错误2023财年TELLURIAN公司/DE/0000061398一0.512820533.33Http://fasb.org/us-gaap/2023#OtherAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#PropertyPlantAndEquipmentAndFinanceLeaseRightOfUseAssetAfterAccumulatedDepreciationAndAmortizationHttp://fasb.org/us-gaap/2023#PropertyPlantAndEquipmentAndFinanceLeaseRightOfUseAssetAfterAccumulatedDepreciationAndAmortizationHttp://fasb.org/us-gaap/2023#AccruedLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#AccruedLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#AccruedLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#AccruedLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrent00000613982023-01-012023-12-310000061398美国-美国公认会计准则：普通股成员2023-01-012023-12-310000061398告知：A825高级说明：2028成员2023-01-012023-12-3100000613982023-06-30ISO 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SegmentMember2021-01-012021-12-310000061398US-GAAP：部门间消除成员Tell：中流细分市场成员2021-01-012021-12-310000061398US-GAAP：部门间消除成员Tell：MarketingTradingSegmentMember2021-01-012021-12-310000061398US-GAAP：部门间消除成员2021-01-012021-12-310000061398美国公认会计准则：运营部门成员2023-01-012023-12-310000061398美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310000061398美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310000061398美国-GAAP：SecuredDebt成员告知：更换通知成员美国公认会计准则：次要事件成员2024-01-020000061398美国-GAAP：SecuredDebt成员美国公认会计准则：次要事件成员Tell:A10SeniorSecuredNotesDueOctober12025Member2024-01-020000061398Tell:NewAtTheMarketEquityOfferingProgramMember美国公认会计准则：次要事件成员2024-02-210000061398SRT：天然气储备成员2020-12-31Utr：MMcf0000061398SRT：天然液化天然气储备成员2020-12-31Utr：MMcfe0000061398SRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310000061398SRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310000061398SRT：天然气储备成员2021-12-310000061398SRT：天然液化天然气储备成员2021-12-310000061398SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310000061398SRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310000061398SRT：天然气储备成员2022-12-310000061398SRT：天然液化天然气储备成员2022-12-310000061398SRT：天然气储备成员2023-01-012023-12-310000061398SRT：天然液化天然气储备成员2023-01-012023-12-310000061398SRT：天然气储备成员2023-12-310000061398SRT：天然液化天然气储备成员2023-12-3100000613982023-10-012023-12-31

美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格			10-K

☒			根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告

截至本财政年度止12月31日, 2023

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001-5507

特柳里安公司

(注册人的确切姓名载于其章程)

特拉华州

06-0842255

(述明或其他司法管辖权 公司或组织)

(国际税务局雇主身分证号码)

路易斯安那街1201号

3100号套房，

休斯敦,

TX

77002

(主要执行办公室地址)

(邮政编码)

(832) 962-4000

(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，每股面值0.01美元

告诉

纽交所

美国有限责任公司

8.25%优先债券将于2028年到期

泰尔兹

纽交所

美国有限责任公司

根据该法第12(G)条登记的证券：

无

如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。

是			☒			不是			☐

用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。

是			☐			不是			☒

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。

是			☒			不是			☐

---

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。

是			☒			不是			☐

用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速文件服务器			☒			加速文件管理器			☐
非加速文件服务器			☐			规模较小的报告公司			☐
						新兴成长型公司			☐

如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。¨

用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒

如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。¨

用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。¨

用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。

是			☐			不是			☒

截至2023年6月30日，也就是注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日，注册人的非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值约为$767,326千美元，基于当天每股1.41美元的收盘价。仅为本披露的目的，注册人的高管和董事在该日期持有的普通股股份已被排除在外，因为这些人可能被视为关联公司。这种将执行人员和董事确定为关联公司的决定不一定是出于任何其他目的的决定性决定。

782,393,431普通股于2024年2月8日发行并发行。

以引用方式并入的文件

2023年12月31日后120天内提交的最终委托书中与2024年股东年会有关的部分通过引用并入本年度报告的第三部分Form 10-K中。

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Tellurian Inc.

