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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549

表格10-Q

☒    根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条规定的季度报告
截至本季度末March 31, 2022
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/3570/000000357022000046/lng-20220331_g1.gif
Cheniere能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州95-4352386
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
米兰街700号, 1900套房
休斯敦, 德克萨斯州77002
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
(713) 375-5000
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易符号注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.003美元液化天然气纽约证券交易所美国证券交易所
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是  ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒加速文件管理器☐
非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐ No ☒ 
截至2022年4月29日，发行人拥有254,139,054已发行普通股。


Cheniere能源公司
目录

定义
1
第一部分金融信息
第1项。
合并财务报表
3
合并业务报表
3
合并资产负债表
4
合并股东权益报表(亏损)
5
合并现金流量表
6
合并财务报表附注
7
附注1--业务性质和列报依据
7
注2--受限现金
8
附注3--扣除当前预期信贷损失后的贸易和其他应收款
9
注4--库存
9
附注5--扣除累计折旧后的财产、厂房和设备
9
附注6-衍生工具
10
附注7--非控股权益和可变权益主体
15
附注8--应计负债
16
附注9--债务
17
附注10-租契
20
附注11--与客户签订合同的收入
21
附注12--关联方交易
23
附注13--所得税
23
附注14--普通股股东每股净收益(亏损)
24
附注15--股东亏损
24
附注16-客户集中度
25
附注17-补充现金流量资料
25
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
26
 
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
37
 
第四项。
控制和程序
38
第二部分：其他信息
第1项。
法律诉讼
39
第1A项。
风险因素
39
 
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
40
第六项。
陈列品
41
签名
42
i
目录表
定义

在本季度报告中使用的下列术语具有以下含义：

常见行业和其他术语
ASU会计准则更新
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
FASB财务会计准则委员会
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
目录表
略论法人主体结构

下图描述了我们截至2022年3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，以及本季度报告中使用的对这些实体的引用：
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357022000046/lng-20220331_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。

除非上下文另有要求，否则所提及的“CCH集团”统称为CCH、CCL和CCP。

2
目录表
第一部分财务信息


项目1.合并财务报表
Cheniere能源公司及附属公司
合并业务报表
(单位：百万，不包括每股数据)
(未经审计)

截至3月31日的三个月，
20222021
收入
液化天然气收入$7,340 $2,999 
再气化收入68 67 
其他收入76 24 
总收入7,484 3,090 
营运成本及开支
销售成本(不包括下面单独列出的项目)7,336 1,386 
运维费用389 322 
开发费用5 1 
销售、一般和行政费用96 81 
折旧及摊销费用271 236 
总运营成本和费用8,097 2,026 
营业收入(亏损)(613)1,064 
其他收入(费用)
扣除资本化利息后的利息支出(349)(356)
债务变更或清偿损失(18)(55)
利率衍生收益，净额3 1 
其他收入，净额5 6 
其他费用合计(359)(404)
所得税和非控股利息前收益(亏损)(972)660 
减去：所得税拨备(福利)(191)89 
净收益(亏损)(781)571 
减去：可归因于非控股权益的净收入84 178 
普通股股东应占净收益(亏损)$(865)$393 
普通股股东每股净收益(亏损)--基本情况(1)
$(3.41)$1.56 
普通股股东每股净收益(亏损)-稀释后(1)
$(3.41)$1.54 
已发行普通股加权平均数-基本254.0 252.9 
已发行普通股加权平均数--摊薄254.0 258.9 
(1)由于四舍五入的原因，表格中的每股收益可能不会重新准确计算，因为它是基于整数计算的，而不是所提供的舍入数字。
附注是这些合并财务报表的组成部分。

3
目录表
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)
3月31日，十二月三十一日，
20222021
资产(未经审计) 
流动资产  
现金和现金等价物$2,487 $1,404 
受限现金和现金等价物419 413 
贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额1,461 1,506 
库存571 706 
流动衍生资产215 55 
保证金存款456 765 
其他流动资产96 207 
流动资产总额5,705 5,056 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额30,314 30,288 
经营性租赁资产1,975 2,102 
衍生资产43 69 
商誉77 77 
递延税项资产1,450 1,204 
其他非流动资产，净额491 462 
总资产$40,055 $39,258 
负债和股东赤字
流动负债 
应付帐款$167 $155 
应计负债1,963 2,299 
扣除贴现和债务发行成本后的经常债务62 366 
递延收入120 155 
流动经营租赁负债527 535 
流动衍生负债1,746 1,089 
其他流动负债20 94 
流动负债总额4,605 4,693 
长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本28,907 29,449 
经营租赁负债1,423 1,541 
融资租赁负债57 57 
衍生负债6,256 3,501 
其他非流动负债66 50 
股东亏损额 
优先股：$0.0001面值，5.0授权的百万股，无已发布
— — 
普通股：$0.003面值，480.0授权股数为百万股；276.5百万股和275.2分别于2022年3月31日和2021年12月31日发行的百万股
1 1 
库存股：22.1百万股和21.6百万股，按成本计算，分别为2022年3月31日和2021年12月31日
(988)(928)
追加实收资本4,244 4,377 
累计赤字(6,967)(6,021)
股东总亏损额(3,710)(2,571)
非控制性权益2,451 2,538 
总赤字(1,259)(33)
总负债和股东赤字$40,055 $39,258 
(1)列报的金额包括我们的综合可变利息实体(“VIE”)CQP持有的余额，详见附注7--非控股权益和可变权益主体。截至2022年3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19.210亿美元21.8分别为10亿美元，其中包括1.2十亿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。

4
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并股东权益报表(亏损)
(单位：百万)
(未经审计)

截至2022年3月31日的三个月
股东亏损总额
 普通股库存股额外实收资本累计赤字非控制性权益总计
赤字
 股票面值金额股票金额
2021年12月31日的余额253.6 $1 21.6 $(928)$4,377 $(6,021)$2,538 $(33)
以股份为基础的薪酬奖励的归属1.3 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 38 — — 38 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算(0.3)— 0.3 (35)(18)— — (53)
按成本价回购股份(0.2)— 0.2 (25)— — — (25)
采用ASU 2020-06税后净额(见注1)
— — — — (153)4 — (149)
可归因于非控股权益的净收入— — — — — — 84 84 
对非控股权益的分配— — — — — — (171)(171)
宣布的股息($0.33每股普通股)
— — — — — (85)— (85)
净亏损— — — — — (865)— (865)
2022年3月31日的余额254.4 $1 22.1 $(988)$4,244 $(6,967)$2,451 $(1,259)

截至2021年3月31日的三个月
股东权益总额
 普通股库存股额外实收资本累计赤字非控制性权益总计
权益
 股票面值金额股票金额
2020年12月31日余额252.3 $1 20.8 $(872)$4,273 $(3,593)$2,409 $2,218 
以股份为基础的薪酬奖励的归属1.8 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 33 — — 33 
与基于股份的薪酬相关的员工扣留的已发行股份，按成本计算(0.6)— 0.6 (42)— — — (42)
可归因于非控股权益的净收入— — — — — — 178 178 
对非控股权益的分配— — — — — — (160)(160)
净收入— — — — — 393 — 393 
2021年3月31日的余额253.5 $1 21.4 $(914)$4,306 $(3,200)$2,427 $2,620 
附注是这些合并财务报表的组成部分。

5
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并现金流量表
(单位：百万)
(未经审计)

