的风险
 
我们现有的现金资源水平和巨额债务可能导致我们的流动性不足，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

截至2021年12月31日，我们拥有14亿美元的现金和现金等价物，4.13亿美元的限制性现金和现金等价物，我们信贷安排下的可用承诺总额为34亿美元，综合基础上的未偿还债务总额为304亿美元(未摊销保费、贴现和债务发行成本之前)。SPL、CQP、CCH和Cheniere采用独立的资本结构运营，详见附注11--债务我们的合并财务报表附注。我们产生并将产生与Sabine Pass和Corpus Christi LNG终端资产相关的巨额利息支出，我们预计会产生额外的债务，为Corpus Christi第三阶段的建设提供资金。我们为资本支出提供资金和为债务进行再融资的能力将取决于我们获得额外项目融资以及债务和股权资本市场的能力。我们无法控制的各种因素可能会影响资本的可获得性或成本，包括国内或国际经济状况、关键基准利率和/或信贷利差的上升、采用新的或修订的银行或资本市场法律或法规以及重新定价市场风险和资本和金融市场的波动性。我们的融资成本可能增加，或未来的借款或股票发行可能对我们不可用或不成功，这可能导致我们无法偿还或再融资我们的债务，或为我们的其他流动性需求提供资金。我们还依赖我们信贷安排下的借款来为我们的资本支出提供资金。如果支持这些贷款的银团中的任何贷款人无法履行其承诺，我们可能需要寻求替代融资，这些融资可能无法在需要时获得，或者可能以更有限的金额或更昂贵或其他不利的条款获得。

我们产生现金的能力在很大程度上取决于我们签订的长期合同下客户的表现，如果任何重要客户出于任何原因未能履行其合同义务，我们可能会受到实质性和不利的影响。

我们未来的业绩和流动性在很大程度上取决于我们的客户根据长期合同付款的表现。截至2021年12月31日，我们拥有10年或更长期限的SPA，总共有24个不同的第三方客户。此外，SPLNG还与两个第三方客户建立了TUAS。

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)根据我们大多数SPA，在发生某些不可抗力事件时。根据SPLNG的每项长期TUA协议，此类终止事件包括但不限于：(1)Sabine Pass LNG终端(1)遭遇超过18个月的不可抗力延误；(2)未能按照客户的重新交付提名重新交付指定数量的天然气；或(3)未接收和卸载客户建议的特定数量的LNG货物。

尽管我们没有重大客户违约或终止事件的历史，但此类事件的发生在很大程度上是我们无法控制的，可能会使我们面临无法挽回的损失。我们可能无法以理想的条款替换这些客户安排，或者如果它们被终止，我们可能根本无法更换。因此，我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景可能会受到重大不利影响。

根据我们的负债条款，我们的子公司在某些情况下可能被限制进行分配，这可能会限制CQP向我们支付或增加分配的能力，或者阻止我们从CCL项目获得现金流，并可能对我们产生重大和不利的影响。

管理子公司债务的协议限制了子公司在某些情况下可以向CQP或我们支付的款项，并限制了子公司可能产生的债务。例如，SPL一般不得根据管理其债务的协议进行分配，直到除其他要求外，将存款存入偿债准备金账户，并满足1.25：1.00的偿债覆盖率。

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除其他要求外，CCH一般不得根据管理其债务的协议进行分配，包括完成CCL项目1至3号列车的建造，为相当于6个月偿债能力的偿债准备金账户提供资金，以及达到至少1.25：1.00的历史偿债覆盖率和固定预计偿债覆盖率。

我们的附属公司无法向CQP或我们支付分派，或因其债务协议中的前述限制而产生额外债务，可能会抑制CQP向我们及其其他单位持有人支付或增加分派的能力，或阻止我们从CCL项目获得现金流，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

我们通过衍生工具管理商品和金融风险的努力，包括我们的IPM协议，可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。

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核算所有衍生品，并立即确认收益中公允价值的变化。如中所述项目7.管理层对财务状况和经营成果--经营成果的讨论和分析，我们的普通股股东应占净亏损23亿美元和8500万美元 截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度的亏损主要由衍生工具亏损所致，而大部分亏损均与与国际液化天然气价格挂钩的商品衍生工具有关，主要是我们的IPM协议。这些交易及其他衍生工具交易已经并可能继续导致报告的经营业绩大幅波动，特别是在大宗商品、货币或金融市场波动较大的时期，或由于这些合同无效的结果。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。

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。

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我们普通股的市场价格过去波动较大，未来受市场波动等因素影响易受波动影响。我们的股东可能会损失他们的全部或部分投资。

我们普通股的市场价格历史上已经经历了，并可能继续经历波动。例如，在截至2021年12月31日的三年期间，我们普通股的市场价格在27.06亿美元到113.40美元之间。这种波动可能会由于各种因素而继续下去，其中一些因素是我们无法控制的，包括：
•国内和世界范围内的天然气供需及相应的天然气价格波动；
•本公司股东大量出售本公司普通股；
•投资者认为与我们相当的公司的经营业绩和股价表现；
•影响市场认为与我们相当的其他公司的事件；
•适用于我们的政府法规或建议的变化；
•任何客户或交易对手在任何协议下实际或潜在的不履行；
•由我们或我们的竞争对手宣布的重要合同；
•会计准则、政策、指引、解释或原则的变更；
•我们经营的行业的一般情况；
•一般经济状况；
•证券分析师未能涵盖我们的普通股或分析师对财务或其他估计的变化；
•投资者对能源行业和化石燃料的情绪发生了变化；
•我们普通股股东应占收益的波动性，这可能会受到我们使用衍生工具的影响，如项目7.管理层对财务状况和经营成果--经营成果的讨论和分析、市场状况和其他因素；以及
•这些“风险因素”中描述的其他因素。

此外，美国证券市场经历了显著的价格和成交量波动。这些波动往往与这些市场上公司的经营业绩无关。无论我们的经营业绩如何，市场波动以及广泛的市场、经济和行业因素都可能对我们普通股的价格产生负面影响。如果由于我们的普通股价格波动或其他原因，我们成为证券类诉讼的对象，可能会导致我们管理层的注意力和资源大量转移，这可能会对我们的财务业绩产生负面影响。

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。

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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，包括如果它确定我们的经营活动提供的现金净额在扣除资本支出和投资后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2021年12月31日，董事会批准的10亿美元股票回购计划仍有9.98亿美元的回购授权。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。

我们可以出售股权或与股权相关的证券或资产，包括CQP的股权。此类出售可能稀释我们在CQP或其他子公司的资产、业务运营和拟议项目中的比例权益，并可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。

我们历来寻求许多替代方案，以资助我们的列车的建设，包括我们的子公司可能发行和销售额外的股本或与股本相关的证券。在一项或多项交易中，此类出售可能稀释我们在CQP的资产、业务运营和拟议项目(包括SPL项目)或其他子公司或项目(包括CCL项目)中的比例间接权益。此外，此类出售或此类出售的预期可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

与我们的运营和行业相关的风险
 
灾难性天气事件或其他灾难可能会导致我们的运营中断、液化项目延迟完成、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。

2005年的卡特里娜和丽塔飓风、2008年的艾克飓风、2017年的哈维飓风、2020年的劳拉和三角洲飓风以及2021年的冬季风暴URI导致我们设施的建设或运营中断或暂停，或对我们的设施造成轻微损坏。未来的风暴和相关的风暴活动和附带影响，或其他灾难，如爆炸、火灾、洪水或事故，可能会导致Sabine Pass LNG终端、Corpus Christi LNG终端或相关基础设施的损坏或运营中断，以及液化项目、Corpus Christi Stage 3或我们其他设施的建设和开发延迟或成本增加，并增加我们的保费。美国全球变化研究计划报告说，美国的能源和交通系统预计将越来越多地受到气候变化和极端天气事件的干扰。风暴、洪水、火灾和海平面上升等极端天气事件的频率和严重性增加，可能会对我们的行动产生不利影响。

我们是否有能力完成更多列车的开发，包括Corpus Christi阶段3，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.业务和物业目前，我们正在开发Corpus Christi第3阶段项目，其中包括毗邻CCL项目的扩建项目，可容纳多达7列中型列车，预计总生产能力超过1000万吨液化天然气。液化天然气设施的商业开发需要数年时间，需要大量资本投资，这取决于充足的资金和商业利益等因素。

我们将需要大量额外资金才能开始建造Corpus Christi第3阶段，以及任何额外的扩建项目，我们可能无法以产生积极经济效果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Corpus Christi第3阶段或任何其他扩建项目的开发延迟，我们可能无法完成我们的业务计划，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。

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成本超支和延迟完成我们的扩建项目，包括Corpus Christi第3阶段，以及在获得足够的融资来支付此类成本和延迟方面的困难，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

虽然我们预计在Corpus Christi阶段3达到FID，但我们对该项目和任何潜在的未来LNG设施的投资决策取决于最初通过前端工程和设计研究制定的成本估计。然而，由于液化天然气设施的建设规模和持续时间，实际建设成本可能会大大高于我们目前的估计，这是许多因素的结果，包括但不限于范围的变化，Bechtel和我们的其他承包商根据其协议成功执行的能力，大宗商品价格(特别是镍和钢铁)的变化，劳动力成本的上升，以及可能需要额外资金来维持建设时间表或遵守现有或未来的环境或其他法规。随着施工进度的推进，我们可能会决定或被迫向我们的承包商提交可能导致更长工期、更高施工成本或两者兼而有之的变更单，包括符合现有或未来环境或其他法规的变更单。此外，我们的SPA通常规定，如果相关列车没有及时开始商业运营，客户可以终止该SPA。因此，任何重大的建设延误，无论是什么原因，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。

液化项目成本的大幅增加超过了我们估计的可能影响项目商业可行性的金额，并要求我们获得额外的资金来源来为我们的运营提供资金，直到适用的液化项目完全建成(这可能导致进一步的延误)，从而对我们的业务产生负面影响，并限制我们的增长前景。虽然从历史上看，我们没有经历过对我们的运营产生重大不利影响的成本超支或建设延误，但未来导致此类事件的因素可能是我们无法控制的，并可能对我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

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。如果新的或改装的管道连接的建设不能如期完成，或者任何管道连接因维修、设施损坏、产能不足、未能按经济条件取代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的天然气产量，我们接收天然气产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。我们天然气供应的任何重大中断都可能导致我们在长期水疗中心或其他客户安排下的收入大幅减少，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。然而，我们可能无法购买或接收足够数量的天然气实物交付来履行这些义务，这可能会使受影响的SPA客户有权终止其SPA。我们未能购买或收到足够数量的天然气实物交付，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

我们面临着重大的建筑和运营风险以及未投保的风险，其中一个或多个风险可能会给我们带来重大责任和损失。

我们LNG终端和管道的建设和运营正在并将受到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，每一种风险都可能导致启动或中断运营的重大延误和/或我们的设施或人员和财产的损害或破坏。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。

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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。重大事件的发生如果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、流动性和前景产生实质性的不利影响。

我们依赖我们的EPC合作伙伴和其他承包商成功完成液化项目和任何潜在的扩建项目，包括Corpus Christi第3阶段。

按照商定的规格及时和经济高效地完成液化项目和任何潜在的扩建项目对我们的业务战略至关重要，这高度依赖于我们的EPC合作伙伴(包括Bechtel)和他们协议下的其他承包商的表现。我们的EPC合作伙伴和我们的其他承包商根据其协议成功履行合同的能力取决于许多因素，包括他们的能力：
•设计和设计每列列车，使其按照规范运行；
•聘用和保留第三方分包商并采购设备和用品；
•应对设备故障、交货延误、进度变更和分包商无法履行合同等困难，其中一些是他们无法控制的；
•吸引、培养和留住技术人才，包括工程师；
•提交要求的施工保证金，并遵守保证金条款；
•全面管理施工过程，包括与其他承建商和监管机构协调；以及
•保持自己的财务状况，包括充足的营运资金。

虽然有些协议可能规定，如果承包商未能履行其某些义务所需的方式，则支付违约金，但触发支付违约金要求的事件可能会延误或损害液化项目或任何扩建项目的运营，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建商在建造过程的不同元素上存在分歧，这可能导致他们根据合同主张权利和补救措施，并增加液化项目和任何潜在扩建项目的成本，或导致承建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。

液化天然气运输可能存在障碍，例如全球液化天然气船舶短缺或对液化天然气航运(包括海上运输路线)的运营影响，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。

建造和交付液化天然气船需要巨额资金和较长的建造周期。此外，由于以下原因，液化天然气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我们的客户：
•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；
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•质量或工程问题；
•海上运输路线中断；以及
•天气干扰或灾难性事件，如大地震、海啸或火灾。

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，总体上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；
•天气状况，包括气候变化引起的温度波动和极端天气事件，可能会导致国际液化天然气供需平衡意外扭曲。例如，在海啸对日本核电基础设施造成广泛破坏后，2011年和之后的几年里，日本的液化天然气采购量大幅上升；
•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；
•煤炭、石油、核能、水电、风能和太阳能等替代能源的供应和价格变化，这可能会减少对天然气的需求；
•关于进出口液化天然气、天然气或替代能源的监管、税收或其他政府政策的变化，这可能会减少对进出口液化天然气和/或天然气的需求；
•天然气产区的政治条件；
•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，这可能会减少北美的液化天然气进口或出口；以及
•引起天然气需求变化的一般商业和经济状况的周期性趋势。

影响上述任何因素的不利趋势或发展可能导致液化天然气和/或天然气价格下降，这可能对我们客户的业绩产生重大不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

如果进口或出口的液化天然气不能成为美国或国际市场具有竞争力的能源，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、流动性和前景产生实质性的不利影响。

液化项目的运营取决于我们的SPA客户从美国提供液化天然气供应的能力，这主要取决于液化天然气是一种具有国际竞争力的能源。我们业务计划的成功在一定程度上取决于，在相当长的时期内，大量液化天然气能否从北美供应，并以低于替代能源成本的成本运往国际市场。通过使用改进的勘探技术，可能会发现更多的天然气来源
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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的天然气供应成本低于出口到这些市场的液化天然气。

虽然SPL已达成安排，将Sabine Pass LNG终端大约四分之三的再气化能力用于SPL项目的运营，但Sabine Pass LNG终端的运营在一定程度上取决于我们TUA客户将LNG供应进口到美国的能力，这主要取决于LNG在北美是一种有竞争力的能源。在北美，主要由于历史上天然气供应充足，以及大量非常规天然气或页岩天然气的发现，进口液化天然气尚未发展成为重要的能源来源。我们业务计划中再气化服务部分的成功在一定程度上取决于液化天然气能否在很长一段时间内大量在国际上生产并以低于生产一些国内供应的天然气或其他替代能源的成本运往北美。通过使用改进的勘探技术，北美最近已经并可能继续发现更多的天然气来源，这可能会进一步增加天然气的可用供应，并可能导致天然气的供应成本低于进口液化天然气。

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或向美国出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或再气化设施获得或将其液化天然气直接运往美国。

除了天然气，液化天然气还与其他能源竞争，包括煤炭、石油、核能、水电、风能和太阳能。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。

由于这些和其他因素，液化天然气在美国或国际上可能不是一种具有竞争力的能源。在我们的客户可进入的市场上，如果LNG不能成为当地天然气、石油和其他替代能源的有竞争力的供应替代品，可能会对我们的客户从美国或商业基础上向美国输送LNG的能力产生不利影响。向美国或从美国输送液化天然气的能力受到任何重大阻碍，或Sabine Pass LNG终端或Corpus Christi LNG终端或液化项目的能力受到重大阻碍，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；
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•增加核电及相关设施的容量和利用率；以及
•在目前无法获得这些能源的地区，用管道天然气或替代燃料取代液化天然气。

涉及我们的业务、运营控制系统或相关基础设施的网络攻击，或供应液化设施的第三方管道的攻击，可能会对我们的运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，或延误财务或合规报告。这些影响可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流和流动性产生实质性的不利影响。

管道和液化天然气行业越来越依赖业务和运营控制技术来进行日常运营。我们依靠控制系统、技术和网络来运营我们的业务，并控制和管理我们的贸易、营销、管道、液化和航运业务。近年来，针对企业的网络攻击升级，包括地缘政治紧张局势的结果，使用互联网、云服务、移动通信系统和其他公共网络，使我们的业务和与我们有业务往来的其他第三方面临潜在的网络攻击，包括向我们的液化设施供应天然气的第三方管道。例如，在2021年，殖民地管道遭受勒索软件攻击，导致其管道系统完全关闭六天。如果供应液化设施的多条第三方管道同时遭受类似的攻击，液化设施可能无法获得足够的天然气来满负荷运行，甚至根本不能。涉及我们的业务或运营控制系统或相关基础设施，或与我们有业务往来的第三方管道的网络攻击可能会对我们的运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，或延迟财务或合规报告。这些影响可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流和流动性产生实质性的不利影响。

我们可能会经历劳动力成本的增加，而技术工人的缺乏或我们无法吸引和留住合格的人才可能会对我们产生不利影响。此外，我们高级管理层或其他关键人员的变动可能会影响我们的业务结果。

我们依赖于可用的熟练员工队伍。我们与其他能源公司和其他雇主竞争，以吸引和留住具有建造和运营我们的设施和管道所需的技术技能和经验的合格人员，并为我们的客户提供最高质量的服务。我们还必须遵守《公平劳动标准法》，该法案规定了最低工资、加班和其他工作条件等事项。熟练工人的劳动力短缺、我们的工地偏远或其他普遍的通胀压力、适用法律法规的变化或劳资纠纷可能会使我们更难吸引和留住合格的人员，并可能需要我们提供更高的工资和福利待遇，从而增加我们的运营成本。我们经营成本的任何增加都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

我们依靠我们的执行官员进行各种活动。我们不为我们的任何人员维护关键人物人寿保险。虽然我们与若干行政人员订有有关薪酬及福利的安排，但除与总裁及行政总裁订立的聘用协议外，我们并无与主要人员订立任何雇佣合约或其他协议，以约束他们在任何特定任期内提供服务。这些个人中的任何一个失去服务都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。

在我们的一个或多个设施爆发传染病，例如新冠肺炎的爆发，可能会对我们的运营产生不利影响。

我们在Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端的设施是关键基础设施，并通过实施工作场所控制和降低大流行风险措施，在新冠肺炎大流行期间继续运营。虽然新冠肺炎大流行，包括达美航空和奥密克戎的变种，在此期间没有对我们正在进行的运营产生不利影响，但未来变种的风险尚不清楚。虽然我们相信我们可以继续减轻与当前形式的病毒相关的对我们关键设施的员工和运营的任何重大不利影响，但未来在我们的一个或多个设施爆发更强大的变种可能会对我们的运营产生不利影响。

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与法规有关的风险

在我们设施的设计、建造和运营、管道的开发和运营以及液化天然气出口方面，如果不能获得和保持政府和监管机构的批准和许可，可能会阻碍运营和建设，并可能对我们产生实质性的不利影响。

设计、建造和运营州际天然气管道、液化天然气终端，包括液化项目、Corpus Christi Stage 3和其他设施，以及液化天然气的进出口和天然气的采购和运输，都是受到严格监管的活动。建造和运营LNG设施和州际天然气管道以及出口LNG需要根据NGA第3节和第7节获得FERC和DOE的批准，以及其他几项政府和监管部门的批准和许可，包括根据CAA和CWA的几项批准和许可。

到目前为止，联邦能源管制委员会已根据《新能源法规》第3条发出命令，授权选址、建造和营运沙田至中环线项目的6辆列车及相关设施、中环线项目的3条列车及相关设施，以及Corpus Christi Stage 3的7辆中型列车及相关设施，以及根据《新法规》第7条发出的命令，授权建造及营运克里奥尔步道管道、Corpus Christi管道及Corpus Christi第3阶段的管道。此外，我们根据NGA第7(C)条持有证书，授予我们与我们在第三方拥有的土地上的管道状况有关的土地使用权。如果我们失去这些权利或被要求重新安置我们的管道，我们的业务可能会受到实质性的不利影响。

从FERC、美国能源部和其他联邦和州监管机构获得的授权包含我们必须遵守的持续条件。不遵守这些条件，或我们无法获得和维护现有的或新施加的批准和许可，由于我们无法控制的因素，如美国政府中断或关闭，政治反对或当地社区出于安全、环境或安保考虑而抵制LNG设施的选址，可能会阻碍我们基础设施的运营和建设。不能保证我们将获得并保持这些政府许可、批准和授权，也不能保证我们能够及时获得这些许可、批准和授权。任何障碍都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生实质性的不利影响。
 
我们的州际天然气管道及其FERC天然气费率受FERC监管。如果我们不遵守这些规定，我们可能会受到巨额处罚和罚款。

我们的州际天然气管道受到FERC根据NGA和1978年天然气政策法案(“NGPA”)的监管。FERC对州际商业中的天然气采购和运输进行监管，包括管道的建设和运营、服务的费率、条款和条件以及设施的废弃。根据NGA，我们的州际天然气管道收取的费率必须是公正和合理的，我们被禁止在管道费率或服务条款和条件方面不适当地偏袒或不合理地歧视任何人。如果我们不遵守所有适用的法规、规则、法规和命令，我们的州际管道可能会受到巨额处罚和罚款。

此外，作为天然气市场参与者，如果我们未能遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。根据EPAct，FERC根据NGA和NGPA拥有民事惩罚权，可以对目前的违规行为处以每天最高130万美元的罚款。

现有和未来的环境及类似法律和政府法规可能会导致合规成本增加或额外的运营成本或建筑成本和限制。
    
我们的业务正在并将受到适用于我们的建筑和运营活动的广泛的联邦、州和地方法律、规则和法规的约束，这些法律、规则和法规与空气质量、水质、废物管理、自然资源以及健康和安全等相关。其中许多法律和法规，如CAA、石油污染法、CWA和RCRA，以及类似的州法律和法规，限制或禁止在我们设施的建设和运营中向环境排放的物质的类型、数量和浓度，并要求我们保持许可证，并允许政府当局进入我们的设施进行检查和提交与我们的设施有关的报告
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合规性。此外，某些法律和法规授权对我们的液化天然气终端和管道的建设和运营拥有管辖权的监管机构(包括FERC和PHMSA)发布合规令，这可能会限制或限制运营或增加合规或运营成本。违反这些法律和法规可能导致巨额债务、合规命令、罚款和罚款或资本支出，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。联邦和州法律对向环境中排放某些类型或数量的危险物质施加责任，而不考虑最初行为的过错或合法性。作为我们设施的所有者和运营者，我们可能要为清理我们设施内或从我们设施排放到环境中的有害物质以及由此对自然资源造成的损害承担责任。
    
2009年，环保局颁布并最终确定了强制性温室气体报告规则，要求每年报告各种行业固定污染源的温室气体排放。2010年，美国环保局扩大了这一规定，将液化天然气终端的报告义务包括在内。此外，环保局还定义了温室气体排放门槛，如果新的和修改后的工业污染源的温室气体排放因其排放的非温室气体标准污染物而受到PSD许可要求的限制，该门槛将受到监管。虽然环保局随后采取了一些额外行动，主要涉及发电和石油天然气勘探和生产行业的温室气体排放，但这些规则在特朗普政府期间基本上被搁置或废除，包括环保局在2018年2月23日通过的修正案，以及2020年9月14日和15日对石油和天然气行业新源性能标准的额外修正案。2021年11月15日，环保局提出了新的法规，以减少原油和天然气来源类别中新来源和现有来源的甲烷排放。拟议的法规如果最终敲定，将导致对新来源提出更严格的要求，扩大涵盖的新来源的类型，并首次为原油和天然气来源类别的现有来源制定排放准则。此外，未来可能会考虑其他联邦和州倡议，以解决温室气体排放问题，例如，通过美国条约承诺、直接监管、基于市场的监管，如碳排放税或总量管制和交易计划或清洁能源标准。 这些举措可能会影响我们在终端消费的天然气的需求或成本，或者可能会增加我们运营的合规成本。 我们支持逐步减少温室气体排放的法规。
    
其他未来的法律和法规，如与我们码头进出口液化天然气的运输和安全有关的法规，或目的地国家根据《巴黎协定》规定的义务或其他国家气候变化相关政策制定的气候政策，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。修订、重新解释或额外的法律法规导致合规成本增加或额外的运营或建设成本和限制可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

管道安全和合规计划和维修可能会给我们带来巨大的成本和责任。

PHMSA要求管道运营商制定管理计划，以安全运营和维护管道，并全面评估管道沿线的某些区域，并在必要时采取额外措施，保护位于泄漏或破裂可能造成最大危害的“高度或中等后果区域”的管道段。作为运营商，我们必须：
•对管道安全和合规性进行持续评估；
•识别和描述可能影响“高后果区域”的管道段的适用威胁；
•改进数据收集、整合和分析；
•如有需要，维修及改善管道；及
•实施预防和减轻措施。

我们需要维护旨在评估管道完整性的管道完整性测试计划。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230万美元。

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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。

我们需要缴纳在我们经营和交易的司法管辖区的正常业务运营所产生的各种类型的税收。当地、国内或国际税收法律法规的任何变化，或其解释和应用，包括那些具有追溯力的法律和法规，都可能影响我们未来的纳税义务、盈利能力和现金流。

此外，最近国会提出了一些税收改革提案，提议对CQP等石油和天然气大师有限合伙企业征收公司税。如果这样的提议获得通过，将大大背离现行税法，对CQP征收实体级别的公司税，这可能会对我们从CQP获得的现金分配产生不利影响。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。

项目1B。未解决的员工意见
 
没有。

项目3.法律程序

我们未来可能会作为各种法律程序的一方参与到正常业务过程中。我们定期分析当前信息，并在必要时为最终处置这些事项可能产生的负债提供应计项目。

LDEQ物质

我们的一些子公司正在与LDEQ讨论，以解决自己报告的因Sabine Pass液化天然气终端运营和SPL项目投产而产生的偏差，以及与其标题V许可证下的某些要求有关的偏差。该事项涉及根据第五章许可证自行向LDEQ报告的偏差，涵盖时间从2012年1月1日至2016年3月25日。2016年4月11日，我们的某些子公司收到了来自LDEQ的综合合规命令和潜在处罚通知(“合规命令”)，涵盖了在此期间自行报告的偏差。我们的某些子公司继续与LDEQ合作，以解决合规命令中确定的问题。我们预计任何最终制裁都不会对我们的财务业绩产生实质性的不利影响。

PHMSA物质

2018年2月，PHMSA向SPL发布了与Sabine Pass LNG终端一个储罐轻微泄漏和第二个储罐轻微蒸汽泄漏有关的纠正行动令(“2018年SPL储罐事件”)。在我们进行分析、维修和修复期间，这两个储罐已经停止使用。2018年4月20日，SPL和PHMSA签署了一项同意协议和命令(“同意命令”)，以取代和取代CAO。2019年7月9日，PHMSA和FERC发布了一封联名信，列出了在SPL使坦克恢复服务之前所需满足的操作条件。2021年7月，PHMSA发布了一份可能违反通知(NOPV)，并提议对SPL进行民事处罚，指控其违反了与2018年SPL储罐事件相关的联邦管道安全法规，并提议对SPL处以总计2214,900美元的民事罚款。2021年9月16日，PHMSA发布了修订后的NOPV，将拟议的罚款减少到1,458,200美元。2021年10月12日，SPL对修订后的NOPV做出回应，选择不对修订后的NOPV中的涉嫌违规行为提出异议，并选择支付拟议的减轻罚款。PHMSA在一封日期为2021年11月9日的信中通知SPL，此案被认为是“结案”。SPL继续与PHMSA和FERC协调，以解决与2018年SPL油罐事件有关的事项，包括修复方法和相关分析。我们预计NOPV的同意令和相关分析、维修和补救或解决方案不会对我们的财务业绩或运营产生重大不利影响。

项目4.煤矿安全信息披露

不适用。

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第II部

项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券

市场信息、持股人与股利政策

自2003年3月24日以来，我们的普通股一直在纽约证券交易所美国交易所交易，代码为“LNG”。截至2022年2月18日，我们有2.54亿股流通股，由92名记录所有者持有。

2021年9月，Cheniere宣布首次季度股息为每股普通股0.33美元。2022年1月25日，我们宣布了每股普通股0.33美元的季度股息，将于2022年2月28日支付给截至2022年2月7日登记在册的股东。宣布股息取决于我们董事会的酌情决定权，并将取决于Cheniere的财务状况和董事会认为相关的其他因素。

发行人及关联购买人购买股权证券

下表汇总了截至2021年12月31日的三个月的股票回购：
期间购买的股份总数(%1)每股平均支付价格(2)作为公开宣布的计划的一部分而购买的股份总数根据该计划可能尚未购买的股份的大约美元价值(3)
October 1 - 31, 202122,220$98.2317,949$998,251,447
November 1 - 30, 2021603$105.34—$998,251,447
December 1 - 31, 202111,046$99.946,895$997,572,653
总计33,869$98.9224,844
(1)包括我们的股份补偿计划参与者交还给我们的已发行股份，以支付在授予股份补偿奖励时适用的预扣税款。参与者交出的关联股份将根据计划和奖励协议的条款进行回购，而不是作为公开宣布的股份回购计划的一部分。
(2)每股支付的价格是根据我们回购股票时普通股的平均交易价格计算的。
(3)2019年6月3日，我们宣布董事会批准了一项为期3年、价值10亿美元的股票回购计划。2021年9月7日，董事会批准将股票回购计划重置为10亿美元，包括截至2021年9月30日在前一次授权下剩余的任何金额，从2021年10月1日起再延长三年。有关其他信息，请参阅附注19--股东权益我们的合并财务报表附注。

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股东总回报

以下是由17家公司(“同业集团”)组成的定制同业集团，这些公司之所以被选中，是因为它们是上市公司，具有：(1)可比的全球行业分类标准，(2)相似的市值，(3)相似的企业价值和(4)相似的经营特征和资本密度。
同级组
空气产品和化学品公司(AIR Products and Chemals，Inc.)
马拉松石油公司(MPC)
贝克休斯公司(BKR)
西方石油公司(Oxy)
康菲石油(扶贫委员会)
ONEOK，Inc.(OKE)
企业产品合伙人L.P.(环保署)
菲利普斯66(PSX)
EOG Resources，Inc.(EOG)森科尔能源公司(Suncor Energy Inc.)
哈里伯顿公司(HAL)塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)
赫斯公司(Hess Corporation)瓦莱罗能源公司(VLO)
金德摩根公司(KMI)
威廉姆斯公司(The Williams Companies，Inc.)
LyondellBasell Industries N.V.(LYB)

下图比较了我们普通股、标准普尔500指数和我们的同业集团的五年总回报率。该图表是基于以下假设构建的：2016年12月31日，100美元投资于我们的普通股、标准普尔500指数和我们的同行集团，所有股息都进行了全额再投资。
公司/指数201620172018201920202021
Cheniere能源公司$100.00 $129.95 $142.87 $147.41 $144.90 $245.56 
标准普尔500指数100.00 121.82 116.47 153.13 181.29 233.28 
同级组100.00 107.02 92.33 112.72 83.18 120.28 

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357022000024/lng-20211231_g3.jpg

ITEM 6. [已保留]

32

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
 
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2020年12月31日的年度与2019年12月31日相比的2019年项目和差异驱动因素的讨论不包括在本报告的《管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析》中。截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告.

