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美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单 10-Q
☒    根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的季度报告
在截至的季度期间 2023年3月31日
要么
☐    根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的过渡报告
在过渡期内            到            
委员会档案编号001-16383
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CHENIERE ENERGY, INC.
（注册人的确切姓名如其章程所示）
特拉华95-4352386
（公司或组织的州或其他司法管辖区）（美国国税局雇主识别号）
米拉姆街 700 号, 1900 套房
休斯顿, 德州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）条注册的证券：
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分所
用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。 是的 ☒没有 ☐
用勾号指明注册人在过去 12 个月（或注册人必须提交此类文件的较短期限）中是否以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的  ☒没有 ☐
用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速过滤器☒加速过滤器☐
非加速过滤器☐规模较小的申报公司☐
新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。 ☐
用勾号指明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第 12b-2 条）。是的☐没有☒ 
截至2023年4月26日，发行人已经 242,958,190已发行普通股。



CHENIERE ENERGY, INC.
目录

定义
1
第一部分财务信息
第 1 项。
合并财务报表
3
合并运营报表
3
合并资产负债表
4
股东权益合并报表（赤字）
5
合并现金流量表
6
合并财务报表附注
7
注1—业务性质和列报基础
7
附注 2——限制性现金和现金等价物
8
附注3——扣除当前预期信贷损失后的贸易和其他应收账款
8
附注 4—库存
8
附注 5——扣除累计折旧后的不动产、厂房和设备
9
注 6—衍生工具
9
附注 7—非控股权益和可变权益实体
14
附注8——应计负债
15
附注 9——债务
16
附注 10—租赁
18
附注 11—收入
20
附注12—关联方交易
22
附注 13—所得税
22
附注14——归属于普通股股东的每股净收益（亏损）
23
附注15—股票回购计划
23
注 16—以客户为中心
24
附注17—补充现金流信息
24
第 2 项。
管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
25
 
第 3 项。
关于市场风险的定量和定性披露
36
 
第 4 项。
控制和程序
36
第二部分。其他信息
第 1 项。
法律诉讼
37
第 1A 项。
风险因素
37
 
第 2 项。
未注册的股权证券销售和所得款项的使用
37
第 6 项。
展品
38
签名
39
i
目录
定义

在本季度报告中使用的术语具有以下含义：

常见行业和其他术语
ASU会计准则更新
Bcf十亿立方英尺
bcf/d每天十亿立方英尺
bcf/yr每年十亿立方英尺
Bcfe十亿立方英尺当量
母鹿美国能源部
EPC工程、采购和施工
FASB财务会计准则委员会
FERC联邦能源监管委员会
找到最终投资决定
自由贸易协定国家与美国签订了自由贸易协定的国家，该协定的国家为天然气贸易提供国民待遇
GAAP美国公认的会计原则
亨利·哈布纽约商品交易所 Henry Hub 天然气期货合约在相关货物交割窗口预定开始的当月的最终结算价格（以美元每百万英热单位计）
IPM 协议综合生产营销协议，根据该协议，天然气生产商以全球液化天然气指数价格向美国出售天然气，减去固定液化费、运费和其他成本
LIBOR伦敦银行同业拆借利率
液化天然气液化天然气，一种通过制冷过程冷却到液态的天然气产物，其体积约为其气态的1/600
mmBTU百万英制热单位；一个英国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
非自由贸易协定国家与美国未签订规定天然气贸易国民待遇的自由贸易协定且允许与之进行贸易的国家
秒美国证券交易委员会
软弱有担保的隔夜融资利率
水疗中心液化天然气销售和购买协议
tBtU
万亿英热单位；一个英国热量单位测量将一磅水的温度提高一华氏度所需的能量
火车由一系列制冷剂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
简要的法人实体结构

下图描述了我们截至2023年3月31日的缩写法人实体结构，包括我们对某些子公司的所有权，以及本季度报告中对这些实体的提及：
CEI Org Chart - Dec 2022 cropped.jpg

除非上下文另有要求，否则提及 “Cheniere”、“公司”、“我们” 和 “我们的” 是指Cheniere Energy, Inc.及其合并子公司，包括我们的上市子公司CQP。

2
目录
第一部分：财务信息


第 1 项。合并财务报表
CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
合并运营报表
（以百万计，每股数据除外）
（未经审计）

截至3月31日的三个月
20232022
收入
液化天然气收入$7,091 $7,340 
再气化收入34 68 
其他收入185 76 
总收入7,310 7,484 
运营成本和支出（回收）
销售成本（回收）（不包括下文单独显示的项目）(1,539)7,336 
运营和维护费用444 389 
销售、一般和管理费用107 96 
折旧和摊销费用297 271 
开发费用10 5 
运营成本和支出总额（回收）(681)8,097 
运营收入（亏损）7,991 (613)
其他收入（支出）
扣除资本化利息的利息支出(297)(349)
修改或清偿债务的收益（损失）20 (18)
利率衍生收益，净额— 3 
其他收入，净额37 5 
其他支出总额(240)(359)
所得税和非控股权益前的收益（亏损）7,751 (972)
减去：所得税准备金（福利）1,316 (191)
净收益（亏损）6,435 (781)
减去：归属于非控股权益的净收益1,001 84 
归属于普通股股东的净收益（亏损）$5,434 $(865)
归属于普通股股东的每股净收益（亏损）——基本
$22.28 $(3.41)
归属于普通股股东的每股净收益（亏损）——摊薄 (1)
$22.10 $(3.41)
已发行普通股的加权平均数——基本243.9 254.0 
已发行普通股的加权平均数——摊薄245.8 254.0 
(1)由于四舍五入，表中的每股收益可能无法完全重新计算，因为它是根据整数而不是显示的四舍五入数字计算的。
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

3
目录

CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
合并资产负债表 (1)
（以百万计，股票数据除外）
3月31日十二月三十一日
20232022
资产（未经审计） 
流动资产  
现金和现金等价物$2,948 $1,353 
限制性现金和现金等价物495 1,134 
扣除当前预期信贷损失后的贸易和其他应收账款929 1,944 
库存465 826 
当前的衍生资产78 120 
保证金存款63 134 
其他流动资产70 97 
流动资产总额5,048 5,608 
不动产、厂房和设备，扣除累计折旧31,747 31,528 
经营租赁资产2,553 2,625 
衍生资产200 35 
善意77 77 
递延所得税资产35 864 
其他非流动资产，净额605 529 
总资产$40,265 $41,266 
负债和股东权益（赤字）
流动负债 
应付账款$93 $124 
应计负债1,328 2,679 
当期债务，扣除贴现和债务发行成本61 813 
递延收入108 234 
当期经营租赁负债604 616 
当前衍生负债1,292 2,301 
其他流动负债40 28 
流动负债总额3,526 6,795 
长期债务，扣除溢价、折扣和债务发行成本23,928 24,055 
经营租赁负债1,919 1,971 
融资租赁负债487 494 
衍生负债4,407 7,947 
递延所得税负债388 — 
其他非流动负债170 175 
股东权益（赤字） 
优先股：$0.0001面值， 5.0授权的百万股， 无发行的
— — 
普通股：$0.003面值， 480.0已授权百万股； 277.7百万股和 276.7截至2023年3月31日和2022年12月31日分别发行的百万股
1 1 
库存股： 34.5百万股和 31.2截至2023年3月31日和2022年12月31日，按成本计算，分别为百万股
(2,821)(2,342)
额外的实收资本4,328 4,314 
累计收入（赤字）394 (4,942)
Cheniere 股东权益总额（赤字）1,902 (2,969)
非控股权益3,538 2,798 
股东权益总额（赤字）5,440 (171)
负债和股东权益总额（赤字）$40,265 $41,266 
(1)列报的金额包括我们的合并可变利息实体（“VIE”）CQP 持有的余额，详情见 附注 7—非控股权益和可变权益实体。截至2023年3月31日，CQP的总资产和负债为美元18.4十亿和美元19.7分别为十亿美元，包括美元834百万现金和现金等价物以及 $160百万的限制性现金和现金等价物。

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

4
目录

CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
股东权益合并报表（赤字）
（单位：百万）
（未经审计）

截至2023年3月31日的三个月
股东权益总额（赤字）
 普通股国库股额外的实收资本累计收入（赤字）非控股权益权益总额（赤字）
 股份面值金额股份金额
截至2022年12月31日的余额245.5 1 31.2 (2,342)4,314 (4,942)2,798 (171)
授予基于股份的薪酬奖励1.0 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 43 — — 43 
按成本向员工扣留的与基于股份的薪酬相关的已发行股份(0.2)— 0.2 (26)(29)— — (55)
按成本回购的股票(3.1)— 3.1 (453)— — — (453)
归属于非控股权益的净收益— — — — — — 1,001 1,001 
对非控股权益的分配— — — — — — (261)(261)
申报的股息 ($)0.395每股普通股）
— — — — — (98)— (98)
归属于普通股股东的净收益— — — — — 5,434 — 5,434 
截至2023年3月31日的余额243.2 $1 34.5 $(2,821)$4,328 $394 $3,538 $5,440 

截至2022年3月31日的三个月
股东赤字总额
 普通股国库股额外的实收资本累计赤字非控股权益赤字总额
 股份面值金额股份金额
截至2021年12月31日的余额253.6 $1 21.6 $(928)$4,377 $(6,021)$2,538 $(33)
授予基于股份的薪酬奖励1.3 — — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 38 — — 38 
按成本向员工扣留的与基于股份的薪酬相关的已发行股份(0.3)— 0.3 (35)(18)— — (53)
按成本回购的股票(0.2)— 0.2 (25)— — — (25)
通过亚利桑那州立大学 2020-06 年，扣除税款— — — — (153)4 — (149)
归属于非控股权益的净收益— — — — — — 84 84 
对非控股权益的分配— — — — — — (171)(171)
申报的股息 ($)0.33每股普通股）
— — — — — (85)— (85)
归属于普通股股东的净亏损— — — — — (865)— (865)
截至2022年3月31日的余额254.4 $1 22.1 $(988)$4,244 $(6,967)$2,451 $(1,259)
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