截至3月31日的三个月，
3月31日，
20222021
经营活动的现金流
净收益(亏损)$(781)$571 
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271 236 
基于股份的薪酬费用43 32 
非现金利息支出2 8 
债务发行成本、溢价和贴现摊销15 20 
使用权资产减持134 85 
债务变更或清偿损失18 55 
衍生工具总亏损，净额3,592 74 
衍生工具结算所提供(用于)的现金净额(314)5 
权益法投资的减值费用和损失(收益)(5)(7)
递延税金(206)87 
偿还与回购可换股票据有关的实收利息(13)— 
其他— 1 
经营性资产和负债变动情况：
贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额(16)(3)
库存133 (16)
保证金存款309 (17)
其他流动资产99 16 
应付账款和应计负债(386)52 
递延收入(24)(36)
经营租赁负债(134)(86)
融资租赁负债1 — 
其他，净额(83)(11)
经营活动提供的净现金2,655 1,066 
投资活动产生的现金流
财产、厂房和设备(178)(190)
其他— (10)
用于投资活动的现金净额(178)(200)
融资活动产生的现金流
发行债券所得款项575 1,800 
债务的赎回和偿还(1,615)(2,088)
债务发行和其他融资成本— (19)
债务修改或清偿费用(13)(40)
对非控股权益的分配(171)(160)
与股票薪酬的预扣税款有关的付款(53)(42)
普通股回购(25)— 
向股东派发现金股利(86)— 
其他— 4 
用于融资活动的现金净额(1,388)(545)
现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净增1,089 321 
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期初1,817 2,077 
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物--期末$2,906 $2,398 
每个合并资产负债表的余额：
3月31日，
2022
现金和现金等价物$2,487 
受限现金和现金等价物419 
现金总额、现金等价物以及受限现金和现金等价物$2,906 
附注是这些合并财务报表的组成部分。

6
目录表
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注
(未经审计)


注1-业务性质和列报依据

我们经营二天然气液化和出口设施位于路易斯安那州卡梅隆教区的Sabine Pass和得克萨斯州Corpus Christi附近(分别为“Sabine Pass LNG终端”和“Corpus Christi LNG终端”)。

CQP拥有Sabine Pass LNG终端，该终端拥有天然气液化设施，包括六业务列车，列车6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2022年3月31日，我们拥有100普通合伙人权益的%和a48.6有限合伙人在CQP中的权益。

科珀斯克里斯蒂液化天然气终端目前有三列车，总生产能力约为15Mtpa液化天然气。我们还拥有一家21.5一条长达1英里的天然气供应管道，通过我们的子公司CCP将Corpus Christi LNG终端与几条州际和州内天然气管道(“Corpus Christi管道”，并与Trains一起，称为“CCL项目”)连接起来，CCH集团的一部分。CCL项目还包括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。2022年3月，CCL第三阶段发出有限通知，前往贝克特尔石油、天然气和化学品公司开始早期工程、采购和现场工作。

通过消除瓶颈和其他优化项目，我们增加了SPL项目和CCL项目(统称为液化项目)的可用液化能力。我们在Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端都持有大量土地，这为进一步扩大液化能力提供了机会。这些地点或其他项目的发展，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，在我们作出最终投资决定之前，除其他事项外，将需要可接受的商业和融资安排。

陈述的基础

所附未经审计的Cheniere综合财务报表是根据中期财务信息公认会计准则和条例S-X第10-01条编制的。因此，它们不包括GAAP要求的完整财务报表所需的所有信息和脚注，应与综合财务报表及其附注一起阅读截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告。对我们的合并财务报表不重要的重新分类(如果有的话)是对前期财务信息进行的，以符合本年度的列报方式。

截至2022年3月31日的三个月的经营业绩并不一定表明截至2022年12月31日的年度将实现的经营业绩。

最新会计准则

ASU 2020-06

2020年8月，FASB发布了ASU 2020-06，债务--可转换债务和其他期权(分专题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益的合同(分专题815-40)：实体自有权益的可转换工具和合同的会计。本指导意见简化了可转换工具的会计处理，主要是取消了分专题470-20中现有的现金转换和受益转换模式，这将导致较少的嵌入转换选项独立于债务主体入账。该指引还修订和简化了与可转换工具有关的每股收益的计算。本指导意见适用于2021年12月15日以后的年度期间，包括报告期内的过渡期，并允许在财政年度提前采用
7
目录表     
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
(未经审计)
从2020年12月15日之后开始，包括该报告所述期间内的过渡期，采用全面或修改后的追溯法。我们在2022年1月1日采用了这一指南，采用了修改后的回溯法。采用ASU 2020-06的主要原因是重新分类了以前与4.25由于取消了现金转换模式，2045年到期的可转换优先债券(“2045 Cheniere可转换优先债券”)转为债务的百分比。截至2022年1月1日，重新定级的结果是：(1)$194在额外实收资本中计入的权益部分减少100万美元，然后抵消#美元的税收影响41百万美元，(2)一美元189我们2045 Cheniere可转换优先票据的账面价值增加了100万美元和(3)a$5累计赤字减少百万美元，抵消税收影响$1百万美元。2021年12月，我们发布了所有美元的赎回通知6252045年Cheniere可转换优先票据的未偿还本金总额为100万美元，已于2022年1月5日赎回。看见附注9--债务关于2045 Cheniere可转换优先票据的进一步讨论。

ASU 2020-06的采用也影响了我们的2045 Cheniere可转换优先票据对截至2022年3月31日的三个月每股净亏损的摊薄效应的计算，详见附注14--普通股股东每股净收益(亏损).

ASU 2020-04

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

我们有与libor挂钩的利率掉期和各种信贷安排，详见附注6-衍生工具和附注9--债务，分别为。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。我们选择将可选择的权宜之计适用于某些经修订的条款，然而，应用可选择的权宜之计的影响并不重大，我们预计过渡到与SOFR挂钩的替代率不会对我们未来的现金流产生实质性影响。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。

注2-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。限制性现金和现金等价物包括以下内容(以百万为单位)：
3月31日，十二月三十一日，
20222021
受限现金和现金等价物
SPL项目$136 $98 
CCL项目50 44 
我们子公司持有的现金仅限于Cheniere233 271 
受限现金和现金等价物合计$419 $413 

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

8
目录表     
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
(未经审计)
注3-贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额

贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后，构成如下(单位：百万)：
3月31日，十二月三十一日，
20222021
应收贸易账款
SPL和CCL$571 $802 
Cheniere营销750 640 
其他应收账款140 64 
贸易和其他应收账款总额，扣除当前预期信贷损失$1,461 $1,506 

注4-盘存

库存包括以下内容(以百万为单位)：
3月31日，十二月三十一日，
20222021
材料$178 $174 
运输中的液化天然气210 312 
液化天然气135 153 
天然气44 64 
其他4 3 
总库存$571 $706 

注5-财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额
 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后，构成如下(单位：百万)：
3月31日，十二月三十一日，
20222021
液化天然气终端  
液化天然气终端和互联管道设施$33,138 $30,660 
液化天然气选址及相关费用442 441 
在建的LNG终端809 2,995 
累计折旧(4,176)(3,912)
液化天然气终端总数，扣除累计折旧后的净值30,213 30,184 
固定资产及其他  
计算机和办公设备26 25 
家具和固定装置19 20 
计算机软件123 120 
租赁权改进46 45 
土地1 1 
其他18 19 
累计折旧(181)(176)
固定资产和其他资产总额，扣除累计折旧52 54 
融资租赁项下的资产
拖轮60 60 
累计折旧(11)(10)
融资租赁项下总资产，扣除累计折旧49 50 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额$30,314 $30,288 

9
目录表     
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
(未经审计)
下表显示了折旧费用和对LNG终端成本的抵销(单位：百万)：
截至3月31日的三个月，
20222021
折旧费用$270 $234 
对液化天然气终端成本的补偿(1)204 191 
(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。

注6-衍生工具
 
我们签订了以下按公允价值报告的衍生工具：
•利率互换(“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”)部分浮动利率支付的波动性风险；
•由天然气供应合同组成的商品衍生品，包括我们IPM协议下的合同，用于液化项目的委托和运营以及Corpus Christi Stage 3(“实物液化供应衍生品”)和相关经济对冲的未来潜在开发(“金融液化供应衍生品”，以及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
March 31, 20222021年12月31日
活跃市场报价
(1级)		重要的其他可观察到的投入
(2级)		无法观察到的重要输入
(3级)		总计活跃市场报价
(1级)		重要的其他可观察到的投入
(2级)		无法观察到的重要输入
(3级)		总计
利率衍生工具负债$— $(12)$— $(12)$— $(40)$— $(40)
液化供应衍生产品资产(负债)(75)9 (7,423)(7,489)7 (9)(4,036)(4,038)
液化天然气交易衍生产品责任(8)(260)— (268)(22)(378)— (400)
外汇衍生品资产— 25 — 25 — 12 — 12 