截至2023年12月31日的财政年度

目录

						页面
			第一部分
第一项和第二项。			我们的业务和物业			1
第1A项。			风险因素			15
项目1B。			未解决的员工意见			29
项目1C。			网络安全			29
第三项。			法律诉讼			29
第四项。			煤矿安全信息披露			30
			第II部
第五项。			注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场			31
第六项。			[已保留]			32
第7项。			管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析			32
第7A项。			关于市场风险的定量和定性披露			38
第八项。			财务报表和补充数据			39
第九项。			会计与财务信息披露的变更与分歧			76
第9A项。			控制和程序			76
项目9B。			其他信息			76
项目9C。			关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露			77
			第三部分
第10项。			董事、高管与公司治理			78
第11项。			高管薪酬			78
第12项。			某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项			78
第13项。			某些关系和相关交易，以及董事的独立性			78
第14项。			首席会计费及服务			78
			第IV部
第15项。			展示、财务报表明细表			79
第16项。			表格10-K摘要			85
签名						86

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有关前瞻性陈述的警示信息

本报告中的信息包括经修订的1933年证券法第27A条(“证券法”)和经修订的1934年证券交易法第21E条(“交易法”)所指的“前瞻性陈述”。除历史事实陈述外，所有涉及我们的财务状况、经营结果或经济表现的活动、事件或发展，或我们预期、相信或预期未来将会或可能发生的经济表现，或涉及未来经营的管理计划和目标的陈述，均为前瞻性陈述。“预期”、“假设”、“相信”、“预算”、“考虑”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“初步”、“打算”、“可能”、“可能”、“计划”、“可能”、“潜在”、“预测”、“计划”、“计划”、“建议”、“应该”、“将会，“将”以及类似的术语、短语和表达旨在识别前瞻性陈述。这些前瞻性陈述涉及除其他事项外：

•我们的业务和前景以及我们的总体战略；

•计划或估计的资本支出；

•流动性和资本资源的可获得性；

•我们根据需要获得融资的能力和融资交易的条款，包括漂流木项目；

•我们上游资产的出售过程；

•收入和支出；

•发展我们的项目的进展和进展的时间；

•公司项目或其他权益、业务或权利的属性和未来价值；以及

•政府法规，包括我们获得必要的政府许可和批准的能力和时间。

我们的前瞻性陈述是基于我们根据我们的经验以及我们对历史趋势、当前状况、预期未来发展和我们认为在这种情况下合适的其他因素的看法而作出的假设和分析。这些陈述会受到许多已知和未知的风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能会导致我们的实际结果和表现与前瞻性陈述中明示或暗示的任何未来结果或表现大不相同。可能导致实际结果和表现与前瞻性陈述明示或暗示的任何未来结果或表现大不相同的因素包括但不限于：