5
目录

CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
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
20232022
来自经营活动的现金流
净收益（亏损）$6,435 $(781)
为将净收益（亏损）与经营活动提供的净现金进行对账而进行的调整：
未实现的外币汇兑收益，净额(2)— 
折旧和摊销费用297 271 
基于股份的薪酬支出49 43 
非现金利息支出2 2 
债务发行成本、溢价和折扣的摊销12 15 
减少使用权资产161 134 
修改或清偿债务的损失（收益）(20)18 
衍生工具的总亏损（收益），净额(4,641)3,592 
用于衍生工具结算的净现金(31)(314)
权益法投资亏损(1)(5)
递延税1,232 (206)
偿还与回购可转换票据相关的实物利息— (13)
运营资产和负债的变化：
扣除当前预期信贷损失后的贸易和其他应收账款1,016 (16)
库存361 133 
保证金存款71 309 
其他流动资产31 99 
应付账款和应计负债(1,277)(386)
递延收入总额(126)(24)
经营租赁负债总额(154)(134)
其他，净额6 (82)
经营活动提供的净现金3,421 2,655 
来自投资活动的现金流
不动产、厂房和设备(712)(178)
投资于权益法投资(10)— 
其他(5)— 
用于投资活动的净现金(727)(178)
来自融资活动的现金流量
发行债务的收益— 575 
赎回、偿还和回购债务(896)(1,615)
债务调整或清偿收益（成本）26 (13)
对非控股权益的分配(261)(171)
与股份薪酬的预扣税相关的款项(55)(53)
回购普通股(450)(25)
向股东分红(99)(86)
融资租赁负债的支付(5)— 
用于融资活动的净现金(1,740)(1,388)
汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金和现金等价物的影响2 — 
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物的净增加956 1,089 
现金、现金等价物和限制性现金和现金等价物——期初2,487 1,817 
现金、现金等价物和限制性现金和现金等价物——期末$3,443 $2,906 

合并资产负债表中的余额：
2023年3月31日
现金和现金等价物$2,948 
限制性现金和现金等价物495 
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物总额$3,443 
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

6
目录
CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
合并财务报表附注
（未经审计）


注释 1—业务性质和列报依据

我们运营 二天然气液化和出口设施位于路易斯安那州卡梅伦教区的萨宾山口和德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近（分别为 “萨宾山口液化天然气码头” 和 “科珀斯克里斯蒂液化天然气码头”）。

CQP 拥有 Sabine Pass 液化天然气接收站，该接收站拥有天然气液化设施，包括 六运营列车，总生产能力约为 30mtpa 的液化天然气（“SPL 项目”）。萨宾山口液化天然气接收站还拥有可运营的再气化设施，其中包括 五液化天然气储罐、汽化器和 三海洋泊位。萨宾山口液化天然气接收站还包括 94-英里管道由CQP的子公司CTPL拥有，该管道将我们的设施与许多大型州际和州内管道连接起来。截至 2023 年 3 月 31 日，我们拥有 100普通合伙人权益的百分比和 48.6% 有限合伙人在 CQP 中的权益。

科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站目前有 三运营列车，总生产能力约为 15mtpa 的液化天然气， 三液化天然气储罐和 二海洋泊位。此外，我们正在扩建科珀斯克里斯蒂液化天然气码头（“科珀斯克里斯蒂第三阶段项目”），最多可扩建至 七中型列车，预计总产能超过 10mtpa 的液化天然气。通过我们的子公司CCP，我们还拥有一个 21.5-英里天然气供应管道，将科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站与多条州际和州内天然气管道（“科珀斯克里斯蒂管道”，以及科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站和科珀斯克里斯蒂第三阶段项目，即 “CCL项目”）连接起来。

由于消除瓶颈和其他优化项目，我们提高了SPL项目和CCL项目（统称为 “液化项目”）的可用液化能力。我们在萨宾山口液化天然气接收站和科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站均拥有重要的陆地阵地，这为进一步扩大液化产能提供了机会。2023年3月，我们的某些子公司根据《天然气法》向FERC提交了扩建CCL项目的申请，包括 二中型列车，预计总产能约为 3mtpa 的液化天然气。2023 年 2 月，CQP 的某些子公司根据《国家环境政策法》启动了 FERC 的申请前审查程序，以扩建与 SPL 项目相邻的项目，最多包括 三预计总产能约为的列车 20mtpa 的液化天然气。开发这些场地或其他项目，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，在我们做出积极的外国直接投资之前，将需要可接受的商业和融资安排。

演示基础

随附的未经审计的Cheniere合并财务报表是根据公认的中期财务信息会计原则和S-X条例第10-01条编制的，反映了管理层认为公允陈述所列中期财务业绩所必需的所有正常的经常性调整。因此，它们不包括公认会计原则为完整财务报表所要求的所有信息和脚注，应与我们的合并财务报表和随附附注一起阅读 截至2022年12月31日的财年 10-K 表年度报告.

截至2023年3月31日的三个月的经营业绩不一定代表截至2023年12月31日的年度将实现的经营业绩。

最新会计准则

华硕2020-04

2020 年 3 月，FASB 发布了 ASU 2020-04， 参考利率改革（主题 848）：促进参考利率改革对财务报告的影响。该指南主要提供临时的可选权宜之计，简化了市场从伦敦银行同业拆借利率向替代参考利率过渡后预计会对现有合同进行合同修改的会计处理。该标准下的临时可选权宜措施于2020年3月12日生效，在随后对该标准进行修订后，将持续到2024年12月31日。

我们有各种与伦敦银行同业拆借利率挂钩的信贷额度，详情见 附注 9——债务。迄今为止，我们已经修改了某些信贷额度，纳入了与SOFR挂钩的替代利率或后备替代利率
7
目录     
CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
合并财务报表附注——续
（未经审计）
LIBOR的预期过渡。我们选择将可选权宜之计适用于某些修改后的设施；但是，应用可选权宜之计的影响并不大，我们预计向SOFR或其他替代率指数的过渡不会对我们未来的现金流产生重大影响。将来，我们会将可选的权宜之计应用于符合条件的合同修改；但是，我们预计此类申请不会产生实质性影响。

注意事项 2—限制性现金和现金等价物
 
限制性现金和现金等价物包括以下内容（以百万计）：
3月31日十二月三十一日
20232022
限制性现金和现金等价物
SPL 项目 $160 $92 
CCL 项目93 738 
我们的子公司持有的仅限于 Cheniere 的现金242 304 
限制性现金和现金等价物总额$495 $1,134 

根据与抵押受托人签订的有利于SPL债务持有人和CCH债务持有人的账户协议，SPL和CCH必须将收到的所有现金存入抵押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负债和其他限制性付款。我们的子公司持有的仅限于Cheniere的大部分现金与液化项目运营和施工需求的预付款有关。
注意事项 3—贸易和其他应收账款，扣除当前预期的信贷损失

扣除当前预期信贷损失后的贸易和其他应收账款包括以下内容（以百万计）：
3月31日十二月三十一日
20232022
贸易应收账款
SPL 和 CCL$391 $922 
Cheniere 营销468 917 
其他应收账款70 105 
扣除当前预期信贷损失后的贸易和其他应收账款总额$929 $1,944 

注意 4—库存

库存包括以下内容（以百万计）：
3月31日十二月三十一日
20232022
运输中的液化天然气$102 $356 
液化天然气120 212 
材料198 194 
天然气41 60 
其他4 4 
总库存$465 $826 

8
目录     
CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
合并财务报表附注——续
（未经审计）
注意 5—不动产、厂房和设备，扣除累计折旧
 
扣除累计折旧后的不动产、厂房和设备包括以下内容（以百万计）：
3月31日十二月三十一日
20232022
液化天然气站  
码头和互连管道设施$33,867 $33,815 
场地和相关成本451 451 
在建工程2,143 1,685 
累计折旧(5,263)(4,985)
扣除累计折旧后的液化天然气接收站总量31,198 30,966 
固定资产和其他  
计算机和办公设备34 33 
家具和固定装置20 20 
计算机软件122 121 
租赁权改进51 48 
土地1 1 
其他19 19 
累计折旧(196)(191)
扣除累计折旧后的固定资产和其他资产总额51 51 
融资租赁下的资产
海洋资产526 533 
累计折旧(28)(22)
扣除累计折旧后的融资租赁总资产498 511 
不动产、厂房和设备，扣除累计折旧$31,747 $31,528 
下表显示了折旧费用和液化天然气接收站成本的抵消额（以百万计）：
截至3月31日的三个月
20232022
折旧费用$296 $270 
抵消液化天然气接收站成本 (1)— 204 
(1)我们确认了与销售调试货物相关的液化天然气接收站成本的抵消额，因为这些金额是在液化项目相应列车的建设测试阶段开始商业运营之前赚取或装载的。

注意 6—衍生工具
 
我们已经签订了以下衍生工具：
•商品衍生品，包括天然气和电力供应合同，包括根据我们的IPM协议签订的合同，用于开发、调试和运营液化项目及相关经济对冲工具（统称为 “液化供应衍生品”）；
•液化天然气衍生品，我们对大宗商品市场的敞口进行合同净结算和经济对冲，在这些市场中，我们有购买或出售实物液化天然气的合同安排（统称为 “液化天然气交易衍生品”）；以及
•外汇交易所（“FX”）合约，用于对冲与以美元以外货币计价的现金流（“外汇衍生品”）相关的货币风险敞口，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。

我们将我们的衍生工具视为资产或负债，并按公允价值计量这些工具。我们的衍生工具均未被指定为现金流或公允价值对冲工具，在未用于委托过程的范围内，公允价值的变动记录在我们的合并运营报表中，在这种情况下，此类变动将资本化。
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目录     
CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
合并财务报表附注——续
（未经审计）
下表显示了我们需要定期按公允价值计量的衍生工具的公允价值（以百万计）：
截至的公允价值衡量标准
2023年3月31日2022年12月31日
活跃市场的报价
（第 1 级）		重要的其他可观测输入
（第 2 级）		大量不可观察的输入
（第 3 级）		总计活跃市场的报价
（第 1 级）		重要的其他可观测输入
（第 2 级）		大量不可观察的输入
（第 3 级）		总计
液化供应衍生品资产（负债）$34 $42 $(5,426)$(5,350)$(66)$(29)$(9,924)$(10,019)
液化天然气交易衍生品资产（负债）(16)(49)— (65)1 (47)— (46)
外汇衍生品负债— (6)— (6)— (28)— (28)

我们使用基于市场或期权的方法对我们的液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品进行估值，根据需要采用现值技术，使用可观察的大宗商品价格曲线（如果有）以及其他相关数据。我们使用可观测的外汇汇率和其他相关数据，以市场方法对我们的外汇衍生品进行估值。

我们的液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品的公允价值主要由可观察和不可观察的市场大宗商品价格驱动，如果适用于我们的天然气供应合同，则是我们对产生公允价值的相关事件的评估，包括但不限于在基础设施开发时从市场参与者的角度评估相应市场是否存在。

我们将很大一部分液化供应衍生品作为第三级纳入估值层次结构中，因为公允价值是通过使用内部模型得出的，这些模型包含了大量不可观察的输入。在无法获得可观测数据的情况下，会考虑市场参与者在估值资产或负债时将使用的假设。这包括关于市场风险的假设，例如不可观察时期内能源单位的未来价格、流动性和波动性。