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。
10
目录表     
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
(未经审计)

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对获得公允价值的相关事件的评估(如适用于我们的天然气供应合同)驱动，包括但不限于随着基础设施的发展，从市场参与者的角度评估各自的市场是否存在。

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、流动性和波动性。

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2022年3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$(7,423)结合现值技术的市场法Henry Hub基差
$(1.578) - $0.215 / $(0.094)
期权定价模型国际液化天然气价差，相对于Henry Hub(2)
101% - 533% / 190%
(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3月31日的三个月，
20222021
期初余额$(4,036)$241 
已实现亏损和按市值计价的亏损：
包含在销售成本中(3,540)(129)
采购和结算：
购买(3)(14)
聚落156 33 
期末余额$(7,423)$131 
与期末仍持有的票据有关的未实现亏损的变化$(3,540)$(129)

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

CCH已订立利率掉期，以防范未来现金流的波动，并对冲CCH信贷安排的部分浮动利息支付。

截至2022年3月31日，我们有以下未偿还利率衍生品：
名义金额
March 31, 20222021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
利率衍生品$4.5十亿$4.5十亿May 31, 20222.30%一个月期伦敦银行同业拆息

下表显示了我们的利率衍生工具对我们的综合业务报表的影响和位置(单位：百万)：
在合并经营报表中确认的收益
合并操作报表位置截至3月31日的三个月，
20222021
利率衍生品利率衍生收益，净额$3 $1 

商品衍生品

SPL、CCL和CCL第三阶段已进入液化供应衍生产品，这些衍生产品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最低条款最高可达约16几年，其中一些开始于对某些事件或事件状态的满意。金融液化供应衍生品的条款范围最高约为三年.

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

下表显示了我们的液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品(统称为商品衍生品)的名义金额：
March 31, 20222021年12月31日
液化供应衍生产品(1)液化天然气交易衍生品液化供应衍生产品液化天然气交易衍生品
名义金额，净额(以TBtu为单位)13,036 36 11,238 33 
(1)不包括与截至2022年3月31日不确定采取的延期期权相关的名义金额。

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(未经审计)
下表显示了我们在综合经营报表上记录的商品衍生品的影响和位置(单位：百万)：
在合并经营报表中确认的损益
合并业务报表地点(1)截至3月31日的三个月，
20222021
液化天然气交易衍生品液化天然气收入$(247)$(62)
液化天然气交易衍生品销售成本90 28 
液化供应衍生产品(2)液化天然气收入(5)1 
液化供应衍生产品(2)销售成本(3,461)(63)
(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$920百万美元和美元762分别截至2022年3月31日和2021年12月31日。

下表显示了我们在综合经营报表上记录的外汇衍生产品的影响和位置(单位：百万)：
在合并经营报表中确认的损益
合并操作报表位置截至3月31日的三个月，
20222021
外汇衍生品液化天然气收入$28 $21 

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(未经审计)
综合资产负债表中衍生资产和负债的公允价值和位置

下表显示了我们的衍生工具在我们的综合资产负债表上的公允价值和位置(单位：百万)：
March 31, 2022
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$— $45 $145 $25 $215 
衍生资产— 43 — — 43 
衍生工具资产总额— 88 145 25 258 
流动衍生负债(12)(1,321)(413)— (1,746)
衍生负债— (6,256)— — (6,256)
衍生负债总额(12)(7,577)(413)— (8,002)
衍生资产(负债)净额$(12)$(7,489)$(268)$25 $(7,744)
2021年12月31日
利率衍生品
液化供应衍生产品(1)
液化天然气交易衍生产品(二)
外汇衍生品
总计
合并资产负债表位置
流动衍生资产$— $38 $2 $15 $55 
衍生资产— 69 — — 69 
衍生工具资产总额— 107 2 15 124 
流动衍生负债(40)(644)(402)(3)(1,089)
衍生负债— (3,501)— — (3,501)
衍生负债总额(40)(4,145)(402)(3)(4,590)
衍生资产(负债)净额$(40)$(4,038)$(400)$12 $(4,466)
(1)不包括我方向交易对手提交的抵押品#美元。96百万美元和美元20截至2022年3月31日和2021年12月31日，分别为100万美元，计入我们综合资产负债表的保证金存款。
(2)不包括我方向交易对手提交的抵押品#美元。360百万美元和美元745截至2022年3月31日和2021年12月31日，分别为100万美元，计入我们综合资产负债表的保证金存款。

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(未经审计)
合并资产负债表演示文稿

下表显示了我们的衍生工具在综合资产负债表中按净额列报的未偿还衍生工具的毛利和净额的公允价值：
液化供应衍生产品
液化天然气交易衍生品
外汇衍生品
截至2022年3月31日
总资产$113 $198 $62 
抵销金额(25)(53)(37)
净资产$88 $145 $25 
总负债$(8,072)$(419)$— 
抵销金额495 6 — 
净负债$(7,577)$(413)$— 
截至2021年12月31日
总资产$155 $10 $48 
抵销金额(48)(8)(33)
净资产$107 $2 $15 
总负债$(4,382)$(551)$(10)
抵销金额237 149 7 
净负债$(4,145)$(402)$(3)

注7-非控股利益和可变利益主体

我们拥有一家48.6有限合伙人在CQP中的权益百分比，形式为239.9100万个普通股，剩余的非控股有限合伙人权益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公众持有。我们还拥有100CQP中普通合伙人权益和奖励分配权的%。CQP作为合并VIE入账。


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(未经审计)
下表列出了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。
3月31日，十二月三十一日，
20222021
资产 
流动资产  
现金和现金等价物$1,156 $876 
受限现金和现金等价物136 98 
贸易和其他应收款，扣除当前预期信贷损失后的净额434 580 
其他流动资产266 285 
流动资产总额1,992 1,839 
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额16,915 16,830 
其他非流动资产，净额309 316 
总资产$19,216 $18,985 
负债  
流动负债  
应计负债$1,164 $1,077 
其他流动负债404 200 
流动负债总额1,568 1,277 
长期债务，扣除溢价、贴现和债务发行成本17,184 17,177 
其他非流动负债3,086 100 
总负债$21,838 $18,554 

注8-应计负债
  
应计负债由以下部分组成(单位：百万)：
3月31日，十二月三十一日，
20222021
应计天然气采购量$1,162 $1,323 
应计衍生工具结算35 329 
利息成本和相关债务费用367 214 
液化天然气终端及相关管道成本281 144 
薪酬和福利46 180 
应计液化天然气库存7 34 
其他应计负债65 75 
应计负债总额$1,963 $2,299 
 
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(未经审计)
注9-债务
 
我们的债务由以下部分组成(以百万为单位)：
3月31日，十二月三十一日，
20222021
SPL：
高级担保票据：
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 1,282 
SPL高级担保票据总数13,132 13,132 
$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 13,132 
CQP：
高级注释：
4.500% due 2029
1,500 1,500 
4.000% due 2031
1,500 1,500 
3.25% due 2032
1,200 1,200 
CQP高级票据总数4,200 4,200 
2019年执行的CQP信贷安排(“2019 CQP信贷安排”)— — 
总债务-CQP4,200 4,200 
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 2,721 
CCH高级担保票据合计8,471 8,471 
CCH信贷安排(1)1,439 1,728 
$1.2亿CCH营运资金安排(“CCH营运资金安排”)(2)
— 250 
总债务(简写为CCH)9,910 10,449 
Cheniere：
4.6252028年到期的高级担保票据百分比
2,000 2,000 
2045 Cheniere可转换优先票据(3)
— 625 
$1.25十亿Cheniere循环信贷安排(“Cheniere循环信贷安排”)
— — 
债务总额--Cheniere2,000 2,625 
Cheniere营销：贸易融资安排和信用证安排(2)
— — 
债务总额29,242 30,406 
长期债务的当期部分(62)(117)
短期债务— (250)
未摊销保费、贴现和债务发行成本，净额(273)(590)
长期债务总额，扣除溢价、贴现和债务发行成本$28,907 $29,449 
(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。
(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。
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(未经审计)