我们的讨论和分析包括以下主题：
•概述 
•重大事件综述 
•市场环境
•经营成果 
•流动性与资本资源
•关键会计估算摘要 
•最新会计准则

概述
 
我们是一家主要从事液化天然气相关业务的能源基础设施公司。我们为世界各地的综合能源公司、公用事业公司和能源贸易公司提供清洁、安全和负担得起的液化天然气。我们在路易斯安那州萨宾帕斯和得克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近运营着两个天然气液化和出口设施(分别为“萨宾帕斯液化天然气终端”和“科珀斯克里斯蒂液化天然气终端”)，共有9个运营中的天然气液化列车、萨宾帕斯液化天然气终端的再气化设施以及将我们的设施连接到多条州际和州内天然气管道(分别为SPL项目和CCL项目，统称为“液化项目”)的管道。我们还在开发Corpus Christi液化天然气终端的扩建项目。有关我们业务的进一步讨论，请参阅项目1.和2.业务和物业.

我们与客户的长期合作构成了我们业务的基础，并为我们提供了可观、稳定、长期的现金流。我们已签约液化项目总产能的约95%，包括为支持扩建毗邻CCL项目的Corpus Christi液化天然气终端而签订的合同(“Corpus Christi第3阶段”)。不包括期限不到10年的合同，我们的spa和IPM协议大约有17加权平均剩余寿命年数。我们的大多数合同是固定价格的长期水疗中心，由每MMBtu液化天然气的固定费用加上每MMBtu液化天然气的浮动费用组成，可变费用的结构通常涵盖天然气购买和运输以及生产LNG的液化燃料的成本，从而限制了我们受到美国天然气价格波动的影响。在2021年间，我们继续扩大我们的SPA产品组合，我们相信，全球对天然气和液化天然气的持续需求，如项目1.和2.商业和物业--市场因素和竞争，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2021年宣布的长期资本分配计划的基础，该计划包括加强资产负债表、资本回报和增长优先事项。

重大事件综述

自2021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

•2022年2月，CCL第三阶段修订了之前与EOG Resources，Inc.(EOG)签订的IPM协议，将天然气供应量和供应期从每天14万MMBtu增加到42万MMBtu，为期10年
33

连续15年每天MMBtu，定价继续基于普氏日本韩国标志(“JKM”)。根据经修订的IPM协议，供应的目标是在Corpus Christi阶段3的1、4和5号列车完成后开始供应。此外，先前签署的天然气供应协议(“GSA”)已延长5年，根据该协议，EOG每天向CCL第三阶段出售300,000 MMBtu，价格与Henry Hub挂钩，因此有效期为15年，预计将于经修订的IPM协议启动时开始。
•2021年9月，我们的董事会(“董事会”)批准了一项长期资本分配计划，其中包括(1)回购、偿还或注销公司每年约10亿美元的现有债务，目的是在2024年之前实现综合投资级信用指标，(2)启动2021年第三季度每股0.33美元的季度股息，以及(3)授权将股票回购计划重置为10亿美元，包括截至2021年9月30日之前授权的任何剩余金额，为期三年，自2021年10月1日起生效。
•2021年7月，CCL第三阶段与电气石石油公司的子公司电气石石油营销公司签订了一项IPM协议，以JKM为基础，每天购买140,000 MMBtu天然气，从2023年初开始，为期约15年。
•2021年7月，董事会任命了MSES。帕特里夏·K·科劳恩和洛林·米切尔莫尔担任董事会成员。科劳恩女士被任命为董事会审计委员会和薪酬委员会成员，米切尔莫尔女士被任命为董事会审计委员会和治理和提名委员会成员。
•我们的子公司与多个交易对手签订了SPA，将在2021年至2042年期间交付总计约6700万吨LNG，其中包括与Glencore plc和中化集团有限公司的子公司新奥液化天然气(新加坡)私人有限公司签订的长期SPA。

可操作的

•截至2022年2月18日，液化项目已累计生产、装载和出口超过2,000批液化天然气货物，总计约1.4亿吨。
•2022年2月4日，SPL项目第6列列车实现实质性贯通。
•2021年3月26日，CCL项目3次列车实现实质性贯通。

金融

•我们完成了以下债务交易：
◦2021年12月，我们发布了2045年到期的4.25%可转换优先债券(“2045 Cheniere可转换优先债券”)的全部未偿还本金总额6.25亿美元的赎回通知，这些债券于2022年1月5日赎回。
◦2021年12月，SPL以私募方式发行了2037年到期的高级担保票据，本金总额约为4.82亿美元(“2037年SPL私募高级担保票据”)。2037年SPL私募高级担保债券已全部摊销，加权平均年限超过10年，加权平均利率为3.07%。
◦CQP于2021年9月发行本金总额为12亿元，于2032年到期的3.25%优先债券(“2032年CQP优先债券”)。
◦2032年CQP优先债券的收益，扣除相关费用、成本及开支(“净收益”)后，部分用于赎回2026年到期的5.625厘优先债券(“2026年CQP优先债券”)的未偿还本金总额11亿美元。2032年CQP优先债券的剩余收益净额，连同2037年SPL私募高级担保债券的净收益和手头现金，用于赎回2022年到期的6.25%优先担保债券(“2022年SPL优先债券”)的未偿还本金总额10亿美元。
◦2021年10月，我们修订并重述了12.5亿美元的Cheniere循环信贷安排(“Cheniere循环信贷安排”)，以(1)将到期日延长至2026年10月，(2)降低利率和承诺费，这些费用可根据我们的信用评级进一步降低，并可根据我们的信用评级进行正负调整，最高可调整利率5个基点，最高可调整利率最高1个基点。
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(3)对现有循环信贷安排的条款和条件作出某些其他修改。
◦于2021年8月，CCH发行本金总额7.5亿美元，全数摊销于2039年到期的2.742%优先担保票据(“2.742%CCH优先担保票据”)。2.742%CCH高级担保票据的所得款项净额用于预付CCH经修订及重述的定期贷款信贷安排(“CCH信贷安排”)项下未偿还本金的一部分。
◦CQP于2021年3月发行本金总额约15亿元，于2031年到期的4.000厘优先债券(简称“2031年CQP优先债券”)。2031年CQP优先债券所得款项净额连同手头现金，用于赎回2025年到期的5.250厘优先债券。
•根据我们的资本配置计划，在截至2021年12月31日的一年中，我们综合减少了12亿美元的长期债务，将未偿债务的加权平均期限延长了一年以上，并降低了加权平均借款利率。
•2021年4月，标普全球评级(S&P)将Cheniere和CQP的评级前景从负面改为正面，并于2022年2月将Cheniere和CQP的发行人信用评级从BB上调至BB+。
•2021年2月，惠誉评级(惠誉)将SPL的高级担保票据评级前景从稳定改为正面，将CQP的长期发行人违约评级和高级无担保票据评级的前景从稳定改为正面。
•2021年7月，我们重新启动了股份回购活动，在截至2021年12月31日的年度内，我们以900万美元的价格回购了101,944股股票。
•2021年1月，在Cheniere Marketing International LLP与台湾中油集团签订的25年SPA中，开始了这一任期。

市场环境

2021年，所有天然气和液化天然气基准价格都出现了前所未有的涨幅。年初气温低于正常水平，对天然气和液化天然气库存较低的担忧，额外液化天然气供应较少，以及对欧洲和亚洲2021/2022年冬季寒冷的预测，增加了价格波动，并支持了天然气和液化天然气价格的上涨。欧洲煤炭和碳价格的上涨、一些非美国液化天然气供应项目的持续表现不佳，以及俄罗斯对欧洲管道出口的减少，加剧了这些状况，促使欧洲陷入一场基于价格的能源危机的早期阶段。

在从新冠肺炎大流行的初期阶段恢复期间，对液化天然气的高需求导致大西洋和太平洋盆地之间对供应的激烈竞争。全球液化天然气需求较2020年同期增长约5%，使整体市场额外增加1800万吨/年。中国强劲的经济复苏推动亚洲液化天然气需求较2020年同期增长8%，约为1,950万吨。这导致亚洲、欧洲和拉丁美洲之间对供应的竞争，暴露了该行业在摆脱疫情期间面临的供应限制。反过来，这推高了国际天然气和液化天然气价格，并扩大了美国与世界其他地区之间的价差。例如，荷兰所有权转让机制(“TTF”)2021年的月结算价平均为14.4美元/MMBtu，比2020年的3.0美元/MMBtu的平均价格高出约375%，2021年第四季度的TTF的月结算价平均为28.9美元/MMBtu，比2020年第四季度的4.72美元/MMBtu的平均价格高出约512%。同样，2021年JKM的平均结算价同比上涨292%，2021年平均结算价为15.0美元/MMBtu，2021年第四季度JKM的平均结算价同比增长412%，平均为27.9美元/MMBtu。这种极端的价格上涨引发了美国的强烈供应反应，美国在平衡全球液化天然气市场方面发挥了重要作用。2021年，美国出口了7000万吨液化天然气，比2020年同期增长了约49%，原因是市场继续从我们的设施和我们的竞争对手的设施中吸引供应。我们液化项目的总出口量达到3900万吨，占同期美国总出口量的55%以上。

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经营成果

以下图表汇总了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内我们液化项目的总收入和液化天然气装载量(包括运行量和投运量)：
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357022000024/lng-20211231_g4.jpghttps://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357022000024/lng-20211231_g5.jpg
下表汇总了在截至2021年12月31日的年度内从液化项目装载的运营和试运行的液化天然气货运量，这些货物已在我们的综合财务报表中确认：
截至2021年12月31日的年度
(以TBtu为单位)可操作的试运行
本期内加载的卷1,975 40 
在上一期间加载但在本期已识别的卷26 3 
减去：本期装入和期末在途的数量(49)(1)
本期确认的总成交量1,952 42 

普通股股东应占净亏损
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：百万，不包括每股数据)20212020差异(美元)
普通股股东应占净亏损$(2,343)$(85)$(2,258)
普通股股东每股净亏损--基本亏损和摊薄亏损(9.25)(0.34)(8.91)

普通股股东应占净亏损增加 于截至2021年12月31日止年度内，较2020年同期增加23亿美元，主要由于公允价值变动衍生亏损增加，以及在下述期间结算58亿美元(税前及不包括非控股权益的影响)，以及客户通知吾等不会提货的液化天然气货物确认收入9.69亿美元不再重现所致。由于在截至2021年12月31日的年度内每MMBtu交付的液化天然气数量和毛利率均较2020年同期有所增加，以及在截至2021年12月31日的年度内录得的税收优惠，这一影响被部分抵消了LNG交付利润率的增加。

几乎所有衍生品损失都与使用与国际液化天然气价格挂钩的大宗商品衍生品工具有关，主要与我们的IPM协议有关。虽然在经营上，我们利用商品衍生品来缓解一段时间内采购或销售的商品的价格波动，但由于远期国际液化天然气商品曲线在截至2021年12月31日的年度内大幅升值，我们确认了45亿美元的非现金不利公允价值变化，这些变化归因于与该等价格挂钩的头寸(税前和不包括非控股权益的影响)。

36

衍生工具除了管理商品相关营销和价格风险的风险外，还用于管理利率变化和外汇波动的风险敞口，这些工具在我们的综合财务报表中按公允价值报告。对于与我们的IPM协议相关的商品衍生工具，被经济对冲的基础交易按权责发生制会计方法入账，即收入和费用仅在基础交易交付、接收或变现时确认。由于按公允价值确认衍生工具具有确认与未来期间风险敞口有关的损益的效果，且鉴于我们某些衍生合约的成交量、长期持续期及价格基础的波动性，使用衍生工具可能会导致我们基于市场定价、交易对手信用风险及其他相关因素的变化而导致我们的经营结果持续波动，尽管经营意图是随着时间的推移减轻风险敞口。

收入
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：百万)20212020差异(美元)
液化天然气收入$15,395 $8,924 $6,471 
再气化收入269 269 — 
其他收入200 165 35 
总收入$15,864 $9,358 $6,506 

在截至2021年12月31日的年度内，总收入较2020年同期有所增长，这主要是由于每MMBtu的收入增加以及这两个时期之间的液化天然气交货量增加所致。每MMBtu液化天然气的收入较高，这是由于国际液化天然气价格上涨和Henry Hub价格上涨导致我们的综合营销职能确认的市场价格改善，以及客户在收取定期货物时除了固定费用外还收到的可变费用，而不是行使他们的合同权利不收取交货。由于我们的客户在截至2021年12月31日的一年内没有再次通知我们不接收预定的液化天然气货物，以及CCL项目第三列车的生产于2021年3月26日基本完成，这两个时期之间的液化天然气交货量增加。

在一列列车基本完工之前，从该列车销售试运货物所收到的金额与正在建设的液化天然气终端相抵销，因为这些金额是在该列车建造的测试阶段赚取或装载的。在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们实现了对液化天然气终端成本的抵消 3.19亿美元 以及1 900万美元，分别相当于42 TBTU和3 TBTU，用于出售CCL项目3号列车和SPL项目6号列车的试运行货物。

液化天然气收入还包括为液化过程采购的某些未使用的天然气的销售，以及其他收入，为3.2亿美元 在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内分别为4.66亿美元。此外，液化天然气收入包括衍生工具的损益，其中包括与通过实物交割结算的部分衍生工具相关的实现价值。我们确认了18亿美元的收入抵消 在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，分别与远期大宗商品曲线变化导致的衍生品工具收益和亏损相关的3,000万美元。

我们预计，随着SPL项目第6列于2022年2月4日基本完工，未来LNG的产量和可供销售的数量将会增加。

37

下表列出了液化天然气收入的组成部分和相应的液化天然气运送量：
截至十二月三十一日止的年度：
 20212020
液化天然气收入(单位：百万):
根据第三方长期协议出售的液化项目液化天然气(1)$11,990 $6,303 
来自我们综合营销部门根据短期协议出售的液化项目的液化天然气4,361 802 
从第三方采购液化天然气499 414 
与未按客户通知交货的货物相关的液化天然气收入(2)— 969 
衍生工具净亏损(1,776)(30)
其他收入321 466 
液化天然气总收入$15,395 $8,924 
作为液化天然气收入交付的数量(以TBtu为单位):
根据第三方长期协议出售的液化项目液化天然气(1)1,608 1,158 
来自我们综合营销部门根据短期协议出售的液化项目的液化天然气344 227 
从第三方采购液化天然气45 103 
作为液化天然气收入交付的总运量1,997 1,488 
(1)长期协议包括初始期限为12个月或更长时间的协议。
(2)液化天然气收入包括没有相应数量的收入，这是由于客户通知我们他们不会提货的液化天然气货物的收入。

营运成本及开支
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：百万)20212020差异(美元)
销售成本$13,773 $4,161 $9,612 
运维费用1,444 1,320 124 
开发费用7 6 1 
销售、一般和行政费用325 302 23 
折旧及摊销费用1,011 932 79 
减值费用和资产处置损失5 6 (1)
总运营成本和费用$16,565 $6,727 $9,838 

在截至2021年12月31日的年度内，我们的总运营成本和支出较2020年同期有所增加，这主要是由于销售成本增加所致。销售成本包括液化项目生产和交付液化天然气的直接成本，但不得用于投产过程。于截至2021年12月31日止年度，销售成本较可比2020年期间上升，主要是由于美国天然气价格上升及液化天然气交货量增加导致天然气原料价格上升，以及我们的商品衍生工具因国际远期商品曲线的不利变化而导致液化项目的天然气原料出现不利变化，如上文在普通股股东应占净亏损。销售成本亦包括与出售若干为液化过程采购的未使用天然气及部分透过实物交付结算的衍生工具有关的成本、港口及运河费用、可变运输及储存成本、出售为液化过程采购的天然气的利润净额及将天然气转换为液化天然气的其他成本。

运营和维护费用主要包括与液化项目运营和维护相关的成本。于截至2021年12月31日止年度内，营运及维护开支较2020年同期上升，主要是由于天然气运输及储存能力需求费用增加，以及第三方服务增加所致，通常是由于两段期间增加一列列车投入运作所致。运营和维护费用还包括保险、监管和其他运营成本。

由于CCL项目第三列列车于2021年3月开始运营，截至2021年12月31日的年度内，折旧和摊销费用较2020年同期有所增加。
38

我们预计，随着SPL项目的第6列列车于2022年2月4日基本完工，我们的运营成本和支出将普遍增加，尽管我们预计某些成本不会随着运营列车数量的增加而成比例增加，因为将实现成本效益。

其他费用
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：百万)20212020差异(美元)
扣除资本化利息后的利息支出$1,438 $1,525 $(87)
债务变更或清偿损失116 217 (101)
利率衍生工具损失净额1 233 (232)
其他费用，净额22 112 (90)
其他费用合计$1,577 $2,087 $(510)

于截至2021年12月31日止年度，扣除资本化利息后的利息支出较可比2020年同期减少，这是由于根据我们的资本分配计划为成本较高的债务进行再融资及偿还债务而导致利息成本下降所致，但部分抵销了因CCL项目第三列列车于2021年3月竣工而符合资本化资格的总利息成本部分。于截至2021年及2020年12月31日止年度，吾等分别产生16亿美元及18亿美元的总利息成本，其中我们分别资本化1.66亿美元及2.48亿美元，主要与液化项目建设所产生的利息成本有关。

于截至2021年12月31日止年度内，修改或清偿债务的亏损较2020年同期减少，原因是于两个期间之间的预定到期日之前偿还的债务数额较少，详情请参阅流动性与资本资源--现金融资现金流的来源和用途.

于截至二零二一年十二月三十一日止年度内，利率衍生工具亏损净额较二零二零年同期减少，主要是由于于二零二零年八月结清若干处于不利地位的未偿还衍生工具，以及期内长期远期libor曲线出现有利的移动。

在截至2021年12月31日的年度内，与2020年同期相比，其他费用净额下降，这主要是由于与我们在Midship Holdings，LLC的投资相关的非临时性减值损失减少，这些损失在两个期间之间确认。这些减值损失被我们的现金和现金等价物产生的利息收入增加部分抵消。

所得税拨备(福利)
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：百万)20212020方差
所得税和非控股利息前收益(亏损)$(2,278)$544 $(2,822)
所得税拨备(福利)$(713)$43 $(756)
实际税率31.3 %7.9 %23.4 %

截至2021年12月31日的年度，我们的有效所得税税率为31.3%，而截至2020年12月31日的年度的税收支出为7.9%。2021年记录的税收优惠高于法定所得税税率，主要是由于分配给非控股权益的收入不应向Cheniere纳税，以及部分释放了路易斯安那州净营业亏损结转的估值津贴。上一年的税收支出低于法定所得税率，主要是因为分配给非控股权益的收入不应向Cheniere纳税。请参阅中的进一步讨论附注15--所得税我们的合并财务报表附注。

由于我们的税前和应税收益以及该等收益中非控股权益所占比例的变化，我们的有效税率可能会有前瞻性的变化。

39

可归因于非控股权益的净收入
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：百万)20212020差异(美元)
可归因于非控股权益的净收入$778 $586 $192 

在截至2021年12月31日的一年中，可归因于非控股权益的净收入比截至2020年12月31日的年度有所增加，这主要是由于CQP确认的综合净收入增加，从截至2020年12月31日的年度的12亿美元增加到截至2021年12月31日的年度的16亿美元。

流动性与资本资源

以下信息描述了我们产生和获得足够数量的现金的能力，以满足我们的短期和长期需求。短期内，我们预计将使用营运现金流和可用流动资金满足我们的现金需求，包括现金和现金等价物、受限现金和现金等价物以及我们信贷安排下的可用承诺。从长远来看，我们预计将利用营运现金流和其他未来潜在的流动性来源来满足我们的现金需求，其中可能包括我们或我们子公司发行的债务和股票。下表提供了截至2021年12月31日我们可用流动性的摘要(以百万为单位)。未来流动性的物质来源将在下文中讨论。
2021年12月31日
现金及现金等价物(1)$1,404 
为下列目的指定的限制性现金和现金等价物：
SPL项目98 
CCL项目44 
我们子公司持有的现金仅限于Cheniere271 
我们信贷安排下的可用承诺额(2)：
12亿美元营运资金循环信贷和信用证偿还协议(“2020 SPL营运资金安排”)
805 
2019年执行的CQP信贷安排(“2019 CQP信贷安排”)750 
12亿美元CCH营运资金安排(“CCH营运资金安排”)589 
Cheniere循环信贷安排
1,250 
我们的信贷安排下的可用承诺额3,394 
总可用流动资金$5,211 
(1)所列金额包括我们的综合可变利息实体CQP持有的余额，如中所述附注9--非控股权益和可变权益主体我们的合并财务报表附注。截至2021年12月31日，CQP的资产(包括在我们的综合资产负债表中)包括9亿美元的现金和现金等价物。
(2)可用承诺额是指截至2021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2021年12月31日之后的流动性状况受到未来流动性来源和未来现金需求的推动。未来的流动资金来源预计将包括(1)已执行合同的现金收入，根据合同，我们有权获得未来的对价，以及(2)额外的流动性来源，我们预计将从这些来源获得现金，尽管这些现金不是由已执行的合同支撑的。预计未来的现金需求将包括：(1)已执行合同项下的现金付款，根据合同，我们有义务付款，以及(2)额外的现金需求，根据已执行合同，我们预计将付款，但根据已执行合同，我们没有义务付款。未来流动性来源和未来现金需求是基于管理层的假设以及截至2021年12月31日的当前已知市场状况和其他因素估计的。

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尽管从综合角度来看，SPL、CQP、CCH和Cheniere的流动性和现金需求的主要来源如下，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。SPL和CCH持有的大部分现金仅限于Cheniere，用于液化项目的运营和建设的预付款；
•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。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为CQP合伙协议条款规定的金额；以及
•SPL、CQP和CCH受到其某些债务协议中包含的肯定和消极契约的限制，除非满足具体要求，否则它们支付某些款项的能力，包括分配的能力。

尽管有上述限制，我们相信Cheniere Complex内部仍有足够的灵活性，使每个独立的资本结构能够满足其目前预期的现金需求。SPL、CQP和CCH的流动资金来源主要为各自实体的现金需求提供资金，任何不受限制的剩余流动资金加上Cheniere Marketing提供的流动资金，均可用于使Cheniere能够满足其现金需求。

流动性的未来来源和用途

已执行合同规定的未来流动资金来源

由于我们的许多销售合同都是长期的，根据合同，我们有权在我们的SPA和TUA项下获得未来的重大对价，但尚未确认为收入。在大多数情况下，这种未来的考虑在法律上还没有到期给我们，截至2021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2021年12月31日从已执行合同中获得的未来重要流动性来源的估计(以十亿计)：
 按期间分列的已执行合同估计收入(1)
 2022
2023 - 2026
此后总计
液化天然气收入(固定费用)(2)$5.7 $25.0 $76.4 $107.1 
液化天然气收入(可变费用)(2)(3)8.0 30.6 103.4 142.0 
再气化收入0.3 1.0 0.6 1.9 
金融衍生品(4)(0.3)— — (0.3)
总计$13.7 $56.6 $180.4 $250.7 
(1)排除未满足先例条件的合同。截至2021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2021年12月31日的估计日期。根据公认会计原则确认收入的时间可能与现金收入不一致，尽管我们不认为时间差异是实质性的。上述估计反映了管理层的假设以及截至2021年12月31日的当前已知市场状况和其他因素。估计数不能保证未来的业绩，实际结果可能会因本年度报告中所述的各种因素而大不相同。
(2)液化天然气收入不包括最初预期期限为一年或更短的合同收入。固定费用是指无论客户是否根据合同行使其不接收液化天然气货物的合同权利，都应向我们支付的费用。可变费用仅适用于已交付的液化天然气货物。
(3)液化天然气收入(可变费用)反映了客户选择接受根据合同提供的所有货物的假设。液化天然气收入(可变费用)基于截至2021年12月31日的估计远期价格和基差。我们与客户签订的SPA协议的定价结构包含了每MMBtu液化天然气的可变费用，通常相当于Henry Hub的115%，在交付时支付，从而限制了我们对未来天然气价格上涨的净敞口。我们的某些合同包含基于
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或有事件的结果和各种指数的变动。由于最终定价和收款的不确定性，我们没有计入这种可变对价，因为对价被认为是受限的。
(4)金融衍生工具包括某些液化天然气交易衍生工具，根据衍生工具的性质和意图被记录为液化天然气收入。金融衍生品的定价基于截至2021年12月31日的估计远期价格和基差。