某些天然气和国际液化天然气价格的重大变化可能会对我们在液化供应衍生品中的天然气头寸的三级公允价值衡量标准产生重大影响。 下表包括截至2023年3月31日我们的3级液化供应衍生品的不可观察投入的定量信息：
净公允价值负债
（单位：百万）		估值方法大量不可观察的输入重要不可观察的输入范围/加权平均值 (1)
液化供应衍生品$(5,426)结合现值技术的市场方法Henry Hub 基差
$(1.173) - $0.370 / $(0.085)
期权定价模型与 Henry Hub 相关的国际液化天然气定价差 (2)
86% - 574% / 178%
(1)不可观察的投入按工具的相对公允价值加权。
(2)价差考虑了以美元计价的定价。

单独而言，基差或定价差的增加或减少将分别降低或增加我们的液化供应衍生品的公允价值。

10
目录     
CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
合并财务报表附注——续
（未经审计）
下表显示了我们的三级液化供应衍生品和液化天然气交易衍生品公允价值的变化（以百万计）：
截至3月31日的三个月
2023
2022
期初余额$(9,924)$(4,036)
净收益 (1) 中包含的公允价值收益（亏损）的已实现和变化：
包含在销售成本中，现有优惠 (2)4,097 (3,540)
包含在销售成本中，新优惠 (3)3 — 
购买和结算：
购买次数 (4)— (3)
定居点 (5)398 156 
期末余额$(5,426)$(7,423)
与期末仍持有的工具相关的公允价值出现了有利（不利）的变化
$4,100 $(3,540)
(1)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，因为结算等于自交易日起的合同固定价格乘以合同交易量。参见下表中的结算项目细目。
(2)对期初存在并在期末继续存在的交易对收益的影响。
(3)对报告期内达成并在期末继续存在的交易对收益的影响。
(4)包括在报告期内确认的在报告期内达成的在报告期末继续存在的交易的第一天收益（亏损），以及从实体收购之日以非零的价值收购的任何衍生合约，例如在报告期内转让或更新的衍生品合约，并在期末继续存在的衍生品。
(5)由于本期标的工具结算，本期汇总了上一期末在合并资产负债表中确认的金额。

所有现有的交易对手衍生品合约都规定了违约时的无条件抵消权。我们已选择报告与相同交易对手签订的衍生合约所产生的衍生资产和负债，并按净额计算无条件的合同抵消权。在我们的衍生工具处于资产状况的情况下，使用衍生工具使我们面临交易对手信用风险，或者交易对手无法履行承诺的风险。此外，在我们的衍生工具处于负债状况的情况下，交易对手面临着我们无法履行承诺的风险。根据衍生品的位置，我们将自己的不履约风险和相应交易对手的不履约风险纳入公允价值衡量标准。在根据不履约风险的影响调整衍生品合约的公允价值时，我们考虑了任何适用的信用增强措施的影响，例如抵押品存款、抵消权和担保。
商品衍生品

SPL和CCL持有液化供应衍生品，这些衍生品主要与天然气市场和国际液化天然气指数挂钩。液化供应衍生品的条款范围约为 15几年, 其中一些年始于某些事件或事态得到满足.

Cheniere Marketing历来参与并可能不时进行提供合同净结算的液化天然气交易。此类交易与互换或期货形式的金融商品合约一起被视为液化天然气交易衍生品。液化天然气交易衍生品的条款范围约为 一年.

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（未经审计）
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：
2023年3月31日2022年12月31日
液化供应衍生品 (1)LNG 交易衍生品液化供应衍生品LNG 交易衍生品
名义金额，净额（单位：tBTU）14,359 59 14,504 50 
(1)不包括截至2023年3月31日尚不确定是否采用的与延期选项相关的名义金额。

下表显示了合并运营报表中记录的大宗商品衍生品的影响和位置（以百万计）：
合并运营报表中确认的收益（亏损）
合并运营报表地点 (1)截至3月31日的三个月
20232022
LNG 交易衍生品液化天然气收入$61 $(247)
LNG 交易衍生品销售回收（成本）(84)90 
液化供应衍生品 (2)液化天然气收入(5)(5)
液化供应衍生品 (2)销售回收（成本）4,671 (3,461)
(1)与商品衍生活动相关的公允价值波动的分类和列报方式与经济套期保值项目以及衍生工具的性质和意图保持一致。
(2)不包括与通过实物交割结算的衍生工具相关的价值。

外汇衍生品

Cheniere Marketing持有外汇衍生品，以防因国际货币汇率变动而导致的未来现金流波动。外汇衍生品在经济上对冲了以美元以外货币计价的液化天然气实物和金融液化天然气交易所花费的现金流所产生的外汇敞口。外汇衍生品的条款范围约为 一年.

我们的外汇衍生品的名义总金额为美元484百万和美元619截至2023年3月31日和2022年12月31日，分别为百万人。

下表显示了我们在合并运营报表中记录的外汇衍生品的影响和位置（以百万计）：
合并运营报表中确认的收益（亏损）
合并运营报表地点截至3月31日的三个月
20232022
外汇衍生品液化天然气收入$(2)$28 

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（未经审计）
合并资产负债表上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合并资产负债表上的公允价值和位置（以百万计）：
2023年3月31日
液化供应衍生品 (1)
液化天然气交易衍生品 (2)
外汇衍生品
总计
合并资产负债表地点
当前的衍生资产$75 $3 $— $78 
衍生资产200 — — 200 
衍生资产总额275 3 — 278 
当前衍生负债(1,218)(68)(6)(1,292)
衍生负债(4,407)— — (4,407)
衍生负债总额(5,625)(68)(6)(5,699)
衍生负债，净额$(5,350)$(65)$(6)$(5,421)
2022年12月31日
液化供应衍生品 (1)
液化天然气交易衍生品 (2)
外汇衍生品
总计
合并资产负债表地点
当前的衍生资产$36 $84 $— $120 
衍生资产35 — — 35 
衍生资产总额71 84 — 155 
当前衍生负债(2,143)(130)(28)(2,301)
衍生负债(7,947)— — (7,947)
衍生负债总额(10,090)(130)(28)(10,248)
衍生负债，净额$(10,019)$(46)$(28)$(10,093)
(1)不包括我们向交易对手发布的抵押品14百万和美元111截至 2023 年 3 月 31 日和 2022 年 12 月 31 日，分别包含在我们合并资产负债表中的保证金存款和交易对手向我们公布的抵押品中8百万和 零分别截至2023年3月31日和2022年12月31日，这些负债包含在我们合并资产负债表上的其他流动负债中。
(2)不包括我们向交易对手发布的抵押品49百万和美元23截至 2023 年 3 月 31 日和 2022 年 12 月 31 日，分别包含在我们合并资产负债表中的保证金存款中。
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（未经审计）
合并资产负债表演示

下表显示了我们在合并资产负债表中按净额列报的衍生工具按毛额和净额（以百万计）计算的未偿衍生品的公允价值：
液化供应衍生品
LNG 交易衍生品
外汇衍生品
截至2023年3月31日
总资产$370 $3 $— 
抵消金额(95)— — 
净资产$275 $3 $— 
负债总额$(5,845)$(73)$(6)
抵消金额220 5 — 
净负债$(5,625)$(68)$(6)
截至2022年12月31日
总资产$76 $87 $— 
抵消金额(5)(3)— 
净资产$71 $84 $— 
负债总额$(10,436)$(132)$(29)
抵消金额346 2 1 
净负债$(10,090)$(130)$(28)

注意 7—非控股权益和可变权益实体

CQP 作为合并 VIE 入账。我们拥有一个 48.6有限合伙人在 CQP 中的权益百分比，形式为 239.9百万个普通单位，剩余的非控股有限合伙人权益由黑石公司、布鲁克菲尔德资产管理公司和公众持有。我们也拥有 100CQP 中普通合伙人权益和激励分配权的百分比。

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（未经审计）
下表列出了CQP的汇总资产和负债（以百万计），这些资产和负债包含在我们的合并资产负债表中。下表中的资产只能用于结算CQP的债务。此外，我们无法追索合并后的VIE的负债。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Cheniere合并财务报表中删除的CQP和Cheniere之间的公司间余额。
3月31日十二月三十一日
20232022
资产 
流动资产  
现金和现金等价物$834 $904 
限制性现金和现金等价物160 92 
扣除当前预期信贷损失后的贸易和其他应收账款269 627 
其他流动资产249 269 
流动资产总额1,512 1,892 
不动产、厂房和设备，扣除累计折旧16,587 16,725 
其他非流动资产，净额297 288 
总资产$18,396 $18,905 
负债  
流动负债  
应计负债$679 $1,384 
当期债务，扣除贴现和债务发行成本60 — 
当前衍生负债400 769 
其他流动负债177 191 
流动负债总额1,316 2,344 
长期债务，扣除溢价、折扣和债务发行成本16,145 16,198 
衍生负债2,157 3,024 
其他非流动负债95 98 
负债总额$19,713 $21,664 

注意 8—应计负债
  
应计负债包括以下内容（以百万计）：
3月31日十二月三十一日
20232022
购买天然气$673 $1,621 
衍生结算— 7 
利息成本和相关债务费用273 383 
液化天然气接收站和相关管道成本133 240 
薪酬和福利57 245 
液化天然气清单55 88 
其他应计负债137 95 
应计负债总额$1,328 $2,679 
 
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（未经审计）
注意 9—债务
债务包括以下内容（以百万计）：
3月31日十二月三十一日
20232022
SPL：
高级安全笔记：
5.75% 2024 年到期
$2,000 $2,000 
5.625% 2025 年到期
2,000 2,000 
5.875% 2026 年到期
1,500 1,500 
5.00% 2027 年到期
1,500 1,500 
4.200% 2028 年到期
1,350 1,350 
4.500% 2030 年到期
2,000 2,000 
4.746% 2037 年到期的加权平均利率
1,782 1,782 
SPL 高级担保票据总额12,132 12,132 
营运资金循环信用和信用证偿还协议（“SPL 周转资金额度”）
— — 
债务总额——SPL12,132 12,132 
CPP：
高级笔记：
4.500% 2029 年到期
1,500 1,500 
4.000% 应于 2031 年到期
1,500 1,500 
3.25% 到期 2032
1,200 1,200 
CQP 优先票据总额4,200 4,200 
信贷额度（“CQP 信贷额度”）— — 
债务总额——CQP4,200 4,200 
CCH：
高级安全笔记：
7.0002024 年到期的百分比（“2024 年 CCH 优先票据”）
— 498 
5.875% 2025 年到期
1,491 1,491 
5.125% 2027 年到期
1,201 1,271 
3.700% 2029 年到期
1,125 1,361 
3.788% 2039 年到期的加权平均利率
2,541 2,633 
CCH 高级有担保票据总额6,358 7,254 
CCH 信贷额度— — 
营运资金机制（“CCH 营运资本融资机制”）(1)
— — 
债务总额——CCH6,358 7,254 
Cheniere：
4.6252028 年到期的优先担保票据百分比
1,500 1,500 
循环信贷额度（“Cheniere 循环信贷额度”）
— — 
债务总额——Cheniere1,500 1,500 
Cheniere 营销：贸易融资设施 (1)
— — 
债务总额24,190 25,086 
长期债务的流动部分 (2)(61)(813)
未摊销溢价、折扣和债务发行成本的长期部分，净额(201)(218)
长期债务总额，扣除溢价、折扣和债务发行成本$23,928 $24,055 
(1)这些债务工具被归类为短期债务，因为我们需要每年至少在连续五个工作日内将CCH营运资金机制的未偿还本金总额降至零，并且Cheniere Marketing贸易融资机制下的借款必须在90天内偿还。
(2)截至2023年3月31日，美元61根据我们使用截至2023年3月31日的手头现金偿还债务的意图和能力，包括资产负债表日期之后和截至2023年4月26日的债务回购，数百万笔合同到期日超过一年的债务被归类为长期债务的流动部分。