•天然气和液化天然气的需求和价格的不确定性；

•与全球液化天然气船短缺有关的风险；

•可能使我们预期的竞争优势过时的技术创新；

•与涉及液化天然气运输船的恐怖或军事事件有关的风险；

•与液化天然气行业相关的立法和法规的变化，包括规定重大合规成本和责任的环境法和法规；

•政府对液化天然气行业的干预，包括增加国际贸易壁垒；

•不确定我们是否有能力维持足够的流动资金和吸引足够的资本资源来实施我们的项目；

•我们有限的经营历史；

•我们吸引和留住关键人才的能力；

•与在国外做生意和在国外有交易对手有关的风险；

•我们依赖第三方服务提供商的技能和专业知识；

•我们的供应商、客户和其他交易对手履行合同义务的能力；

•管理层对未来经营业绩和现金流的估计所固有的风险和不确定性；

•我们维持债务安排合规的能力；

•竞争因素的变化，包括与我们有竞争力的液化天然气、管道和其他项目的开发或扩建；

---

•开发风险、运营风险和监管批准以及维持此类批准的能力；

•我们进行和完善计划融资和其他交易的能力；

•与大流行或疾病暴发有关的风险；

•潜在减值费用和准备金减少的风险；以及

•与诉讼事项相关的风险和不确定性。

本报告中的前瞻性陈述表明截至本报告之日。尽管我们可能会不时自愿更新我们之前的前瞻性陈述，但我们不承诺这样做，除非证券法要求这样做。

---

定义

S-X法规第4-10(A)条规定的所有术语在本报告中使用时应具有法定规定的含义。本文档中使用的下列术语具有以下含义：

ASC			会计准则编撰
Bcf			10亿立方英尺天然气
Bcfe			10亿立方英尺天然气当量体积，使用6立方英尺/1桶液体的比率
凝析油			在原始储集层温度和压力下以气相形式存在的碳氢化合物，但在生产时，在表面压力和温度下以液态形式存在。
副署长及助理署长			折旧、损耗和摊销
DFC			递延融资成本
能源部/FECM			美国能源部化石能源和碳管理办公室
EPC			工程、采购和建筑
FASB			财务会计准则委员会
进料			前端工程与设计
FERC			美国联邦能源管理委员会
FID			与漂流木项目有关的最终投资决定
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			美国公认的会计原则
亨利·哈勃			位于路易斯安那州的美国天然气的共同市场定价点。
液化天然气			液化天然气
LSTK			一次总和交钥匙
麦克夫			千立方英尺天然气
MMBtu			百万英热单位
MMCF			百万立方英尺天然气
MMCF/d			MMCF/天
MMcfe			百万立方英尺天然气当量体积，使用6立方英尺/1桶液体的比率
Mtpa			每年百万吨
NGA			1938年《天然气法》，经修订
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的国家，但允许与其进行贸易
纽约商品交易所			纽约商品交易所
纽约证券交易所美国证券交易所			纽约证券交易所美国公司
油			原油和凝析油
阶段1			种植漂流木航站楼的一号和两号
布丁			已探明未开发储量
美国证券交易委员会			美国证券交易委员会
水疗中心			买卖合约
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
英国			英国
美国			美国
USACE			美国陆军工程兵团

关于与我们在油井或面积的所有权有关的信息，“净”油气井或面积是通过将总油井或面积乘以我们在其中的工作权益来确定的。除非另有说明，所有提及的井和英亩是毛。

---

第一部分

项目1和2.我们的业务及物业

概述

特柳里安公司Tellurian（“Tellurian”，“我们”，“我们的”或“公司”）是一家特拉华州公司，是一家总部位于休斯顿的公司，正在开发并计划拥有和运营液化天然气营销和基础设施资产组合，包括液化天然气终端设施（“漂流木终端”）和相关管道。浮木码头和相关管道统称为“浮木项目”。我们还拥有上游天然气资产; 2024年2月6日，我们宣布正在探索出售这些资产。我们将浮木项目和我们的上游资产称为“业务”。截至2023年12月31日，我们的上游天然气资产包括30，034净英亩和位于路易斯安那州北部Haynesville页岩趋势的161口生产井的权益。我们的业务可能会分阶段发展。

作为我们执行战略的一部分，包括增加我们的资产基础，我们将考虑与天然气价值链上的第三方达成各种商业安排。我们还在开展活动，例如向全球交易对手直接销售液化天然气。我们仍然专注于浮木项目的融资和建设。

我们管理和报告我们的业务分为三个可报告分部。上游部门的组织和运营是为了生产，收集和交付天然气，以及收购和开发天然气资产。中游部门负责开发，建设和运营LNG终端和管道。营销和贸易部门的组织和运作主要是购买和销售上游部门生产的天然气，营销浮木码头的液化天然气生产能力和贸易液化天然气。

我们继续根据不断变化的经济环境、全球政治格局的动态、潜在交易对手的需求和其他因素来评估我们的业务范围和其他方面。我们如何执行我们的业务将基于各种因素，包括我们持续分析的结果、不断变化的业务条件和市场反馈。

重大事件综述

浮木项目活动

于2023年，我们采取重大措施推进浮木码头的建设，在打桩及混凝土地基方面取得进展。我们还为某些管道获得了FERC证书，并继续推进长周期项目的制造。

债务减免

在2023年第一季度，我们共偿还了约1.667亿美元的借款本金余额。

债务再融资

于2023年8月15日，我们发行及出售本金总额250. 0百万美元于2025年10月1日到期的10%优先有抵押票据（“优先票据”）及本金总额约83. 3百万美元于2025年10月1日到期的6%有抵押可换股票据（“可换股票据”）（统称“替换票据”）。发行替代票据导致本公司根据本金总额500.0百万美元的6.00%高级有抵押可换股票据（“已注销可换股票据”）的未偿还本金偿还责任得到满足和解除。