液化天然气收入

我们已经承包了液化项目的几乎所有总产能。合同的大部分产能包括SPL和CCL与第三方签订的固定价格的长期SPA，以销售SPL项目1至6号列车和CCL项目1至3号列车的液化天然气。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，截至2021年12月31日，我们的水疗中心的加权平均剩余寿命约为17年。根据SPA，客户以船上交货(“离岸价”)方式购买液化天然气，价格包括每MMBtu液化天然气固定费用(部分受通胀年度调整)加上每MMBtu液化天然气浮动费用，通常相当于Henry Hub的115%。某些客户可选择取消或暂停LNG货物的交付，但需按照各自SPA的规定提前通知，在这种情况下，客户仍需就因取消或暂停交付而未交付的合同数量支付固定费用。我们SPA项下的浮动费用通常是为了支付购买天然气、可变运输和液化燃料的成本，以生产将在每个此类SPA下销售的液化天然气。总体而言，第三方SPA客户每年为SPL项目的列车1至5支付的固定费用部分约为29亿美元。 在Cheniere承诺向SPL提供的SPA生效后，以及在SPL项目的第6列列车首次商业交付之日，第三方SPA客户支付的固定费用部分预计将增加到至少33亿美元。总体而言，第三方SPA客户每年为CCL项目的列车1至3支付的最低固定费用部分约为18亿美元。我们的长期SPA客户由信誉良好的交易对手组成，标准普尔、穆迪公司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附注13--与客户签订合同的收入我们的合并财务报表附注。

我们通过我们的综合营销功能Cheniere Marketing来营销和销售液化项目生产的液化天然气，而其他客户并不需要这些液化天然气。Cheniere Marketing拥有一系列长期、中期和短期SPA，将商业LNG货物运送到世界各地。这些数量预计将主要来自液化项目生产的液化天然气，但根据需要从世界各地采购的数量为辅。

截至2021年12月31日，Cheniere Marketing已出售或有权出售约7974 TBtu的液化天然气，将于2022年至2045年期间交付给第三方客户，其中包括来自长期已执行合同的7,791 TBtu，这些合同包括在上表已执行合同项下的未来流动性来源中。货物已按FOB价格出售(在Sabine Pass LNG码头或Corpus Christi LNG码头(视情况而定)交付给客户)或在码头交货(“DAT”)(在客户指定的LNG接收终端交付给客户)。

再气化收入

SPLNG已经签订了两个长期的第三方TUA，根据这些TUA，SPLNG的客户必须支付固定的月费，无论他们是否使用他们在Sabine Pass LNG终端预留的大约2Bcf/d的再气化能力。道达尔和雪佛龙美国公司(“雪佛龙”)都有义务在2009年开始的20年内，每年向SPLNG支付总计约1.25亿美元的月度产能付款。除某些例外情况外，Total S.A.为道达尔在TUA下的债务提供了高达25亿美元的担保，雪佛龙公司(Chevron Corporation)在其TUA下为雪佛龙的义务提供了高达雪佛龙应支付费用的80%的担保。

SPLNG还与SPL达成了一项TUA协议，以保留Sabine Pass LNG终端的剩余产能。在通货膨胀调整之前，SPL有义务每月向SPLNG支付总计约2.5亿美元的运力付款，至少持续到2036年5月。SPL与道达尔签订了部分TUA转让协议，根据该协议，SPL获得了道达尔与SPLNG于2019年开始的TUA项下提供的几乎所有产能和其他服务。尽管道达尔和SPL之间有任何安排，道达尔需要支付给SPLNG的款项将继续由道达尔根据其TUA支付给SPLNG。SPL根据本部分TUA转让协议向道达尔支付的款项包括在未来运营和现金需求中的其他采购义务中
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已执行合同项下的资本支出如下表所示。关于SPLNG在TUA协议下的收入和部分TUA分配的全面讨论可在附注13--与客户签订合同的收入我们的合并财务报表附注。

金融衍生品

Cheniere Marketing已经签订了金融衍生品，以最大限度地减少与Cheniere Marketing的液化天然气协议相关的未来现金流变异性。有关金融衍生品的全面讨论可在附注7-衍生工具我们的合并财务报表附注。

未来更多的流动性来源

信贷安排下的可用承担额

截至2021年12月31日，我们的信贷安排下有34亿美元的可用承诺，这取决于适用的契约的遵守情况，以潜在地满足流动性需求。我们的信贷安排在2023年至2026年期间到期。

无合同液化供应

我们预计，截至2021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

基于我们在项目商业化方面的进展和强劲的全球液化天然气市场，我们预计将于2022年在Corpus Christi阶段3达到FID。科珀斯克里斯蒂第三阶段是一个准备就绪的棕地项目，液化能力约为1000万吨/年。除了Corpus Christi第3阶段以外，我们在Corpus Christi和Sabine Pass液化天然气终端的重要土地位置为进一步扩大战略优势位置的液化产能提供了潜在的开发和投资机会，这些位置靠近管道基础设施和资源。

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2021年12月31日已执行合同项下的业务和资本支出所需现金的估计数(单位：十亿)：
 按期间分列的已执行合同的估计应付款项(1)
 2022
2023 - 2026
此后总计
购买义务(2)：
天然气供应协议(三)$8.4 $15.3 $12.5 $36.2 
天然气运输和储存服务协议(四)0.4 1.6 4.0 6.0 
资本支出(5)0.2 — — 0.2 
其他购买义务(6)0.4 0.6 0.6 1.6 
租约(7)0.8 2.0 0.9 3.7 
总计$10.2 $19.5 $18.0 $47.7 
(1)排除未满足先例条件的合同。截至2021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2021年12月31日的估计日期。上述估计反映了管理层的假设以及截至2021年12月31日的当前已知市场状况和其他因素。估计数不能保证未来的业绩，实际结果可能会因本年度报告中所述的各种因素而大不相同。
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(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。随着项目里程碑和其他条件的实现，我们的义务预计将相应增加。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。
(3)天然气供应协议的定价基于截至2021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。不包括根据修订的IPM协议和在2021年12月31日之后与EOG签署的GSA分别增加的约1,790 TB和548 TB，其中一部分取决于某些资产基础设施的启用日期，基本上所有都将在2026年后交付。看见重大事件综述以供进一步讨论。
(4)包括根据天然气运输和储存服务协议对相关方的4亿美元购买义务。
(5)资本支出主要包括我们与贝克特尔石油、天然气和化学品公司(“贝克特尔”)签订的EPC合同产生的成本，用于SPL项目6号列车的工程、采购和建造，该项目已于2022年2月4日基本完工，以及目前正在建设的第三个海上泊位。
(6)其他购买义务包括根据SPL与道达尔的部分TUA转让协议支付的款项，如中所述附注13--与客户签订合同的收入我们的合并财务报表附注。
(7)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2021年12月31日签署，但将在未来开始。我们的某些租约还包含可变付款，如通货膨胀，除非合同条款要求支付不可避免的固定金额，否则不包括在上文中。在续订期权期间可由吾等自行决定行使的付款，只包括在相信该期权合理地肯定会行使的范围内。

天然气供应、运输和储存服务协议

我们已经通过长期天然气供应和IPM协议获得了Corpus Christi和Sabine Pass LNG终端的天然气原料。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，假设从天然气原料生产的液化天然气随后以接近购买天然气原料的全球液化天然气市场价格出售。

截至2021年12月31日，我们已获得约86%的天然气供应，以支持2022年液化项目的总预测产能。2022年后，天然气供应占预测产能的百分比有所下降。天然气供应一般以指数化定价为基础，所有权转让在收到商品后发生。中进一步描述的内容液化天然气收入如上所述，我们与客户签订的SPA协议的定价结构包含了每MMBtu液化天然气的可变费用，通常相当于Henry Hub的115%，在交付时支付，从而限制了我们对未来天然气价格上涨的净敞口。包括截至2021年12月31日未满足条件的合同金额和CCL第三阶段执行的合同金额，我们通过剩余期限长达15年的协议获得了高达10,872 TB的天然气原料。有关我们的天然气供应和IPM协议的讨论可在附注7-衍生工具我们的合并财务报表附注。

为了确保我们能够将天然气原料运输到Corpus Christi和Sabine Pass LNG终端，我们已经签署了运输先例和其他协议，以确保管道公司稳定的管道运输能力。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了液化项目的工程、采购和施工(“EPC”)的总包合同。历史合同是与Bechtel签订的，Bechtel对完成的所有工作收取一次性费用，除非发生某些特定事件，否则通常会承担项目成本、进度和性能风险。
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在这种情况下，Bechtel导致我们输入变更单，或者我们与Bechtel同意变更单。上表所列未来资本支出主要包括根据Bechtel EPC合同为SPL项目第6列列车发生的费用。2022年2月4日基本完工的6号列车和目前在建的第三个海上泊位的EPC合同总合同价格约为25亿美元。我们预计，由于Corpus Christi第3阶段的预期最终投资决定(FID)，我们未来用于资本支出的现金需求将会增加。见受财务约束的增长部分，以供进一步讨论。

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，期限长达10年，以确保按DAT出售的货物的交付。我们还签订了使用拖轮、写字楼、设施和土地的租约。关于我们租赁义务的讨论可以在附注12-租契我们的合并财务报表附注。

运营和资本支出的额外未来现金需求

企业活动

我们需要保持公司、一般和行政职能，以服务于我们的商业活动。在截至2021年12月31日的年度内，销售、一般和行政费用为3亿美元，其中一部分与办公空间租赁有关，这已列入上文已执行合同项下的业务所需现金和资本支出表。截至2022年1月31日，我们的全职员工人数为1,550人。

受财务约束的增长

我们预计在2022年达到科珀斯克里斯蒂第三阶段的FID，这将导致额外的现金需求，以资助科珀斯克里斯蒂第三阶段的建设和运营，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，我们预计将获得融资，以满足Corpus Christi Stage 3最初需要的现金需求，以支持该项目的商业化。

除了Corpus Christi第3阶段以外，我们在Corpus Christi和Sabine Pass液化天然气终端的重要土地位置为进一步扩大战略优势位置的液化产能提供了潜在的开发和投资机会，这些位置靠近管道基础设施和资源。我们预计，Corpus Christi或Sabine Pass液化天然气终端未来的任何潜在扩张都将增加现金需求，以支持扩大的运营，尽管扩建可能旨在利用共享基础设施来降低任何潜在扩张的增量成本。

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2021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)
 2022
2023 - 2026
此后总计
债务(2)$0.9 $11.5 $17.9 $30.3 
利息支付(2)1.4 4.3 2.6 8.3 
总计$2.3 $15.8 $20.5 $38.6 
(1)上述估计反映了管理层的假设以及截至2021年12月31日的当前已知市场状况和其他因素。估计数不能保证未来的业绩，实际结果可能会因本年度报告中所述的各种因素而大不相同。
(2)债务和利息支付基于2021年12月31日生效的总债务余额、预定合同到期日和固定或估计的远期利率，不包括2045年Cheniere可转换优先票据的债务和利息支付，这些债务和利息是基于2022年1月5日支付的赎回款项。2021年12月，我们发布了2045年Cheniere可转换优先债券的全部未偿还本金总额为6亿美元的赎回通知。5亿美元的赎回付款包括在2022年的债务付款中，以保持一致性
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当票据结算时，我们的合并现金流量表中的预期现金流量列报。除了2045 Cheniere可转换优先票据的债务和利息支付外，债务和利息支付不包括我们预计在合同到期之前进行的回购、偿还和退休。请参阅中的进一步讨论附注11--债务我们的合并财务报表附注。

债务

截至2021年12月31日，我们的债务包括总未偿还本金余额为278亿美元的优先票据、总未偿还本金余额为20亿美元的信贷安排以及未偿还本金余额为6.25亿美元的可转换票据。截至2021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2021年12月31日，我们的优先票据的加权平均合同利率为4.84%，我们的信贷安排的未偿还余额加权平均利率为1.85%至3.50%，我们的可转换票据的实际利率为9.4%。我们信贷安排下的借款与伦敦银行同业拆借利率挂钩，预计到2023年将逐步取消。目前尚不清楚伦敦银行间同业拆借利率是否会在该日期之后使用，或者是否会被特定的利率所取代。我们在2021年修改了某些信贷安排，以建立伦敦银行间同业拆借利率的软指数替代率。我们打算继续与我们的贷款人和交易对手合作，寻求修改我们目前与伦敦银行间同业拆借利率挂钩的债务和利率互换协议。根据我们的信贷安排，未提取的承诺费从0.20%到0.50%不等。根据我们的信用证出具的信用证将收取1.25%至1.625%不等的费用。截至2021年12月31日，我们的信贷安排下已签发的信用证总额为7.56亿美元。

融资的额外未来现金需求

CQP分布

根据其合伙协议，CQP必须在季度末向单位持有人分配所有可用现金，减去其普通合伙人建立的任何准备金的金额。我们以2.399亿股普通股的形式持有CQP 48.6%的有限合伙人权益，其余非控股有限合伙人权益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有。在截至2021年12月31日的年度内，CQP向其非控股权益支付了6.49亿美元的分派。

配资计划

Cheniere红利

2021年9月，Cheniere宣布首次季度股息为每股普通股0.33美元。截至2021年12月31日，我们有2.536亿股普通股流通股。2022年1月25日，我们宣布了每股普通股0.33美元的季度股息，将于2022年2月28日支付给截至2022年2月7日登记在册的股东。

股份回购计划

2019年，我们的董事会批准了一项为期三年、价值10亿美元的股票回购计划。2021年，我们的董事会批准重置股票回购计划，将可用余额重置为10亿美元，包括截至2021年9月30日的前一次授权下的任何余额，从2021年10月1日起再延长三年。截至2021年12月31日，根据股票回购计划，我们有高达9.98亿美元的可用资金。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2021年12月31日的年度内，我们以每股加权平均价87.32美元，以900万美元的价格回购了总计10万股普通股。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.

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债务回购、偿还和赎回

我们预计到2024年，每年将回购、偿还或赎回约10亿美元的现有债务，目的是在2020年代初至中期达到投资级综合信用指标。展望未来，我们预计将优先偿还有担保的可赎回或到期的项目债务，以加强项目信用指标，并减少公司层面信用状况的从属关系。

受财务约束的增长

我们预计在2022年达到Corpus Christi第三阶段的FID，这将增加Corpus Christi第三阶段建设的资金需求。如果Corpus Christi和Sabine Pass液化天然气终端的液化能力扩展到液化项目和Corpus Christi第三阶段之外，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

下表汇总了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度我们的现金、现金等价物、限制性现金和现金等价物的来源和用途(以百万计)。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：
20212020
经营活动提供的净现金$2,469 $1,265 
用于投资活动的现金净额(912)(1,947)
用于融资活动的现金净额(1,817)(235)
现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净减少$(260)$(917)

营运现金流

在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们的运营现金净流入分别为24.69亿美元和12.65亿美元。与2020年相比，2021年营运现金流入增加12.04亿美元，主要是由于单位MMBtu收入增加和LNG交货量增加导致销售LNG货物的现金收入增加，以及由于LNG和天然气市场在截至2021年12月31日的年度内大幅波动，来自LNG的贡献高于正常水平，以及天然气组合优化活动。部分抵消了这些运营现金流入的是，由于天然气原料成本上升和支付可转换票据的实物支付利息，运营现金流出增加。

投资现金流

我们在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。2021年与2020年相比减少了10.35亿美元，这主要是由于CCL项目的第三列列车于2021年3月完工，该项目在整个2020年都在建设中。这些成本被资本化为在建工程，直到基本完工。此外，我们购买了邻近CCL项目的土地，用于未来的潜在扩张用途，并从出售非核心土地所有权的出售固定资产中获得收益。

融资现金流

于截至2021年12月31日止年度内，我们的债务发行总额为59.11亿美元，其中包括39.32亿美元的优先票据本金总额及19.79亿美元的信贷安排借款总额。该等发行及借款所得款项连同手头现金用于赎回或偿还合共68.1亿美元的债务，包括36亿美元的优先票据本金总额、2021年到期的4.875%可转换无抵押票据(“2021年Cheniere可转换票据”)中的2.95亿美元及我们信贷安排项下的未偿还借款总额29.15亿美元。
于截至二零二零年十二月三十一日止年度内，我们已发行的债务总额为78.23亿美元，其中包括47.64亿美元的优先票据本金总额及30.59亿美元的贷款总额。
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设施。该等发行及借款所得款项连同手头现金用于赎回或偿还合共69亿4千万美元的债务，其中包括2021年到期的SPL 5.625优先抵押票据(“2021年SPL优先票据”)本金总额20亿美元、15.13亿美元的可转换票据及34.27亿美元的信贷安排下的未偿还借款总额。此外，在截至2020年12月31日的年度内，我们签订了2020 SPL营运资金安排，以取代以前的营运资本安排。

债务发行和相关融资成本

下表显示了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的债务发行量，包括季度内借款(单位：百万)：
截至十二月三十一日止的年度：
20212020
SPL：
2030年到期的4.500%高级担保票据$— $1,995 
2037 SPL私募高级担保债券
482 — 
CQP：
2031年CQP高级债券
1,500 — 
2032年CQP高级票据
1,200 — 
CCH：
3.72%加权平均利率2039年到期的高级担保票据
750 769 
CCH营运资金安排400 281 
Cheniere：
2028年到期的4.625%高级担保票据— 2,000 
Cheniere循环信贷安排1,359 455 
Cheniere定期贷款安排(“Cheniere定期贷款安排”)220 2,323 
总发行量$5,911 $7,823 

截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度，我们产生债务发行成本及其他融资成本5,300万美元 和 1.25亿美元，分别与上述债务发行和各自期间信贷安排的关闭有关。

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债务偿还和偿还以及相关的修改或清偿费用

下表显示了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内债务的赎回和偿还情况，包括季度内偿还情况(单位：百万)：
截至十二月三十一日止的年度：
20212020
SPL：
2021年SPL高级债券
$— $(2,000)
2022年SPL高级债券(1,000)— 
CQP：
2025年CQP高级票据
(1,500)— 
2026年CQP高级票据
(1,100)— 
CCH：
CCH信贷安排
(898)(141)
CCH营运资金安排(290)(656)
Cheniere：
11%可转换高级担保票据，2025年到期— (1,000)
2021年Cheniere可转换票据
(295)(513)
Cheniere循环信贷安排(1,359)(455)
Cheniere定期贷款安排(368)(2,175)
全部赎回和偿还$(6,810)$(6,940)

于截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度内，我们产生的债务修改或清偿成本为8200万美元，以及 分别与这些赎回和偿还相关的1.72亿美元，主要用于支付提前赎回费用和注销未摊销发行成本。

非控制性利益分配

除上述债务交易外，CQP于截至2021年12月31日、2020年及2019年12月31日止年度向非控股权益支付分派，因为我们拥有CQP 48.6%的有限合伙人权益，其余非控股权益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.及公众持有。在截至2021年12月31日的年度内，CQP向其非控股权益支付了6.49亿美元的分派。在截至2021年12月31日和2020年12月31日的几年中，我们还支付了900万美元 和1.55亿美元，根据我们的股份回购计划，分别回购约10万股和290万股普通股。

关键会计估算摘要

按照公认会计准则编制合并财务报表要求管理层作出某些估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表和附注中报告的金额。管理层定期评估其估计及相关假设，包括与衍生工具估值有关的估计及假设。事实和情况的变化或补充信息可能会导致修订估计数，实际结果可能与这些估计数不同。管理层认为以下是涉及重大判断的最关键的会计估计。

衍生工具的公允价值

除满足特定例外情况的衍生工具外，所有衍生工具均按公允价值入账。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。如果无法获得市场报价来估计公允价值，管理层对公允价值的最佳估计是基于具有类似特征的衍生品的报价市场价格或通过行业标准估值方法确定的。该等评估可能涉及重大判断，而结果基于预期的未来事件或情况，特别是对于使用市场上无法观察到的投入的估值，如下所述。
49

我们的衍生工具包括利率互换、在场外市场交易的金融商品衍生合约、实物商品合约及外币兑换合约。我们使用可观察到的输入来评估我们的利率互换，包括利率曲线、风险调整后的贴现率、信用利差和其他相关数据。我们的金融商品衍生合约的估值是使用可见商品价格曲线和其他相关数据来确定的。我们使用可观察到的外汇汇率和其他相关数据来估计我们的外汇衍生工具的公允价值。

我们的实物商品衍生合约的估值，主要包括我们液化天然气设施营运的天然气供应合约，通常是通过使用内部模型来制定的，这些内部模型包含了重大的可观测和不可观测的投入。在无法获得可观测数据的情况下，将考虑市场参与者在评估资产或负债时将使用的假设。这包括对市场风险的假设，例如不可观察期间的能源单位未来价格、流动性和波动性，以及产生公允价值的相关事件，包括但不限于，随着基础设施的发展，从市场参与者的角度评估各自的市场是否存在。

某些实物商品衍生品的估值需要使用重大的不可观察的投入和判断，以估计因不可观察期或流动性有限而产生的相关远期商品曲线。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。以下提供的是通过使用内部模型进行估值的工具的未实现估值收益(亏损)的变化，该内部模型纳入了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的重大不可观察投入(以百万计)。所显示的变化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：
20212020
与期末仍持有的票据有关的未实现收益(亏损)的变化$(4,305)$156 

在截至2021年12月31日的年度内持有的工具的未实现估值亏损43亿美元，主要是由于我们的IPM协议在2020年12月31日至2021年12月31日期间的远期国际LNG商品曲线较上一可比期间大幅升值。

我们衍生工具的最终公允价值是不确定的，我们相信估计公允价值在不久的将来可能会发生重大变化，特别是考虑到本年度的波动水平，这与大宗商品价格有关。看见第7A项。关于市场风险的定量和定性披露以进一步分析我们衍生工具的公允价值对标的价格假设变化的敏感性。

最新会计准则

有关最近发布的会计准则的摘要，请参阅附注2--主要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
 
营销与交易商品价格风险

我们已就SPL项目、CCL项目以及Corpus Christi阶段3(“液化供应衍生产品”)未来的潜在开发签订了包括天然气供应合同在内的商品衍生产品。我们还签订了实物和金融衍生品，以对冲大宗商品市场的风险敞口，在大宗商品市场，我们签订了买卖实物液化天然气的合同安排(统称为“液化天然气交易衍生品”)。为了测试液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值对基础商品价格变化的敏感性，管理层分别模拟了每个交割地点天然气商品价格变化10%和液化天然气商品价格变化10%，如下所示(以百万为单位)：
2021年12月31日2020年12月31日
公允价值公允价值变动公允价值公允价值变动
液化供应衍生产品$(4,038)$903 $240 $204 
液化天然气交易衍生品(400)38 (134)44 
50

看见附注7-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅我们的综合财务报表附注。

利率风险

当我们产生与项目融资相关的债务时，我们主要面临利率风险。利率风险在一定程度上是通过用不同期限的固定利率债务取代未偿还的浮动利率债务来管理的。CCH已订立利率掉期合约，以对冲CCH信贷安排(“CCH利率衍生工具”)项下部分浮动利率付款的波动性风险。为了测试CCH利率衍生工具的公允价值对利率变动的敏感度，管理层模拟了CCH利率衍生工具剩余条款的远期一个月LIBOR曲线10%的变化如下(以百万为单位)：
2021年12月31日2020年12月31日
公允价值公允价值变动公允价值公允价值变动
CCH利率衍生品$(40)$— $(140)$1 

看见附注7-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅我们的综合财务报表附注。

外币兑换风险

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

看见附注7-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅我们的综合财务报表附注。

51

项目8.财务报表和补充数据

合并财务报表索引

Cheniere能源公司及附属公司

Cheniere Energy，Inc.管理层向股东提交的报告
53
独立注册会计师事务所报告
54
合并业务报表
57
合并资产负债表
58
合并股东权益报表(亏损)
59
合并现金流量表
60
合并财务报表附注
61
注1--业务的组织和性质
61
附注2--主要会计政策摘要
61
附注3--受限现金和现金等价物
69
附注4-扣除当期预期信贷损失后的应收账款和其他应收款
69
注5--库存
69
附注6--财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额
70
附注7-衍生工具
71
附注8--其他非流动资产，净额
76
附注9--非控股权益和可变权益实体
77
附注10--应计负债
78
附注11--债务
79
附注12-租契
84
附注13--与客户签订合同的收入
85
附注14--关联方交易
88
附注15--所得税
89
附注16--基于股份的薪酬
92
附注17-雇员福利计划
94
附注18--普通股股东每股净收益(亏损)
95
附注19--股东权益
96
附注20--承付款和或有事项
96
注21-客户集中度
97
附注22-补充现金流量资料
98

52

管理层给Cheniere Energy，Inc.股东的报告。
 
管理层关于财务报告内部控制的报告
 
作为管理层，我们有责任为Cheniere Energy，Inc.及其子公司(“Cheniere”)建立和维护充分的财务报告内部控制。为了评估财务报告内部控制的有效性，按照2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第404条的要求，我们进行了一项评估，包括使用内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布。Cheniere的财务报告内部控制制度旨在根据美利坚合众国普遍接受的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述，即使被确定为有效的，也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。
 
根据我们的评估，我们得出结论，Cheniere截至2021年12月31日保持了对财务报告的有效内部控制，其标准是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。

Cheniere的独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所发布了一份关于Cheniere截至2021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：/杰克·A·福斯科 发信人：/s/扎克·戴维斯
杰克·A·福斯科扎克·戴维斯
 总裁与首席执行官
(首席行政主任)		  常务副总裁兼首席财务官
(首席财务官)

53

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2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表，截至2021年12月31日的三年期间各年度的相关综合经营报表、股东权益(亏损)和现金流量，以及相关附注和财务报表附表I至II(统称为合并财务报表)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及截至2021年12月31日的三年期间每年的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据下列标准审计了公司截至2021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2022年2月23日的报告对公司财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见。
意见基础
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
第三级实物液化供应衍生产品的公允价值
如综合财务报表附注2及附注7所述，截至2021年12月31日，本公司录得3级实物液化供应衍生工具的公允价值为4,036,000,000美元。实物液化供应衍生品包括液化天然气设施运营的天然气供应合同。3级实物液化供应衍生品的公允价值是使用内部模型制定的，该内部模型纳入了重大的不可观察的输入。
我们将评估3级实物液化供应衍生品的公允价值确定为一项重要的审计事项。具体地说，用于估计公允价值的某些假设存在主观性，包括对不可观测时期和流动性的能源单位未来价格的假设。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了与3级物理液化评估相关的某些内部控制的运行效果。

54

提供衍生品。这包括与重大不可观察投入的假设和公允价值模型有关的控制。对于精选的3级液化供应衍生品，我们聘请了具有专业技能和知识的评估专业人员，他们协助：
•通过与市场数据的比较，包括报价或公布的远期价格，评估可观察时期内能源单位的未来价格
•编制独立的公允价值估计，并将独立编制的估计与公司的公允价值估计进行比较。
此外，我们通过与市场或第三方数据(包括对第三方报价运输价格的调整)的比较，评估了公司对不可观测时期和流动性的未来能源单位价格的假设。



/s/毕马威律师事务所
毕马威会计师事务所
 



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
2022年2月23日

55

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
我们根据以下标准对Cheniere Energy，Inc.及其子公司(本公司)截至2021年12月31日的财务报告内部控制进行了审计内部控制--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2021年12月31日，本公司在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，审计了公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的综合资产负债表，截至2021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，以及相关的附注和财务报表附表一至表二 (统称为合并财务报表)，我们于2022年2月23日的报告对该等合并财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/毕马威律师事务所
毕马威会计师事务所
 