信贷安排

以下是截至2022年3月31日我们承诺的未偿还信贷安排摘要(单位：百万)：
2020 SPL营运资金安排
2019 CQP信贷安排
CCH信贷安排
CCH营运资金安排
Cheniere循环信贷安排
设施总规模$1,200 $750 $1,439 $1,200 $1,250 
更少：
未清偿余额— — 1,439 — — 
开出的信用证368 — — 276 — 
可用承诺$832 $750 $— $924 $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% (1)
Libor Plus1.25% - 1.75%或基本费率加0.25% - 0.75% (1)
Libor Plus1.250% - 2.375%或基本费率加0.250% - 1.375% (1)
未偿还余额加权平均利率不适用不适用2.21%不适用不适用
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)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

2021年12月6日，我们发布了所有美元的赎回通知6252045年Cheniere可转换优先票据的未偿还本金总额为百万美元。赎回通知允许持有人在规定的截止日期2021年12月31日之前的任何时间选择转换票据，并于2022年1月5日以现金结算。持有者选择转换的影响对合并财务报表并不重要。未转换的2045 Cheniere可转换优先票据已于2022年1月5日赎回，并根据Cheniere循环信贷安排借款。

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2022年3月31日，我们的每一家发行人都遵守了与各自债务协议相关的所有契约。

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利息支出

扣除资本化利息后的总利息支出，包括与我们的可转换票据相关的利息支出，包括以下内容(单位：百万)：
 截至3月31日的三个月，
20222021
可转换票据的利息成本：
按合同利率计算的利息$— $12 
债务贴现摊销— 5 
债务发行成本摊销— — 
与可转换票据相关的总利息成本— 17 
债务和融资租赁(不包括可转换票据)的利息成本372 400 
总利息成本372 417 
资本化利息(23)(61)
扣除资本化利息后的利息支出总额$349 $356 

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)：
 March 31, 20222021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 $25,196 $24,550 $26,725 
高级笔记— 第3级(2)
3,253 3,356 3,253 3,693 
2045 Cheniere可转换高级票据-1级(3)— — 625 526 
(1)第2级估计公允价值是根据从经纪交易商或该等高级票据及其他类似工具的做市商取得的报价计算。
(2)第3级估计公允价值乃根据市场上可观察到的投入或可从可观测市场数据衍生或证实的投入而计算，包括我们的股价及基于对吾等具有相若信用评级的各方所发行的债务的利率，以及市场上不可观察到的投入。
(3)第一级估计公允价值是基于活跃市场上我们有能力在计量日期获得的相同负债的未调整报价。
我们信贷安排的估计公允价值接近未偿还本金，因为利率是可变的，反映了市场利率，而且债务可能在任何时候全部或部分偿还，而不会受到惩罚。
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附注10-租契

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

下表显示了我们综合资产负债表中使用权资产和租赁负债的分类和位置(以百万为单位)：
3月31日，十二月三十一日，
合并资产负债表位置20222021
使用权资产--经营性经营性租赁资产$1,975 $2,102 
使用权资产--融资财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额49 50 
使用权资产总额$2,024 $2,152 
流动经营租赁负债流动经营租赁负债$527 $535 
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1,423 1,541 
非流动融资租赁负债融资租赁负债57 57 
租赁总负债$2,009 $2,135 

下表显示了我们的综合业务报表中租赁成本的分类和位置(以百万为单位)：
合并操作报表位置截至3月31日的三个月，
20222021
经营租赁费(A)经营成本和支出(1)$202 $151 
融资租赁成本：
使用权资产摊销折旧及摊销费用1 1 
租赁负债利息扣除资本化利息后的利息支出2 2 
总租赁成本$205 $154 
(A)计入经营租赁成本：
短期租赁成本$41 $51 
可变租赁成本9 2 
(1)在销售成本、运营和维护费用或销售、一般和行政费用中列示，与租赁资产的性质一致。

截至2022年3月31日，运营和融资租赁的未来年度最低租赁付款如下(以百万为单位)：
截至12月31日止的年度，经营租赁(1)融资租赁
2022$450 $10 
2023514 10 
2024457 10 
2025244 10 
2026218 10 
此后294 117 
租赁付款总额2,177 167 
减去：利息(227)(108)
租赁负债现值$1,950 $59 
(1)不包括大约$3.210亿美元具有法律约束力的最低付款，主要用于截至2022年3月31日签约的船舶租赁，但将在未来期间开始，其固定最低租赁条款最高可达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：
March 31, 20222021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)5.416.45.616.7
加权平均贴现率(1)3.5%16.2%3.6%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3月31日的三个月，
20222021
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$151 $97 
融资租赁的营运现金流2 2 
以经营性租赁负债换取的使用权资产7 507 

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2022年3月31日和2021年12月31日，我们拥有4百万美元和美元15未来从LNG船舶分租人那里收到的最低分租付款为100万英镑。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3月31日的三个月，
20222021
固定收益$32 $3 
可变收入19 1 
分租收入总额$51 $4 

注11-与客户签订合同的收入

下表列出了从与客户签订的合同中获得的收入(单位：百万)：
截至3月31日的三个月，
20222021
液化天然气收入$7,564 $3,039 
再气化收入68 67 
其他收入25 20 
来自客户的总收入7,657 3,126 
导数净亏损(1)(224)(40)
其他(2)51 4 
总收入$7,484 $3,090 
(1)看见附注6-衍生工具有关我们的衍生品的更多信息。
(2)包括来自液化天然气船舶分租的收入。看见附注10-租契获取有关我们转租的更多信息。

合同资产和负债

下表显示了我们的合同资产，扣除当期预期信贷损失，这些资产被归类为其他流动资产和其他非流动资产，在我们的综合资产负债表上净额(以百万为单位)：
3月31日，十二月三十一日，
20222021
合同资产，扣除当前预期信贷损失后的净额$149 $140 

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下表反映了我们合同负债的变化，我们将其归类为综合资产负债表上的递延收入和其他非流动负债(以百万为单位)：
截至2022年3月31日的三个月
递延收入，期初$194 
收到但尚未在收入中确认的现金169 
从前期递延确认的收入(194)
递延收入，期末$169 

分配给未来履约义务的交易价格

由于我们的许多销售合同都是长期的，根据合同，我们有权获得尚未确认为收入的重大未来对价。下表披露了分配给尚未履行的履约义务的交易价格总额：
March 31, 20222021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$107.1 9
再气化收入1.8 41.9 4
总收入$108.9 $109.0 
(1)加权平均确认时间代表对我们将确认未令人满意的交易价格的一半的年数的估计。

我们选择了以下豁免，从上表中省略了某些潜在的未来收入来源：
(1)我们从上面的表格中省略了最初预期期限为一年或更短的合同中的所有履约义务。
(2)上表基本上排除了我们SPA和TUAS项下的所有可变考虑因素。在上面的表格中，我们省略了完全分配给完全未履行的履行义务或完全未履行的承诺的可变对价，当该履行义务符合串联的条件时，转让构成单一履行义务一部分的独特的货物或服务。未包括在交易价格中的可变费用收入数额将根据Henry Hub在整个合同条款中的未来价格、客户选择接受液化天然气交付的程度以及对消费者价格指数的调整而有所不同。我们的某些合同包含基于或有事件结果和各种指数变动的额外可变对价。我们没有在交易价格中计入这种可变对价，因为最终定价和收款的不确定性导致对价被认为是受限的。大致66%和51在截至2022年和2021年3月31日的三个月内，我们从上表中包括的合同中获得的液化天然气收入的百分比与从客户收到的可变对价有关。在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月内，大约6%和3我们再气化收入的百分比分别与从客户收到的可变对价有关。