上游天然气钻探活动

截至二零二三年十二月三十一日止年度，我们投产了五口运营的Haynesville油井，并参与投产了九口非运营的Haynesville油井。

1

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天然气性质

储量

我们的天然气资产净占地30,034英亩，在路易斯安那州北部海恩斯维尔页岩趋势地区的161口生产井中拥有权益。截至2023年12月31日的年度，我们的平均净产量约为198.6 MMcf/d。截至2023年12月31日，我们所有已探明的储量都与这些资产相关。已探明储量是指地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下(即作出估计之日的成本)，未来几年可从已知油气藏中开采的天然气和凝析油的估计数量。已探明储量分为已开发储量和未开发储量。

我们截至2023年12月31日的储量是由独立石油工程公司荷兰休厄尔联合公司(NSAI)估计的，并列于下表。根据美国证券交易委员会规则，国家天然气工业协会的估计是基于2023年1月至12月每个月天然气价格的12个月未加权算术平均值。价格包括考虑合同安排规定的现有价格的变化，但不包括根据未来条件增加或减少的价格。截至2023年12月31日的储量估计价格为每MMBtu天然气2.64美元，根据能源含量、运输费和市场差异进行了调整。

下表显示了我们截至2023年12月31日的已探明储量：

			天然气 (MMcf)
已探明储量(截至2023年12月31日)：
开发			178,036
未开发			—
总探明储量			178,036

截至2023年12月31日，我们已探明储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准约为1.254亿美元。

于截至2023年12月31日止年度，本公司花费约4,540万美元将已探明未开发储量转换为已探明已开发储量。该公司将约41个已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量，转化率约为18%。

请参阅第页开始的关于天然气生产活动的补充披露71，以了解更多详细信息。

对储备报告编制、技术资格和使用技术的控制

我们2023年12月31日的储备报告是由国家海洋局根据美国证券交易委员会制定的指导方针编写的。储备的定义符合美国证券交易委员会S-X规定的定义。NSAI基于对正在评估的财产权益、该等财产的产量、当前运营和开发成本、当前生产价格、与当前和未来运营以及生产销售、地球科学和工程数据相关的协议以及我们提供给他们的其他信息的审查，编制了储备报告。在提交给NSAI之前，我们公司的知识渊博的成员对这些信息进行了审核，以确保其准确性和完整性。一封确定NSAI负责监督我们截至2023年12月31日准备金估计编制工作的个人的专业资格的信函已作为本报告附件99.1提交，并通过引用并入本文。

在内部，高级副总裁负责监督我们的储备流程。我们的高级副总裁在石油和天然气行业有20多年的经验，其中大部分时间是在油藏工程和资产管理方面。她毕业于弗吉尼亚理工学院和州立大学，拥有化学工程和法语双学位，毕业于休斯顿大学，拥有工商管理硕士学位。在她的职业生涯中，她曾在多个美国陆上和国际项目中担任过多种技术和领导职务，包括油藏工程和储量管理、生产工程、规划和资产管理。她也是德克萨斯州的执业专业工程师。

生产

在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度中，我们生产了72,477 MMcf、47,322 MMcf和14,302 MMcf天然气，平均售价分别为每立方米2.25美元、5.78美元和3.52美元。截至12月31日、2023年、2022年和2021年的天然气生产和运营成本分别为每立方米0.44美元、0.37美元和0.48美元。

2

---

钻探活动

下表中的信息不应被视为未来业绩的指示性信息，也不应假定所钻生产井的数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何关联。干井是一种探井、开发井或延伸井，经证明不能生产足够数量的石油或天然气，因此不能作为油井或气井完井。生产井是指不是干井的探井、开发井或延伸井。完工是指安装用于生产石油或天然气的永久性设备，或就干井而言，是指向有关当局报告该油井已被废弃。已钻井数是指在会计年度内的任何时候完成的井数，无论何时开始钻探。下表显示了过去三年的净生产井和干井开发井、作业井和未作业井的数量。

						截至12月31日止年度，
						2023						2022						2021
开发井：
生产效率高。						3.7						13.5						6.9
干的						—						—						—
在本报告所述的任何时期，我们都没有钻探过探井。