休斯敦，得克萨斯州
2022年2月23日

56

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：
202120202019
收入
液化天然气收入$15,395 $8,924 $9,246 
再气化收入269 269 266 
其他收入200 165 218 
总收入15,864 9,358 9,730 
营运成本及开支
销售成本(不包括下面单独列出的项目)13,773 4,161 5,079 
运维费用1,444 1,320 1,154 
开发费用7 6 9 
销售、一般和行政费用325 302 310 
折旧及摊销费用1,011 932 794 
减值费用和资产处置损失5 6 23 
总运营成本和费用16,565 6,727 7,369 
营业收入(亏损)(701)2,631 2,361 
其他费用
扣除资本化利息后的利息支出(1,438)(1,525)(1,432)
债务变更或清偿损失(116)(217)(55)
利率衍生工具损失净额(1)(233)(134)
其他费用，净额(22)(112)(25)
其他费用合计(1,577)(2,087)(1,646)
所得税和非控股利息前收益(亏损)(2,278)544 715 
减去：所得税拨备(福利)(713)43 (517)
净收益(亏损)(1,565)501 1,232 
减去：可归因于非控股权益的净收入778 586 584 
普通股股东应占净收益(亏损)$(2,343)$(85)$648 
普通股股东每股净收益(亏损)--基本$(9.25)$(0.34)$2.53 
普通股股东每股净收益(亏损)-摊薄$(9.25)$(0.34)$2.51 
已发行普通股加权平均数-基本253.4 252.4 256.2 
已发行普通股加权平均数--摊薄253.4 252.4 258.1 


附注是这些合并财务报表的组成部分。

57

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，
20212020
资产 
流动资产  
现金和现金等价物$1,404 $1,628 
受限现金和现金等价物413 449 
应收账款和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额1,506 647 
库存706 292 
流动衍生资产55 32 
保证金存款765 25 
其他流动资产207 96 
流动资产总额5,056 3,169 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额30,288 30,421 
经营性租赁资产2,102 759 
衍生资产69 376 
商誉77 77 
递延税项资产1,204 489 
其他非流动资产，净额462 406 
总资产$39,258 $35,697 
负债和股东权益
流动负债  
应付帐款$155 $35 
应计负债2,299 1,175 
扣除贴现和债务发行成本后的经常债务366 372 
递延收入155 138 
流动经营租赁负债535 161 
流动衍生负债1,089 313 
其他流动负债94 2 
流动负债总额4,693 2,196 
长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本29,449 30,471 
经营租赁负债1,541 597 
融资租赁负债57 57 
衍生负债3,501 151 
其他非流动负债50 7 
承付款和或有事项(见附注20)
股东权益  
优先股，$0.0001面值，5.0授权的百万股，无已发布
— — 
普通股，$0.003面值，480.0授权股数为百万股；275.2百万股和273.1分别于2021年12月31日和2020年12月31日发行的百万股
1 1 
库存股：21.6百万股和20.82021年12月31日和2020年12月31日分别为百万股，按成本计算
(928)(872)
追加实收资本4,377 4,273 
累计赤字(6,021)(3,593)
股东总亏损额(2,571)(191)
非控制性权益2,538 2,409 
总股本(赤字)(33)2,218 
总负债和股东权益(赤字)$39,258 $35,697 
(1)列报的金额包括我们的综合可变利息实体(“VIE”)CQP持有的余额，详见附注9--非控股权益和可变权益主体。截至2021年12月31日，CQP的总资产和负债包括在我们的综合资产负债表中，为19.010亿美元18.6分别为10亿美元，其中包括0.9十亿美元的现金和现金等价物，以及0.110亿美元的受限现金和现金等价物。

附注是这些合并财务报表的组成部分。

58

Cheniere能源公司及附属公司
合并股东权益报表(亏损)
(单位：百万)

股东权益总额
 普通股库存股额外实收资本累计赤字非控制性权益总计
权益
 股票面值金额股票金额
2018年12月31日的余额257.0 $1 12.8 $(406)$4,035 $(4,156)$2,455 $1,929 
有限制股份单位的归属0.9 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 131 — — 131 
与基于股份的薪酬有关的员工扣留股份，按成本计算(0.3)— 0.3 (19)— — — (19)
按成本价回购股份(4.0)— 4.0 (249)— — — (249)
可归因于非控股权益的净收入— — — — — — 584 584 
重新收购可转换票据的股权部分，税后净额— — — — 1 — — 1 
对非控股权益的分配和分红— — — — — — (590)(590)
净收入— — — — — 648 — 648 
2019年12月31日的余额253.6 1 17.1 (674)4,167 (3,508)2,449 2,435 
限制性股票单位和绩效股票单位的归属2.4 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 114 — — 114 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算(0.8)— 0.8 (43)— — — (43)
按成本价回购股份(2.9)— 2.9 (155)— — — (155)
非控股权益应占净亏损— — — — — — 586 586 
重新收购可转换票据的权益部分，税后净额— — — — (8)— — (8)
对非控股权益的分配和分红— — — — — — (626)(626)
净亏损— — — — — (85)— (85)
2020年12月31日余额252.3 1 20.8 (872)4,273 (3,593)2,409 2,218 
限制性股票单位和绩效股票单位的归属2.1 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 105 — — 105 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算(0.7)— 0.7 (47)(1)— — (48)
按成本价回购股份(0.1)— 0.1 (9)— — — (9)
可归因于非控股权益的净收入— — — — — — 778 778 
对非控股权益的分配— — — — — — (649)(649)
宣布的股息($0.33每股普通股)
— — — — — (85)— (85)
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)
    
附注是这些合并财务报表的组成部分。

59

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：
202120202019
经营活动的现金流
净收益(亏损)$(1,565)$501 $1,232 
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
折旧及摊销费用1,011 932 794 
基于股份的薪酬费用140 110 131 
非现金利息支出19 51 143 
债务发行成本、溢价和贴现摊销72 114 103 
使用权资产减持393 291 350 
债务变更或清偿损失116 217 55 
衍生品总亏损(收益)净额5,989 211 (400)
衍生工具结算所提供(用于)的现金净额(1,579)74 138 
减值费用和资产处置损失5 6 23 
减值费用和权益法投资损失24 126 88 
递延税金(715)40 (521)
偿还与回购可换股票据有关的实收利息(190)(911)— 
其他4 2 — 
经营性资产和负债变动情况：
应收账款和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额(799)(154)1 
库存(409)21 11 
保证金存款(741)(13)6 
其他流动资产(101)(14)(24)
应付账款和应计负债1,144 54 52 
递延收入55 (23)22 
经营租赁负债(418)(277)(366)
其他，净额14 (93)(5)
经营活动提供的净现金2,469 1,265 1,833 
投资活动产生的现金流
财产、厂房和设备(966)(1,839)(3,056)
出售固定资产所得68 — — 
权益法投资— (100)(105)
其他(14)(8)(2)
用于投资活动的现金净额(912)(1,947)(3,163)
融资活动产生的现金流
发行债券所得款项5,911 7,823 6,434 
债务的赎回和偿还(6,810)(6,940)(4,346)
债务发行和其他融资成本(53)(125)(51)
债务修改或清偿费用(82)(172)(15)
对非控股权益的分配(649)(626)(590)
与股票薪酬的预扣税款有关的付款(48)(43)(19)
普通股回购(9)(155)(249)
向股东派发现金股利(85)— — 
其他8 3 4 
融资活动提供(用于)的现金净额(1,817)(235)1,168 
现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净减少(260)(917)(162)
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期初2,077 2,994 3,156 
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期末$1,817 $2,077 $2,994 
每个合并资产负债表的余额：
十二月三十一日，
20212020
现金和现金等价物$1,404 $1,628 
受限现金和现金等价物413 449 
现金总额、现金等价物以及受限现金和现金等价物$1,817 $2,077 
附注是这些合并财务报表的组成部分。

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合并财务报表附注



注1-业务的组织和性质

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

CQP拥有位于路易斯安那州卡梅伦教区的Sabine Pass LNG终端，该终端拥有天然气液化设施，包括六运行中的天然气液化列车，列车6于2022年2月4日基本完成，总生产能力约为30液化天然气Mtpa(“SPL项目”)。Sabine Pass LNG终端还拥有可运营的再气化设施，包括五液化天然气储罐、气化器和二海上泊位，还有一个正在建设中的海上泊位。CQP还拥有一家94一条长达一英里的管道，通过其子公司CTPL将Sabine Pass液化天然气终端与一些大型州际管道(“克里奥尔踪迹管道”)连接起来。截至2021年12月31日，我们拥有100普通合伙人权益的%以及48.6有限合伙人在CQP中的权益的%。

科珀斯克里斯蒂液化天然气终端位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近。我们目前在运营三列车，总生产能力约为15Mtpa液化天然气。我们还拥有一家21.5科珀斯克里斯蒂天然气供应管道，通过我们的子公司CCP，将科珀斯克里斯蒂液化天然气终端与几条州际和州内天然气管道(“科珀斯克里斯蒂管道”，并与火车公司一起，称为“CCL项目”)连接起来。CCL项目还包含三液化天然气储罐和二海上泊位。

此外，除了CCH集团，我们正在通过我们的子公司CCL第三阶段开发毗邻CCL项目的Corpus Christi液化天然气终端的扩建项目，最高可达七预计总产能超过50亿辆的中型列车10Mtpa液化天然气。我们于2019年11月获得FERC的批准，可以选址、建设和运营扩建项目。

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

注2-重要会计政策摘要

陈述的基础

我们的合并财务报表是根据公认会计准则编制的。综合财务报表包括我们持有控股权的Cheniere、其子公司和关联公司的账户，反映了截至财务报表日期的多数投票权权益的所有权。此外，我们在下面进一步讨论的特定标准下整合VIE。在合并中，所有公司间账户和交易都已取消。必要时，对我们的综合财务报表不重要的重新分类对前期财务信息进行重新分类，以符合本年度的列报方式。

VIES

我们在每项安排开始时决定，我们已投资或拥有其他可变权益的实体是否被视为VIE。一般而言，在以下情况下，一个实体是VIE：(1)该实体没有足够的风险股本，无法在没有其他各方额外从属财务支持的情况下为其活动提供资金；(2)该实体的投资者缺乏任何控股权的特征；或(3)该实体是通过非实质性投票设立的。

当我们被认为是主要受益人时，我们合并VIE。VIE的主要受益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在任何一种情况下可能对VIE产生重大影响的利益
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VIE。如果我们不被视为VIE的主要受益人，我们将根据适用的公认会计原则对VIE的投资或其他可变权益进行核算。

非控制性权益

当我们合并一个实体时，我们将子公司的100%资产、负债、收入和费用包括在我们的合并财务报表中。对于我们的所有权低于100%的被我们合并的实体，我们在我们的合并资产负债表上记录了非控股权益作为权益的一个组成部分，这代表了各自合并子公司的净资产中的第三方所有权。此外，可归因于非控制性权益的净收益或亏损部分在我们的综合经营报表上报告为可归因于非控制性权益的净收益(亏损)。我们在实体中的所有权权益的变化不会导致解除合并，通常在股权中确认。看见附注9--非控股权益和可变权益实体有关我们的非控股权益的更多详细信息。

权益法投资

Cheniere有能力对运营和财务政策施加重大影响的非受控实体的投资，使用权益会计方法进行会计核算，我们的收益或亏损份额在我们的综合运营报表上的其他收入(费用)中报告。在应用权益会计方法时，投资最初按成本确认，随后根据我们按比例分摊的收益、亏损和分配进行调整。使用权益会计方法核算的投资被报告为其他非流动资产的组成部分。看见附注8--其他非流动资产，净额有关我们的权益法投资的更多详细信息。

预算的使用

按照公认会计准则编制合并财务报表要求管理层作出某些估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表和附注中报告的金额。管理层定期评估其估计及相关假设，包括与衍生工具及其他工具的公允价值计量、物业、厂房及设备的使用年限、若干估值(包括租赁及资产报废债务(“ARO”))及递延税项资产的可回收性有关的估计及相关假设，有关详情将于本附注各节进一步讨论。事实和情况的变化或补充信息可能会导致修订估计数，实际结果可能与这些估计数不同。

公允价值计量

公允价值是在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移债务所收到的价格。层次结构级别1、2和3是表示用于计量公允价值的估值方法的投入优先顺序的术语。层次结构1级投入是相同资产或负债在活跃市场上的报价。层次结构第二级投入是指资产或负债的直接或间接可观察到的投入，而不是包括在第一级中的报价。层次结构第三级投入是在市场上看不到的投入。

在确定公允价值时，我们使用可观察到的市场数据，或结合可观察到的市场数据的模型。除市场信息外，我们纳入了特定于交易的细节，根据管理层的判断，市场参与者在计量公允价值时将予以考虑。我们最大限度地使用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入，以得出公允价值估计。

经常性公允价值计量是对衍生工具进行的，如附注7-衍生工具，和责任分类的基于股份的薪酬奖励，如附注16--基于股份的薪酬.

综合资产负债表所报告的现金及现金等价物、限制性现金及现金等价物、应收账款及应付账款的账面值接近公允价值。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。债务公允价值，披露于附注11--债务基于相同工具的报价市场价格(如有)，或基于使用可观察或不可观察的投入的类似债务工具的估值。
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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。看见附注13--与客户签订合同的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。

应收账款和其他应收款

应收账款和其他应收账款是在扣除任何当前预期的信贷损失后报告的。目前预期的信贷损失是根据过去的事件、当前的状况以及合理和可支持的预测来考虑损失的风险。交易对手的支付能力通过信用审查过程进行评估，该过程考虑支付条件、交易对手的既定信用评级或我们对交易对手的信用可靠性、合同条款、支付状态和其他风险或可用的财务保证的评估。对当前预期信贷损失的调整在我们的综合经营报表中记录在销售、一般和行政费用中。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的账户和其他应收账款的当前预期信贷损失为$5百万美元。

库存

液化天然气和天然气库存以加权平均成本和可变现净值中的较低者入账。材料和其他存货以成本和可变现净值中的较低者入账。存货在出售时计入费用，或对于某些符合条件的成本，在发行时计入房地产、厂房和设备，主要使用加权平均法。

物业、厂房及设备

财产、厂房和设备按成本入账。为延长资产使用寿命而进行的建造和试运行活动、重大更新和改进的支出被资本化，而维护和维修(包括计划的重大维护项目的支出)以维持物业、厂房和设备的运营状况的支出一般被计入已发生的费用。

一般来说，一旦个别项目符合以下标准，我们就开始对我们的液化天然气终端的成本进行资本化：(1)已获得监管部门的批准，(2)项目融资可用，(3)管理层已承诺开始建设。在满足这些标准之前，与项目相关的大部分成本都作为已发生的费用进行支出。这些成本主要包括与初步前端工程和设计工作相关的专业费用、获得必要的监管批准的成本以及与我们的液化天然气终端相关的其他初步调查和开发活动的成本。

一般而言，在符合其他资本化标准的项目之前资本化的成本包括：土地购置成本、详细的工程设计工作和某些被资本化为其他非流动资产的许可证。

我们实现了对各自列车在建造测试阶段开始商业运营之前赚取或装载的调试货物销售的液化天然气终端成本的抵消。

我们在指定的使用年限内使用直线折旧法对我们的财产、厂房和设备进行折旧。参考注6—财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额关于我们有用的生活的更多讨论
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按资产类别分类。当财产、厂房和设备报废或以其他方式处置时，成本和相关累计折旧从账户中扣除，由此产生的收益或亏损计入减值费用和处置资产时的损失(收益)。

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。

我们记录了$8在截至2021年12月31日的年度内，与财产、厂房和设备相关的减值100万美元。我们做到了不是不记录截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度内与财产、厂房和设备有关的任何减值。

利息资本化

我们将LNG终端建设期间的利息成本和相关资产作为在建资产进行资本化。一旦开始运营，这些成本将从在建工程转移到终端和互联管道设施资产，并在资产的估计使用年限内摊销。

受管制的天然气管道

根据1938年《天然气法》和1978年《天然气政策法》，克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道受联邦能源研究委员会管辖。监管的经济影响可能导致受监管公司在与不受监管的企业记录金额的期间不同的费率设定过程中，将已经或预计将从客户那里收回的那些成本记录为资产，或将那些预计需要退还给客户的金额记录为负债。因此，我们为非受监管实体记录了受监管利率制定过程产生的资产和负债，这些资产和负债可能没有在GAAP下记录。我们不断评估监管资产未来是否有可能收回，我们会考虑适用的监管变动及近期适用于其他受监管实体的利率命令等因素。基于这一持续评估，我们认为现有监管资产有可能收回。这些监管资产和负债在我们的综合资产负债表中主要归类为其他资产和其他负债。我们定期评估它们在GAAP下的适用性，并考虑监管变化和竞争影响等因素。如果以成本为基础的监管结束或竞争加剧，我们可能不得不注销相关的监管资产和负债。

可能影响我们评估的项目包括：
•无法收回因费率上限和暂缓费率而增加的成本；
•无法收回资本化成本，包括通过费率制定过程和FERC程序获得足够的这些成本回报；
•产能过剩；
•我们服务的市场的竞争和折扣增加；以及
•天然气行业正在进行的监管举措的影响。

天然气管道成本包括作为建设期间使用资金津贴(“AFUDC”)资本化的金额。用于计算AFUDC的费率是根据FERC制定的指导方针确定的。AFUDC代表债务和股权资金的成本，这些资金用于资助我们在建设期间增加的天然气管道。AFUDC作为我们天然气管道成本的一部分进行了资本化。根据监管费率做法，我们通常被允许在我们的天然气管道投入使用后，通过我们的费率基础收回AFUDC和相应的公平回报。

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衍生工具

我们使用衍生工具对冲利率、商品价格和外币汇率风险带来的现金流波动风险。衍生工具按公允价值入账，并于综合资产负债表中列为资产或负债，视乎衍生资产状况及预期结算时间而定，除非该等衍生工具符合及吾等选择正常买卖例外情况，即吾等根据权责发生制会计方法对该工具进行会计处理，即收入及开支仅于相关交易交付、接收或变现时才予以确认。当我们有合同权利和净额结算意向时，衍生资产和负债按净额报告。

除非我们选择应用套期保值会计并符合特定标准，否则衍生工具的公允价值变动将计入收益。我们做到了不是在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，没有任何被指定为现金流或公允价值对冲的衍生工具。看见附注7-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅。

租契

我们确定一项安排在安排开始时是否为租约或包含租约。当我们确定该安排是或包含租赁时，我们将该租赁分类为经营性租赁或融资租赁。营运及融资租赁于我们的综合资产负债表中确认，方法是记录租赁负债及使用权资产，租赁负债代表未来支付租赁款项的责任，使用权资产代表标的资产在租赁期内的使用权。

经营及融资租赁使用权资产及负债一般根据租赁期内最低租赁付款的现值确认。在确定最低租赁付款的现值时，我们使用租赁中的隐含利率(如果很容易确定)。在缺乏可随时确定的隐含利率的情况下，我们使用相关子公司的增量借款利率对我们预期的未来租赁付款进行贴现。递增借款利率是对给定子公司在与租赁期类似的期限内以抵押方式借款所需支付的利率的估计。续订租赁的选择权包括在租赁期内，并被确认为使用权资产和租赁负债的一部分，只有在合理确定将被行使的范围内。

我们选择了实际的权宜之计，以(1)在我们的资产负债表上忽略初始期限为12个月或以下的租赁，以及(2)在计算所有类别租赁资产的使用权资产和租赁负债时，将安排中的租赁和非租赁部分结合起来。

经营租赁支付的租赁费用在租赁期内以直线法确认。融资租赁的租赁费用确认为在租赁期限内使用实际利息法对使用权资产进行直线摊销和租赁负债利息的总和。

我们的某些租赁还包含可变付款，如通货膨胀，只有在合同条款要求支付不可避免的固定金额时，才会包括在使用权资产和租赁负债中。

看见附注12-租契有关我们租赁的其他详细信息，请访问。

信用风险集中

可能使我们面临集中信用风险的金融工具主要包括衍生工具以及与我们的长期SPA和再融资合同相关的应收账款，每一项都将在下文进一步讨论。此外，我们在金融机构保持现金余额，有时可能超过联邦保险水平。到目前为止，我们还没有发生与这些现金余额相关的信贷损失。

衍生品工具的使用使我们面临交易对手信用风险，即交易对手将无法履行其承诺的风险。我们的某些商品衍生产品交易是通过场外合约进行的，这些合约存在名义信用风险，因为这些交易是以每日保证金为基础与投资级金融机构结算的。为这类合同存放的抵押品记录在其他流动资产内。我们的利率和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。我们监控
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持续的交易对手信誉；然而，我们不能预测交易对手信誉的突然变化。此外，即使这种变化不是突然的，我们缓解交易对手信用风险增加的能力可能也是有限的。如果这些交易对手中的一个不履行，我们可能无法实现我们的一些衍生品工具的好处。

我们已经根据SPA和IPM协议签约了我们的预期生产能力。我们签约的几乎所有产能都来自条款超过10年的合同。不包括期限不到10年的合同，我们的spa和IPM协议大约有17截至2021年12月31日的加权平均剩余寿命年数。我们通过我们的整合营销功能来营销和销售液化项目生产的液化天然气，这些液化天然气对其他客户来说是不必要的。我们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。

SPLNG已进入二与第三方就Sabine Pass液化天然气终端的再气化能力达成长期协议。SPLNG取决于各自客户的信誉及其履行各自TUA的意愿。SPLNG通过向信誉良好的第三方客户提供最低标准普尔评级为A的TUA，缓解了这种信用风险。

看见注21-客户集中度有关我们客户集中度的其他详细信息，请访问。

吾等与客户的安排包含若干条款以减低吾等的信贷损失风险，并在某些情况下包括客户抵押品、透过使用行业标准商业协议及在场外衍生工具市场与若干交易对手的保证金存款净额计算风险，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便利。当衍生产品的价值超过我们与交易对手预先设定的信用额度时，我们或交易对手根据头寸要求支付保证金存款。对于非交易所交易衍生品，保证金存款在结算日或接近结算日时退还给我们(或交易对手)，对于交易所交易，我们每天交换追加保证金通知。

商誉

商誉是企业收购成本超过收购净资产估计公允价值的部分。商誉不摊销，但我们至少每年进行一次商誉减值测试，如果事件或情况表明商誉更有可能减值，则更频繁地测试商誉减值。在评估商誉减值时，我们可以进行定性评估，也可以进行定量测试。定性评估是对历史资料及相关事件和情况的评估，以确定报告单位的公允价值是否更有可能低于其账面价值(包括商誉)。如果得出结论认为更有可能存在减值，则需要进行量化测试，将报告单位的估计公允价值与其账面价值进行比较，并将任何商誉减值计量为报告单位的账面金额超过其公允价值的金额。我们可以选择不执行定性评估，而是执行定量减损测试。

我们在本年度通过进行定性评估完成了商誉减值的年度评估；这表明它是不是不太可能存在损伤，因此不需要进行定量测试。我们对用于确定报告单位公允价值估计的未来现金流量的估计存在重大判断和假设。可能导致较低公允价值估计的因素包括重大的负面行业或经济趋势、成本增加、业务中断、监管或政治环境变化或其他意想不到的事件。

债务

我们的债务包括流动和长期担保和无担保债务证券、可转换债务证券以及与银行和其他贷款人的信贷安排。债券发行由我们直接或通过证券交易商或承销商配售，并由机构和散户投资者持有。

债务按面值计入综合资产负债表，经未摊销折价或溢价调整，并扣除与定期票据有关的未摊销债务发行成本。债务发行成本主要包括安排费用、专业费用、律师费和印刷费。如果债务发行成本与信用额度有关
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于本公司的综合资产负债表中，债务发行成本以资产的形式列示于综合资产负债表。与发行债务直接相关的贴现、溢价和债务发行成本在债务期限内摊销，并按实际利息法扣除资本化利息后计入利息支出。债务清偿或修改的收益和损失在我们的综合经营报表中计入债务修改或清偿的损失。

我们根据合同到期日对综合资产负债表上的债务进行分类，但以下情况除外：
•如果管理层有意愿和能力用已执行的长期债务协议的未来现金收益为此类债务的当前部分进行再融资，我们将合同规定的一年内到期的定期债务归类为长期债务。
•我们根据截至资产负债表日存在的事实和情况评估在资产负债表日之后但在财务报表发布之前清偿的长期债务的分类。

资产报废债务

我们承认因资产的收购、建造、开发和/或正常使用而产生的与长期资产报废相关的法律义务，以及有条件的ARO，其中结算的时间或方法取决于可能在我们控制范围内或可能不在我们控制范围内的未来事件。如果能够对公允价值作出合理估计，ARO负债的公允价值在发生期间确认。负债的公允价值计入相关资产的账面价值。这笔额外的账面金额在资产的估计使用年限内折旧。

我们有不是T记录了与Sabine Pass LNG终端相关的ARO。根据Sabine Pass LNG终端的不动产租赁协议，在租期届满时，我们必须交出处于良好工作状态和维修状态的LNG终端，预计会出现正常损耗和伤亡。我们在Sabine Pass LNG终端的物业租赁协议的条款最高可达90数年，包括续订选项。我们已确定，在正常损耗和伤亡的情况下，交出状况良好和维修良好的Sabine Pass LNG终端的成本并不重要。

我们有不是T记录了与克里奥尔踪迹管道或科珀斯克里斯蒂管道相关的ARO。我们认为，预测克里奥尔步道管道或科珀斯克里斯蒂管道提供的天然气运输服务何时不再使用是不可行的。此外，我们与克里奥尔步道管道和科珀斯克里斯蒂管道有关的通行权协议没有规定的终止日期。我们打算运营克里奥尔小道管道和科珀斯克里斯蒂管道，只要美国存在天然气供需，并打算定期维护。

基于股份的薪酬

我们以股票(立即归属)、限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位和影子单位的形式授予基于股票的薪酬。有关奖项及我们的相关会计政策，请参阅附注16--基于股份的薪酬.