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

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目录表     
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
(未经审计)
附注12-关联方交易

天然气供应协议

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。关联方实体于2021年11月1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。在截至2021年3月31日的三个月内，我们录得35与本协议相关的销售成本为百万美元，其中1百万美元与液化供应衍生产品收益有关。

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。我们记录的运营和维护费用为$12百万美元和美元10在截至2022年和2021年3月31日的三个月内分别为100万美元。此外，我们还记录了应计负债#美元。5百万美元和美元4截至2022年3月31日和2021年12月31日，分别与该关联方支付百万美元。

CCL是与Midship Pipeline Company，LLC(“Midship Pipeline”)在日常业务过程中为CCL项目的运营签订天然气运输协议的一方，协议期限为10从2020年5月开始的几年。我们将我们对Midship Holdings，LLC的投资作为股权投资入账，Midship Holdings，LLC管理Midship管道的业务和事务。我们记录的运营和维护费用为$2在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月内都达到了100万。此外，我们还记录了应计负债#美元。1截至2022年3月31日和2021年12月31日，与该关联方的合同金额均为百万美元。

运营和维护服务协议

Cheniere LNG O&M Services，LLC(“O&M Services”)，我们的全资子公司，根据协议向Midship管道提供开发、建造、运营和维护服务，根据这些协议，O&M服务收到商定的费用和所发生费用的补偿。运营与维护服务记录$2在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月中，1百万美元和美元2截至2022年3月31日和2021年12月31日的其他应收账款，分别用于根据这些协议向Midship Pipeline提供的服务。

注13-所得税

我们记录的所得税优惠为#美元。191百万美元和所得税拨备#美元89在截至2022年和2021年3月31日的三个月内分别为100万美元。

我们的有效税率为19.7截至2022年3月31日止三个月的%相当于该期间录得的所得税优惠，低于法定所得税率，主要是由于分配给非控股权益的收入无须向Cheniere缴税，部分被归属于该季度的与股票薪酬奖励有关的税务优惠所抵销。我们的有效税率为13.5截至2021年3月31日止三个月的%相当于该期间录得的所得税拨备，低于法定所得税税率，主要是由于分配给非控股权益的收入不应向Cheniere纳税。

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。
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目录表     
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
(未经审计)
附注14-普通股股东每股净收益(亏损)

下表核对了基本普通股和稀释后加权平均流通股(单位为百万股，每股数据除外)：
截至3月31日的三个月，
20222021
普通股股东应占净收益(亏损)$(865)$393 
加权平均已发行普通股：
基本信息254.0 252.9 
稀释性未归属股票— 1.5 
稀释性可转换证券— 4.5 
稀释254.0 258.9 
普通股股东每股净收益(亏损)--基本情况(1)
$(3.41)$1.56 
普通股股东每股净收益(亏损)-稀释后(1)
$(3.41)$1.54 
(1)由于四舍五入的原因，表格中的每股收益可能不会重新准确计算，因为它是基于整数计算的，而不是所提供的舍入数字。

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3月31日的三个月，
20222021
未归属股票(1)2.0 1.9 
2045 Cheniere可转换优先票据(2)0.3 — 
潜在摊薄的普通股总数2.3 1.9 
(1)包括含有业绩条件的未归属股份的影响，只要基本业绩条件基于各自日期的实际业绩得到满足。
(2)如附注9-债务所述，2045 Cheniere可转换优先票据已于2022年1月5日以现金赎回或转换。然而，2022年1月1日通过的ASU 2020-06要求推定股票结算，以计算在2022年票据流通期内对稀释后每股收益的影响。 这种影响是反摊薄的，因为在此期间报告的普通股股东应占净亏损。看见附注1--业务性质和列报依据以进一步讨论我们采用ASU 2020-06的情况。

附注15-股东亏损额

共享回购计划

2021年9月7日，董事会批准将先前存在的股票回购计划重置为$1.0亿美元，包括截至2021年9月30日根据先前授权剩余的任何金额，用于额外三年从2021年10月1日开始。下表列出了有关普通股回购的信息(单位为百万，每股数据除外)：
截至3月31日的三个月，
20222021
回购的普通股合计0.24 — 
加权平均每股支付价格$104.21 $— 
已支付总金额$25 $— 

截至2022年3月31日，我们拥有高达973百万的股份回购计划可用。

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目录表     
Cheniere能源公司及附属公司
合并财务报表附注--续
(未经审计)
分红

2022年1月25日，我们宣布季度股息为$0.332022年2月28日支付给截至2022年2月7日登记在册的股东的普通股每股。2022年4月26日，我们宣布季度股息为$0.33每股普通股，将于2022年5月17日支付给2022年5月10日登记在册的股东。

附注16-客户集中度
  
下表分别显示了来自外部客户的收入占总收入10%或以上的外部客户和具有贸易和其他应收款的外部客户，扣除当前预期信贷损失和合同资产，扣除贸易和其他应收账款总额10%或更多的当前预期信用损失余额，扣除外部客户和合同资产的当前预期信贷损失后的净额：
外部客户总收入的百分比来自外部客户的贸易和其他应收款、净资产和合同资产的百分比
截至3月31日的三个月，3月31日，十二月三十一日，
2022202120222021
客户A*15%*10%
客户B*12%**
客户C*13%**
客户D**10%*
*低于10%

附注17-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3月31日的三个月，
20222021
期内为债务利息支付的现金，扣除资本化金额$195 $211 
支付所得税的现金，扣除退款后的净额4 — 
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400 360 

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目录表
项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
 
有关前瞻性陈述的信息
本季度报告包含的某些陈述属于或可能被视为符合修订后的1933年证券法第27A节(“证券法”)和修订后的1934年证券交易法第21E节(“交易法”)所指的“前瞻性陈述”。除有关历史或当前事实或条件的陈述外，本文包含的或通过引用并入本文的所有陈述均为“前瞻性陈述”。“前瞻性陈述”包括以下内容：
•我们希望在某些日期之前开始或完成我们拟议的液化天然气终端、液化设施、管道设施或其他项目的建设，或其任何扩建或部分建设的声明；
•关于未来国内和国际天然气生产、供应或消费水平，或北美和世界其他国家未来液化天然气进口或出口水平，或购买天然气的声明，无论此类信息的来源，或运输或其他基础设施，或与天然气、液化天然气或其他碳氢化合物产品相关的需求和价格；
•关于任何融资交易或安排或我们进行此类交易的能力的声明；
•与Cheniere资本部署有关的声明，包括资本支出、债务偿还、股息和股票回购的意图、能力、程度和时间；
•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誉，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；以及
•任何其他与非历史相关的陈述L或未来信息。
除对历史或当前事实或条件的陈述外，所有这些类型的陈述都是前瞻性陈述。在某些情况下，前瞻性陈述可以用诸如“可能”、“将会”、“可能”、“应该”、“实现”、“预期”、“相信”、“考虑”、“继续”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“潜在”、“预测”、“项目”、“追求”、“目标”等术语或其他类似术语来识别。本季度报告中的前瞻性陈述主要基于我们的预期，这些预期反映了估计和假设。
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目录表     
由我们的管理层制作。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。我们提醒，本季度报告中包含的前瞻性陈述并不是对未来业绩的保证，此类陈述可能无法实现或前瞻性陈述或事件可能不会发生。由于本季度报告以及我们提交给美国证券交易委员会的其他报告和其他信息中描述的各种因素，实际结果可能与前瞻性表述中预期或暗示的结果存在实质性差异，包括在我们的截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告。所有可归因于我们或代表我们行事的人的前瞻性陈述都明确地受到这些风险因素的限制。这些前瞻性陈述仅在发表之日发表，除法律要求外，我们没有义务更新或修改任何前瞻性陈述，或提供实际结果可能不同的原因，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。