水井

截至2023年12月31日，我们拥有128口(净额49.3口)生产气井的工作权益。截至2023年12月31日，工艺井有10口(净额6.4口)。

种植面积

我们有9,003公顷(净额7,950亩)已开发的租赁英亩土地，按生产用途持有。此外，我们拥有23,090总面积(22,084净额)的未开发租赁英亩。在未开发总面积中，有18 208英亩未经生产，其中2 822英亩的毛面积和净面积将于2024年到期，除非在到期日之前在占地面积的间隔单位内建立生产，或者除非这种租赁权延期或续期。

数量承诺

本公司受制于与非相关公司的天然气收集承诺，这些公司为上游部分海恩斯维尔页岩未来的天然气生产提供专门的收集能力。天然气收集协议可能要求我们在公司未能达到每个合同条款的最低产量承诺的范围内支付欠款。我们预计2024年的最低音量承诺总额约为62.4MMBtu，2025年为49.2MMBtu，2026年为28.6MMBtu，2027年为9.5MMBtu。该公司预计将主要利用现有储量履行这一承诺。该公司将监测目前的产量、预期的未来产量和未来的发展计划，以满足其未来的承诺。见附注10，承付款和或有事项，以获取更多信息。

采集、加工和运输

作为收购天然气资产的一部分，我们还收购了某些收集系统，将我们生产的天然气输送到第三方收集系统。我们相信，这些系统和海恩斯维尔页岩趋势中其他可用的中游设施和服务足以满足我们目前的运营和近期增长。

3

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政府规章

我们的业务正在并将受到广泛的联邦、州和地方法规、规则、法规和法律的制约，这些法律包括但不限于NGA、2005年能源政策法案(EP2005)、石油污染法案、国家环境政策法案(NEPA)、清洁空气法案(CAA)、清洁水法(CWA)、资源保护和回收法案(RCRA)、1968年天然气管道安全法案(经修订并包括最新的2002年管道安全改善法案(PSIA))，以及不时修订的《海岸带管理法》(下称《海岸区管理法》)。这些法规涵盖与液化天然气设施、天然气管道和天然气生产性质的授权、建设和运营有关的领域，包括向空中、陆地和水的排放和释放，以及危险材料和固体和危险废物的处理、产生、储存和处置。这些法律由政府机构管理和执行，包括但不限于FERC、美国环境保护局(EPA)、能源部/FECM、美国交通部(DOT)、管道和危险材料安全管理局(PHMSA)、路易斯安那州环境质量部和路易斯安那州自然资源部。此外，建立和运营我们的业务已经并将需要许多其他政府和监管许可和批准，包括关于漂流木项目的建设和运营、历史保护咨询委员会、美国SACE、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管理局以及美国国土安全部的咨询和批准。此外，在漂流木项目的整个生命周期内，我们将遵守定期向FERC、PHMSA和其他联邦和州监管机构报告我们设施运营和维护的要求。

不遵守适用的联邦、州和地方法律、规则和法规可能会导致重大的行政、民事和/或刑事处罚和/或无法获得和保留必要的授权。美国司法部等刑事和监管执法机构已经进行了调查，并对我们行业内的其他公司实施了刑事和民事处罚。

4

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我们已获得与漂流木项目有关的监管许可和批准，包括以下内容：

代理处			许可证/咨询			批准日期(预期的)
FERC			NGA第3部分和第7部分审批 NGA第7节相关管道审批			2019年4月18日 2023年4月21日
无名氏			NGA部分-3批准			自贸协定国家：2017年2月28日(3968)；2018年12月6日修订(3968-A)； 修订于2020年12月18日(4641)。 非自贸协定国家：2019年5月2日(4373)； 修订于2020年12月10日(4373-A)； 2020年12月18日修订(4641)
USACE			CWA节-404 《河流和港口法》第10节-液化天然气终端			2019年5月3日 2019年5月3日
			CWA第404条相关管道、河流和港口法第10条相关管道			2023年1月31日 2023年1月31日
美国海岸警卫队			意向书和初步水适宜性评估			2016年6月21日
			后续水适宜性评价和推荐信			2017年4月25日
美国鱼类和野生动物服务局			第7条《濒危物种法》咨询 相关管道--《濒危物种法案》第7节咨询			2017年9月19日；2019年2月7日 2021年8月11日；2021年10月27日；2022年4月26日；2022年6月30日
国家海洋和大气管理局/国家海洋渔业局			《条例》第7节《濒危物种法》咨询			2018年2月14日
			马格努森-史蒂文斯渔业管理和保护法基本鱼类栖息地咨询			2017年10月3日
			《海洋哺乳动物保护法》咨询			2017年10月3日
状态
路易斯安那州自然资源部-海岸管理司			海岸使用许可证和海岸带一致性许可证，与美国SACE联合许可证			2023年6月7日(延期)
路易斯安那州环境质量局-空气质量司			液化天然气终端的空气许可证 吉利斯压缩机站的空中许可证 印度巴尤压气站的航空许可证			2023年11月20日(续订) 2022年7月6日(续订) 2023年4月26日
路易斯安那州历史保护办公室			第106节咨询			2016年6月29日收到同意
						2016年11月22日收到同意
						2017年4月13日收到同意
						2019年3月1日收到的同意
			相关管道-第106条咨询			2021年7月28日收到的同意
						2021年11月15日收到的同意
						2022年3月16日收到的同意
						2022年7月26日收到的同意