所得税

所得税拨备是基于本年度的应付或可退还税款以及资产和负债的计税基准与其在综合财务报表中报告的金额之间的临时差异而递延缴纳的税款。递延税项资产和负债按现行颁布的所得税税率计入我们的综合财务报表，适用于预期实现或结算递延税项资产和负债的期间。随着税法或税率的变化，递延税项资产和负债通过当期所得税拨备进行调整。

当部分或全部递延税项资产极有可能在利益实现或未来不可能扣除前到期时，计入估值拨备以减少递延税项资产的账面价值。

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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。

每股净收益(亏损)

普通股股东应占每股基本净收入(亏损)不包括摊薄，计算方法为普通股股东应占净收益(亏损)除以当期已发行普通股的加权平均数量。摊薄每股收益反映潜在摊薄，计算方法为：将普通股股东应占净收益(亏损)除以期内已发行普通股的加权平均数，再乘以如果潜在普通股已发行将会发行的额外普通股数量。未归属股票的稀释效应采用库存股方法计算，可转换证券的稀释效应采用库存法或IF折算法计算。

参考附注18--普通股股东每股净收益(亏损)查看截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度每股收益的更多详细信息。

业务细分市场

我们已经确定，我们作为一个单一的运营和可报告的部门运营。我们几乎所有的长期资产都位于美国。我们的首席运营决策者根据综合基础上提供的财务信息做出资源分配决策并评估绩效，以向客户交付综合来源的液化天然气。

最新会计准则

2020年8月，财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)2020-06，债务--可转换债务和其他期权(分专题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益的合同(分专题815-40)：实体自有权益的可转换工具和合同的会计。本指导意见简化了可转换工具的会计处理，主要是取消了分专题470-20中现有的现金转换和受益转换模式，这将导致较少的嵌入转换选项独立于债务主体入账。该指引还修订和简化了与可转换工具有关的每股收益的计算。本指导意见适用于2021年12月15日以后的年度期间，包括报告期内的过渡期，允许在2020年12月15日以后的财政年度提前采用，包括报告期内的过渡期，采用全面或修改的追溯办法。我们计划在2022年1月1日采用这一指南，采用修改后的回溯法。初步而言，我们预计采用ASU 2020-06将主要导致重新分类以前与4.25由于取消了现金转换模式，2045年到期的可转换优先债券(“2045 Cheniere可转换优先债券”)转为债务的百分比。我们目前估计，美元的重新定级194百万股本部分将产生大约$190我们的2045 Cheniere可转换优先票据的账面价值增加了100万美元，差额主要影响截至2022年1月1日的留存收益。2021年12月，我们发布了所有美元的赎回通知6252045 Cheniere可转换优先票据的未偿还本金总额为100万美元，于2022年1月5日赎回。我们继续评估本指引的规定对我们的综合财务报表和相关披露的影响。看见附注11--债务关于2045 Cheniere可转换优先票据的进一步讨论。

2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响。这一指导意见主要提供了临时的、可选的权宜之计，简化了对市场从LIBOR向替代参考利率过渡所产生的对现有合同的合同修改的会计处理。本标准规定的过渡期为2020年3月12日，适用至2022年12月31日。

我们有各种与伦敦银行同业拆息挂钩的信贷安排和利率互换，详见附注7-衍生工具和附注11--债务。到目前为止，我们已经修改了我们的某些信贷安排，纳入了与SOFR挂钩的备用替换率，这是预期的LIBOR过渡的结果。我们选择对某些修改后的术语适用任选权宜之计，但到目前为止，适用任择权宜之计的影响并不大。我们将继续选择在未来对符合条件的合同修改应用可选的权宜之计。
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注3-受限现金和现金等价物
 
限制性现金和现金等价物包括在使用或提取方面受到合同或法律限制的资金，并在我们的综合资产负债表中与现金和现金等价物分开列示。截至2021年12月31日和2020年12月31日，限制性现金和现金等价物包括以下内容(以百万计)：
十二月三十一日，
20212020
受限现金和现金等价物
SPL项目$98 $97 
CCL项目44 70 
我们子公司持有的现金仅限于Cheniere271 282 
受限现金和现金等价物合计$413 $449 

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

注4-应收账款和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额

截至2021年12月31日和2020年12月31日，扣除当前预期信贷损失后的应收账款和其他应收款构成如下(单位：百万)：
十二月三十一日，
20212020
应收贸易账款
SPL和CCL$802 $482 
Cheniere营销640 113 
其他应收账款64 52 
应收账款和其他应收账款总额，扣除当前预期信贷损失$1,506 $647 

注5-盘存

截至2021年12月31日和2020年12月31日，库存包括以下内容(单位：百万)：
十二月三十一日，
20212020
材料$174 $150 
运输中的液化天然气312 88 
液化天然气153 27 
天然气64 26 
其他3 1 
总库存$706 $292 

69

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注6-财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额
 
截至2021年12月31日和2020年12月31日，扣除累计折旧后的不动产、厂房和设备构成如下(单位：百万)：
十二月三十一日，
20212020
液化天然气终端  
液化天然气终端和互联管道设施$30,660 $27,475 
液化天然气选址及相关费用441 324 
在建的LNG终端2,995 5,378 
累计折旧(3,912)(2,935)
液化天然气终端总数，扣除累计折旧后的净值30,184 30,242 
固定资产及其他  
计算机和办公设备25 25 
家具和固定装置20 19 
计算机软件120 117 
租赁权改进45 45 
土地1 59 
其他19 25 
累计折旧(176)(164)
固定资产和其他资产总额，扣除累计折旧54 126 
融资租赁项下的资产
拖轮60 60 
累计折旧(10)(7)
融资租赁项下总资产，扣除累计折旧50 53 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额$30,288 $30,421 

下表显示了截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度的折旧费用和对液化天然气终端成本的抵消(单位：百万)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
折旧费用$1,006 $926 $788 
对液化天然气终端成本的补偿(1)319 19 301 
(1)我们确认与销售调试货物相关的液化天然气终端成本的抵消，因为这些金额是在液化项目的各个列车在其建造的测试阶段开始商业运营之前赚取或装载的。

液化天然气终端成本

我们的LNG终端使用直线折旧法折旧，适用于使用寿命不同的LNG终端资产组。我们的液化天然气终端的可识别部件的折旧寿命在6和50年份，详情如下：
组件使用年限(年)
液化天然气储罐50
天然气管道设施40
海上泊位、电力、设施和道路35
输水管道30
再气化处理设备30
送出泵20
液化处理设备
6-50
其他
10-30

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固定资产及其他

我们的固定资产和其他资产按成本入账，并根据个别资产或资产组的估计寿命按直线方法折旧。

注7-衍生工具
 
我们签订了以下按公允价值报告的衍生工具：
•利率互换(“CCH利率衍生工具”)，以对冲CCH经修订及重述的定期贷款信贷安排(“CCH信贷安排”)及以前部分浮动利率付款的波动性风险，以对冲可能影响CCH预期未来债务发行的利率变动(“CCH利率远期开始衍生工具”及与CCH利率衍生工具合称为“利率衍生工具”)；
•商品衍生品，包括液化项目的试运行和运营的天然气供应合同以及Corpus Christi第3阶段的潜在未来开发(“实物液化供应衍生品”)和相关的经济对冲(“金融液化供应衍生品”，与实物液化供应衍生品统称为“液化供应衍生品”)；
•实物衍生品由液化天然气合约和金融衍生品组成，我们在这些合约中有合约净额结算(“实物LNG交易衍生品”)，以对冲我们买卖实物LNG的合约安排所涉商品市场的风险(统称为“LNG交易衍生品”)；以及
•外汇交易(“FX”)合约，以对冲与以美元以外货币计价的现金流(“FX衍生品”)相关的货币风险，这些现金流与液化天然气交易衍生品和在美国以外国家的业务有关。

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

下表显示了截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们要求按公允价值经常性计量的衍生工具的公允价值(以百万为单位)：
截至公允价值计量
2021年12月31日2020年12月31日
活跃市场报价
(1级)		重要的其他可观察到的投入
(2级)		无法观察到的重要输入
(3级)		总计活跃市场报价
(1级)		重要的其他可观察到的投入
(2级)		无法观察到的重要输入
(3级)		总计
CCH利率衍生产品责任$— $(40)$— $(40)$— $(140)$— $(140)
液化供应衍生产品资产(负债)7 (9)(4,036)(4,038)5 (6)241 240 
液化天然气交易衍生产品责任(22)(378)— (400)(3)(131)— (134)
外汇衍生工具资产(负债)— 12 — 12 — (22)— (22)

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

我们的实物液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值主要由可观测和不可观测的市场大宗商品价格以及我们的评估(适用于我们的天然气供应合同)驱动。
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对于产生公允价值的相关事件，包括但不限于，随着基础设施的发展，从市场参与者的角度评估各自的市场是否存在。

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

我们的实物液化天然气交易衍生产品的3级公允价值计量以及我们的实物液化供应衍生产品中的天然气头寸可能会受到某些天然气和国际液化天然气价格重大变化的重大影响。下表包括截至2021年12月31日我们的3级实物液化供应衍生品的不可观测输入的定量信息：
公允价值净负债
(单位：百万)		评价法无法观察到的重要输入重要不可观测输入的范围/加权平均值(1)
物理液化供应衍生产品$(4,036)结合现值技术的市场法Henry Hub基差
$(1.368) - $0.628 / $(0.016)
期权定价模型国际液化天然气价差，相对于Henry Hub(2)
185% - 662% / 248%
(1)不可观察到的投入由工具的相对公允价值加权。
(2)价差考虑以美元计价的定价。

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

下表显示了截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内，我们的Level 3实物LNG交易衍生品和实物液化供应衍生品的公允价值变化(单位：百万)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
期初余额$241 $138 $(29)
已实现收益和按市值计价的收益(亏损)：
包含在销售成本中(4,305)156 (77)
采购和结算：
购买(1)5 199 
聚落29 (65)44 
转入第3级净额(1)— 7 1 
期末余额$(4,036)$241 $138 
与期末仍持有的票据有关的未实现收益(亏损)的变化$(4,305)$156 $(77)
(1)因未观察到的市场而转入3级，或因相关天然气购买协议的可见市场而脱离3级。

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

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

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

下表显示了在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内，我们的利率衍生品对我们的综合运营报表的影响和位置(以百万为单位)：
在合并经营报表中确认的损益
合并操作报表位置截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
CCH利率衍生品利率衍生工具损失净额$(1)$(138)$(101)
CCH利率远期起始衍生品利率衍生工具损失净额— (95)(33)

商品衍生品

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

从2021年第一季度开始，我们已经进行了实物液化天然气交易，规定了合同净额结算。此类交易被记为液化天然气交易衍生品，旨在从经济上对冲我们销售液化天然气的大宗商品市场的风险敞口。我们已经并可能不时以掉期、远期、期权或期货的形式进行金融LNG交易衍生产品。LNG交易衍生品的条款范围最高约为一年.

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(统称为商品衍生品)的名义金额：
2021年12月31日2020年12月31日
液化供应衍生产品液化天然气交易衍生品液化供应衍生产品液化天然气交易衍生品
名义金额，净额(以TBtu为单位)(1)11,238 33 10,483 20 
(1)截至2020年12月31日的余额包括SPL和CCL与关联方签订的天然气供应合同的名义金额。如中所述，截至2021年12月31日，这些协议不被视为关联方附注14--关联方交易.

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下表显示了在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内，我们在综合经营报表上记录的商品衍生品的影响和位置(以百万为单位)：
在合并经营报表中确认的损益
合并业务报表地点(1)截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
液化天然气交易衍生品液化天然气收入$(1,812)$(26)$402 
液化天然气交易衍生品销售成本91 (42)(89)
液化供应衍生产品(2)液化天然气收入3 (1)2 
液化供应衍生产品(2)销售成本(4,303)94 194 
(1)与商品衍生活动相关的公允价值波动按经济上对冲的项目以及衍生工具的性质和意图进行分类和列报。
(2)不包括与通过实物交割结算的衍生工具相关的已实现价值。

外汇衍生品

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

我们外汇衍生品的名义总金额为$762百万美元和美元786分别截至2021年12月31日和2020年12月31日。

下表显示了在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度中，我们的外汇衍生品在我们的综合经营报表中记录的影响和位置(以百万为单位)：
在合并经营报表中确认的损益
合并操作报表位置截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
外汇衍生品液化天然气收入$33 $(3)$25 

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综合资产负债表中衍生资产和负债的公允价值和位置

下表显示了我们的衍生工具在我们的综合资产负债表上的公允价值和位置(单位：百万)：
2021年12月31日
CCH利率衍生品
液化供应衍生产品(1)
液化天然气交易衍生产品(二)
外汇衍生品
总计
合并资产负债表位置
流动衍生资产$— $38 $2 $15 $55 
衍生资产— 69 — — 69 
衍生工具资产总额— 107 2 15 124 
流动衍生负债(40)(644)(402)(3)(1,089)
衍生负债— (3,501)— — (3,501)
衍生负债总额(40)(4,145)(402)(3)(4,590)
衍生资产(负债)净额$(40)$(4,038)$(400)$12 $(4,466)
2020年12月31日
CCH利率衍生品
液化供应衍生产品(1)
液化天然气交易衍生产品(二)
外汇衍生品
总计
合并资产负债表位置
流动衍生资产$— $27 $— $5 $32 
衍生资产— 376 — — 376 
衍生工具资产总额— 403 — 5 408 
流动衍生负债(100)(54)(134)(25)(313)
衍生负债(40)(109)— (2)(151)
衍生负债总额(140)(163)(134)(27)(464)
衍生资产(负债)净额$(140)$240 $(134)$(22)$(56)
(1)不包括我方向交易对手提交的抵押品#美元。20百万美元和美元9截至2021年12月31日和2020年12月31日，分别为100万美元，包括在我们综合资产负债表的保证金存款中。包括SPL和CCL截至2020年12月31日与关联方签订的天然气供应合同的衍生品资产。如中所述，截至2021年12月31日，这些协议不被视为关联方附注14--关联方交易.
(2)不包括我方向交易对手提交的抵押品#美元。745百万美元和美元16截至2021年12月31日和2020年12月31日，分别为100万美元，包括在我们综合资产负债表的保证金存款中。

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合并资产负债表演示文稿

如上所述，我们的衍生工具在我们的综合资产负债表中按净额列报。下表显示了我们未偿还衍生品的毛利和净额的公允价值(单位：百万)：
CCH利率衍生品
液化供应衍生产品
液化天然气交易衍生品
外汇衍生品
截至2021年12月31日
总资产$— $155 $10 $48 
抵销金额— (48)(8)(33)
净资产$— $107 $2 $15 
总负债$(40)$(4,382)$(551)$(10)
抵销金额— 237 149 7 
净负债$(40)$(4,145)$(402)$(3)
截至2020年12月31日
总资产$— $452 $— $6 
抵销金额— (49)— (1)
净资产$— $403 $— $5 
总负债$(140)$(184)$(163)$(62)
抵销金额— 21 29 35 
净负债$(140)$(163)$(134)$(27)

注8-其他非流动资产，净额

截至2021年12月31日和2020年12月31日，其他非流动资产净额如下(以百万计)：
十二月三十一日，
20212020
合同资产，扣除当前预期信贷损失后的净额$135 $80 
向市政当局提供的加强供水系统的进展81 84 
权益法投资56 81 
向第三方提供预付款和其他资产转让以支持液化天然气终端80 60 
债务发行成本和债务贴现，累计摊销净额34 42 
根据EPC和非EPC合同支付的预付款5 9 
与税收有关的预付款和应收款17 20 
其他54 30 
其他非流动资产合计，净额$462 $406 

权益法投资

截至2021年12月31日，我们的权益法投资包括我们在Midship Holdings，LLC(“Midship Holdings”)的权益，该公司管理Midship Pipeline Company，LLC(“Midship Pipeline”)的业务和事务。船中管道目前正在运营一条大约200连接阿纳达科盆地生产和墨西哥湾沿岸市场的长达1英里的天然气管道项目(“中船项目”)。中船项目于2020年4月开始运作。

于截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度内，我们确认非暂时性减值亏损$37百万美元和美元129百万美元，分别与我们在Midship Holdings的投资有关。截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度的减值主要是由于能源行业市况下降及客户信贷风险，导致我们股权的公允价值减少。在截至2019年12月31日的年度内，我们确认的亏损为87百万美元与我们对某些股权方法被投资人的投资有关，包括Midship Holdings。截至2019年12月31日止年度的减值主要是由于成本超支及我们被投资人项目营运基础设施的建设时间表延长所致，导致我们股权的公允价值减少。
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我们股权的公允价值是使用收益法计量的，该方法利用了第3级公允价值投入，如预期收益和贴现率，和/或市场法。与我们的权益法投资相关的减值损失在其他费用净额中列报。

我们对Midship Holdings的投资，扣除减值损失后为#美元56百万美元和美元80分别截至2021年12月31日和2020年12月31日。

注9-非控股利益和可变利益主体

我们拥有一家48.6有限合伙人在CQP中的权益百分比，形式为239.9100万个普通股，剩余的非控股有限合伙人权益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有。2020年7月，CQP的普通合伙人董事会确认并批准，根据CQP的合伙协议条款，在截至2020年6月30日的三个月进行分配后，CQP的下属单位(均由我们持有)的转换所需的财务测试符合要求。因此，从2020年8月17日起，即支付分配后的第一个工作日，CQP的所有附属单位将一对一地自动转换为共同单位，从属期间终止。我们还拥有100CQP中普通合伙人权益和奖励分配权的%。CQP作为合并VIE入账。

CQP是我们于2006年成立的有限合伙企业，拥有和运营Sabine Pass液化天然气终端及相关资产。我们的子公司Cheniere Partners GP是CQP的普通合伙人。于二零一二年，CQP、Cheniere及Blackstone CQP Holdco LP(“Blackstone CQP Holdco”)订立单位购买协议，据此出售CQP100.0100万个B类单位以私募方式出售给Blackstone CQP Holdco。Cheniere Partners GP的董事会被修改为包括三由Blackstone CQP Holdco任命的董事，四由我们委任的董事及四独立董事由Blackstone CQP Holdco和我们共同商定，并由我们任命。此外，我们向Blackstone CQP Holdco提供了维护一我们董事会(我们的“董事会”)的董事会席位。Cheniere Partners GP董事的法定人数由所有董事的多数组成，至少包括二由Blackstone CQP Holdco任命的董事，二由我们委任的董事及二独立董事。如果Blackstone CQP Holdco在CQP的持股比例低于20突出的一般单位和下属单位的百分比。

作为CQP普通单位的持有者，我们没有义务弥补CQP的损失。然而，我们的资本账户--如果CQP被清算，将在分配CQP的净资产时被考虑--继续分享CQP的亏损。我们已确定Cheniere Partners GP是VIE，作为风险股权的持有人，由于Blackstone CQP Holdco持有的权利，我们不拥有控股权。然而，由于Blackstone CQP Holdco有权在我们的董事会中保留一个董事会席位，因此我们继续巩固CQP，这在Blackstone CQP Holdco和我们之间建立了事实上的代理关系。公认会计原则要求，当存在事实上的代理关系时，事实上的代理关系的其中一个成员必须根据某些标准合并VIE。因此，我们将CQP合并到我们的合并财务报表中。

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下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日，CQP(我们的综合VIE)的汇总资产和负债(以百万为单位)，这些资产和负债包括在我们的综合资产负债表中。下表中的资产只能用于清偿CQP的债务。此外，我们对综合VIE的负债没有追索权。下表中的资产和负债仅包括CQP的第三方资产和负债，不包括在合并中冲销的公司间余额。
十二月三十一日，
20212020
资产 
流动资产  
现金和现金等价物$876 $1,210 
受限现金和现金等价物98 97 
应收账款和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额580 318 
其他流动资产285 182 
流动资产总额1,839 1,807 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额16,830 16,723 
其他非流动资产，净额316 287 
总资产$18,985 $18,817 
负债  
流动负债  
应计负债$1,077 $662 
其他流动负债200 167 
流动负债总额1,277 829 
长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本17,177 17,580 
其他非流动负债100 126 
总负债$18,554 $18,535 

附注10-应计负债
  
截至2021年12月31日和2020年12月31日，应计负债构成如下(单位：百万)：
十二月三十一日，
20212020
应计天然气采购量$1,323 $576 
应计衍生工具结算329 — 
利息成本和相关债务费用214 245 
液化天然气终端及相关管道成本144 147 
薪酬和福利180 123 
应计液化天然气库存34 4 
其他应计负债75 80 
应计负债总额$2,299 $1,175 
 
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注11-债务
 
截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的债务包括以下内容(以百万为单位)：
十二月三十一日，
20212020
SPL：
高级担保票据：
6.25% due 2022
$— $1,000 
5.625% due 2023
1,500 1,500 
5.75% due 2024
2,000 2,000 
5.625% due 2025
2,000 2,000 
5.875% due 2026
1,500 1,500 
5.00% due 2027
1,500 1,500 
4.200% due 2028
1,350 1,350 
4.500% due 2030
2,000 2,000 
4.272037年到期的加权平均利率百分比
1,282 800 
SPL高级担保票据总数13,132 13,650 
$1.2《亿元营运资金循环信贷和信用证偿还协议》(《2020 SPL营运资金安排》)
— — 
总债务-SPL13,132 13,650 
CQP：
高级注释：
5.250% due 2025
— 1,500 
5.625% due 2026
— 1,100 
4.500% due 2029
1,500 1,500 
4.000% due 2031
1,500 — 
3.25% due 2032
1,200 — 
CQP高级票据总数4,200 4,100 
2019年执行的CQP信贷安排(“2019 CQP信贷安排”)— — 
总债务-CQP4,200 4,100 
CCH：
高级担保票据：
7.000% due 2024
1,250 1,250 
5.875% due 2025
1,500 1,500 
5.125% due 2027
1,500 1,500 
3.700% due 2029
1,500 1,500 
3.722039年到期的加权平均利率百分比
2,721 1,971 
CCH高级担保票据合计8,471 7,721 
CCH信贷安排(1)1,728 2,627 
$1.2亿CCH营运资金安排(“CCH营运资金安排”)(2)
250 140 
总债务(简写为CCH)10,449 10,488 
Cheniere：
4.6252028年到期的高级担保票据百分比(“Cheniere高级担保票据”)
2,000 2,000 
4.8752021年到期的可转换无担保票据百分比(“2021年Cheniere可转换无担保票据”)(1)
— 476 
2045 Cheniere可转换优先票据(3)
625 625 
$1.25十亿Cheniere循环信贷安排(“Cheniere循环信贷安排”)
— — 
Cheniere定期贷款安排(“Cheniere定期贷款安排”)— 148 
债务总额--Cheniere2,625 3,249 
Cheniere营销：贸易融资安排和信用证安排(2)
— — 
债务总额30,406 31,487 
长期债务的当期部分(117)(232)
短期债务(250)(140)
未摊销保费、贴现和债务发行成本，净额(590)(644)
长期债务总额，扣除溢价、贴现和债务发行成本$29,449 $30,471 
(1)一年内到期的未偿余额的一部分被归类为长期债务的当期部分。
(2)这些债务工具被归类为短期债务。
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(3)赎回这些票据的资金来自Cheniere循环信贷机制下的借款，这是一种长期债务工具。因此，截至2021年12月31日，2045 Cheniere可转换优先票据被归类为长期债务。看见可转换票据部分，以进一步讨论赎回事宜。

高级附注

SPL高级担保票据

SPL高级担保债券是SPL的优先担保债券，与SPL的其他现有和未来优先债务具有同等的偿付权，并以相同的抵押品和对其任何未来次级债务的优先偿付权为抵押。在许可留置权的限制下，SPL高级担保票据以平价通行证在第一优先权的基础上，在SPL的所有成员权益和SPL的几乎所有资产中拥有担保权益。SPL可随时按管理SPL高级担保票据的契约中规定的指定价格赎回全部或部分SPL高级担保票据，外加到赎回日为止的应计和未付利息(如果有)。将于2037年到期的SPL系列高级担保票据将根据各自契约中规定的固定雕刻摊销时间表进行全面摊销。

CQP高级票据

CQP高级债券由CQP的每家附属公司(SPL除外)以及Sabine Pass LP(每个子公司均为“担保人”，统称为“CQP担保人”)共同及个别担保，并受其担保的某些条件所规限。CQP优先债券是CQP的优先债务，与CQP的其他现有和未来的非次级债务具有同等的偿付权，并优先于其任何未来的次级债务。如果CQP的担保债务和CQP担保人的担保债务(CQP高级债券或根据CQP基础契约发行的任何其他系列债券除外)在任何时间的未偿债务总额超过(1)$1.5十亿美元和(2)10，CQP优先票据的担保程度将与2019年CQP信贷安排下的此类义务的担保程度相同。2019年CQP信贷安排下的债务由CQP和CQP担保人的几乎所有现有和未来的有形和无形资产和权利以及CQP担保人的股权无条件担保，并以优先留置权(受制于允许的产权负担)担保(在每种情况下，2019年CQP信贷安排中规定的某些除外财产除外)。担保CQP高级票据的留置权(如果适用)将与其他优先担保债券的持有人平等和按比例分享(受许可留置权的限制)，其中包括2019年CQP信贷便利债券和任何未来额外的优先担保债务债券。CQP可随时按管理CQP优先票据的契约中规定的指定价格赎回全部或部分CQP优先票据，外加到赎回日为止的应计和未付利息(如有)。

CCH高级担保票据

CCH高级担保票据由CCH的子公司CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC(各自为CCH担保人，统称为CCH担保人)共同及个别担保。CCH高级担保票据是CCH的优先担保债务，优先于CCH的任何和所有未来债务的付款权利，该债务从属于CCH高级担保票据，并与CCH的其他现有和未来债务具有同等的偿付权利，该等债务由担保CCH高级担保票据的相同抵押品担保。CCH高级担保票据以CCH和CCH担保人的几乎所有资产的优先担保权益为抵押。CCH可随时按管理CCH高级担保票据的各个契约中规定的价格赎回全部或部分CCH高级担保票据，外加截至赎回日的应计和未付利息(如有)。

Cheniere高级担保票据

Cheniere高级担保票据是我们的一般优先债务，其偿付权优先于我们所有未来债务，而根据其条款，Cheniere高级担保票据的偿付权明确从属于Cheniere高级担保票据，并与我们所有其他现有和未来的非附属债务同等享有偿付权。Cheniere高级担保票据于2021年6月在偿还Cheniere定期贷款机制下所有未偿还债务的同时成为无抵押票据，并在某些情况下可能在未来因吾等产生额外的有担保债务而获得担保。当需要时，Cheniere高级担保票据将通过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2021年12月31日，Cheniere高级担保票据不由我们的任何子公司担保。将来，Cheniere高级担保票据将是
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由我们的子公司担保，他们为我们的其他重大债务提供担保。我们可以随时按管理Cheniere高级担保票据的契约中规定的价格赎回全部或部分Cheniere高级担保票据，外加到赎回日为止的应计和未付利息(如果有)。
以下是我们有义务在2021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
2022 (1)$992 
20231,567 
20244,794 
20253,537 
20261,579 
此后17,937 
总计$30,406 
(1)包括$6252045年Cheniere可转换优先债券的未偿还本金总额为100万美元，因为我们于2021年12月6日发布了所有未偿还金额的赎回通知。如上所述，余额在我们的综合资产负债表中被归类为长期债务，因为赎回是由资产负债表日后的长期借款提供资金的。看见可转换票据部分，以进一步讨论赎回事宜。

信贷安排

以下是截至2021年12月31日我们承诺的未偿还信贷安排摘要(单位：百万)：
2020 SPL周转资金安排(1)
2019年CQP信贷安排(2)
CCH信贷安排(3)
CCH营运资金安排(4)
Cheniere循环信贷安排(5)
原始设施规模$1,200 $1,500 $8,404 $350 $750 
递增承付款— — 1,566 850 500 
更少：
未清偿余额— — 1,729 250 — 
已预付或终止的承付款— 750 8,241 — — 
开出的信用证395 — — 361 — 
可用承诺$805 $750 $— $589 $1,250 
优先级排序高级安全保障高级安全保障高级安全保障高级安全保障高级安全保障
可用余额利率
Libor Plus1.125% - 1.750%或基本费率加0.125% - 0.750%
Libor Plus1.25% - 2.125%或基本费率加0.25% - 1.125%
Libor Plus1.75%或基本费率加0.75% (6)
Libor Plus1.25% - 1.75%或基本费率加0.25% - 0.75% (6)
Libor Plus1.250% - 2.375%或基本费率加0.250% - 1.375% (6)
未偿还余额加权平均利率不适用不适用1.85%3.50%不适用
未支取余额的承诺费0.20%0.49%不适用0.50%0.25%
到期日March 19, 2025May 29, 2024June 30, 2024June 29, 20232026年10月28日
(1)SPL在2020年SPL营运资金安排项下的责任，以SPL的几乎所有资产以及在SPL及SPL的若干未来附属公司的所有成员权益的质押作为抵押。平价通行证以SPL高级担保票据的优先留置权为基础。2020 SPL周转基金包含延长期限的惯例条件
(2)看见CQP高级票据上一节，讨论2019年CQP信贷安排的权利和特权。
(3)CCH在CCH信贷机制下的债务以对CCH及其子公司的几乎所有资产的优先留置权以及Cheniere CCH Holdco I质押其在CCH的有限责任公司权益为担保。
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(4)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。
(5)Cheniere循环信贷融资以我们几乎所有资产的优先担保权益(受允许留置权和其他惯例例外)作抵押，包括我们在直接子公司(某些被排除的子公司除外)的权益。Cheniere循环信贷安排包含一项金融契约，要求我们将非综合杠杆率保持在不超过5.50：1.00截至任何财政季度结束时，如果(I)截至该财政季度最后一天，未偿还贷款本金总额加上已提取和未偿还的信用证的本金总额大于35Cheniere循环信贷安排(“契诺触发事件”)项下总承担额的百分比或(Ii)契诺触发事件已于上一财政季度最后一天发生及持续，且截至该结束财政季度的最后一天，该契诺触发事件至少连续三十天未停止。
(6)2021年对这些安排进行了修订，以确定伦敦银行间同业拆借利率的软指标替代率。
可转换票据