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（未经审计）
信贷设施

以下是我们截至2023年3月31日的未偿承诺信贷额度的摘要（以百万计）：
SPL 营运资本基金
CQP 信贷设施
CCH 信贷额度
CCH 营运资本基金
Cheniere 循环信贷额度
设施总规模$1,200 $750 $3,260 $1,500 $1,250 
减去：
未清余额— — — — — 
签发的信用证329 — — 162 — 
可用承诺$871 $750 $3,260 $1,338 $1,250 
优先级排名高级安全不安全高级安全高级安全不安全
可用余额的利率 (1)
LIBOR + 1.125% - 1.750% 或基本利率加上 0.125% - 0.750%
LIBOR + 1.25% - 2.125% 或基本利率加上 0.25% - 1.125%
SOFR 加上信贷利差调整 0.1%，加上边距 1.5% 或基本利率加上 0.5%
SOFR 加上信贷利差调整 0.1%，加上边距 1.0% - 1.5% 或基本利率加上 0.0% - 0.5%
LIBOR + 1.125% - 2.250% 或基本利率加上 0.125% - 1.250%
未提取余额的承诺费 (1)
0.10% - 0.30%
0.375% - 0.638%
0.525%
0.10% - 0.20%
0.125% - 0.375%
到期日2025年3月19日2024年5月29日(2)2027年6月15日2026年10月28日
(1)根据适用实体的信用评级，利率和承诺费的利润率可能会发生变化.
(2)CCH 信贷额度到期时间以较早者为准 2029年6月15日要么 两年在科珀斯克里斯蒂第三阶段项目的最后一列火车基本完成之后。

限制性债务契约

管理我们的优先票据和作为我们债务基础的其他协议的契约包含惯例的违约条款和事件以及某些契约，除其他外，这些契约可能会限制我们、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配的能力。SPL、CQP和CCH通常只能根据管理各自债务的协议进行分配，除非除其他要求外，使用现金或信用证建立了适当的还本付息准备金，历史还本付息覆盖率和预计的还本付息覆盖率至少为 1.25:1.00 很满意。

截至2023年3月31日，我们的每位发行人都遵守了与各自债务协议有关的所有契约。

利息支出

扣除资本化利息后的总利息支出包括以下内容（以百万计）：
 截至3月31日的三个月
20232022
总利息成本$321 $372 
资本化利息(24)(23)
扣除资本化利息后的总利息支出$297 $349 

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（未经审计）
公允价值披露

下表显示了我们债务的账面金额和估计公允价值（以百万计）：
 2023年3月31日2022年12月31日
 携带
金额		估计的
公允价值		携带
金额		估计的
公允价值
高级笔记 — 第 2 级 (1)
$20,867 $20,082 $21,763 $20,539 
高级笔记 — 第 3 级 (2)
3,323 3,094 3,323 2,961 
(1)二级估计公允价值基于这些优先票据和其他类似工具的经纪交易商或做市商提供的报价。
(2)三级估算公允价值是根据市场上可观察到的或可以从可观察的市场数据中得出或得到其证实的投入计算得出的，包括我们的股票价格和利率，基于信用评级与我们相似的各方发行的债务以及在市场上无法观察到的投入。 

我们信贷额度的估计公允价值接近未偿还的本金，因为利率是可变的，反映了市场利率，并且可以随时全部或部分偿还债务而不会受到处罚。

注意 10—租赁

我们的租赁资产主要包括根据定期租赁（“船舶租赁”）租赁的液化天然气船，此外还包括拖船、办公空间和设施以及陆地。我们所有的租赁都被归类为经营租赁，但我们的某些船舶租赁和拖船除外，它们被归类为融资租赁。

下表显示了我们在合并资产负债表上的使用权资产和租赁负债的分类和位置（以百万计）：
3月31日十二月三十一日
合并资产负债表地点20232022
使用权资产——运营经营租赁资产$2,553 $2,625 
使用权资产—融资不动产、厂房和设备，扣除累计折旧498 511 
使用权资产总额$3,051 $3,136 
当期经营租赁负债当期经营租赁负债$604 $616 
当期融资租赁负债其他流动负债31 28 
非流动经营租赁负债经营租赁负债1,919 1,971 
非流动融资租赁负债融资租赁负债487 494 
租赁负债总额$3,041 $3,109 

下表显示了我们在合并运营报表中租赁成本的分类和位置（以百万计）：
合并运营报表地点截至3月31日的三个月
20232022
经营租赁成本 (a)运营成本和支出 (1)$213 $202 
融资租赁成本：
使用权资产的摊销折旧和摊销费用13 1 
租赁负债的利息扣除资本化利息的利息支出9 2 
总租赁成本$235 $205 
(a) 包含在经营租赁费用中：
短期租赁成本$23 $41 
可变租赁成本12 9 
(1)以销售成本、运营和维护费用或销售成本、一般和管理费用列报，与租赁资产的用途一致。
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（未经审计）
截至2023年3月31日，运营和融资租赁的未来年度最低租赁付款额如下（以百万计）：
截至12月31日的年份经营租赁融资租赁
2023$516 $49 
2024670 66 
2025529 71 
2026396 75 
2027300 77 
此后497 427 
租赁付款总额 (1)2,908 765 
减去：利息(385)(247)
租赁负债的现值$2,523 $518 
(1)不包括大约 $3.310亿美元具有法律约束力的最低付款额，主要用于截至2023年3月31日签订的租船合同，但将在未来一段时间内开始，固定的最低租赁期限为 15年份。

下表显示了我们的经营租赁和融资租赁的加权平均剩余租赁期限和加权平均折扣率：
2023年3月31日2022年12月31日
经营租赁融资租赁经营租赁融资租赁
加权平均剩余租赁期限（以年为单位）5.810.45.910.6
加权平均折扣率 (1)4.3%7.8%4.2%7.8%
(1)加权平均贴现率受到在采用现行公认会计原则租赁标准之前开始的某些融资租赁的影响。根据先前的会计指导，隐含利率基于标的资产的公允价值。

下表包括我们的运营和融资租赁的其他量化信息（以百万计）：
截至3月31日的三个月
20232022
为计量租赁负债所含金额支付的现金：
来自经营租赁的运营现金流$181 $151 
来自融资租赁的运营现金流8 2 
为换取经营租赁负债而获得的使用权资产90 7 

液化天然气船分包商

我们将某些租赁的液化天然气船转租给第三方，同时保留我们对原始出租人的现有义务。我们所有的转租安排都被评估为运营租赁。 下表显示了我们的合并运营报表中其他收入中确认的转租收入（以百万计）：
截至3月31日的三个月
20232022
固定收益$134 $32 
可变收入23 19 
转租收入总额$157 $51 

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（未经审计）
截至2023年3月31日，从液化天然气船分包商处收到的未来年度最低转租付款如下（以百万计）：
截至12月31日的年份转租付款
2023$145 
202440 
2025— 
2026— 
2027— 
此后— 
转租付款总额185 

注意 11—收入

下表显示了所得收入的细分（以百万计）：
截至3月31日的三个月
20232022
与客户签订合同的收入
液化天然气收入$7,037 $7,564 
再气化收入34 68 
其他收入28 25 
与客户签订合同的总收入7,099 7,657 
衍生品净收益（亏损）(1)54 (224)
其他 (2)157 51 
总收入$7,310 $7,484 
(1)参见 注 6—衍生工具了解有关我们衍生品的更多信息。
(2)包括来自液化天然气船分包商的收入。见 附注 10—租赁了解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，扣除当前预期的信贷损失，这些资产在合并资产负债表上被归类为其他流动资产和其他非流动资产（以百万计）：
3月31日十二月三十一日
20232022
合同资产，扣除当前预期的信贷损失$185 $186 

下表反映了我们的合同负债的变化，我们在合并资产负债表上将其归类为递延收入和其他非流动负债（以百万计）：
截至2023年3月31日的三个月
递延收入，期初$320 
已收到但尚未在收入中确认的现金191 
上期延期确认的收入(320)
递延收入，期末$191 

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（未经审计）
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有长期有效期，因此根据合同，我们有权获得重要的未来对价，但尚未将其确认为收入。 下表披露了分配给尚未履行的履约义务的交易价格的总金额：
2023年3月31日2022年12月31日
未满意的交易价格（以十亿计）加权平均识别时间（年）(1)未满意的交易价格（以十亿计）加权平均识别时间（年）(1)
液化天然气收入$110.4 9$112.0 9
再气化收入0.8 40.8 4
总收入$111.2 $112.8 
(1)加权平均确认时间表示我们将在多长时间内确认未兑现的交易价格的一半。

我们选择了以下豁免，这些豁免从上表中遗漏了某些潜在的未来收入来源：
(1)我们在上表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)上表基本上不包括我们的 SPA 和 TUA 下的所有可变考虑因素。我们在上表中省略了所有可变对价，这些对价完全分配给完全未履行的履约义务或完全未兑现的转让构成单一履约义务一部分的独特商品或服务的承诺，而该承诺符合一系列履约义务的资格。未包含在交易价格中的可变费用收入将根据Henry Hub在整个合同条款中的未来价格、客户选择接收液化天然气的程度以及消费者价格指数的调整而有所不同。根据偶然事件的结果和各种指数的走势，我们的某些合约包含额外的可变对价。如果由于最终定价和收据的不确定性，对价被认为受到限制，我们就没有在交易价格中纳入此类可变对价。此外，我们排除了与合同相关的可变对价，在这些合同中，一方或双方能否实现某些里程碑存在不确定性。大约 59% 和 66在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，我们来自上表所列合同的液化天然气收入的百分比分别与从客户那里获得的可变对价有关。在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，大约 7% 和 6我们的再气化收入的百分比分别与从客户那里获得的可变对价有关。