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联邦能源管理委员会

天然气液化设施和管道的设计、建设和运营、液化天然气出口和天然气运输都是受到严格监管的活动。为了选址、建设和运营漂流木项目，我们获得了FERC根据NGA第3节和第7节的授权，以及上表中详细说明的其他几种材料政府和监管部门的批准和许可。漂流木航站楼的建设已经开始。

为确保有关某些潜在商业交易的监管确定性，本公司的附属公司漂流木控股有限公司(“漂流木控股”)及漂流木液化天然气有限责任公司(“漂流木液化天然气”)(统称“漂流木液化天然气”)于2020年11月13日向FERC提交请愿书，要求(其中包括)预期有限豁免FERC的买卖禁令，以及任何其他为使Diftwwood能够从潜在附属上游供应商购买天然气而需要的任何其他预期豁免，而根据一份在对外贸易中作为液化天然气出口的长期合同，这些天然气可能会转售给不同的关联公司。2021年1月19日，FERC发布了一项命令，对未来拟议的交易授予预期的有限豁免买卖安排的禁令，其中包括：(1)从潜在附属供应商购买天然气的协议；以及(2)向外贸附属公司销售液化天然气的协议。

2005年EPAct修订了NGA第3条，以确立或澄清FERC批准或拒绝LNG终端选址、建设、扩建或运营申请的独家权力，尽管除EPAct 2005中特别规定外，法规中没有任何内容旨在影响与任何其他联邦机构与LNG终端相关的权力或责任相关的其他适用法律。

2002年，FERC得出结论，它将对各方商定的液化天然气终端服务的费率、条款和条件实施宽松的监管，这样液化天然气终端所有者将不需要以非歧视性的费率提供开放接入服务，也不需要向FERC备案费率或费率表，这与适用于FERC监管的州际天然气管道的要求不同。尽管2005年EPAct编纂了FERC的政策，但这些条款已于2015年1月1日到期。尽管如此，我们没有看到任何迹象表明，FERC打算修改其对液化天然气终端运营进行宽松监管的长期政策。

建设和运营州际天然气运输设施，包括管道设施，以及其他所需的政府和监管批准，都需要获得FERC的公共便利性和必要性证明。在这方面，2019年4月，漂流木管道有限责任公司(“漂流木管道”)获得了建设和运营作为漂流木项目一部分的管道的公共便利性和必要性证书。2021年6月17日，漂流木管道根据FERC案卷号中的NGA第7(C)条提出申请。修订后的CP21-465-000，要求联邦能源委员会颁发公共便利性和必要性证书以及相关批准，以建设、拥有和运营两条42英寸直径的天然气管道、一个约211,200马力的压缩机站及其附属设施，该设施将位于路易斯安那州的博雷德和卡尔卡西厄教区，将提供最大的季节性天然气能力，每天5.7 bcf。(《200号线、300号线工程》)。2023年4月21日，经该机构2023年5月2日更正，FERC批准了申请，并颁发了建设和运营200号线和300号线项目的公共便利性和必要性证书。诉讼的干预者(健康海湾和塞拉俱乐部)提出了重新审理FERC签发证书的命令的请求，FERC在2023年6月22日的法律实施中拒绝了这一请求。