截至2021年12月31日，我们拥有6252045年Cheniere可转换优先票据的未偿还本金总额为百万美元，其中321百万美元记为债务，扣除贴现和债务发行费用#美元。304百万美元，以及$194一百万美元被记录为股权。截至2021年12月31日的有效利率为9.4%，这是在剩余的合同摊销期间将票据的贴现账面价值与面值相加的比率。在符合契约项下的各种限制及条件下，票据可由吾等或持有人兑换为7.2265每1,000美元本金为我们的普通股。此外，我们有权根据我们的选择，以相当于要赎回的票据的增加金额的赎回价格赎回全部或任何部分2045 Cheniere可转换优先票据，外加到该赎回日期的应计和未付利息(如果有)。2021年12月6日，我们发布了所有美元的赎回通知6252045年Cheniere可转换优先票据的未偿还本金总额为百万美元。赎回通知允许持有人在2021年12月31日的指定最后期限之前的任何时间选择转换其票据，并于2022年1月5日以本公司选择的现金结算该等已转换票据。持有者选择转换的影响对财务报表并不重要。未转换的2045 Cheniere可转换优先票据已于2022年1月5日赎回，并根据Cheniere循环信贷安排借款。

限制性债务契约

管理我们优先票据和其他债务协议的契约包含惯常的违约条款和事件，以及某些契约，其中可能限制我们、我们的子公司及其受限制的子公司进行某些投资或支付股息或分派的能力。SPL、CQP和CCH一般不得根据管理其各自债务的协议进行分配，直到除其他要求外，将存款存入任何所需的偿债准备金账户，以及历史偿债覆盖率和预计偿债覆盖率至少1.25：1.00是满意的。截至2021年12月31日，我们合并子公司的受限净资产约为$1.5十亿美元。

截至2021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。

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利息支出

扣除资本化利息后的总利息支出，包括与我们的可转换票据相关的利息支出，包括以下内容(单位：百万)：
 截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
可转换票据的利息成本：
按合同利率计算的利息$36 $152 $256 
债务贴现摊销10 45 40 
债务发行成本摊销— 8 12 
与可转换票据相关的总利息成本46 205 308 
债务和融资租赁(不包括可转换票据)的利息成本1,558 1,568 1,538 
总利息成本1,604 1,773 1,846 
资本化利息(166)(248)(414)
扣除资本化利息后的利息支出总额$1,438 $1,525 $1,432 

公允价值披露

下表显示了我们债务的账面价值和估计公允价值(以百万为单位)：
 2021年12月31日2020年12月31日
 携带
金额		估计数
公允价值		携带
金额		估计数
公允价值
高级笔记— 2级(1)
$24,550 $26,725 $24,700 $27,897 
高级笔记— 第3级(2)
3,253 3,693 2,771 3,423 
信贷安排--第3(3)级1,978 1,978 2,915 2,915 
2021年Cheniere可转换无担保票据--3级(2)— — 476 480 
2045 Cheniere可转换高级票据-1级(4)625 526 625 496 
(1)第2级估计公允价值是根据从经纪交易商或该等高级票据及其他类似工具的做市商取得的报价计算。
(2)第3级估计公允价值乃根据市场上可观察到的投入或可从可观测市场数据衍生或证实的投入而计算，包括我们的股价及基于对吾等具有相若信用评级的各方所发行的债务的利率，以及市场上不可观察到的投入。
(3)第3级估计公允价值接近本金金额，因为利率是浮动的，并反映市场利率，而债务可在任何时间全部或部分偿还，而不会受到惩罚。
(4)第一级估计公允价值是基于活跃市场上我们有能力在计量日期获得的相同负债的未调整报价。

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附注12-租契

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

下表显示了我们综合资产负债表中使用权资产和租赁负债的分类和位置(以百万为单位)：
十二月三十一日，
合并资产负债表位置20212020
使用权资产--经营性经营性租赁资产$2,102 $759 
使用权资产--融资财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额50 53 
使用权资产总额$2,152 $812 
流动经营租赁负债流动经营租赁负债$535 $161 
流动融资租赁负债其他流动负债2 2 
非流动经营租赁负债经营租赁负债1,541 597 
非流动融资租赁负债融资租赁负债57 57 
租赁总负债$2,135 $817 

下表显示了我们的综合业务报表中租赁成本的分类和位置(以百万为单位)：
合并操作报表位置截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
经营租赁费(A)经营成本和支出(1)$621 $432 $612 
融资租赁成本：
使用权资产摊销折旧及摊销费用3 2 3 
租赁负债利息扣除资本化利息后的利息支出9 7 10 
总租赁成本$633 $441 $625 
(A)计入经营租赁成本：
短期租赁成本$139 $93 $230 
可变租赁成本21 16 7 
(1)在销售成本、运营和维护费用或销售、一般和行政费用中列示，与租赁资产的性质一致。

截至2021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，经营租赁(1)融资租赁
2022$600 $11 
2023514 10 
2024456 10 
2025244 10 
2026218 10 
此后294 117 
租赁付款总额2,326 168 
减去：利息(250)(109)
租赁负债现值$2,076 $59 
(1)不包括大约$1.210亿美元具有法律约束力的最低租赁付款，主要针对截至2021年12月31日签约的船舶租赁，但将在未来时期开始，主要在明年开始，固定最低租赁条款为10好几年了。

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下表显示了我们的经营性租赁和融资租赁的加权平均剩余租期和加权平均贴现率：
2021年12月31日2020年12月31日
经营租约融资租赁经营租约融资租赁
加权平均剩余租赁年限(年)5.616.78.217.7
加权平均贴现率(1)3.6%16.2%5.4%16.2%
(1)融资租赁在根据公认会计准则采用现行租赁标准之前开始。根据先前的会计指引，隐含利率以标的资产的公允价值为基础。

下表包括我们的运营和融资租赁的其他量化信息(以百万为单位)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
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$483 $309 $389 
融资租赁的营运现金流10 10 9 
以经营性租赁负债换取的使用权资产1,736 615 235 

液化天然气船舶分租

我们不时地将某些租来的液化天然气船舶分租给第三方，同时保留我们对原出租人的现有义务。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们拥有15百万美元和零未来从LNG船舶分租人收到的最低分租付款。下表显示了在我们的合并经营报表的其他收入中确认的转租收入(以百万为单位)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
固定收益$72 $68 $122 
可变收入37 27 22 
分租收入总额$109 $95 $144 

注13-与客户签订合同的收入

下表列出了截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度内与客户签订合同所赚取的收入(单位：百万)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
液化天然气收入(1)$17,171 $8,954 $8,817 
再气化收入269 269 266 
其他收入91 70 74 
来自客户的总收入17,531 9,293 9,157 
导数净收益(亏损)(2)(1,776)(30)429 
其他(3)109 95 144 
总收入$15,864 $9,358 $9,730 
(1)液化天然气收入包括液化天然气货物的收入，在这些收入中，我们的客户行使了不提货的合同权利，但无论这种选择如何，仍有义务支付固定费用。在截至2020年12月31日的年度内，我们确认了969与客户通知我们不会提货的液化天然气相关的液化天然气收入为100万美元，其中38如果货物按照与客户的交货时间表提货，在截至2021年12月31日的年度内将确认100万美元。我们做到了不是没有与客户通知我们在截至2021年12月31日和2019年12月31日的年度内不会提货的液化天然气货物相关的收入。收入一般在收到客户将不会提货的不可撤销通知时确认，因为我们的客户没有在未来期间提货的合同权利，并且我们对该等LNG货物的履约义务已得到履行。
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(2)看见附注7-衍生工具有关我们的衍生品的更多信息。
(3)包括来自液化天然气船舶分租的收入。看见附注12-租契获取有关我们转租的更多信息。

液化天然气收入

我们与许多第三方客户签订了SPA，以船上交货(FOB)(在Sabine Pass或Corpus Christi LNG终端交付给客户)或在终端交付(DAT)(在客户的LNG接收终端交付给客户)的方式销售LNG。我们的客户一般购买液化天然气的价格包括每MMBtu液化天然气的固定费用(其中一部分受到通货膨胀的年度调整)加上每MMBtu液化天然气的浮动费用，通常等于115亨利·哈勃的股份。固定费用部分是无论客户取消或暂停液化天然气交付都应向我们支付的金额。浮动费用部分是通常只有在交付液化天然气时才向我们支付的金额，加上未来对固定费用的所有通胀调整。SPA和根据SPA提供的合同量不与特定列车捆绑在一起；但是，每个SPA的期限通常从指定列车首次商业交付之日开始。

我们打算主要使用来自我们的Sabine Pass或Corpus Christi LNG终端的LNG，以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。499百万，$414百万美元和美元268截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。

销售LNG的收入在LNG交付给客户时根据合同条款确认，无论是在Sabine Pass或Corpus Christi LNG终端还是在客户的LNG接收终端，合同条款是指合法所有权、实物所有权以及所有权转让给客户的风险和回报。每个单独的液化天然气分子都被视为一项单独的履行义务。每项液化天然气销售安排中规定的每MMBtu合同价格(包括固定和可变费用)代表了合同谈判时液化天然气的独立销售价格。我们的结论是，可变费用符合将可变对价分配给合同特定部分的例外情况。因此，这些合同的可变对价分配给每个不同的LNG分子，并在该不同的LNG分子交付给客户时确认。由于使用了例外，与LNG销售相关的可变对价也不包括在交易价格中。

当我们在DAT基础上销售液化天然气时，我们将所有运输成本，包括租船、装卸和运河费用，视为履行成本，而不是在协议中向客户提供的单独服务，无论此类活动是在客户获得LNG控制权之前还是之后发生。除非GAAP另有规定，否则我们将按实际发生的金额计入履行费用。

根据SPA收到的费用只有在各自列车基本完工后才被确认为液化天然气收入。在基本完工之前，调试阶段产生的销售额将抵消相应列车的建造成本，因为生产液化天然气并将其从仓库中移出是测试设施并使资产达到预期使用所需条件所必需的。

再气化收入

Sabine Pass LNG终端的运营再气化能力约为4Bcf/d约2Sabine Pass LNG终端的再气化能力的bcf/d已保留在二与无关联的第三方客户签订长期TUA协议，根据该协议，无论他们使用LNG终端，都必须支付固定的月费。每个客户都预订了大约1Bcf/d的再气化能力。每个客户都有义务每月向SPLNG支付总计约$125每年100万美元20从2009年开始的年度，这代表了合同中的固定对价。这项费用的一部分每年根据通货膨胀进行调整，这被认为是可变的考虑因素。Sabine Pass LNG终端的剩余容量已由SPL保留，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。我们已经确定，基于运行时间的识别输出方法最能反映这项服务的好处
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因此，LNG再气化产能预留费用在各自TUA的期限内以直线方式确认为再气化收入。

2012年，SPL与TotalEnergie Gas&Power North America，Inc.(“道达尔”)签订了部分TUA分配协议，在SPL项目第5列基本完成后，SPL获得了道达尔与SPLNG根据道达尔TUA提供的几乎所有产能和其他服务。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。尽管道达尔和SPL之间有任何安排，道达尔需要支付给SPLNG的款项将继续由道达尔根据其TUA支付给SPLNG，我们继续将从道达尔收到的付款确认为收入。在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，SPL记录了$129百万，$129百万美元和美元104根据这份部分TUA转让协议，分别作为运营和维护费用。

合同资产和负债

下表显示了我们的合同资产，扣除当期预期信贷损失，这些资产被归类为其他流动资产和其他非流动资产，在我们的综合资产负债表上净额(以百万为单位)：
十二月三十一日，
20212020
合同资产，扣除当前预期信贷损失后的净额$140 $80 

合同资产代表我们在相关对价尚未到期时，根据销售合同的条款将商品或服务转让给客户的对价权利。在截至2021年12月31日的一年中，合同资产的变化主要是由于在某些SPA下交付液化天然气而确认的收入，相关对价尚未到期。

下表反映了我们合同负债的变化，我们将其归类为综合资产负债表上的递延收入和其他非流动负债(以百万为单位)：
截至2021年12月31日的年度
递延收入，期初$138 
收到但尚未在收入中确认的现金194 
从前期递延确认的收入(138)
递延收入，期末$194 

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2021年12月31日和2020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。下表披露了分配给截至2021年12月31日和2020年12月31日尚未履行的履约义务的交易价格总额：
2021年12月31日2020年12月31日
未令人满意的交易价格(以十亿计)加权平均识别时间(年)(1)未令人满意的交易价格(以十亿计)加权平均识别时间(年)(1)
液化天然气收入$107.1 9$102.3 10
再气化收入1.9 42.1 5
总收入$109.0 $104.4 
(1)加权平均确认时间代表对我们将确认未令人满意的交易价格的一半的年数的估计。

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我们选择了以下豁免，从上表中省略了某些潜在的未来收入来源：
(1)我们从上面的表格中省略了最初预期期限为一年或更短的合同中的所有履约义务。
(2)上表基本上排除了我们SPA和TUAS项下的所有可变考虑因素。在上面的表格中，我们省略了完全分配给完全未履行的履行义务或完全未履行的承诺的可变对价，当该履行义务符合串联的条件时，转让构成单一履行义务一部分的独特的货物或服务。未包括在交易价格中的可变费用收入数额将根据Henry Hub在整个合同条款中的未来价格、客户选择接受液化天然气交付的程度以及对消费者价格指数的调整而有所不同。我们的某些合同包含基于或有事件结果和各种指数变动的额外可变对价。我们没有在交易价格中计入这种可变对价，因为最终定价和收款的不确定性导致对价被认为是受限的。大致60%和40在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们从上表所列合同中获得的液化天然气收入的百分比与从客户收到的可变对价有关。在截至2021年12月31日和2020年12月31日的每一年中，大约5我们再气化收入的%与从客户收到的可变对价有关。

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

附注14-关联方交易

天然气供应协议

SPL天然气供应协议

SPL是与关联方在正常业务过程中签订的天然气供应协议的一方，目的是为SPL项目的运营获得固定的每日最低原料气量。该关联方的部分股权由Blackstone Inc.持有，后者也部分拥有CQP的有限合伙人权益。该实体于2021年12月31日被非关联方收购；因此，自该日期起，本协议不再被视为关联方协议。

CCL天然气供应协议

CCL是与关联方在正常业务过程中签订的天然气供应协议的一方，目的是为CCL项目的运营获得固定的每日最低原料气量。然而，该实体于2021年11月1日被非关联方收购；因此，截至该日，本协议不再被视为关联方，本协议披露的关联方交易在该日期之前确认。

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

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在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内，我们在与这些协议相关的合并业务报表中记录了以下金额(以百万计)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
销售成本(A)(1)$162 $114 $85 
(A)计入销售成本：
液化供应导数收益(1)
$13 $(1)$(1)
(1)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。如上所述，这些协定在2021年期间不再被视为关联方协定。

天然气运输和储存协议

SPL是各种天然气运输和储存协议的一方，而CTPL是在正常业务过程中与关联方就SPL项目的运营达成运营平衡协议的一方，初步主要条款最高可达10有延展权的年份。该关联方由Brookfield Asset Management，Inc.部分拥有，Brookfield Asset Management，Inc.于2020年9月间接收购了CQP的部分有限合伙人权益。我们录得液化天然气收入为$1百万美元和零，运营和维护费用为$46百万美元和美元13销售成本为100万美元1百万美元和零分别于截至2021年及2020年12月31日止年度内。此外，我们还记录了应计负债#美元。4截至2021年12月31日和2020年12月31日，与该关联方的合作金额均为100万美元。

CCL是在正常业务过程中与Midship Pipeline就CCL项目的运营签订天然气运输协议的一方，协议期限为10从2020年5月开始的几年。我们对Midship Holdings的投资作为股权投资入账，Midship Holdings管理Midship管道的业务和事务。我们记录的运营和维护费用为$9百万美元和美元6在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内分别为100万美元。此外，我们还记录了应计负债#美元。1截至2021年12月31日和2020年12月31日，与该关联方的合作金额均为100万美元。

运营和维护服务协议

Cheniere LNG O&M Services，LLC(“O&M Services”)，我们的全资子公司，根据协议向Midship管道提供开发、建造、运营和维护服务，根据这些协议，O&M服务收到商定的费用和所发生费用的补偿。运营与维护服务记录$7百万，$9百万美元和美元12在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度中，其他收入分别为百万美元和2截至2021年12月31日和2020年12月31日，根据这些协议向Midship Pipeline提供的服务的应收账款均为百万美元。

附注15-所得税

截至2021年、2020年和2019年12月31日的综合经营报表上的所得税前收入和非控股权益的管辖部分如下(以百万为单位)：
 截至十二月三十一日止的年度：
 202120202019
美国$(2,317)$720 $289 
国际39 (176)426 
未计所得税和非控股利息的总收入(亏损)$(2,278)$544 $715 

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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：
202120202019
当前：
联邦制$— $— $— 
状态3 — — 
外国5 — 4 
总电流8 — 4 
延期：
联邦制(633)41 (475)
状态(89)2 (46)
外国1 — — 
延期合计(721)43 (521)
所得税拨备总额(福利)$(713)$43 $(517)
 
我们的所得税税率与法定所得税税率并不存在惯常的关系。将21%的联邦法定所得税税率与我们的有效所得税税率进行对账如下：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
美国联邦法定税率21.0 %21.0 %21.0 %
非控制性权益7.2 (22.6)(17.2)
扣除联邦福利后的州税(2.5)— (5.4)
高管薪酬(0.5)1.4 1.3 
不可扣除的利息支出— 8.0 5.0 
在美国征税的外国收益。— 1.2 6.7 
外币利差(0.1)(3.7)(11.4)
税收抵免0.6 (4.5)(5.2)
内部重组— 7.0 — 
其他— 1.0 1.4 
估值免税额5.6 (0.9)(68.5)
申报的实际税率31.3 %7.9 %(72.3)%

截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们递延税项资产和负债的重要组成部分如下(以百万计)：
十二月三十一日，
20212020
递延税项资产  
净营业亏损结转和贷方
联邦制$3,231 $3,084 
外国2 3 
状态244 257 
联邦和州税收抵免108 95 
衍生工具951 7 
其他584 283 
减去：估值免税额(63)(190)
递延税项资产总额5,057 3,539 
递延税项负债 
对伙伴关系的投资(716)(765)
财产、厂房和设备(2,638)(2,089)
其他(499)(196)
递延税项负债总额(3,853)(3,050)
递延税项净资产$1,204 $489 
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评税免税额

本集团确认递延税项资产及负债因根据公认会计原则下现有资产及负债的账面值与其各自税基之间的差额而产生的未来税务后果，以及因营业净亏损(“NOL”)结转及税项抵免结转而产生的未来税务后果。我们评估截至每个报告日期的递延税项资产的变现能力，权衡所有正面和负面证据，如果我们确定部分或全部递延税项资产更有可能无法变现，则建立估值拨备。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，我们会考虑各种因素，例如历史盈利能力、固定价格长期水疗中心对持续盈利能力的未来预测、现有递延税项负债的冲销、我们液化项目所达成的建设及营运里程碑，以及我们的长期水疗中心实现首次商业交付日期。我们记录了一笔#美元的估值津贴。1902020年以我们的递延税项资产抵销100万美元。我们的估价津贴减少了#美元。127截至2021年12月31日的一年，这主要是由于我们路易斯安那州的一部分NOL不再需要估值津贴。支持这一结论的积极证据包括路易斯安那州税法的变化，允许无限期结转NOL，加上CCL项目第三列列车的成功完成和随后的运营，以及在固定价格长期水疗中心的支持下对未来持续盈利的预测。我们维持了#美元的估值津贴。63截至2021年12月31日，主要针对国家NOL结转递延税资产，我们仍然认为，对于这些资产，很可能没有达到确认门槛。

NOL和税收抵免结转

截至2021年12月31日，我们有联邦、州和外国NOL结转约为$15.7亿，美元2.410亿美元10.0分别为100万美元。大约$13.8我们的NOL中有10亿个有一个不确定的结转期。所有其他NOL将在2028年至2037年之间到期。

截至2021年12月31日，我们有联邦和州税收抵免结转$107百万美元和美元1分别为100万美元。联邦税收抵免结转包括投资税收抵免结转#美元。60与我们液化项目投入使用的资本设备相关的100万美元。我们在流通法下对我们的联邦投资税收抵免进行核算。结转的联邦税收抵免还包括$44有100万的外国税收抵免与2014至2021年的纳税年度有关。结转的联邦和州税收抵免将在2024年至2041年之间到期。

2008年、2010年和2012年，我们在美国国税法(IRC)第382条的规定下经历了所有权变更。根据IRC第382节的规定，对我国NOL使用的年度限制进行了分析。现已确定，IRC第382条不会限制在结转期内使用我们的NOL。我们继续监控我们股票的交易活动，这可能会导致额外的所有权变更，最终可能会影响我们充分利用现有NOL结转的能力。

未确认的税收优惠

截至2021年12月31日，我们有未确认的税收优惠，金额为65百万美元。如果已识别，则$56数百万未确认的税收优惠将影响我们未来时期的有效税率。目前，我们不确认与我们的综合经营报表或综合资产负债表中提供的未确认税收优惠相关的利息和罚款，因为不确定的税收状况的结算将导致我们的NOL结转调整。与所得税有关的利息和罚款将被确认为所得税费用的一部分。

我们在美国以及各个州和外国司法管辖区都要纳税，我们仍然受到税务机关的定期审计和审查。2017年后的联邦和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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截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度，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：
20212020
年初余额$62 $61 
基于与本年度相关的纳税头寸的增加3 1 
增加前几年的纳税状况— — 
前几年的减税情况— — 
聚落— — 
美国税改税率变化— — 
年终结余$65 $62 

附注16-基于股份的薪酬
  
我们已根据修订后的2011年激励计划(“2011计划”)和2020年激励计划(“2020计划”)向员工和非员工董事授予限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位和影子单位。2011年计划和2020年奖励计划规定发布35.0百万股和8.0按本公司董事会薪酬委员会(“薪酬委员会”)所认为的各种基于股票的表现奖励的形式，分别持有本公司普通股的百万股。

我们根据奖励的估计公允价值确认基于股份的薪酬。这些费用的确认期限从适用的服务开始日期或赠与日期开始，并持续到整个必要的服务期。

对于股权分类股份薪酬奖励(包括授予员工和非员工董事的限制性股票、限制性股票单位和绩效股票单位)，薪酬成本按授予日期的公允价值确认，除非进行修改，否则不会随后重新计量。公允价值被确认为费用(扣除任何资本)，对于完全根据服务条件授予的奖励使用直线基础，对于基于绩效条件授予的奖励使用加速确认方法。对于既有时间条件又有绩效条件的奖励，我们根据每个报告期内绩效条件的可能结果确认薪酬成本。对于现金结算的负债分类股份薪酬奖励(包括虚拟单位和部分绩效股票单位)，薪酬成本通过结算或到期按公允价值重新计量。

我们会在罚没发生时对其进行核算。

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：
202120202019
基于股份的薪酬成本，税前：
股权奖励$105 $114 $131 
赔偿责任(1)40 2 9 
基于股份的总薪酬145 116 140 
资本化股份薪酬(5)(6)(9)
基于股份的薪酬总支出$140 $110 $131 
与基于股份的薪酬支出相关的税收优惠$33 $23 $14 
(1)2021年确认的与责任奖励相关的基于股份的补偿金额包括0.2持有的百万个业绩份额单位五计划在2022年授予的员工，由于修改以现金代替股票结算奖励，这些员工在2021年从股权奖励重新分类为责任奖励。我们确认了大约$18由于修改而增加的费用为100万美元。

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截至2021年12月31日，与非既得性基于股份的薪酬安排有关的未确认薪酬成本总额包括：
未确认的补偿成本
(单位：百万)		在加权平均期间内确认
(年)
限制性股票奖励$1 0.3
限制性股票单位奖和绩效股票单位奖$140 1.5

限制性股票奖励

限制性股票奖励是普通股的奖励，受转让限制的限制，如果接受者在限制失效之前终止与我们的雇佣关系，则有被没收的风险。这些奖励是根据服务条件(一, 二, 三或四-服务年限)和工作条件。截至2021年12月31日，奖项的所有演出条件均已达到。

下表提供了我们已发行的限制性股票的摘要(单位为百万，不包括每股信息)：
 
股票		加权平均授予日期每股公允价值
截至2021年1月1日的未归属资产
0.1 $41.78 
授与0.0 0.00 
既得(0.1)45.10 
被没收0.0 0.00 
截至2021年12月31日未归属
0.0 $0.00 

截至2021年12月31日、2020年及2019年12月31日止年度归属的限制性股票奖励的公允价值为2百万，$3百万美元和美元3分别为100万美元。

限制性股票单位奖和绩效股票单位奖

限制性股票单位是指在服务期内授予三年并使持有人有权在归属时获得我们普通股的股份，但受转让限制的限制，如果接受者在限制失效之前终止与我们的雇佣关系，则有被没收的风险。绩效股票单位在一段时间后计入悬崖归属三年支出依据的指标取决于市场，以及与预先设定的业绩目标相比，在规定的业绩期间内取得的业绩。奖励的结算金额基于业绩条件，包括每股累计可分配现金流，在某些情况下，基于市场条件，包括我们普通股的绝对股东总回报(“ATSR”)。所有绩效股票单位将完全以股票结算，但在2021年和2022年授予某些官员的奖励除外，将以现金结算，上限为#美元。32022年以现金代替股票结算的100万和某些奖励。此外，审计委员会于2021年12月授权薪酬委员会酌情允许某些官员选择现金结算其在2023年和2024年赚取和归属的业绩股票单位。

在适用情况下，对包含ATSR市况的绩效股票单位的补偿是基于截至授予日使用蒙特卡罗模型分配给市场指标的公允价值，该模型利用第三级输入，如预计股票波动率和预计无风险利率，并在股权结算成分的归属期间保持不变，并在每个报告期重新计量现金结算成分。由于对每股累计可分配现金流的业绩指标预期实现情况的估计发生变化，归属于业绩指标的薪酬成本将有所不同。在归属期间结束时可赚取的股份数量范围为0最高百分比300目标奖励金额的%。限制性股票单位和绩效股票单位都将以Cheniere普通股(一对一)进行结算，并被归类为股权奖励，但2021年和2022年授予的部分绩效股票单位将部分以现金结算，受个人限制。此外，审计委员会于2021年12月授权薪酬委员会酌情允许某些官员选择现金结算其在2023年和2024年赚取和归属的业绩股票单位。预计将以Cheniere普通股结算的绩效股票单位部分(一对一)被归类为股权奖励，预计将以现金结算的绩效股票单位部分被归类为责任奖励。

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下表提供了我们未偿还的限制性股票单位和绩效股票单位奖励的摘要，假设包含绩效条件的奖励以目标支付(单位为百万，但单位信息除外)：
 单位每单位加权平均授予日期公允价值
截至2021年1月1日的未归属资产
3.7 $60.00 
已批准(1)2.2 70.99 
既得(2.1)59.57 
被没收(0.1)64.31 
2021年12月31日未归属(2)
3.7 $66.71 
(1)这一数字包括0.2根据之前授予的绩效股票单位奖励的业绩结果发行的100万股我们普通股的增量股票。
(2)这一数字不包括1.31,000,000个业绩存量单位，这是如果达到目标奖励金额下的最高业绩水平，将发放的共同单位的增量数量。

下表汇总了已发行的限制性股票单位和绩效股票单位奖励以及归属单位的公允价值：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
单位发行量(单位：百万)2.2 1.8 1.9 
加权平均授权日单位公允价值$70.99 $53.88 $67.47 
归属单位的公允价值(单位：百万)$123 $137 $45 