引言
 
以下讨论和分析代表了管理层对我们的业务、财务状况和整体业绩的看法，应与我们的综合财务报表和附注一起阅读。这些信息旨在让投资者了解我们过去的业绩、当前的财务状况和未来的展望。

我们的讨论和分析包括以下主题：
•概述
•重大事件综述
•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
 
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。

我们拥有并运营位于路易斯安那州卡梅隆教区Sabine Pass(“Sabine Pass LNG终端”)的天然气液化和出口设施，这是世界上最大的液化天然气生产设施之一，通过我们在CQP的所有权权益和与CQP的管理协议，CQP是我们于2007年成立的上市有限合伙企业。截至2022年3月31日，我们拥有CQP 100%的普通合伙人权益和48.6%的有限合伙人权益。Sabine Pass LNG终端有六个运营列车，其中Train 6于2022年2月4日基本完工，总生产能力约为30 Mtpa的LNG(“SPL项目”)。Sabine Pass LNG终端还拥有运营中的再气化设施，包括五个总容量约为17bcfe的液化天然气储罐、两个现有的海上泊位和一个在建的泊位，每个泊位可容纳标称容量高达266,000立方米的船舶和大约4 bcf/d的汽化器。CQP还拥有一条94英里长的管道，通过其
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目录表

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”)相互连接。

我们还拥有和运营位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的天然气液化和出口设施(“科珀斯克里斯蒂液化天然气终端”)，通过CCL拥有天然气液化设施，该设施由三列运营列车组成，总生产能力约为15Mtpa。此外，我们拥有并通过CCP运营一条21.5英里长的天然气供应管道，将Corpus Christi LNG终端与几条州际和州内天然气管道(“Corpus Christi管道”，以及与Trains一起的“CCL项目”)连接起来。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。

根据截至2022年3月31日我们资产平台的总产能约为4500万吨/年，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。

此外，除了CCH集团外，我们正在通过我们的子公司CCL III阶段开发毗邻CCL项目的Corpus Christi LNG终端的扩建(“Corpus Christi Stage 3”)，以容纳多达7列中型列车，预计总生产能力超过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。我们根据SPA和IPM协议签约我们的预期产能，根据SPA，我们的客户通常需要就合同量支付固定费用，而无论他们选择取消或暂停交付LNG货物，根据IPM协议，天然气生产商根据全球LNG指数价格向我们销售天然气，减去固定液化费、运输和其他成本。到2020年代，我们已经签约了超过95%的SPL项目和CCL项目(统称为“液化项目”)的总产能，包括为支持Corpus Christi阶段3而签署的合同，到2020年代中期，我们已经签约了90%以上的产能。不包括期限不到10年的合同，截至2022年3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。202年3月，美国能源部批准从Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端到2050年12月31日之前，分别从Sabine Pass LNG终端和Corpus Christi LNG终端通过船只额外出口152.64 Bcf/Yr和108.16 Bcf/Yr的国内生产的LNG，这些出口到非FTA国家是以前仅允许FTA国家使用的。有关我们收入安排下的合约未来现金流量的进一步讨论，请参阅截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告.

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。2022年4月，我们宣布与天然气中游公司、甲烷检测技术提供商和领先的学术机构合作，在我们供应链特定的天然气收集、加工、传输和储存系统实施温室气体排放的量化、监测、报告和核实。我们的CR报告可在cheniere.com/IMPACT上查阅。我们网站上的信息，包括CR报告，不会以引用的方式并入本Form 10-Q季度报告中。

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目录表

重大事件综述

自2022年1月1日至本10-Q表格提交之日起，我们的重大事件包括：
战略

•2022年5月，CCL第三阶段与ARC Resources，Ltd.的子公司ARC Resources U.S.Corp达成了一项IPM协议，以JKM为基础的价格购买每天140,000 MMBtu的天然气，期限约15年，从Corpus Christi阶段3的列车7商业运营开始，受Corpus Christi阶段3的FID限制。
•2022年3月，CCL第三阶段与Bechtel石油、天然气和化学品公司(“Bechtel”)就Corpus Christi第三阶段签订了一份EPC合同，合同价格约为55亿美元，只有通过变更单才能进行调整。CCL第三阶段还发布了一份有限通知，要求前往Bechtel开始早期工程、采购和现场工作。
•2022年3月，CCL与Engie SA(“Engie”)修订了其现有的长期SPA，将Engie同意从CCL购买的离岸液化天然气数量增加到约0.9 Mtpa，并将期限延长至约20年，从2021年9月开始。
•2022年2月，CCL第三阶段修订了之前与EOG Resources，Inc.(“EOG”)达成的IPM协议，将天然气供应量和供应期从10年的每天140,000 MMBtu增加到15年的每天420,000 MMBtu，定价继续基于普氏日韩标志(“JKM”)。根据修订的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，根据该协议，EOG每天向CCL第三阶段出售300,000 MMBtu，价格与Henry Hub指数挂钩，延长了5年，预计15年期限将从修订的IPM协议启动时开始。

可操作的

•截至2022年4月30日，液化项目累计生产、装卸和出口液化天然气货物超过2100批，总计超过1.45亿吨。
•2022年2月4日，SPL项目第6列列车实现实质性贯通。

金融

•在截至2022年3月31日的三个月内，我们使用了11亿美元的可用现金来减少我们的未偿债务，其中超过8亿美元是根据我们的资本分配计划赎回或预付长期债务，包括提前赎回我们于2022年1月到期的4.25%可转换优先债券(“2045 Cheniere可转换优先债券”)。
•同样根据我们的资本分配计划，在截至2022年3月31日的三个月里，我们回购了238,537股普通股，作为我们股票回购计划的一部分，并于2022年2月28日支付了每股普通股0.33美元的季度股息。

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目录表

经营成果

以下图表汇总了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月内我们液化项目的总收入和液化天然气总量：
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357022000046/lng-20220331_g3.jpghttps://www.sec.gov/Archives/edgar/data/3570/000000357022000046/lng-20220331_g4.jpg
下表汇总了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合并财务报表中确认：
截至2022年3月31日的三个月
(以TBtu为单位)可操作的试运行
本期内加载的卷572 13 
在上一期间加载但在本期已识别的卷49 1 
减去：本期装入和期末在途的数量(40)— 
本期确认的总成交量581 14 

普通股股东应占净收益(亏损)
截至3月31日的三个月，
(单位：百万，不包括每股数据)20222021方差
普通股股东应占净收益(亏损)$(865)$393 $(1,258)
普通股股东每股净收益(亏损)--基本
(3.41)1.56 (4.97)
普通股股东每股净收益(亏损)-摊薄
(3.41)1.54 (4.95)

截至2022年3月31日的三个月，我们的普通股股东应占净亏损为8.65亿美元，而截至2021年3月31日的三个月，普通股股东应占净收益为3.93亿美元。减少13亿美元的主要原因是公允价值变化和两个期间之间35亿美元的结算(税前和不包括非控制权益的影响)导致的衍生亏损增加，如下所述，以及某些投资组合优化活动的贡献减少。这一影响被每MMBtu交付液化天然气毛利率的增加以及截至2022年3月31日的三个月交货量较2021年同期的增加以及所得税拨备的减少部分抵消。

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。由于远期国际液化天然气商品曲线在截至2022年3月31日的三个月内大幅升值，我们在运营上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，但我们确认了31亿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)。

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目录表

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3月31日的三个月，
(单位：百万)20222021方差
液化天然气收入$7,340 $2,999 $4,341 
再气化收入68 67 1 
其他收入76 24 52 
总收入$7,484 $3,090 $4,394 