我们可能会签订液化天然气销售合同，条件是双方实现某些里程碑，例如在某列液化列车上达成外国直接投资、获得融资或实现列车和任何相关设施的实质性完工。出于确认收入的目的，这些合同被视为已完成的合同，如果认为条件可能得到满足，则包含在上述交易价格中。

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（未经审计）
注意 12—关联方交易

以下是我们在合并运营报表中报告的关联方交易摘要（以百万计）：
截至3月31日的三个月
20232022
其他收入
运营和维护服务协议 (1)$3 $2 
运营和维护费用
天然气运输和储存协议 (1) (2)18 14 
(1)根据协议，我们的全资子公司Cheniere LNG O&M Services, LLC（“O&M Services”）向Midship Pipeline Company, LLC（“Midship Pipeline”）提供开发、建造、运营和维护服务。O&M 服务记录了 $1截至2023年3月31日和2022年12月31日，根据这些协议向Midship Pipeline提供的服务有百万笔其他应收账款。
(2)CCL是与Midship Pipeline签订的关于运营CCL项目的天然气运输协议的当事方。我们记录的应计负债为美元1截至2023年3月31日和2022年12月31日，该关联方均为百万人。

其他协议

ADCC Pipeline, LLC 及其全资子公司（统称为 “ADCC Pipeline”）的权益

2022 年 6 月，我们收购了 30通过我们的全资子公司Cheniere ADCC Investments, LLC持有ADCC Pipeline的股权百分比。ADCC Pipeline 将开发、建造和运营大约 42-英里天然气管道项目（“ADCC管道项目”）将Agua Dulce天然气枢纽与CCL项目连接起来。我们目前的未来承诺最高约为 $93百万美元用于为我们的股权提供资金，该承诺受尚未满足的先决条件的约束。为此类承诺提供资金后，该投资将在我们的合并资产负债表中作为权益法投资予以确认。

与ADCC管道签订的天然气运输协议

CCL是与ADCC Pipeline签订的用于运营CCL项目的天然气运输协议的当事方，初始期限为 20有延期权的年份，将在ADCC管道项目完成后开始。
注意 13—所得税

我们记录的所得税准备金为美元1.3十亿美元，所得税优惠为美元191在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，分别为百万美元，这是使用年度有效税率法计算的。

有效税率是 17.0% 和 19.7截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，分别为％，低于法定税率，这主要是由于分配给非控股权益的收入不适用于Cheniere。我们在同期之间有效税率的变化是由离散税收项目推动的，主要与股票薪酬奖励投资有关，由于税前收入减少，这对我们 2022 年的有效税率产生了更大的影响。

我们不受其约束 15根据已颁布的法律和监管指南，2023 年企业替代性最低税 (“CAMT”) 的百分比；但是，我们 2023 年的 CAMT 状态将来可能会发生变化，具体取决于美国财政部发布的新法规或监管指导。

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CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
合并财务报表附注——续
（未经审计）
注 14—归属于普通股股东的每股净收益（亏损）

下表核对了基本和摊薄后的加权平均已发行普通股和申报的普通股分红（以百万计，每股数据除外）：
截至3月31日的三个月
20232022
归属于普通股股东的净收益（亏损）$5,434 $(865)
已发行普通股的加权平均值：
基本243.9 254.0 
稀释型未归属股票1.9 — 
稀释245.8 254.0 
归属于普通股股东的每股净收益（亏损）——基本
$22.28 $(3.41)
归属于普通股股东的每股净收益（亏损）——摊薄 (1)
$22.10 $(3.41)
每股普通股支付的股息$0.395 $0.33 
(1)由于四舍五入，表中的每股收益可能无法完全重新计算，因为它是根据整数而不是显示的四舍五入数字计算的。

2023 年 4 月 28 日，我们宣布派发季度股息为 $0.3952023年5月17日支付给截至2023年5月10日营业结束时的登记股东的每股普通股。

由于具有反摊薄效应而未包含在摊薄后的每股净收益（亏损）计算中的潜在摊薄型证券如下（以百万计）：
截至3月31日的三个月
20232022
未归属股票 (1)— 2.0 
2045 Cheniere 可转换优先票据 (2)— 0.3 
潜在稀释性普通股总数— 2.3 
(1)包括包含业绩条件的未归属股票的影响，前提是根据截至相应日期的实际业绩，基本业绩条件得到满足。
(2)T2045 年 Cheniere 可转换优先票据于 2022 年 1 月 5 日兑换或转换为现金。但是，在2022年1月1日通过ASU 2020-06时，需要推定股票结算，以计算票据在2022年未偿还期间对摊薄后每股收益的影响。 由于报告的2022年期间归属于普通股股东的净亏损，这种影响具有反稀释作用。

注意 15—股票回购计划

2021 年 9 月 7 日，我们的董事会（我们的 “董事会”）批准将先前存在的股票回购计划重置为 $1.0十亿美元，包括截至2021年9月30日先前授权下剩余的任何金额，再加一笔 三年从 2021 年 10 月 1 日开始。2022 年 9 月 12 日，我们的董事会批准将现有股票回购计划增加美元4.0十亿换一台 三年，从 2022 年 10 月 1 日开始。 下表列出了根据我们的股票回购计划回购的普通股的信息（以百万计，每股数据除外）：
截至3月31日的三个月
20232022
回购的股票总数3.06 0.24 
每股加权平均支付价格$147.16 $104.21 
回购总成本 (1)$450 $25 
(1)金额不包括产生的相关佣金和消费税，这些费用不包括回购计划下的成本。

截至 2023 年 3 月 31 日，我们有大约 $3.2我们的股票回购计划还剩10亿美元。
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CHENIERE ENERGY, INC.和子公司
合并财务报表附注——续
（未经审计）
注意 16—客户集中度
  
我们的客户信用风险集中在超过总收入和/或贸易和其他应收账款的10％或以上的范围内，如下所示：
占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账款、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
2023202220232022
客户 A11%***
客户 B**13%*
客户 C**15%*
客户 D**11%*
* 小于 10%

注意 17—补充现金流信息

下表提供了现金流信息的补充披露（以百万计）：
截至3月31日的三个月
20232022
在此期间为债务利息支付的现金，扣除资本化金额$367 $195 
已支付（退还）的所得税现金，净额(2)4 
非现金投资活动：
未付的不动产、厂房和设备购买87 239 
以股权为基础的薪酬资本化为不动产、厂房和设备2 1 
非现金融资活动：
未归属普通股申报的未付股息1 1 
未付的国库股回购3 — 

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第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
 
有关前瞻性陈述的信息
本季度报告包含经修订的1933年《证券法》（“证券法”）第27A条和经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第21E条所指的 “前瞻性陈述” 的某些陈述。除历史或现在的事实或状况陈述外，此处包含或以引用方式纳入此处的所有陈述均为 “前瞻性陈述”。除其他外，“前瞻性陈述” 包括：
•我们预计将在特定日期或完全开始或完成我们拟建的液化天然气接收站、液化设施、管道设施或其他项目或其任何扩建或部分扩建的声明；
•关于未来国内和国际天然气生产、供应或消费水平或向北美和全球其他国家进口或出口的液化天然气或购买天然气的声明，无论此类信息的来源如何，或与天然气、液化天然气或其他碳氢化合物产品相关的运输或其他基础设施或需求和价格的声明；
•关于任何融资交易或安排的声明，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、分红、股票回购和资本配置计划的执行的意图、能力、范围和时间；
•关于我们未来流动性来源和现金需求的声明；
•与我们的列车和管道建设有关的声明，包括有关聘用任何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条款以及与之相关的预期成本的声明；
•关于未来将要签订或履行的任何SPA或其他协议的声明，包括预计将获得的任何收入及其预期时间，以及有关受合同约束的液化天然气再气化、天然气液化或储存容量总量的声明；
•关于我们的商业合同、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，包括此类列车或管道的融资；
•声明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、预测或目标的声明，包括预期收入、资本支出、维护和运营成本以及现金流的声明，其中任何或全部可能会发生变化；
•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；以及
•与非历史或未来有关的任何其他陈述信息。
除历史或现在的事实或状况陈述外，所有这些类型的陈述均为前瞻性陈述。在某些情况下，前瞻性陈述可以用 “可能”、“将”、“可以”、“应该”、“实现”、“预期”、“相信”、“考虑”、“继续”、“估计”、“期望”、“打算”、“计划”、“潜力”、“预测”、“项目”、“追求”、“目标” 等术语或其他类似术语的否定术语来识别。本季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做出的估计和假设。这些估计和假设反映了我们根据当前已知的市场状况和其他因素做出的最佳判断。尽管我们认为此类估计是合理的，但它们本质上是不确定的，涉及许多我们无法控制的风险和不确定性。此外，假设可能被证明是不准确的。我们警告说，本季度报告中包含的前瞻性陈述并不能保证未来的业绩，因此
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目录     
陈述可能无法实现，或者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向美国证券交易委员会提交的其他报告和其他信息中描述的各种因素，包括我们在 “风险因素” 下讨论的因素，实际业绩可能与前瞻性陈述中的预期或暗示存在重大差异 截至2022年12月31日的财年 10-K 表年度报告。所有归因于我们或代表我们行事的人的前瞻性陈述均受这些风险因素的明确限制。这些前瞻性陈述仅代表截至发表之日，除非法律要求，否则我们没有义务更新或修改任何前瞻性陈述，也没有义务提供实际业绩可能存在差异的理由，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。

导言
 
以下讨论和分析介绍了管理层对我们的业务、财务状况和整体业绩的看法，应与我们的合并财务报表和随附的附注一起阅读。这些信息旨在让投资者了解我们过去的表现、当前的财务状况和未来展望。

我们的讨论和分析包括以下主题：
•概述
•重大事件概述
•运营结果
•流动性和资本资源
•重要会计估计摘要
•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敦的能源基础设施公司，主要从事液化天然气相关业务。我们向世界各地的综合能源公司、公用事业和能源贸易公司提供清洁、安全和负担得起的液化天然气。我们渴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、有竞争力的综合液化天然气来源。

液化天然气是液态的天然气（甲烷）。我们生产的液化天然气运往世界各地，转化为天然气（称为 “再气化”），然后通过管道输送到家庭和企业，用作供暖、烹饪和其他工业用途必不可少的能源。天然气是一种燃烧得更清洁、丰富且负担得起的能源。当液化天然气转化回天然气时，可以用它代替煤炭，这减少了传统上燃烧化石燃料产生的污染量，例如二氧化硫和进入我们呼吸的空气的颗粒物。此外，与煤炭相比，它产生的碳排放量要少得多。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为保持液态液化天然气而设计的特殊液化天然气运输船上，以实现高效的海外运输。