幻影单元奖
 
影子单位是在归属期间授予员工的基于股份的奖励，使受赠人有权在每次归属时获得相当于我们普通股价值的现金。幻影单位没有资格获得季度分配。这些奖励是根据服务条件(二, 三或四-服务年限)。我们做到了不是在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，不向我们的员工和非员工董事发行任何影子单位。在截至2021年12月31日的年度内归属的剩余未清偿幻影单位。截至2021年12月31日、2020年及2019年12月31日止年度归属的虚拟单位价值为1百万，$4百万美元和美元11分别为100万美元。

附注17-员工福利计划

我们有一个明确的供款计划(“401(K)计划”)，允许符合条件的员工供款至多75他们薪酬的%，最高可达美国国税局的最高限额。我们将每位员工的延期(缴费)匹配到6%的补偿，并可由我们酌情作出额外的贡献。员工会立即受益于我们做出的贡献。我们对401(K)计划的贡献是$15截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的每一年均为百万美元。我们已经做出了不是迄今对401(K)计划的可自由支配缴款。

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附注18-普通股股东每股净收益(亏损)

下表核对了截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度基本普通股和稀释加权平均普通股(单位为百万股，每股数据除外)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
普通股股东应占净收益(亏损)$(2,343)$(85)648
加权平均已发行普通股：
基本信息253.4 252.4 256.2 
稀释性未归属股票— — 1.9 
稀释253.4 252.4 258.1 
普通股股东每股净收益(亏损)--基本$(9.25)$(0.34)$2.53 
普通股股东每股净收益(亏损)-摊薄$(9.25)$(0.34)$2.51 

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：
202120202019
未归属股票(1)1.8 3.4 2.3 
可转换票据
2021年Cheniere可转换无担保票据(2)— — 13.7 
11%2025年到期的可转换优先担保票据(“2025年CCH HoldCo II可转换优先票据”)(3)— — 25.5 
2045 Cheniere可转换优先票据(4)— 4.5 4.5 
潜在摊薄的普通股总数1.8 7.9 46.0 
(1)包括含有业绩条件的未归属股份的影响，只要基本业绩条件基于各自日期的实际业绩得到满足。
(2)在2021年第二季度，我们以现金偿还了2021年Cheniere可转换无担保票据的剩余本金；因此，2021年Cheniere可转换无担保票据不包括在截至2021年12月31日的年度每股净收益的计算中。此外，由于我们有意及有能力以现金结算2021年Cheniere可转换无抵押票据的剩余未偿还本金金额，以及以现金或股份结算超额转换溢价(“转换利差”)，故采用库存股方法计算转换利差对截至2020年12月31日止年度每股净收益的任何潜在摊薄影响。然而，由于我们普通股的平均市场价格没有超过我们2021年Cheniere可转换无担保票据的转换价格，转换价差不包括在截至2020年12月31日的年度的稀释后每股净收益的计算中。
(3)在2020年第三季度，我们赎回了2025年CCH HoldCo II可转换优先债券的剩余本金和相关现金溢价；因此，2025 CCH HoldCo II可转换优先债券没有计入截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度每股净收益。
(4)由于我们有意愿和能力以现金结算2045年Cheniere可转换优先票据的未偿还本金金额，并以现金或股票结算转换利差，因此采用库存股方法计算转换利差对截至2021年12月31日止年度每股净收益的任何潜在摊薄影响。然而，由于我们普通股的平均市场价格没有超过我们2045年Cheniere可转换优先票据的转换价格，转换价差不包括在截至2021年12月31日的年度的稀释后每股净收益的计算中。

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附注19-股东权益

共享回购计划

2019年6月3日，我们宣布董事会授权三-年份，$1.0亿股我们的普通股回购计划。2021年9月7日，董事会批准将股票回购计划重置为$1.0亿美元，包括截至2021年9月30日根据先前授权剩余的任何金额，用于额外三年从2021年10月1日开始。下表列出了截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度内普通股回购的信息(单位为百万，不包括每股数据)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
回购的普通股合计0.1 2.9 4.0 
加权平均每股支付价格$87.32 $53.88 $62.27 
已支付总金额$9 $155 $249 

截至2021年12月31日，我们拥有高达998百万的股份回购计划可用。

分红

在截至2021年12月31日的年度内，我们宣布并支付了首个季度股息$0.33每股普通股。2022年1月25日，我们宣布季度股息为$0.33每股普通股，将于2022年2月28日支付给2022年2月7日登记在册的股东。

附注20-承付款和或有事项

我们有各种合同义务，这些义务在我们的综合财务报表中记为负债。其他项目，如某些无条件购买承诺和截至2021年12月31日不符合负债定义的其他已执行合同，不被确认为负债，但需要在我们的综合财务报表中披露。

液化天然气终端承诺和或有事项
 
EPC合同

SPL与Bechtel石油、天然气和化学品公司(“Bechtel”)就SPL项目第6列列车的工程、采购和建造签订了一份一次性交钥匙合同。2022年2月4日基本完工的SPL项目6号列车EPC合同和目前在建的第三个海上泊位的合同总价约为8美元2.510亿美元，反映截至2021年12月31日根据变更单发生的金额。截至2021年12月31日，我们大约有0.2这份合同下还有10亿美元。

天然气供应、运输和储存服务协议

SPL、CCL和CCL第三阶段分别拥有实物天然气供应合同，以确保SPL项目、CCL项目和Corpus Christi第三阶段的潜在未来开发的天然气原料。这些合同的剩余条款最高可达15好几年了。

此外，SPL和CCL分别为SPL项目和CCL项目签订了天然气运输和储存服务协议。天然气运输协议的初始条款最高可达20SPL项目和CCL项目的年限，以及某些合同的续签选择权，并在出现先例条件时开始。SPL项目的天然气储存服务协议的初始期限最长为10年，CCL项目的天然气储存服务协议的初始期限为五年.

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合并财务报表附注--续

截至2021年12月31日，SPL、CCL和CCL根据天然气供应、运输和储存服务协议第三阶段对满足先例条件的合同的义务如下(以十亿计)：
截至12月31日止的年度，到期付款(%1)
2022$8.8 
20236.3 
20244.6 
20253.3 
20262.7 
此后16.5 
总计$42.2 
(1)天然气供应合同的定价根据根据基差调整的市场商品基准价格而变化，IPM协议的定价根据全球天然气市场价格减去固定液化费用和我们的某些成本而变化。. 所包括的金额是基于截至2021年12月31日的估计远期价格和基差。我们的一些合同可能没有作为为提供天然气供应、运输和储存服务的基础资产安排融资的一部分进行谈判。不包括大约1,790TBTU和548根据与EOG Resources，Inc.的修订IPM协议和天然气供应协议，该协议于2021年12月31日之后签署，其中部分协议取决于某些资产基础设施的启用日期，基本上所有协议都将在2026年后交付。

环境和监管事项

我们的液化天然气终端和管道受到联邦、州和地方法规、规则、法规和法律的广泛监管。这些法律要求我们与适当的联邦和州机构进行协商，并获得和维护适用的许可证和其他授权。不遵守这些法律可能会导致法律诉讼，其中可能包括巨额罚款。我们相信，根据目前已知的信息，遵守这些法律法规不会对我们的运营结果、财务状况或现金流产生实质性的不利影响。

法律诉讼

我们现在是，将来也可能以当事人的身份参与各种法律程序，这些程序是正常业务过程中附带的。我们定期分析当前信息，并在必要时为最终处置这些事项可能产生的负债提供应计项目。我们确认与法律和监管事项相关的法律成本，因为它们发生了。虽然这些诉讼事项和申索的结果不能肯定地预测，但我们相信这些事项可能造成的合理损失，无论是个别或整体而言，都不是重大的损失。此外，我们相信这类事件可能的最终结果不会对我们的经营业绩、财务状况或现金流产生实质性影响。

注21-客户集中度
  
下表分别显示了收入占外部客户总收入10%或以上的外部客户和拥有应收账款的外部客户，扣除当前预期信用损失和合同资产后，当前预期信用损失余额占应收账款总额10%或以上的净额，扣除外部客户当前预期信用损失和合同资产后的净额：
外部客户总收入的百分比应收账款、净资产和合同资产、外部客户净额的百分比
截至十二月三十一日止的年度：十二月三十一日，
20212020201920212020
客户A12%14%16%10%14%
客户B12%12%10%*12%
客户C10%10%11%**
客户D*10%11%**
*低于10%

97

Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续

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：
202120202019
爱尔兰$1,838 $1,130 $989 
新加坡1,740 646 533 
韩国1,680 942 1,207 
西班牙1,577 1,034 598 
印度1,375 1,021 1,160 
美国1,340 2,466 2,807 
英国1,246 678 559 
其他国家5,068 1,441 1,877 
总计$15,864 $9,358 $9,730 

附注22-补充现金流量信息

下表提供了现金流量信息的补充披露(单位：百万)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
期内为债务利息支付的现金，扣除资本化金额$1,365 $1,395 $1,126 
支付所得税的现金，扣除退款后的净额4 2 24 
非现金投资和融资活动：
财产、厂房和设备，扣除由应付账款和应计负债提供资金的累计折旧后的净额339 282 473 

98

项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
 
没有。

第9A项。控制和程序
 
信息披露控制和程序的评估
 
披露控制和程序包括但不限于控制和程序，旨在确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，并且这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关要求披露的决定。

根据他们对截至2021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)有效，以确保我们根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息是：(1)积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时做出关于所需披露的决定；以及(2)记录、处理、在美国证券交易委员会规则和表格规定的期限内汇总上报。
 
在最近一个财政季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
 
管理层关于财务报告内部控制的报告
 
我们的管理层关于财务报告内部控制的报告已包括在我们的合并财务报表中，并通过引用并入本文。

项目9B。其他信息

没有。

项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

不适用。

99

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2021年12月31日的财政年度结束后120天内根据第14A条提交。

项目14.首席会计师费用和服务
 
我们的独立注册会计师事务所是毕马威会计师事务所, 休斯敦，得克萨斯州，审计师事务所ID185.

本项目所需的其余信息通过引用纳入Cheniere的最终委托书，该委托书将在Cheniere截至2021年12月31日的财政年度结束后120天内根据第14A条提交。
100

第四部分

项目15.证物和财务报表附表

(A)财务报表、附表和证物

(1)财务报表-Cheniere Energy，Inc.及其子公司：

Cheniere Energy，Inc.管理层向股东提交的报告
53
独立注册会计师事务所报告
54
合并业务报表
57
合并资产负债表
58
股东权益合并报表
59
合并现金流量表
60
合并财务报表附注
61

(2)财务报表附表：

附表一-注册人截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度的简明财务资料
119
附表二-估值及合资格账目
126

(三)展品：

作为本表格10-K证物提交的某些协议包含协议各方的陈述、保证、契诺和条件，这些陈述、保证、契诺和条件是完全为协议各方的利益而订立的。这些陈述、保证、契诺和条件：

•在所有情况下都不应被视为对事实的明确陈述，而是在事实证明不准确的情况下将风险分摊给一方当事人的一种方式；

•可能受到与协议谈判有关的向其他当事方作出的披露的限制，而这些披露不一定反映在协议中；

•可适用与合理投资者不同的重要性标准；以及

•仅在协定中规定的日期作出，并视随后的事态发展和情况变化而定。

因此，这些陈述和保证不得描述截至其作出之日或在任何其他时间的实际情况。包括这些协议是为了向您提供有关其条款的信息，而不是为了提供有关公司或协议其他各方的任何其他事实或披露信息。投资者不应依赖它们作为事实陈述。

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
2.1
由CQP、Cheniere管道公司、Grand Cheniere管道公司、有限责任公司和本公司修订和重新签署的买卖协议，日期为2012年8月9日
CQP
8-K10.28/9/2012
3.1
重述的公司注册证书
Cheniere10-Q3.18/10/2004
3.2
公司重新注册成立证书修订证书
Cheniere8-K3.12/8/2005
101

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
3.3
公司重新注册成立证书修订证书
Cheniere
(SEC File No. 333-160017)
S-84.36/16/2009
3.4
公司重新注册成立证书修订证书
Cheniere8-K3.16/7/2012
3.5
公司重新注册成立证书修订证书
Cheniere8-K3.12/5/2013
3.6
2015年12月9日修订和重述的公司章程
Cheniere8-K3.112/15/2015
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
Cheniere8-K3.19/19/2016
4.1
公司普通股证书式样
Cheniere
(SEC File No. 333-10905)
S-14.18/27/1996
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-K4.12/4/2013
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-K4.1.14/16/2013
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-K4.1.24/16/2013
4.5
2023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4.4)
CQP
8-K4.1.24/16/2013
4.6
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-K4.111/25/2013
4.7
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-K4.15/22/2014
4.8
2024年到期的5.750厘高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.7)
CQP
8-K4.15/22/2014
4.9
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-K4.25/22/2014
4.10
2023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-K4.25/22/2014
4.11
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-K4.13/3/2015
4.12
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4.11)
CQP
8-K4.13/3/2015
4.13
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-K4.16/14/2016
4.14
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4.13)
CQP
8-K4.16/14/2016
4.15
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-K4.19/23/2016
4.16
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-K4.29/23/2016
4.17
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4.16)
CQP
8-K4.29/23/2016
4.18
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-K4.13/6/2017
4.19
2028年到期的4.200厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.18)
CQP
8-K4.13/6/2017
102

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
4.20
第十一次补充契约，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
SPL8-K4.15/8/2020
4.21
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4.20)
SPL8-K4.15/8/2020
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-K4.12/27/2017
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-K4.12/27/2017
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
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)
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
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)
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
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)
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
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)
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
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)
4.34
本公司、担保人和纽约梅隆银行作为受托人之间的契约，日期为2015年3月9日
Cheniere8-K4.13/13/2015
4.35
作为发行方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2015年3月9日
Cheniere8-K4.23/13/2015
4.36
2045年到期的4.25%可转换优先票据的格式(作为上文附件4.35的附件A)
Cheniere8-K4.23/13/2015
4.37
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
Cheniere8-K4.19/22/2020
4.38
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
Cheniere8-K4.29/22/2020
4.39
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4.38)
Cheniere8-K4.29/22/2020
4.40
截至2016年5月18日的契约，CCH作为担保人，发行人、CCL、CCP和Corpus Christi管道有限责任公司为担保人，纽约梅隆银行为受托人
Cheniere8-K4.15/18/2016
4.41
2024年到期的7.000厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.40)
Cheniere8-K4.15/18/2016
4.42
第一补充契约，日期为2016年12月9日，CCH作为担保人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC为担保人，纽约梅隆银行为受托人
Cheniere8-K4.112/9/2016
4.43
2025年到期的5.875厘高级担保票据表格(作为上文附件A-1至附件4.42包括在内)
Cheniere8-K4.112/9/2016
103

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
4.44
第二份补充契约，日期为2017年5月19日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC，受托人为纽约梅隆银行
CCH8-K4.15/19/2017
4.45
2027年到期的5.125厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.44)
CCH8-K4.15/19/2017
4.46
第三补充契约，日期为2019年9月6日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC，受托人为纽约梅隆银行
CCH8-K4.19/12/2019
4.47
第四份补充契约，日期为2019年11月13日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC，受托人为纽约梅隆银行
CCH8-K4.111/13/2019
4.48
2029年到期的3.700%票据表格(作为上文附件A-1至附件4.47包括在内)
CCH8-K4.111/13/2019
4.49
第五补充契约，日期为2021年8月24日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC，受托人为纽约梅隆银行
CCH8-K4.18/24/2021
4.50
2039年到期的2.742厘高级抵押票据表格(作为上文附件A-1至附件4.49包括在内)
CCH8-K4.18/24/2021
4.51
债券，日期为2020年8月20日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi管道有限责任公司，受托人为纽约梅隆银行
CCH8-K4.18/21/2020
4.52
2039年12月31日到期的3.52%高级担保票据的格式(作为上文附件A-1至附件4.51)
CCH8-K4.18/21/2020
4.53
债券，日期为2019年9月27日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi管道有限责任公司，受托人为纽约梅隆银行
CCH8-K4.19/30/2019
4.54
2039年12月31日到期的4.80%优先票据表格(作为上文附件A-1至附件4.53)
CCH8-K4.19/30/2019
4.55
债券，日期为2019年10月17日，发行人为CCH，担保人为CCL、CCP和Corpus Christi管道有限责任公司，受托人为纽约梅隆银行
CCH8-K4.110/18/2019
4.56
2039年12月31日到期的3.925厘优先债券表格(载于附件A至附件4.55)
CCH8-K4.110/18/2019
4.57
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-K4.19/18/2017
4.58
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-K4.29/18/2017
4.59
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-K4.19/12/2018
4.60
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-K4.19/12/2019
4.61
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4.60)
CQP8-K4.19/12/2019
4.62
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
Cheniere10-Q4.411/6/2020
4.63
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
CQP8-K4.13/11/2021
104

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
4.64
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4.63)
CQP8-K4.13/11/2021
4.65
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
CQP8-K4.19/27/2021
4.66
2032年到期的3.25%优先债券表格(作为上文附件A-1至附件4.65)
CQP8-K4.19/27/2021
4.67
第七份补充契约，日期为2021年9月27日，由CQP、担保人一方和纽约梅隆银行作为契约受托人
CQP8-K4.110/1/2021
4.68
根据1934年《证券交易法》第12条登记的注册人证券说明
Cheniere10-K4.452/25/2020
10.1
道达尔液化天然气美国公司和SPLNG公司签订的液化天然气终端使用协议，日期为2004年9月2日
Cheniere10-Q10.111/15/2004
10.2
道达尔液化天然气美国公司和SPLNG之间于2005年1月24日修订的液化天然气终端使用协议
Cheniere10-K10.403/10/2005
10.3
Total Gas&Power North America，Inc.和SPLNG之间于2010年6月15日修订的LNG终端使用协议
Cheniere10-Q10.28/6/2010
10.4
道达尔液化天然气美国公司和SPLNG公司之间于2004年9月2日签署的综合协议
Cheniere10-Q10.211/15/2004
10.5
父母担保，日期为2004年11月5日，由Total S.A.以SPLNG为受益人
Cheniere10-Q10.311/15/2004
10.6
Total Gas&Power North America，Inc.和SPLNG之间的信函协议，日期为2012年9月11日
CQP
10-Q10.111/2/2012
10.7
雪佛龙美国公司和SPLNG于2004年11月8日签署的液化天然气终端使用协议
Cheniere10-Q10.411/15/2004
10.8
雪佛龙美国公司和SPLNG之间于2005年12月1日签署的液化天然气终端使用协议修正案
SPLNGS-410.2811/22/2006
10.9
雪佛龙美国公司和SPLNG之间于2010年6月16日修订的液化天然气终端使用协议
Cheniere10-Q10.38/6/2010
10.10
2004年11月8日雪佛龙美国公司和SPLNG之间的综合协议
Cheniere10-Q10.511/15/2004
10.11
雪佛龙德士古公司至SPLNG的担保协议，日期为2004年12月15日
SPLNGS-410.1211/22/2006
10.12
SPL和SPLNG之间的第二次修订和重新签署的液化天然气终端使用协议，日期为2012年7月31日
SPLNG8-K10.18/6/2012
10.13
SPL和SPLNG之间的信函协议，日期为2013年5月28日
SPLNG10-Q10.18/2/2013
10.14
CQP以SPLNG为受益人的担保协议，日期为2012年7月31日
SPLNG8-K10.28/6/2012
10.15†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(修订至2017年4月13日)
Cheniere10-Q10.18/8/2017
10.16†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划下的限制性股票授予表格(美国-新员工)
Cheniere8-K10.138/10/2012
10.17†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(18-20级)下限制性股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-K10.372/24/2017
10.18†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(18-20级)下限制性股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-Q10.25/4/2017
10.19†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(17级)下限制性股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-K10.382/24/2017
10.20†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(16级及以下高管离职计划)下限制性股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-K10.392/24/2017
105

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.21†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(16级及以下-薪酬计划)下限制性股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-K10.402/24/2017
10.22†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(16级及以下)下的限制性股票单位奖励协议格式
Cheniere10-Q10.45/4/2017
10.23†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(新加坡)(16级及以下)下的限制性股票单位奖励协议表格
Cheniere10-Q10.55/4/2017
10.24†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(18-20级)下绩效股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-K10.412/24/2017
10.25†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(18-20级)下绩效股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-Q10.75/4/2017
10.26†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(17级)下绩效股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-K10.422/24/2017
10.27†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(17级)下的绩效股票单位奖励协议格式
Cheniere10-Q10.85/4/2017
10.28†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(16级及以下高管离职计划)下绩效股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-K10.432/24/2017
10.29†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(英国)(16级及以下)下的绩效股票单位奖励协议格式
Cheniere10-Q10.95/4/2017
10.30†
Cheniere Energy，Inc.2011年激励计划(2019级18-20级)下绩效股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-K10.352/26/2019
10.31†
Cheniere Energy，Inc.2014-2018年长期现金激励计划
Cheniere10-Q10.94/30/2015
10.32†
Cheniere Energy，Inc.2015长期现金激励计划下的幻影单位奖励协议表格(美国-高管)
Cheniere10-Q10.104/30/2015
10.33†
Cheniere Energy，Inc.2015长期现金激励计划下的幻影单位奖励协议表格(美国-非执行)
Cheniere10-Q10.114/30/2015
10.34†
Cheniere Energy，Inc.2015长期现金激励计划下的幻影单位奖励协议表格(英国-高管)
Cheniere10-Q10.124/30/2015
10.35†
Cheniere Energy，Inc.2015长期现金奖励计划下的幻影单位奖励协议表格(英国-非执行)
Cheniere10-Q10.134/30/2015
10.36†
Cheniere Energy，Inc.2015长期现金激励计划下的幻影单元奖励协议表格(美国-顾问)
Cheniere10-Q10.144/30/2015
10.37†
Cheniere Energy，Inc.2015长期现金奖励计划下的幻影单元奖励协议表格(英国-顾问)
Cheniere10-Q10.154/30/2015
10.38†
Cheniere Energy，Inc.2020年激励计划
Cheniere(SEC No. 333-238261)
S-84.95/14/2020
10.39†
Cheniere Energy，Inc.2020年激励计划(董事)下的限制性股票授权表
Cheniere
8-K
10.4
5/20/2020
10.40†
Cheniere Energy，Inc.2020年激励计划(董事)下的限制性股票授权表
Cheniere10-Q10.18/5/2021
10.41†
Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下的绩效股票单位奖励协议表格(18-20级主管)
Cheniere8-K10.55/20/2020
10.42†
Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下的限制性股票单位奖励协议格式(18-20级)
Cheniere8-K10.65/20/2020
106

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.43†
Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下绩效股票单位奖励协议的格式
Cheniere10-K10.452/24/2021
10.44†*
Cheniere Energy，Inc.2020激励计划下绩效股票单位奖励协议的格式
10.45†*
修订和重新启动Cheniere Energy，Inc.Key高管薪酬计划(2021年11月3日生效)和摘要计划说明
10.46†*
董事延期补偿计划(2022年2月10日生效)
10.47†*
董事延期补偿计划下延期股票型单位奖励协议格式
10.48†
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
Cheniere8-K10.15/12/2016
10.49†
公司与Jack Fusco的雇佣协议修正案，日期为2019年8月15日
Cheniere8-K10.18/15/2019
10.50†
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
Cheniere8-K10.18/13/2021
10.51†
Cheniere Energy，Inc.修订和重新发布了退休政策，日期为2019年8月15日
Cheniere10-K10.492/25/2020
10.52†
公司高级职员的弥偿协议格式
Cheniere8-K10.25/20/2020
10.53†
公司董事弥偿协议的格式
Cheniere8-K10.15/20/2020
10.54†
公司与盛大道格拉斯的信函协议，日期为2019年11月1日
Cheniere8-K10.111/1/2019
10.55†
公司与Michael J.Wortley之间的信函协议，日期为2020年8月5日
Cheniere8-K10.18/6/2020
10.56
第三次修订和重新签署的共同条款协议，由SPL作为借款人、有担保债务持有人集团代表方、有担保对冲代表方、有担保天然气对冲代表方和法国兴业银行作为共同担保托管人和债权人间代理人
Cheniere8-K10.23/23/2020
10.57
营运资金循环信贷和信用证偿还协议，其中SPL作为借款人、SPL的某些子公司、丰业银行作为高级贷款机构、法国兴业银行作为共同担保受托人、开证行和贷款方不时与其他参与方签订协议
SPL8-K10.13/23/2020
10.58
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
SPL8-K10.33/23/2020
10.59
第三次修订和重新签署的共同条款协议第一修正案，日期为2021年7月26日，由SPL作为借款人、有担保债务持有人集团代表方、有担保对冲代表方、有担保天然气对冲代表方以及法国兴业银行作为共同担保受托人和债权人间代理人
Cheniere10-Q10.211/4/2021
10.60
修订和重新签署的定期贷款安排协议，日期为2018年5月22日，由CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、CCL、贷款方不时与法国兴业银行作为定期贷款安排代理签订
Cheniere8-K10.15/24/2018
107

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.61
修订和重新签署的共同条款协议，日期为2018年5月22日，由CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC，CCL、法国兴业银行作为定期贷款安排代理，丰业银行作为营运资金安排代理，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
Cheniere8-K10.25/24/2018
10.62
修订和重新签署的共同条款协议第一修正案，日期为2018年11月28日，由CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、法国兴业银行作为定期贷款机构代理、丰业银行作为周转资金机构代理、彼此代表其各自的贷款机构代理以及法国兴业银行作为债权人间代理签署
Cheniere10-K10.62/26/2019
10.63
对修订和重新签署的共同条款协议的第二次修正，日期为2019年8月30日，由CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP、法国兴业银行作为定期贷款安排代理、丰业银行作为营运资金安排代理、彼此代表其各自的贷款机构、以及法国兴业银行作为债权人间代理。
Cheniere10-Q10.411/1/2019
10.64
截至2019年11月8日由CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、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、彼此代表其各自的贷款机构、以及法国兴业银行作为债权人之间的共同条款协议第三修正案
Cheniere10-K10.622/24/2021
10.65
CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、法国兴业银行作为定期贷款安排代理、丰业银行作为营运资金安排代理、彼此代表其各自的贷款机构、以及法国兴业银行作为债权人间代理对修订和重新签署的共同条款协议进行了第四次修正
Cheniere10-K10.632/24/2021
10.66
CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、法国兴业银行作为定期贷款安排代理、丰业银行作为营运资金安排代理、彼此代表其各自的贷款机构、法国兴业银行作为债权人间代理以及CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC之间对修订和重新启动的共同条款协议的第五修正案
Cheniere10-K10.642/24/2021
10.67
CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、法国兴业银行作为定期贷款安排代理、丰业银行作为周转资金安排代理、彼此代表其各自的贷款机构、法国兴业银行作为债权人间代理以及CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC之间的修订和重新启动的共同条款协议第六修正案
Cheniere10-Q10.38/5/2021
10.68*
CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、法国兴业银行作为定期贷款安排代理、丰业银行作为周转资金安排代理、彼此代表其各自的贷款机构、法国兴业银行作为债权人间代理以及CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC之间对修订和重新启动的共同条款协议的第七项修正案
108