在截至2022年3月31日的三个月中，总收入比2021年同期有所增长，主要是由于每MMBtu的收入增加，其次是这两个时期之间LNG交货量的增加。由于国际液化天然气价格上涨导致我们的综合营销职能认可的市场价格改善，以及Henry Hub价格上涨，每MMBtu液化天然气的收入较高。这两个期间交付的液化天然气数量增加，主要是由于CCL项目的3号列车和SPL项目的6号列车的生产，这两个列车分别于2021年3月26日和2022年2月4日基本完工。

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2022年3月31日和2021年3月31日的三个月内，我们实现了对液化天然气终端成本的抵消 2.04亿美元 和1.91亿美元，分别相当于15个TBtu和25个TBtu，与出售液化项目的委托货物有关。

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2.24亿美元的收入抵消 在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月中，分别有3900万美元与衍生品工具的损益有关，主要是由于远期大宗商品曲线的变化。液化天然气收入还包括为液化过程采购的某些未使用的天然气的销售和其他收入，为7000万美元 在截至2022年和2021年3月31日的三个月中，分别为1.04亿美元。

31
目录表

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3月31日的三个月，
 20222021
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)$4,138 $2,319 
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3,098 519 
从第三方采购液化天然气258 96 
衍生工具净亏损(224)(39)
其他收入70 104 
液化天然气总收入$7,340 $2,999 
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)470 381 
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111 61 
从第三方采购液化天然气11 14 
作为液化天然气收入交付的总运量592 456 
(1)长期协议包括初始期限为12个月或更长时间的协议。

营运成本及开支
截至3月31日的三个月，
(单位：百万)20222021方差
销售成本$7,336 $1,386 $5,950 
运维费用389 322 67 
开发费用5 1 4 
销售、一般和行政费用96 81 15 
折旧及摊销费用271 236 35 
总运营成本和费用$8,097 $2,026 $6,071 

在截至2022年3月31日的三个月中，我们的总运营成本和支出比2021年同期有所增加，主要是由于销售成本增加。销售成本包括液化项目生产和交付液化天然气的直接成本，但不得用于投产过程。于截至2022年3月31日止三个月内，销售成本较可比2021年期间上升，主要是由于我们的商品衍生工具为确保液化项目的天然气原料而出现不利的变化，这是由国际远期商品曲线的不利变化所推动的，正如上文在普通股股东应占净收益(亏损)以及美国天然气价格上涨导致天然气原料价格上涨，以及液化天然气交货量增加在较小程度上导致天然气原料价格上涨。销售成本还包括与销售某些为液化过程采购的未使用的天然气以及通过实物交付结算的部分衍生工具相关的成本、可变运输和储存成本、港口和运河费用以及将天然气转化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。在截至2022年3月31日的三个月内，运营和维护费用比2021年同期有所增加，主要是由于天然气运输和储存能力需求费用增加，通常是由于这两个时期之间增加了列车运营。运营和维护费用还包括第三方服务和维护、工资和福利成本、保险、监管成本和其他运营成本。

由于CCL项目的列车3于2021年3月和SPL项目的列车6于2022年2月开始运营，在截至2022年3月31日的三个月内，折旧和摊销费用比2021年同期有所增加。
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。
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目录表


其他费用
截至3月31日的三个月，
(单位：百万)20222021方差
扣除资本化利息后的利息支出$349 $356 $(7)
债务变更或清偿损失18 55 (37)
利率衍生工具损失净额(3)(1)(2)
其他费用，净额(5)(6)1 
其他费用合计$359 $404 $(45)

于截至2022年3月31日止三个月，扣除资本化利息后的利息支出较可比2021年期间减少，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，但部分被因CCL项目的列车3于2021年3月及SPL项目的列车6于2022年2月竣工而符合资本化资格的总利息成本部分所抵销。于截至2022年及2021年3月31日止三个月内，吾等分别产生3.72亿美元及4.17亿美元的总利息成本，其中我们分别资本化2,300万美元及6,100万美元，主要与建造液化项目所产生的利息成本有关。

在截至2022年3月31日的三个月内，债务修改或清偿损失较2021年同期有所下降，原因是在两个期间之间的预定到期日之前偿还的债务金额较低，详情见流动性与资本资源--现金融资现金流的来源和用途.

所得税拨备(福利)
截至3月31日的三个月，
(单位：百万)20222021方差
所得税和非控股利息前收益(亏损)$(972)$660 $(1,632)
所得税拨备(福利)$(191)$89 $(280)
实际税率19.7 %13.5 %6.2 %

在截至2022年和2021年3月31日的三个月中，我们分别录得1.91亿美元的所得税优惠和8900万美元的所得税拨备。

截至2022年3月31日的三个月，我们的有效税率为19.7%，这相当于该期间的所得税优惠，低于法定所得税税率，这主要是由于分配给非控股权益的收入不应向Cheniere纳税，部分抵消了与归属于该季度的基于股票的薪酬奖励相关的税收优惠。截至2021年3月31日的三个月，我们的有效税率为13.5%，相当于该期间记录的所得税拨备，低于法定所得税税率，这主要是由于分配给非控股权益的收入不应向Cheniere征税。

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

可归因于非控股权益的净收入
截至3月31日的三个月，
(单位：百万)20222021方差
可归因于非控股权益的净收入$84 $178 $(94)

在截至2022年3月31日的三个月中，可归因于非控股权益的净收入比截至2021年3月31日的三个月减少，这主要是由于CQP确认的综合净收入减少，从截至2021年3月31日的三个月的3.47亿美元减少到截至2022年3月31日的三个月的1.59亿美元。

在截至2022年3月31日的三个月内，为履行先前对SPL项目第6列融资的抵押承诺，Cheniere向SPL提供了某些SPA，总计约2100万吨液化天然气，将于2023年至2035年期间交付，并向SPL提供了一项IPM协议，每天购买140,000 MMBtu天然气，期限为
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目录表

从2023年初开始，大约15年。因此，可归因于非控股权益的净收入将在未来期间受到影响，因为根据转让的合同交付的数量以及作为衍生工具计入的IPM协议的未实现损益将受到影响。

流动性与资本资源

以下信息描述了我们产生和获得足够数量的现金的能力，以满足我们的短期和长期需求。短期内，我们预计将使用营运现金流和可用流动资金满足我们的现金需求，包括现金和现金等价物、受限现金和现金等价物以及我们信贷安排下的可用承诺。从长远来看，我们预计将利用营运现金流和其他未来潜在的流动性来源来满足我们的现金需求，其中可能包括我们或我们子公司发行的债务和股票。下表提供了我们可用流动资金的摘要(单位：百万)。
March 31, 2022
现金及现金等价物(1)$2,487 
为下列目的指定的限制性现金和现金等价物：
SPL项目136 
CCL项目50 
我们子公司持有的现金仅限于Cheniere233 
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832 
CQP信贷安排于2019年执行750 
12亿美元CCH营运资金安排(“CCH营运资金安排”)924 
12.5亿美元Cheniere循环信贷安排(“Cheniere循环信贷安排”)
1,250 
我们的信贷安排下的可用承诺额3,756 
总可用流动资金$6,662 
(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7--非控股权益和可变权益主体我们的合并财务报表附注。截至2022年3月31日，CQP的资产(包括在我们的综合资产负债表中)包括12亿美元的现金和现金等价物。
(2)可用承诺额是指截至2022年3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9--债务关于我们的信贷安排和其他债务工具的更多信息，请参阅我们的综合财务报表附注。

我们在2022年3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。

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。从与2022年第一季度有关的分配开始，按CQP分列的季度分配预计将包括基本额加上等于单位剩余可用现金的可变金额，这除其他外考虑到，
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目录表

为年度债务偿还和资本分配目标预留的金额、预期的资本支出将由现金提供资金，以及为CQP业务的正确开展提供现金储备。
•我们在CQP中的48.6%有限合伙人权益、100%普通合伙人权益和奖励分配权将我们获得CQP持有的现金的权利限制在CQP合伙协议条款指定的金额内；以及
•SPL、CQP和CCH受到其某些债务协议中包含的肯定和消极契约的限制，除非满足具体要求，否则它们支付某些款项的能力，包括分配的能力。