根据我们的液化设施的总产能，截至2023年3月31日，我们是美国最大的液化天然气生产商和全球第二大液化天然气运营商，总产能约为4,500万吨/年。

我们拥有并运营位于路易斯安那州卡梅伦教区萨宾山口（“萨宾山口液化天然气终端”）的天然气液化和出口设施，该设施是世界上最大的液化天然气生产设施之一，CQP是我们于2007年成立的上市有限合伙企业。截至2023年3月31日，我们拥有普通合伙人100％的权益，并且 CQP 的有限合伙人权益为 48.6%。萨宾山口液化天然气码头有六列正在运行的列车，液化天然气的总产能约为每年3000万吨（“SPL项目”）。萨宾山口液化天然气码头还有三个海上泊位，其中两个可容纳标称容量不超过26.6万立方米的船只，第三个泊位可容纳标称容量不超过20万立方米的船只，运营再气化设施包括五个总容量约为17 Bcfe的液化天然气储罐和再气化能力约为4bcfe的汽化器。萨宾山口液化天然气接收站还包括一个 94 英里
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目录
CQP的子公司CTPL拥有的管道，该管道将我们的设施与多条州际和州内管道（“克里奥尔步道管道”）互连。

我们还通过CCL拥有并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码头”），该设施拥有天然气液化设施，包括三列运营中的液化天然气总产能约为1500万吨/年的液化天然气储罐、三个总容量约为10Bcfe的液化天然气储罐和两个海上泊位，每个泊位可容纳标称容量不超过26.6万立方米的船舶。此外，我们正在扩建科珀斯克里斯蒂液化天然气码头（“科珀斯克里斯蒂第三阶段项目”），最多可容纳七列中型列车，预计液化天然气总产能将超过1000万吨/年。2022年6月，我们的董事会（我们的 “董事会”）对科珀斯克里斯蒂市第三阶段项目做出了积极的投资决定，并向Bechtel Energy Inc.（“Bechtel”）发出了正式通知，从2022年6月16日起开始施工。我们还拥有并通过CCP运营一条21.5英里的天然气供应管道，该管道将科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站与多条州际和州内天然气管道（“科珀斯克里斯蒂管道”，以及科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站和科珀斯克里斯蒂第三阶段项目，“CCL项目”）相互连接。

我们的长期客户安排构成了我们业务的基础，为我们提供了可观、稳定的长期现金流。根据SPA，我们已经基本收缩了所有预期的产能，在SPA中，无论客户选择取消或暂停液化天然气货物的交付，通常都需要为合同量支付固定费用；根据IPM协议，天然气生产商以全球液化天然气指数价格减去固定液化费、运输和其他成本向我们出售天然气。通过我们的SPA和IPM协议，我们在2030年代中期签订了SPL项目和CCL项目（统称为 “液化项目”）预计总产量的约95％，其中包括为支持科珀斯克里斯蒂第三阶段项目之外的科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站增加液化产能而执行的合同。不包括期限少于10年的合同以及为支持科珀斯克里斯蒂第三阶段项目之外科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站增加液化能力而执行的合同，截至2023年3月31日，我们的SPA和IPM协议的加权平均剩余寿命约为16年。我们还通过我们的综合营销职能营销和销售液化项目生产的液化天然气，这些液化项目未与CCL或SPL签订合同。我们的大多数合同都是固定价格的长期SPA，包括每百万英热单位液化天然气的固定费用加上每百万英热单位液化天然气的可变费用，可变费用通常用于支付购买天然气和运输以及生产液化天然气的液化燃料的成本，从而限制了我们受美国天然气价格波动的影响。我们将继续扩大我们的SPA和IPM协议组合，我们相信全球对天然气和液化天然气的持续需求将为我们未来客户合同组合的进一步增长提供基础。

我们仍然专注于安全、卓越运营和客户满意度。对液化天然气需求的增加使我们能够以财务约束的方式扩大液化基础设施。由于消除瓶颈和其他优化项目，我们提高了液化项目的可用液化能力。我们在萨宾山口液化天然气接收站和科珀斯克里斯蒂液化天然气接收站均拥有重要的陆地阵地，这为进一步扩大液化产能提供了机会。2023年3月，我们的某些子公司根据《天然气法》（“NGA”）向FERC提交了申请，要求在CCL项目附近进行扩建，该项目包括两列预计总产能约为300万吨/年的液化天然气的中型列车（“CCL Midscale Trains 8和9项目”）。此外，2023年2月，CQP的某些子公司根据《国家环境政策法》（“NEPA”）向FERC启动了申报前审查程序，该扩建项目涉及在SPL项目附近的扩建项目，该扩建最多包括三列预计总产能约为2000万吨/年的液化天然气的列车（“SPL扩建项目”）。开发CCL Midscale Trains 8和9项目、SPL扩建项目或其他项目，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，在我们做出积极的外国直接投资之前，将需要可接受的商业和融资安排。

此外，我们致力于负责任和积极地管理我们最重要的环境、社会和治理（“ESG”）影响、风险和机遇。2022 年，我们发布了 今天行动，保护明天，我们的第三份企业责任（“CR”）报告，其中详细介绍了我们在ESG问题上的方法和进展，包括我们与天然气中游公司、技术提供商和领先学术机构在温室气体排放的生命周期评估（“LCA”）模型、量化、监测、报告和验证（“QMRV”）以及其他研发项目方面的合作。我们还共同创立并赞助了能源排放建模和数据实验室（“EEMDL”），这是一项由德克萨斯大学奥斯汀分校与科罗拉多州立大学和科罗拉多矿业学院合作领导的多学科研究和教育计划。此外，我们于 2022 年 6 月开始向长期客户提供货物排放标签（“CE 标签”），并加入了石油和天然气甲烷伙伴关系（“OGMP”）2.0，即
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2022 年 10 月，联合国环境规划署（“UNEP”）的旗舰石油和天然气甲烷排放报告和缓解举措。我们的 CR 报告可在 cheniere.com/our-reponsibility/reporting-center我们网站上的信息，包括公司责任报告，未以引用方式纳入本10-Q表季度报告。
重大事件概述

自 2023 年 1 月 1 日起至本 10-Q 表提交之日为止，我们的重大事件包括以下内容：

战略性

•2023年3月，我们的某些子公司根据NGA向FERC提交了CCL Midscale Trains 8和9项目的申请。
•2023年2月，CQP的某些子公司根据NEPA向FERC启动了SPL扩建项目的申请前审查程序。2023年4月，我们的一家子公司与Bechtel签订了一份合同，为该项目提供前端工程和设计（“FEED”）工作。
•2023 年 1 月 2 日，曾任全球贸易执行副总裁的 Corey Grindal 被提升为公司执行副总裁兼首席运营官。

运营

•截至2023年4月26日，液化项目已经生产、装载和出口了超过2770批液化天然气货物，总计约1.9亿吨液化天然气。

金融

•2023 年 1 月，我们获得了惠誉评级 BBB-的第二个发行人投资级信用评级，前景稳定。2023年2月，标准普尔全球评级将其SPL的发行人信用评级从BBB上调至BBB+，前景稳定。
•在截至2023年3月31日的三个月中，我们根据资本配置优先事项完成了以下工作：
◦我们预付了8.96亿美元 根据我们的资本配置计划，合并的长期负债，包括在公开市场上回购3.98亿美元的债务。
◦我们回购了大约 310 万英镑 作为我们股票回购计划的一部分，我们的普通股为4.5亿美元。
◦我们支付了每股普通股0.395美元的股息。
◦我们继续投资于增量有机增长，包括科珀斯克里斯蒂第三阶段项目，详见下文投资现金流在现金的来源和用途在流动性和资本资源中。

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运营结果

合并经营业绩
截至3月31日的三个月
（以百万计，每股数据除外）20232022方差
收入
液化天然气收入$7,091 $7,340 $(249)
再气化收入34 68 (34)
其他收入185 76 109 
总收入7,310 7,484 (174)
运营成本和支出（回收）
销售成本（回收）（不包括下文单独显示的项目）(1,539)7,336 (8,875)
运营和维护费用444 389 55 
销售、一般和管理费用107 96 11 
折旧和摊销费用297 271 26 
开发费用10 5 5 
运营成本和支出总额（回收）(681)8,097 (8,778)
运营收入（亏损）7,991 (613)8,604 
其他收入（支出）
扣除资本化利息的利息支出(297)(349)52 
修改或清偿债务的收益（损失）20 (18)38 
利率衍生收益，净额— 3 (3)
其他收入，净额37 5 32 
其他支出总额(240)(359)119 
所得税和非控股权益前的收益（亏损）7,751 (972)8,723 
减去：所得税准备金（福利）1,316 (191)1,507 
净收益（亏损）6,435 (781)7,216 
减去：归属于非控股权益的净收益1,001 84 917 
归属于普通股股东的净收益（亏损）$5,434 $(865)$6,299 
归属于普通股股东的每股净收益（亏损）——基本$22.28 $(3.41)$25.69 
归属于普通股股东的每股净收益（亏损）——摊薄 (1)$22.10 $(3.41)$25.51 

液化项目装载和确认的体积
截至2023年3月31日的三个月
（单位：英热单位）运营
当前时段内加载的容量602 
在前一时段加载但在当前时段内识别的容量56 
减去：本期装货量和期末运输中的货量(39)
本期确认的总交易量619 

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目录
液化天然气收入的组成部分和相应的液化天然气交付量
截至3月31日的三个月
 20232022方差
液化天然气收入 （单位：百万）:
根据第三方长期协议出售的液化项目产生的液化天然气 (1)$3,740 $4,138 $(398)
我们的综合营销部门根据短期协议出售的液化项目产生的液化天然气3,244 3,098 146 
从第三方采购的液化天然气— 258 (258)
衍生品净收益（亏损）54 (224)278 
其他收入53 70 (17)
液化天然气总收入$7,091 $7,340 $(249)
以液化天然气收入形式交付的数量 （单位：英热单位）:
根据第三方长期协议出售的液化项目产生的液化天然气 (1)511 470 41 
我们的综合营销部门根据短期协议出售的液化项目产生的液化天然气108 111 (3)
从第三方采购的液化天然气— 11 (11)
作为液化天然气收入的交付总量619 592 27 
(1)长期协议包括初始期限为12个月或更长的协议。
归属于普通股股东的净收益（亏损）. 截至2023年3月31日的三个月，与2022年同期相比，63亿美元的有利差异主要归因于：
•各年度之间公允价值和衍生品结算变动产生的利差为82亿美元（税前和非控股权益的影响），包括截至2023年3月31日的三个月的46亿美元收益和截至2022年3月31日的三个月的36亿美元亏损，主要与我们的IPM协议公允价值的非现金有利变化有关，在该协议中，我们以与国际天然气价格挂钩的价格采购天然气；以及
•扣除销售成本（回收），不包括衍生品的影响（如上所述），液化天然气收入增加3.88亿美元，其中大部分归因于同期之间交付的液化天然气利润率增加，详见下文。
有利的差异被以下因素抵消：
•所得税准备金（福利）出现15亿美元的不利差异；以及
•归属于非控股权益的净收益增加了9.17亿美元。