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.69*
CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、法国兴业银行作为定期贷款安排代理、丰业银行作为周转资金安排代理、彼此代表其各自的贷款机构、法国兴业银行作为债权人间代理以及CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC之间对修订和重新启动的共同条款协议的第八项修正案
10.70
修订和重新签署了2018年5月22日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
Cheniere8-K10.35/24/2018
10.71
CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC，高级债权人小组代表，法国兴业银行作为贷款机构和任何对冲银行的债权人间代理，法国兴业银行作为证券受托人，瑞穗银行作为账户银行，以及CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC之间于2018年11月28日修订和重新签署的共同证券和账户协议的第一修正案
Cheniere10-K10.622/26/2019
10.72
共同证券和账户协议第二修正案，日期为2019年8月30日，由CCH、CCL、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、高级债权人集团代表、法国兴业银行作为贷款机构和任何对冲银行的债权人间代理、法国兴业银行作为证券受托人和瑞穗银行；作为账户银行
Cheniere10-Q10.511/1/2019
10.73
共同证券和账户协议第三修正案，日期为2020年11月16日，由CCH、CCL、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、高级债权人集团代表、法国兴业银行作为贷款机构和任何对冲银行的债权人间代理、法国兴业银行作为证券受托人和瑞穗银行；作为账户银行
Cheniere10-K10.682/24/2021
10.74
共同证券和账户协议第四修正案，日期为2021年4月1日，由CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、高级债权人集团代表、法国兴业银行作为贷款机构和任何对冲银行的债权人间代理、法国兴业银行作为证券托管人、瑞穗银行作为账户银行达成
Cheniere10-Q10.28/5/2021
10.75*
共同证券和账户协议第五修正案，日期为2021年10月8日，由CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、高级债权人集团代表、法国兴业银行作为贷款机构和任何对冲银行的债权人间代理、法国兴业银行作为证券托管人、瑞穗银行作为账户银行达成
10.76*
共同证券和账户协议第六修正案，日期为2021年11月16日，由CCH、CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC、高级债权人集团代表、法国兴业银行作为贷款机构和任何对冲银行的债权人间代理、法国兴业银行作为证券托管人、瑞穗银行作为账户银行达成
10.77
修订和重新签署了2018年5月22日Cheniere CCH HoldCo I，LLC和法国兴业银行作为安全受托人的质押协议
Cheniere8-K10.45/24/2018
10.78
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
Cheniere8-K10.55/24/2018
109

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.79
修订和重新签署的《营运资金安排协议》，日期为2018年6月29日，由CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、CCL、不时的贷款方、不时的开证行、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签订
Cheniere8-K10.17/2/2018
10.80
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
Cheniere8-K10.111/1/2021
10.81
修订和重新签署的循环信贷协议，日期为2019年9月27日，在本公司、法国兴业银行作为行政代理和必要的贷款方之间
Cheniere10-Q10.711/1/2019
10.82
本公司、贷款方法国兴业银行作为行政代理，以及其他代理和安排方不时签订的信贷协议，日期为2020年6月18日
Cheniere8-K10.16/19/2020
10.83
修订和重新签署的循环信贷协议第2号修正案，日期为2020年6月18日，在本公司、法国兴业银行作为行政代理人和必要的贷款方之间
Cheniere10-Q10.118/6/2020
10.84
CQP作为借款人，CQP的某些子公司作为辅助担保人，贷款人不时作为贷款人，三菱UFG银行有限公司作为行政代理和唯一协调牵头安排人，以及某些安排人和其他参与者之间的信贷和担保协议，日期为2019年5月29日
Cheniere8-K10.16/3/2019
10.85
修订和重新签署了日期为2015年9月4日的高级周转金循环信贷和信用证偿还协议，经(A)日期为2018年5月23日的第三次综合修正案；(B)日期为2018年9月17日的第四次综合修正案修正；和(C)截至2019年5月29日的第五次总括修正案、同意和豁免，其中SPL作为借款人、丰业银行作为高级开证行和高级贷款机构、荷兰银行美国有限责任公司、汇丰银行美国分行、国民协会和荷兰国际集团资本有限责任公司作为高级开证行、法国兴业银行作为摇摆线贷款机构和共同证券受托人，以及高级贷款方不时作为高级贷款人
Cheniere10-Q10.28/8/2019
10.86
注册权利协议，日期为2021年9月27日，由CQP担保方与RBC Capital Markets，LLC签订
CQP8-K10.19/27/2021
10.87
登记权利协议，日期为2021年8月24日，由CCH和CCL、作为担保人的CCP和Corpus Christi管道有限责任公司以及作为本身和购买者代表的摩根士丹利公司签订
CCH
8-K
10.1
8/24/2021
10.88
2018年11月7日，SPL与Bechtel Oil，Gas and Chemals，Inc.签署了关于Sabine Pass LNG Stage 4液化设施工程、采购和建设的一次性总价交钥匙协议(根据保密请求，本展览的部分内容已被省略，并单独提交给美国证券交易委员会。)
Cheniere8-K10.111/9/2018
110

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.89
2018年11月7日由SPL和贝克特尔石油天然气和化学品公司之间签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次性总价交钥匙协议的更改单：2019年6月3日的CO-00001保险语言修改更改单
Cheniere10-Q10.68/8/2019
10.90
SPL和Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次总付协议的变更单：(I)2019年7月8日的CO-00002燃料临时关闭变更单，(Ii)2019年7月8日的CO-00003货币临时关闭变更单，(Iii)2019年7月2日的CO-00004对外贸易区变更单，(Iv)2019年7月17日的CO-00005 NGPL门出入安全协调临时变更单，(5)2019年8月14日发出的《替代亚当斯阀门的CO-00006号变更单》；(6)2019年8月14日发出的《关于HRU永久排水管道的CO-00007 E-1503号变更单》；(7)2019年8月27日发出的《CO-00008号列车不同地下土壤条件变更单》；(8)2019年9月25日发出的《CO-00009液化天然气第3号泊位变更单》；和(4)2019年9月16日发出的《重新设计和增加甲烷冷箱检查箱》变更单。
Cheniere10-Q10.1011/1/2019
10.91
SPL与Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次总付总承包协议的变更单：(I)2019年10月1日的CO-00011保险临时金额临时调整变更单和(Ii)2019年10月30日的CO-00012号变更单以预应力混凝土桩替换木桩
Cheniere10-K10.882/25/2020
10.92
SPL和Bechtel石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于Sabine Pass液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次性总价交钥匙协议的更改单：(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
Cheniere10-Q10.64/30/2020
10.93
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
Cheniere10-Q10.98/6/2020
111

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.94
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
Cheniere10-Q10.211/6/2020
10.95
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-K10.882/24/2021
10.96
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
Cheniere10-Q10.25/4/2021
112

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.97
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
Cheniere10-Q10.48/5/2021
10.98
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
Cheniere10-Q
10.1
11/4/2021
10.99*
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
10.100
修订和重新签署了CCL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司于2017年12月12日签署的关于Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设的固定价格分离交钥匙协议(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)。
Cheniere10-K/A10.234/27/2018
10.101
CCL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司之间于2017年12月12日修订和重新发布的Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设固定价格分离交钥匙协议的变更单：(I)2018年5月18日的变更单CO-00001第二阶段总承包协议修订表A-2，(Ii)2018年5月18日修订和重新启动的变更单CO-00002第二阶段总承包协议，(Iii)2018年5月24日的变更单CO-00003燃料临时总和调整，(Iv)日期为2018年5月29日的CO-00004货币临时金额调整变更单；(V)日期为2018年7月10日的CO-00005 JT阀门修改变更单；以及(Vi)日期为2018年9月5日的CO-00006 B储罐土壤状况、国际建筑规范和东码头海洋设施加速进度表变更单(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)。
Cheniere10-Q10.311/8/2018
113

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.102
CCL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司于2017年12月12日签署的关于Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设的修订和重新确定的固定价格分离交钥匙协议的变更单：(I)2018年10月15日的变更单CO-00007指示牌、附加连接和系统检查等轴测；(Ii)2018年11月19日的变更单CO-00008保险临时总和临时调整；以及(Iii)11月28日的变更单CO-00009因电子记录设备的执行而对交通和物流的影响。2018年(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。)
Cheniere10-K10.1172/26/2019
10.103
CCL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司于2017年12月12日签署的关于Corpus Christi第2阶段液化设施工程、采购和建设的修订和重新确定的固定价格分离交钥匙协议的变更单：(I)日期为2019年1月25日的变更单CO-000010职业安全与健康组织扶手要求变更影响，(Ii)日期为2019年3月7日的变更单CO-00011不同土壤条件-列车3和(Iii)日期为2019年3月25日的变更单CO-00012 TANK B标识删除(本展览的部分内容已被省略)。
Cheniere10-Q10.25/9/2019
10.104
CCL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司于2017年12月12日签署的修订和重新确定的固定价格分离的Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设交钥匙协议的变更单：(I)2019年5月2日的CO-000013第232条钢铝关税和反倾销及反补贴税的变更单，(Ii)日期为5月2日的CO-00014储罐B跳接接口长铅项目变更单，2019年6月4日和(Iii)日期为2019年6月4日的变更令CO-00015第232条钢铝关税和反倾销和反补贴税(2019年第一季度)(本附件的部分内容已被省略)。
Cheniere10-Q10.48/8/2019
10.105
CCL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司于2017年12月12日签署的关于Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设的修订和重新确定的固定价格分离交钥匙协议的变更单：(I)2019年8月5日的CO-000016储罐B跳跃连接(第1部分)和删除东码头护栏的变更单；(Ii)日期为8月5日的变更单CO-00017脱硫化氢滑板PSV对化学清洗里程碑的修改和修订，2019年9月6日和(Iii)日期为2019年9月6日的CO-00018冷箱重新设计主要永久性设备材料和乙烯冷箱E-1504部分样机的更改单(本展览的部分内容已被省略)。
Cheniere10-Q10.911/1/2019
114

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.106
CCL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司之间关于Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设的修订和重新确定的固定价格分离交钥匙协议的变更单，日期为2017年12月12日：(I)CO-00019飞机警示灯变更单，日期为2019年9月23日；(Ii)变更单CO-00020第232条钢铝关税和反倾销和反补贴税，日期为2019年10月8日；(Iii)CO-00021备用过渡接头变更单，日期为2019年10月8日2019年，(Iv)日期为2019年12月6日的CO-00022列车甲烷冷箱变更令和(V)日期为2019年12月10日的变更令Co-00023第232条钢铝关税和反倾销和反补贴税(本图示的部分已被省略)。
Cheniere10-K10.952/25/2020
10.107
CCL和Bechtel石油、天然气和化学品公司之间关于Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设的修订和重新确定的固定价格分离交钥匙协议的变更订单，日期为2017年12月12日：(I)CO-00024东码头冷却线和同时装船的变更订单，日期为2020年1月6日；(Ii)变更订单CO-00025东码头手动气体采样器，日期为2020年1月7日；(Iii)关于为E-W码头流量分离增加阀门执行器的变更订单CO-00026，日期为2020年1月8日(Iv)关于拟议的第四个罐内液化天然气泵长铅项目的CO-00027 B罐隔离变更单，日期为2020年1月8日；(V)CO-00028罐B排污线(第一部分)的变更单，日期为2020年1月31日；(Vi)变更单CO-00029 9%镍和低温螺纹钢临时停产，日期为2020年2月18日；和(Vii)用于CCL第二阶段至CCL第三阶段隔离的CO-00030附加阀变更单，日期为2020年2月18日(本展览的部分内容已被省略)
Cheniere10-Q10.74/30/2020
10.108
CCL和Bechtel石油、天然气和化学品公司之间关于Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建造的修订和重新确定的固定价格分离交钥匙协议的变更单，日期为2017年12月12日：(I)CO-00031罐B隔离拟议的第四个罐内液化天然气泵(B罐启动后)-EPC的更改单，日期为2020年4月1日，(Ii)日期为2020年4月3日的CO-00032列车3热井升级变更单，(Iii)CO-00033罐B运行线(第二部分)的更改单，开发成本，日期为2020年4月29日和(Iv)日期为2020年5月21日的CO-00034列车3号不间断电源系统对MV电机的修改(本展览的部分内容已被省略)
Cheniere10-Q10.108/6/2020
115

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.109
CCL和Bechtel石油、天然气和化学品公司之间关于Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设的修订和重新确定的固定价格分离交钥匙协议的变更单，日期为2017年12月12日：(I)CO-00035从火炬KO鼓区泄漏输送的变更单，日期为2020年7月6日；(Ii)CO-00036重烃去除改装(E&P)第1版的变更单，日期为2020年8月5日；(Iii)变更单CO-00037列车3 PV-16002阀门内饰件变更-版本1，日期为8月14日，2020年，(Iv)2020年8月14日的CO-00038热油超压解除变更单，(V)2020年8月20日的16、17号机组试运行的CO-00039氮气供应变更单和(Vi)2020年9月15日的CO-00040新冠肺炎影响变更单(本图表的部分内容已被省略)
Cheniere10-Q10.311/6/2020
10.110
CCL与贝克特尔石油、天然气和化学品公司于2017年12月12日签署的修订和重新确定的固定价格分离的Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设交钥匙协议的变更单：(I)2020年10月2日的CO-00041额外运维支持(新冠肺炎)变更单和2020年12月31日的业主备件更换变更单CO-00042(本展览的部分内容已被省略)
Cheniere10-K10.992/24/2021
10.111
CCL和贝克特尔石油、天然气和化学品公司之间关于Corpus Christi第二阶段液化设施工程、采购和建设的修订和重新确定的固定价格分离交钥匙协议的更改单，日期为2017年12月12日：更改单CO-00043储罐B的早期周转，日期为2021年1月13日(本展览的部分已被省略)
Cheniere10-Q10.35/4/2021
10.112
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-K10.111/21/2011
10.113
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-Q10.15/3/2013
10.114
SPL(卖方)与Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited(Gas Natural AProvisionamientos SDG S.A.的受让人)于2017年1月12日签署的液化天然气买卖协议(FOB)修正案(买家)
SPL
(SEC File No. 333-215882)
S-410.32/3/2017
10.115
2011年12月11日，SPL(卖方)与Gail(印度)有限公司(买方)签订的液化天然气买卖协议(FOB)
CQP
8-K10.112/12/2011
10.116
SPL(卖方)和Gail(印度)有限公司(买方)于2013年2月18日签署的液化天然气买卖协议(FOB)第1号修正案
CQP
10-K10.182/22/2013
10.117
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-K10.11/26/2012
10.118
SPL(卖方)和Korea Gas Corporation(买方)于2012年1月30日签署的液化天然气买卖协议(FOB)
CQP
8-K10.11/30/2012
10.119
SPL(卖方)和Korea Gas Corporation(买方)于2013年2月18日签署的液化天然气买卖协议(FOB)第1号修正案
CQP
10-K10.192/22/2013
10.120
修订并重新签署了2014年8月5日SPL(卖方)与Cheniere Marketing LLC(买方)之间的液化天然气买卖协议(FOB)
SPL8-K10.18/11/2014
116

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
10.121
2016年12月8日的书面协议，修订了SPL和Cheniere Marketing International LLP(作为Cheniere Marketing，LLC的受让人)于2014年8月5日修订和重新签署的液化天然气买卖协议(FOB)
SPL10-K10.142/24/2017
10.122
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)
Cheniere8-K10.16/2/2014
10.123
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
Cheniere10-Q10.65/4/2018
10.124
修订和重新签署了截至2014年11月28日CCL与Cheniere Marketing International LLP之间的基础液化天然气买卖协议(FOB)
CCHS-410.321/5/2017
10.125
2015年6月26日，对CCL与Cheniere Marketing International LLP之间于2014年11月28日修订并重新签署的基础液化天然气买卖协议(FOB)的第1号修正案
CCHS-410.331/5/2017
10.126
对CCL和Cheniere Marketing International LLP之间于2014年11月28日修订和重新签署的基础液化天然气采购协议(FOB)的修正案2，日期为2016年12月27日
CCHS-410.341/5/2017
10.127
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
Cheniere10-Q10.711/6/2007
10.128
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-K10.18/6/2012
10.129
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-K3.12/21/2017
10.130
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 Holdings8-K10.312/18/2013
10.131
提名和暂停协议，日期为2015年8月21日，由公司、Icahn Partners Master Fund LP、Icahn Partners LP、Icahn Onshore LP、Icahn Offshore LP、Icahn Capital LP、IPH GP LLC、Icahn Enterprises Holdings LP、Icahn Enterprises G.P.Inc.、Beckton Corp.、High River Limited Partnership、Hopper Investments LLC、Barberry Corp.、Carl C.Icahn、Jonathan Christodoro和Samuel Merksamer签署
Cheniere8-K99.18/24/2015
21.1*
本公司的附属公司
23.1*
毕马威有限责任公司同意
31.1*
《交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条规定的首席执行官的证明
31.2*
《交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条要求首席财务官出具证明
32.1**
首席执行官依据《美国法典》第18编第1350条所作的证明，该条款是根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的
32.2**
首席财务官依据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条的证明
101.INS*XBRL实例文档
117

证物编号：以引用方式并入(1)
描述实体表格展品提交日期
101.SCH*XBRL分类扩展架构文档
101.CAL*XBRL分类扩展计算链接库文档
101.DEF*XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.LAB*XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.PRE*XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104*封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
(1)除非另有说明，展品均以切尼埃(美国证券交易委员会案卷第001-16383号)、中国质检总局(美国证券交易委员会案卷第001-33366号)、切尼埃能源合作伙伴有限责任公司(“钱尼埃控股”)(美国证券交易委员会案卷第001-36234号)、新加坡法律顾问公司(美国证券交易委员会案卷第333-192373号)、中国华信股份有限公司(美国证券交易委员会案卷第333-215435号)和美国证券交易委员会(美国证券交易委员会案卷第333-138916号)的报告为参考纳入展品。
*现提交本局。
**随信提供。
†管理合同或补偿计划或安排。






118


附表一-注册人的简明财务资料

Cheniere能源公司

业务简明报表
(单位：百万) 
 截至十二月三十一日止的年度：
 202120202019
一般和行政费用$17 $20 $17 
折旧费用1 — — 
总运营成本和费用18 20 17 
其他收入(费用)
扣除资本化利息后的利息支出(151)(155)(141)
利息收入— — 1 
债务变更或清偿损失(6)(50)— 
子公司收益(亏损)权益(2,584)77 490 
其他收入(费用)合计(2,741)(128)350 
所得税前收入(亏损)(2,759)(148)333 
减去：所得税优惠(416)(63)(315)
普通股股东应占净收益(亏损)$(2,343)$(85)$648 


































附注是这些简明财务报表的组成部分。
119


附表一-注册人的简明财务资料

Cheniere能源公司

简明资产负债表
(单位：百万) 
 十二月三十一日，
 20212020
资产  
流动资产
现金和现金等价物$17 $— 
受限现金和现金等价物— 1 
其他流动资产1 1 
流动资产总额18 2 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额35 30 
经营性租赁资产19 22 
债务发行和递延融资成本，累计摊销净额16 15 
对子公司的投资— 2,324 
递延税项资产797 381 
总资产$885 $2,774 
负债和股东赤字
流动负债
流动经营租赁负债$6 $5 
流动债务— 103 
其他流动负债30 37 
流动负债总额36 145 
长期债务，扣除贴现和债务发行成本2,285 2,790 
对子公司的投资1,110 — 
经营租赁负债24 30 
其他非流动负债1 — 
股东亏损额(2,571)(191)
总负债和股东赤字$885 $2,774 





















附注是这些简明财务报表的组成部分。
120


附表一-注册人的简明财务资料

Cheniere能源公司

简明现金流量表
(单位：百万) 
 截至十二月三十一日止的年度：
 202120202019
经营活动提供(用于)的现金净额$(232)$(285)$74 
投资活动产生的现金流 
财产、厂房和设备(6)(13)(2)
子公司分配(投资)1,498 (481)842 
投资活动提供(用于)的现金净额1,492 (494)840 
融资活动产生的现金流 
发行债券所得款项1,579 4,778 — 
债务的赎回和偿还(2,022)(3,143)— 
债务发行和其他融资成本(9)(57)— 
债务修改或清偿费用(1)(29)— 
向股东派发现金股利(85)— — 
对非控股权益的分配(649)(626)(591)
与股票薪酬的预扣税款有关的付款(48)(43)(19)
普通股回购(9)(155)(249)
融资活动提供(用于)的现金净额(1,244)725 (859)
现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净增(减)16 (54)55 
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期初1 55 — 
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期末$17 $1 $55 

简明资产负债表中的余额：
十二月三十一日，
20212020
现金和现金等价物$17 $— 
受限现金和现金等价物— 1 
现金总额、现金等价物以及受限现金和现金等价物$17 $1 



















附注是这些简明财务报表的组成部分。
121


附表一-注册人的简明财务资料
Cheniere能源公司

简明财务报表附注
附注1--主要会计政策摘要

简明财务报表代表美国证券交易委员会法规S-X 5-04对Cheniere所要求的财务信息。
 
在简明财务报表中，Cheniere对关联公司的投资按Cheniere的净额列报。在这种方法下，关联公司的资产和负债不进行合并。联属公司的净资产投资计入简明资产负债表。联属公司的经营收入按对联属公司的投资(附属公司收入的权益)按净额列报。
 
Cheniere的大量经营、投资和融资活动是由其附属公司进行的。简明财务报表应与Cheniere的综合财务报表一起阅读。

最新会计准则

2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响。这一指导意见主要提供了临时的、可选的权宜之计，简化了对市场从LIBOR向替代参考利率过渡所产生的对现有合同的合同修改的会计处理。本标准规定的过渡期为2020年3月12日，适用至2022年12月31日。

我们有一个与伦敦银行同业拆借利率挂钩的循环信贷安排。到目前为止，我们已经修改了我们的循环信贷安排，纳入了一个与SOFR挂钩的备用替换率，这是预期的LIBOR过渡的结果。我们选择对某些修改后的术语适用任选权宜之计，但到目前为止，适用任择权宜之计的影响并不大。我们将继续选择在未来对符合条件的合同修改应用可选的权宜之计。

附注2--债务

截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的债务包括以下内容(以百万为单位)：
十二月三十一日，
20212020
4.6252028年到期的高级担保票据百分比
2,000 2,000 
4.8752021年到期的可转换无担保票据百分比(1)
— 476 
4.252045年到期的可转换优先票据百分比(2)
625 625 
Cheniere循环信贷安排— — 
Cheniere定期贷款安排— 148 
债务总额2,625 3,249 
长期债务的当期部分
— (104)
未摊销贴现和债务发行成本，净额(340)(355)
长期债务总额，扣除贴现和债务发行成本$2,285 $2,790 
(1)一年内到期的未偿余额的一部分被归类为长期债务的当期部分。
(2)赎回这些票据的资金来自Cheniere循环信贷机制下的借款，这是一种长期债务工具。因此，截至2021年12月31日，2045年到期的4.25%可转换优先票据被归类为长期债务。

122


附表一-注册人的简明财务资料
Cheniere能源公司

简明财务报表附注--续
以下是我们有义务在2021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
2022 (1)$625 
2023— 
2024— 
2025— 
2026— 
此后2,000 
总计$2,625 
(1)包括$6252045年Cheniere可转换优先债券的未偿还本金总额为100万美元，因为我们于2021年12月6日发布了所有未偿还金额的赎回通知。如上所述，余额在我们的资产负债表中被归类为长期债务，因为赎回是在资产负债表日期之后通过长期借款提供资金的。

附注3--担保
 
Cheniere拥有在正常业务过程中出具的各种财务和业绩担保及赔偿。这些合同包括履约保证和备用信用证。Cheniere订立这些安排是为了通过提高交易对第三方的价值来促进与第三方的商业交易。截至2021年12月31日，未偿还担保和其他担保总额约为472百万美元，期限各不相同，包括父母担保。不是截至2021年12月31日，根据这些担保安排确认了负债。

附注4-租约

我们的租赁资产主要包括办公空间和设施，这些被归类为运营租赁。

下表显示了我们的使用权资产和租赁负债在我们的精简资产负债表上的分类和位置(以百万为单位)：
十二月三十一日，
简明资产负债表位置20212020
使用权资产--经营性经营性租赁资产$19 $22 
使用权资产总额$19 $22 
流动经营租赁负债流动经营租赁负债$6 $5 
非流动经营租赁负债经营租赁负债24 30 
租赁总负债$30 $35 

下表显示了我们的简明经营报表中租赁成本的分类和位置(以百万为单位)：
截至十二月三十一日止的年度：
操作简明报表位置20212020
经营租赁成本(1)一般和行政费用$9 $10 
(1)包括$4截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度内支付予出租人的变动租赁成本百万元。

123


附表一-注册人的简明财务资料
Cheniere能源公司

简明财务报表附注--续
截至2021年12月31日，经营租赁的未来年度最低租赁付款如下(以百万为单位)：
截至12月31日止的年度，经营租赁(1)
2022$8 
20238 
20247 
20256 
20266 
此后1 
租赁付款总额36 
减去：利息(6)
租赁负债现值$30 

下表显示了我们经营租赁的加权平均剩余租期(以年为单位)和加权平均贴现率：
十二月三十一日，
20212020
加权平均剩余租赁年限(年)4.85.7
加权平均贴现率6.6%6.6%

下表包括我们运营租赁的其他量化信息(单位：百万)：
截至十二月三十一日止的年度：
20212020
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$7 $7 
以新的经营租赁负债换取的使用权资产— 5 

附注5--股东权益

2019年6月3日，我们宣布董事会授权三-年份，$1.0亿股回购计划。2021年9月7日，董事会批准将股票回购计划增加到$1.0亿美元，包括截至2021年12月31日根据先前授权剩余的任何金额，用于额外三从2021年10月1日开始的几年。下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内普通股回购的信息(单位：百万，不包括每股数据)：
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
回购的普通股合计0.1 2.9 4.0 
加权平均每股支付价格$87.32 $53.88 $62.27 
已支付的总金额(单位：百万)$9 $155 $249 

截至2021年12月31日，我们拥有高达998百万的股份回购计划可用。

分红

在截至2021年12月31日的年度内，我们宣布并支付了首个季度股息$0.33每股普通股。2022年1月25日，我们宣布季度股息为$0.33每股普通股，将于2022年2月28日支付给2022年2月7日登记在册的股东。

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附表一-注册人的简明财务资料
Cheniere能源公司

简明财务报表附注--续
附注6--补充现金流量资料

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：
202120202019
期内支付的利息，扣除资本化金额后的现金$130 $45 $36 
非现金投资和融资活动：
非现金资本分配(1)— 79 490 
(1)金额为联属公司的未分配权益收入。

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附表二-估值及合资格账目
(单位：百万)

期初余额计入成本和费用记入其他账户扣除额期末余额
截至2021年12月31日的年度
应收账款和合同资产的当前预期信贷损失$7 $2 $— $— $9 
递延税项资产估值准备190 (127)— — 63 
截至2020年12月31日的年度
应收账款和合同资产的当前预期信贷损失$— $7 $— $— $7 
递延税项资产估值准备196 (6)— — 190 
截至2019年12月31日的年度
应收账款和合同资产信贷损失或坏账准备$30 $16 $— $(46)$— 
递延税项资产估值准备686 (490)— — 196 
126

项目16.表格10-K摘要

没有。

127


签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。

Cheniere能源公司
(注册人)
  
发信人：/杰克·A·福斯科
杰克·A·福斯科
总裁与首席执行官
(首席行政主任)
日期：2022年2月23日

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
签名标题日期
/杰克·A·福斯科总裁与董事首席执行官(首席执行官)2022年2月23日
杰克·A·福斯科
/s/扎克·戴维斯常务副总裁兼首席财务官(首席财务官)2022年2月23日
扎克·戴维斯
/s/伦纳德·E·特拉维斯高级副总裁与首席会计官
(首席会计主任)		2022年2月23日
伦纳德·E·特拉维斯
安德里亚·博塔董事会主席2022年2月23日
G·安德里亚·博塔
/s/维姬·A·贝利董事2022年2月23日
维姬·A·贝利
/s/帕特里夏·K·科劳恩董事2022年2月23日
帕特里夏·K·科劳恩
David B.基尔帕特里克董事2022年2月23日
David·B·基尔帕特里克
/s/肖恩·克里姆扎克董事2022年2月23日
肖恩·克里姆扎克
/s/安德鲁·兰厄姆董事2022年2月23日
安德鲁·兰厄姆
/s/Lorraine Mitchelmore董事2022年2月23日
洛林·米切尔莫尔
/s/小唐纳德·F·罗比拉德董事2022年2月23日
小唐纳德·F·罗比拉德
/s/尼尔·A·谢尔董事2022年2月23日
尼尔·A·谢尔
/s/安德鲁·特诺董事2022年2月23日
安德鲁·特诺
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