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

现金的来源和用途

下表汇总了我们的现金、现金等价物以及受限现金和现金等价物的来源和用途(单位：百万)。该表按收付实现制列示资本支出；因此，这些数额不同于本报告其他部分提及的资本支出数额，包括应计费用。对这些项目的其他讨论如下表所示。
截至3月31日的三个月，
20222021
经营活动提供的净现金$2,655 $1,066 
用于投资活动的现金净额(178)(200)
用于融资活动的现金净额(1,388)(545)
现金、现金等价物及限制性现金和现金等价物净增$1,089 $321 

营运现金流

截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月，我们的运营现金净流入分别为26.55亿美元和10.66亿美元。与2021年相比，2022年运营现金流入增加15.89亿美元，主要是由于每MMBtu收入增加，以及较小程度的LNG交货量增加，来自LNG货物销售的现金收入增加。营运现金流出增加，部分抵销了这些营运现金流入，主要原因是天然气原料成本上升以及某些投资组合优化活动的贡献较低。

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。2022年与2021年相比减少了2200万美元，主要是因为SPL项目的第6列列车于2022年2月完工，该项目在整个2021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。

融资现金流

在截至2022年3月31日的三个月中，扣除债券发行后，已偿还债务总额为10.4亿美元。在截至2021年3月31日的三个月中，扣除发行量，已偿还债务总额为2.88亿美元。有关更多详细信息，请参阅下表。
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目录表

债务发行和相关融资成本

下表显示了债务发行量，包括季度内借款(单位：百万)：
截至3月31日的三个月，
20222021
CQP：
4.000厘优先债券，2031年到期
$— $1,500 
Cheniere：
Cheniere循环信贷安排575 300 
总发行量$575 $1,800 

在截至2022年和2021年3月31日的三个月内，我们产生的债务发行成本和其他融资成本为零 和 1,900万美元，分别与上述债务发行和各自期间信贷安排的关闭有关。

债务偿还和偿还以及相关的修改或清偿费用

下表显示了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3月31日的三个月，
20222021
CQP：
优先债券2025年到期，息率5.250
$— $(1,500)
CCH：
CCH营运资金安排
(250)(140)
CCH修订和重述定期贷款安排(290)— 
Cheniere：
2045 Cheniere可转换优先票据(500)— 
Cheniere循环信贷安排(575)(300)
切尼埃定期贷款安排— (148)
全部赎回和偿还$(1,615)$(2,088)

在截至2022年和2021年3月31日的三个月内，我们支付了1300万美元的债务修改或清偿成本，以及 分别与这些赎回和偿还相关的4,000万美元。

非控制性利益分配

在截至2022年和2021年3月31日的三个月内，CQP分别向非控股权益支付了1.71亿美元和1.6亿美元的分派，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.和公众持有。

普通股回购

在截至2022年3月31日的三个月里，我们支付了2500万美元，根据我们的股票回购计划回购了约24万股普通股。在截至2021年3月31日的三个月里，我们没有进行任何股票回购。

向股东派发现金股利

2022年1月25日，我们宣布于2022年2月28日向截至2022年2月7日登记在册的股东支付每股普通股0.33美元的季度股息，总支付金额为8600万美元。在截至2021年3月31日的三个月里，我们没有支付股息。

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目录表

2022年4月26日，我们宣布了普通股每股0.33美元的季度股息，将于2022年5月17日支付给截至2022年5月10日登记在册的股东。

关键会计估算摘要

按照公认会计准则编制合并财务报表要求管理层作出某些估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表和附注中报告的金额。我们的关键会计估计与我们在我们的截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告。

最新会计准则

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

项目3.关于市场风险的定量和定性披露
 
营销与交易商品价格风险

我们已就SPL项目、CCL项目以及Corpus Christi阶段3(“液化供应衍生产品”)未来的潜在开发签订了包括天然气供应合同在内的商品衍生产品。我们还签订了实物和金融衍生品，以对冲大宗商品市场的风险敞口，在大宗商品市场，我们签订了买卖实物液化天然气的合同安排(统称为“液化天然气交易衍生品”)。为了测试液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值对基础商品价格变化的敏感性，管理层分别模拟了每个交割地点天然气商品价格变化10%和液化天然气商品价格变化10%，如下所示(以百万为单位)：
March 31, 20222021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$(7,489)$1,749 $(4,038)$903 
液化天然气交易衍生品(268)26 (400)38 
看见附注6-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅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(“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，管理层模拟了远期一个月期LIBOR曲线在利率衍生工具剩余条款中的10%变化，如下(以百万为单位)：
March 31, 20222021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
利率衍生品$(12)$1 $(40)$— 

看见附注6-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅我们的综合财务报表附注。

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目录表

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)：
March 31, 20222021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$25 $2 $12 $2 

看见附注6-衍生工具有关我们的衍生工具的更多详情，请参阅我们的综合财务报表附注。

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

第二部分：其他信息

项目1.法律程序

我们未来可能会作为各种法律程序的一方参与到正常业务过程中。我们定期分析当前信息，并在必要时为最终处置这些事项可能产生的负债提供应计项目。除以下讨论外，我们的截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告.

路易斯安那州环境质量部(“LDEQ”)事宜

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

管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)事宜

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”。 2022年3月9日，PHMSA和FERC发布了有条件的批准，让两个坦克中的一个恢复服务。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。

第1A项。危险因素
 
我们披露的风险因素没有发生实质性变化截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告.

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目录表
第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用

发行人及关联购买人购买股权证券

下表汇总了截至2022年3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)
January 1 - 31, 2022239,320$104.20238,537$972,714,359
February 1 - 28, 2022298,073$119.38—$972,714,359
March 1 - 31, 2022—$——$972,714,359
总计
537,393$112.62238,537
(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)2021年9月7日，董事会批准将先前宣布的股票回购计划增加到10亿美元，包括截至2021年9月30日之前授权的任何余额，从2021年10月1日起再延长三年。有关其他信息，请参阅附注15--股东亏损.

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目录表
项目6.展品
证物编号：描述
10.1*
Corpus Christi液化第三阶段LLC和Bechtel Energy Inc.之间的Corpus Christi液化第三阶段项目的工程、采购和建设的固定价格分离交钥匙协议，日期为2022年3月1日(本图示的部分已被省略)
10.2*
SPL和贝克特尔石油天然气和化学品公司之间于2018年11月7日签署的关于萨宾帕斯液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和建设的一次总付协议的变更单：(I)日期为2022年1月6日的CO-00058新冠肺炎影响2021年第三季度的变更单，(Ii)日期为2022年1月11日的CO-00059溢漏遏制系统SIL2联锁，(Iii)日期为2022年3月15日的CO-00060第三泊位土壤准备临时关闭变更单，(Iv)日期为2022年3月15日的变更单CO-00061新冠肺炎影响2021年第四季度2022年和(V)变更单CO-00062 FERC条件61，日期为2022年3月15日
31.1*
《交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条规定的首席执行官的证明
31.2*
《交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条要求首席财务官出具证明
32.1**
首席执行官依据《美国法典》第18编第1350条所作的证明，该条款是根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的
32.2**
首席财务官依据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条的证明
101.INS*XBRL实例文档
101.SCH*XBRL分类扩展架构文档
101.CAL*XBRL分类扩展计算链接库文档
101.DEF*XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.LAB*XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.PRE*XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104*封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
*现提交本局。
**随信提供。
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签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
Cheniere能源公司
  
日期：May 3, 2022由以下人员提供：/s/扎克·戴维斯
扎克·戴维斯
执行副总裁兼首席财务官
(代表注册人及
担任首席财务官)
日期：May 3, 2022由以下人员提供：/s/David Slack
大卫·斯莱克
副总裁兼首席会计官
 (代表注册人及
担任首席会计官)
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