以下是对归属于普通股股东的净收益（亏损）变化的重大差异驱动因素的进一步讨论 按单列项目分类：
收入. 同期之间减少1.74亿美元，主要是由于：
•减少了4.95亿美元，这是由于每百万英热单位定价的降低，这主要是由于Henry Hub定价的下降，我们的大多数长期合同都与之挂钩；以及
•由于我们的某项 TUA 协议在 2022 年 12 月终止了确认的收入，再气化收入减少了 3,400 万美元。
减少被以下因素抵消：
•公允价值和衍生品结算变动产生的利差为2.78亿美元，这主要是由于与旨在对大宗商品市场进行经济对冲的安排相关的远期大宗商品曲线的变化，在这些安排中，我们有出售实物液化天然气的合同安排；
•其他收入增加了1.09亿美元，这主要是由于费率提高导致液化天然气船分租商的转租收入增加，以及两期之间船舶租赁能力的可用性和需求导致转租总天数增加；以及
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•增加了1400万美元，这是由于两个时期之间的液化天然气交付量增加，增加了27万英热单位或5％，这主要是由于SPL项目的6号列车于2022年2月4日基本完工并开始运营。

运营成本和支出（回收率）. 同期之间88亿美元的有利差异主要归因于：
•包含在销售成本中的衍生品公允价值和结算变动产生的80亿美元有利差异，从截至2022年3月31日的三个月的34亿美元亏损增加到截至2023年3月31日的三个月的46亿美元收益，这主要是由于国际天然气价格下跌导致我们与此类价格挂钩的大宗商品衍生品公允价值发生非现金有利变化；以及
•销售成本减少了9.15亿美元，不包括上述衍生品变化的影响，这主要是由于天然气原料成本下降了10亿美元，这主要是由于美国天然气价格下跌，部分被液化天然气交付量的增加所抵消，如上文标题下所述 收入。

其他收入（支出）。同期之间的其他收入（支出）总额减少了1.19亿美元，主要归因于：
•扣除资本化利息后的利息支出减少了5200万美元，这是由于根据我们的资本配置计划偿还债务导致债务余额减少，以及为更高成本的债务再融资导致利息成本降低；以及
•修改或清偿债务的收益（亏损）有3,800万美元的有利差异，主要是由于为提前赎回或偿还债务本金而支付的保费减少，详见下文 为现金流融资在 现金的来源和用途在流动性和资本资源中。

所得税准备金（福利）。同期之间有15亿美元的不利差异，主要归因于税前收入的增加。

截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月，有效税率分别为17.0％和19.7％，低于法定税率，这主要是由于分配给非控股权益的收入不适用于Cheniere。我们在同期之间有效税率的变化是由离散税收项目推动的，主要与股票薪酬奖励投资有关，由于税前收入减少，这对我们 2022 年的有效税率产生了更大的影响。

由于我们的税前和应纳税收益以及此类收益中归属于非控股权益的比例存在差异，我们的有效税率前景可能会发生变化。

归属于非控股权益的净收益。同期之间的9.17亿美元增长主要归因于CQP在同期之间的合并净收入增加了18亿美元。

影响我们经营业绩的重要因素

以下是影响我们经营业绩的重要因素。

衍生工具的收益和亏损

衍生工具除了管理与大宗商品相关的营销和价格风险敞口外，还用于管理利率变化和外汇波动的风险敞口，在我们的合并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，进行经济套期保值的标的液化天然气销售采用应计制会计法进行核算，根据该法，预计来自未来液化天然气销售的收入只有在基础交易交付或实现时才予以确认。由于按公允价值确认衍生工具具有确认与未来风险敞口相关的收益或损失的作用，而且鉴于我们的某些衍生品合约的交易量、长期期限和价格基础的波动性巨大，因此根据市场定价的变化、交易对手信用风险和其他可能超出我们控制范围的相关因素，使用衍生工具可能会导致我们的经营业绩持续波动，尽管运营意图是随着时间的推移降低风险敞口。

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目录
调试货物

在列车基本完工之前，出售该列车调试货物所获得的款项将与在建液化天然气接收站相抵消，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日的三个月中，我们抵消了2.04亿美元的液化天然气接收站成本，相当于出售SPL项目6号列车的调试货物。在截至2023年3月31日的三个月中，我们没有任何调试货物。

流动性和资本资源

以下信息描述了我们产生和获得足够数量的现金以满足短期和长期需求的能力。在短期内，我们预计将利用运营现金流和可用流动性来满足我们的现金需求，包括现金和现金等价物、限制性现金和现金等价物以及信贷额度下的可用承诺。此外，我们预计将通过使用运营现金流和其他潜在的流动性来源（可能包括我们或我们的子公司发行的债务和股票）来满足我们的长期现金需求。下表汇总了我们的可用流动性（以百万计）。下文讨论了未来的重要流动性来源。

2023年3月31日
现金及现金等价物 (1)$2,948 
指定用于以下目的的限制性现金和现金等价物：
SPL 项目160 
CCL 项目93 
我们的子公司持有的仅限于 Cheniere 的现金242 
限制性现金和现金等价物总额495 
我们的信贷额度下的可用承诺 (2)：
SPL 的营运资金循环信用和信用证报销协议（“SPL 营运资金机制”）
871 
CQP 的信贷额度750 
CCH 信贷额度3,260 
CCH 营运资本基金1,338 
Cheniere 的循环信贷额度（“Cheniere 循环信贷额度”）
1,250 
我们的信贷额度下的可用承诺总额7,469 
可用流动性总额$10,912 
(1)列出的金额包括我们的合并可变利息实体CQP持有的余额，如所述 附注 7—非控股权益和可变权益实体我们的合并财务报表附注。截至2023年3月31日，包含在我们的合并资产负债表中的CQP资产包括8亿美元的现金和现金等价物。
(2)可用承付款是指截至2023年3月31日的承诺总额减去我们每项信贷额度下未偿贷款和签发的信用证。见 附注 9——债务请参阅我们的合并财务报表附注，以获取有关我们的信贷额度和其他债务工具的更多信息。

我们在2023年3月31日之后的流动性状况将由未来的流动性来源和未来的现金需求驱动。未来的流动性来源预计将包括（1）已执行合同的现金收入，根据合同，我们有权获得未来对价；以及（2）额外的流动性来源，尽管现金没有已执行合同的支持，但我们预计将从中获得现金。未来的现金需求预计将包括（1）根据已执行合同支付的现金，根据合同，我们有义务付款；（2）额外的现金需求，尽管根据合同我们没有义务根据已执行的合同付款，但我们预计要付款。有关我们未来流动性来源和用途的进一步讨论，请参阅我们的流动性和资本资源披露 截至2022年12月31日的财年 10-K 表年度报告.

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尽管下文从合并的角度列出了我们的现金来源和用途，但SPL、CQP、CCH和Cheniere采用独立的资本结构运营。我们的子公司执行的债务和股权工具下的某些限制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限制性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负债和其他限制性付款。此外，根据关联协议，SPL和CCH的运营费用由我们的子公司管理，该协议可能要求SPL和CCH向各自的关联公司预付现金，但现金仍然仅限于Cheniere用于液化项目的运营和建设；
•根据其合伙协议，CQP必须在季度末向单位持有人分配所有手头可用现金减去其普通合伙人设立的任何储备金额。从2022年第二季度支付的分配开始，CQP的季度分配由基本金额加上等于每单位剩余可用现金的可变金额组成，其中包括为年度债务偿还和资本配置目标预留的金额、由现金资助的预期资本支出以及为CQP业务正常开展而准备的现金储备。
•我们在CQP中的48.6％有限合伙人权益、100％普通合伙人权益和激励分配权将我们获得CQP持有的现金的权利限制在CQP合伙协议条款规定的金额以内；以及
•除非满足特定要求，否则SPL、CQP和CCH在支付某些款项（包括分配）的能力方面受到某些债务协议中包含的肯定和否定契约的限制。

尽管存在上述限制，但我们认为Cheniere综合体内部存在足够的灵活性，使每个独立的资本结构都能满足其目前的预期现金需求。SPL、CQP和CCH的流动性来源主要为相应实体的现金需求提供资金，任何不受限制的剩余流动性，再加上Cheniere Marketing提供的流动性，都可以使Cheniere满足其现金需求。

科珀斯克里斯蒂第三阶段项目

下表汇总了截至2023年3月31日科珀斯克里斯蒂市第三阶段项目的项目完工和施工状况：
项目总体完成百分比28.7%
完成百分比：
工程学49.5%
采购41.8%
分包工作37.1%
施工3.4%
预计实质性完工日期2025 年 2 小时-2027 年上午

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出了资本支出；因此，这些数额与本报告其他部分提及的包括应计额在内的资本支出数额不同。下表进一步讨论了这些项目。
截至3月31日的三个月
20232022
经营活动提供的净现金$3,421 $2,655 
用于投资活动的净现金(727)(178)
用于融资活动的净现金(1,740)(1,388)
汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金和现金等价物的影响2 — 
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物的净增加$956 $1,089 
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运营现金流

在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，我们的运营现金净流入量分别为34亿美元和27亿美元。两期之间的7.66亿美元有利差异主要与天然气原料现金流出减少有关，但部分被出售液化天然气货物现金收入减少所造成的不利差异所抵消，这两者都主要是由于美国天然气价格下跌。这种有利的差异被现金收支时间造成的不利差异部分抵消。

根据已颁布的法律和监管指南，我们在2023年不受15％的企业替代性最低税（“CAMT”）的约束；但是，根据美国财政部发布的新法规或监管指导，我们在2023年的CAMT状态将来可能会发生变化。CAMT可能会导致我们的现金纳税义务波动，尤其是在我们的衍生工具公允价值的潜在变化导致大宗商品、货币或金融市场出现重大波动的时期。

投资现金流

在这两年，我们的投资现金净流出主要用于液化项目的施工成本。2023年与2022年相比增加了5.49亿美元，这主要是由于我们在2022年6月发布了进入Bechtel的完整通知后，在截至2023年3月31日的三个月中，与Bechtel为科珀斯克里斯蒂市第三阶段项目进行的施工工作相关的支出，但部分被2022年2月SPL项目6号列车完工导致的支出减少所抵消。我们预计，随着科珀斯克里斯蒂第三阶段项目施工工作的进展，我们的资本支出将在未来一段时间内增加。

为现金流融资

下表汇总了我们的融资活动（以百万计）：
截至3月31日的三个月
20232022
发行债务的收益$— $575 
赎回、偿还和回购债务(896)(1,615)
对非控股权益的分配(261)(171)
回购普通股(450)(25)
向股东分红(99)(86)
债务调整或清偿收益（成本）26 (13)
其他，净额(60)(53)
用于融资活动的净现金$(1,740)$(1,388)

债务发行和相关融资成本

在截至2022年3月31日的三个月中，我们的切尼尔循环信贷额度的借款总额为5.75亿美元。在截至2022年3月31日的三个月中，借款收益加上手头现金，用于赎回或回购16亿美元的未偿债务，这完全与赎回我们的未偿票据或偿还我们的信贷额度下的未偿金额有关。在截至2023年3月31日的三个月中，我们没有任何债务发行或借款。

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债务赎回、还款和回购

下表显示了债务的赎回、偿还和回购，包括季度内还款（以百万计）：
截至3月31日的三个月
20232022
赎回、偿还和回购债务
CCH：
CCH 信贷额度$— $(290)
CCH 营运资本基金— (250)
7.000% 2024年到期的优先票据
(498)— 
5.125% 2027年到期的优先票据
(69)— 
3.700% 2029年到期的优先票据
(237)— 
2.742% 2039年到期的优先票据(92)— 
Cheniere：
2045 年到期的 4.25% 可转换优先票据 — (500)
Cheniere 循环信贷额度— (575)
赎回、还款和回购债务总额$(896)$(1,615)

非控股权益分配

我们拥有CQP48.6％的有限合伙人权益，剩余的非控股有限合伙人权益由黑石公司、布鲁克菲尔德资产管理公司和公众持有。在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，CQP分别向非控股权益支付了2.61亿美元和1.71亿美元的分配。
回购普通股

在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，作为股票回购计划的一部分，我们支付了4.5亿美元和2500万美元，分别回购了310万股和20万股普通股。截至2023年3月31日，我们的股票回购计划还剩大约32亿美元。

向股东派发现金分红

在截至2023年3月31日的三个月中，我们支付了每股普通股0.395美元的股息，向普通股股东共支付了9900万美元。在截至2022年3月31日的三个月中，我们支付了每股普通股0.33美元的股息，总额为8600万美元。

2023 年 4 月 28 日，我们宣布派发每股普通股0.395美元的季度股息，该股息将于 2023 年 5 月 17 日支付给截至 2023 年 5 月 10 日营业结束时的登记股东。
重要会计估计摘要

根据公认会计原则编制合并财务报表要求管理层做出某些估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表和随附附注中报告的金额。与我们披露的相比，我们的关键会计估算没有重大变化 截至2022年12月31日的财年 10-K 表年度报告。

最新会计准则

有关最近发布的会计准则的摘要，请参见 注1—业务性质和列报基础我们的合并财务报表附注的。
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第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
 
市场营销和交易大宗商品价格风险

我们的大宗商品衍生品包括用于SPL项目和CCL项目的调试和运营的天然气供应合同，以及相关的经济对冲工具（统称为 “液化供应衍生品”）。我们还进入了实物和金融衍生品，以对冲大宗商品市场的敞口，在这些市场中，我们有购买或出售实物液化天然气（统称为 “液化天然气交易衍生品”）的合同安排。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大宗商品价格变化的敏感度，管理层模拟了每个交货地点天然气大宗商品价格的10％变化和液化天然气大宗商品价格的10％变化，如下所示（以百万计）：
2023年3月31日2022年12月31日
公允价值 公允价值的变化公允价值 公允价值的变化
液化供应衍生品$(5,350)$1,815 $(10,019)$2,249 
LNG 交易衍生品(65)18 (46)15 

参见注 6—衍生工具请参阅我们的合并财务报表附注，了解有关我们的大宗商品衍生工具的更多详细信息。

外币兑换风险

我们已经签订了外汇兑换（“FX”）合约，以对冲与美国以外国家的业务（“外汇衍生品”）相关的货币风险敞口。为了测试外汇衍生品公允价值对外汇汇率变化的敏感性，管理层对美元与适用外币之间10％的外汇汇率变化进行了建模，如下所示（以百万计）：
2023年3月31日2022年12月31日
公允价值 公允价值的变化公允价值 公允价值的变化
外汇衍生品$(6)$1 $(28)$3 

参见注 6—衍生工具请参阅我们的合并财务报表附注，了解有关我们的外币衍生工具的更多详细信息。
第 4 项。控制和程序
 
我们维持一套披露控制和程序，旨在确保我们在根据《交易法》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规定的期限内得到记录、处理、汇总和报告。截至本报告所涉期末，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和参与下，根据《交易法》第13a-15条评估了披露控制和程序的有效性。根据该评估，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。
 
在最近的财季中，我们对财务报告的内部控制没有发生任何重大影响或合理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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第二部分。其他信息

第 1 项。法律诉讼

将来，我们可能会作为当事方参与各种法律诉讼，这些诉讼是正常业务过程的附带内容。我们会定期分析当前信息，并在必要时为这些事项的最终处置提供可能的负债的应计金额。除下文讨论外，我们披露的法律诉讼程序没有重大变化 截至2022年12月31日的财年 10-K 表年度报告.

路易斯安那州环境质量部（“LDEQ”）问题

我们的某些子公司正在与LDEQ进行讨论，以解决涉嫌违反萨宾山口液化天然气接收站燃烧涡轮机甲醛排放国家标准的问题。这些指控是在合并合规令和潜在处罚通知中确定的，追踪编号为LDEQ 于 2023 年 4 月 12 日发布的 AE-CN-22-00833（“2023 年合规令”）。2004年8月，美国环境保护署（“EPA”）暂停对燃烧涡轮机适用排放标准，例如萨宾山口液化天然气接收站的燃烧涡轮机。2022 年 3 月，美国环保局取消了暂停令，2022 年 6 月，我们的子公司向 EPA 和 LDEQ 请愿，要求批准额外的运营参数，以证明符合排放限制。该请愿书仍待审理。我们的子公司继续与LDEQ合作，解决合规令中确定的问题，包括EPA待处理的申请。截至2023年3月，我们的子公司已向LDEQ提交了测试结果，表明44台涡轮机中有41台符合相关合规标准，包括通过重新测试。我们预计任何最终处罚都不会对我们的财务业绩产生重大不利影响。

第 1A 项。风险因素
 
与我们披露的风险因素相比，没有重大变化 截至2022年12月31日的财年 10-K 表年度报告.

第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用

发行人和关联购买者购买股权证券

下表汇总了截至2023年3月31日的三个月的股票回购情况：
时期购买的股票总数 (1)每股支付的平均价格 (2)作为公开宣布计划的一部分购买的股票总数根据计划可能尚未购买的股票的近似美元价值
2023 年 1 月 1 日至 31 日1,596,211$145.701,595,939$3,392,468,870
2023 年 2 月 1 日至 28 日960,698$148.29960,698$3,250,005,313
2023 年 3 月 1 日至 31 日678,050$149.80503,178$3,174,726,771
总计3,234,9593,059,815
(1)包括我们的股票薪酬计划参与者向我们交出的已发行股份，用于支付归属股份薪酬奖励的适用预扣税。参与者交出的关联股票是根据计划和奖励协议的条款回购的，而不是作为公开宣布的股票回购计划的一部分。
(2)每股支付的价格基于我们回购股票之日普通股的平均交易价格。

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第 6 项。展品
展品编号
描述
10.1*
SPL 与 Bechtel Oil Gas and Chemicals, Inc. 之间于 2018 年 11 月 8 日签订的《萨宾山口液化天然气第四阶段液化设施工程、采购和施工一次性总包协议》的变更单：2022 年 12 月 16 日变更令 CO-00075 第 232 条关税（最终结算自贸区）
10.2*
2022 年 3 月 1 日 Corpus Christi 液化第 III 阶段 LLC 与 Bechtel Oil Gas and Chemicals, Inc. 之间签订的 2022 年 3 月 1 日的《科珀斯克里斯蒂液化第三阶段项目工程、采购和施工一次性总包协议》的变更单：(i) 2022 年 9 月 16 日变更令 CO-00012 海图许可费临时结算，(ii) 9月21日变更令 CO-00013 HRU 喷嘴和区块接头，2022，(iii) 2022 年 12 月 13 日的 CO-00014 增加氮气接收器的变更令，(iv) 变更令 CO-00015 2022 年 12 月 14 日第 6 包给气管道接口，(v) 2022 年 11 月 23 日变更令 CO-00016 Old Sherwin Building Security，(vii) 2022 年 12 月 14 日变更单 CO-00017 混合制冷剂 (MR) 压缩机远程监控诊断，(viii) 2022 年 1 月 9 日的变更单 CO-00018 EFG 套餐 #1，(viii) 变更令 CO-00019 2022 年第 3 季度大宗商品价格上涨和下跌 (ATT) MM)，日期为 2023 年 1 月 17 日，(ix) 2022 年 9 月 21 日的变更单 CO-00020 ICSS 供应商选择和 EPC 保修（横河电机）以及 (x) 2023 年 2 月 6 日的变更令 CO-00021 Laydown 开发套餐（本展览的部分内容已省略。）
10.3†
公司与亚伦·斯蒂芬森于 2023 年 2 月 15 日签订的信函协议（参照公司于 2023 年 2 月 15 日提交的 8-K 表最新报告（美国证券交易委员会文件编号 001-16383）第 10.1 版合并）
31.1*
《交易法》第13a-14 (a) 条和第15d-14 (a) 条要求首席执行官认证
31.2*
《交易法》第13a-14 (a) 条和第15d-14 (a) 条要求首席财务官认证
32.1**
首席执行官根据根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》第 906 条通过的《美国法典》第 18 条第 1350 条进行认证
32.2**
首席财务官根据根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》第 906 条通过的《美国法典》第 18 条第 1350 条进行认证
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 分类法扩展定义链接库文档
101.LAB*XBRL 分类法扩展标签 Linkbase 文档
101.PRE*XBRL 分类扩展演示文稿链接库文档
104*封面交互式数据文件（格式为 Inline XBRL，包含在附录 101 中）
*随函提交。
**随函提供。
†管理合同或补偿计划或安排。
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签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使下列签署人代表其签署本报告，并获得正式授权。
CHENIERE ENERGY, INC.
  
日期：2023年5月1日来自：/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）和
作为首席财务官）
日期：2023年5月1日来自：/s/ David Slack
大卫·斯莱克
副总裁兼首席会计官
 （代表注册人）和
作为首席会计官）
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