2023年8月21日，健康海湾和塞拉俱乐部向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院请愿，要求对2023年4月21日的FERC命令进行审查。浮木液化天然气和浮木管道于2023年9月8日采取行动进行干预。2023年10月11日，法院批准了浮木液化天然气和浮木管道公司进行干预的动议。情况介绍正在进行中。

2023年10月4日，漂流木液化天然气和漂流木管道向FERC提交了一份请求，要求延长完成其中一条漂流木管道和漂流木终端的建设并投入使用的时间。浮木液化天然气和浮木管道要求FERC批准延长约36个月的时间，以便它可以建造和投入使用这些浮木项目设施。2024年2月15日，FERC批准了这一请求；经过延长，FERC命令要求在2029年4月18日之前完成建设。建成后，该设施的产能约为27.6百万吨/年。

根据NGA，FERC的管辖权一般延伸到州际商业中的天然气运输，州际商业中天然气的销售，用于家庭、商业、工业或任何其他用途的最终消费的转售，以及从事此类运输或销售的天然气公司。FERC的管辖范围不包括天然气的生产、收集、当地分销或出口。

具体地说，FERC管理州际天然气管道的权力包括：

•天然气运输及相关服务的费率和收费；

•新设施的认证和建设；

•服务和设施的扩展和废弃；

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•保存帐目和记录；

•购置和处置设施；

•服务的开始和终止；以及

•各种其他的事情。

此外，FERC有权批准并在必要时设定州际商业中天然气运输或销售的“公正和合理的费率”。与之相关的是，根据NGA，我们建议的管道将不被允许在费率或服务条款和条件方面不适当地歧视或给予任何托运人，包括我们自己的关联公司。

2005年EPA修正案规定，任何实体，包括非司法管辖的生产商，在购买或销售天然气或购买或销售运输服务时使用任何欺骗性或操纵性的装置或装置，都是违法的，受联邦能源管制委员会的监管，违反联邦能源管制委员会规定的规则。反操纵规则不适用于仅与州内或其他非管辖范围内的销售、收集或生产有关的活动，但适用于其他非管辖实体的活动，只要这些活动是与受FERC管辖的天然气销售、购买或运输有关的。2005年EPAct还授权FERC对违反NGA或天然气政策法案的行为处以民事处罚，每次违规每天约为150万美元。

2022年2月18日，FERC发布了两份政策声明：(1)一份更新的政策声明，描述了它将如何根据《国家环境政策法案》第7条确定是否出于公共便利和必要性而需要一个新的州际天然气运输项目；(2)一份临时政策声明，解释FERC将如何在其根据《国家环境政策法案》和《NGA》进行的审查中评估天然气基础设施项目对气候变化的影响。2022年3月24日，FERC重新发布了政策声明草案，并要求提供补充意见。在FERC发布最终政策声明之前，FERC不会将政策声明草案应用于新的或未决的申请。目前尚不清楚最终政策声明将于何时发布，或者是否会发布。

2023年10月23日，FERC发布了第900号命令的最终规则，修订了与自然灾害造成的潜在影响有关的液化天然气设施工程和设计材料的规定。最终规则主要删除了FERC关于地震和其他自然灾害的指导文件中先前包含的过时技术标准和编码化的工程和设计信息材料的提法。委员会在第900号命令中指出，最后规则没有追溯力，但将适用于建造新的液化天然气设施或重新启用现有液化天然气设施的申请。

我们生产的天然气的运输，以及我们为这种运输支付的价格，将受到上述法律法规的重大影响。

美国能源部化石能源出口许可证办公室

根据NGA，向自贸协定国家出口天然气被认为符合公共利益，向自贸协定国家出口液化天然气的授权应由能源部/FECM批准，“不得修改或延迟”。目前有能力进口液化天然气的自贸协定国家包括但不限于加拿大、智利、哥伦比亚、约旦、墨西哥、新加坡、韩国和多米尼加共和国。除非能源部/FECM发现拟议的天然气出口不符合公共利益，否则向非FTA国家出口天然气是经过授权的。浮木LNG获得美国能源部/FECM的授权，可以向FTA国家出口LNG，出口期限为30年，向非FTA国家出口LNG，出口期限至2050年12月31日，出口量最高可达每年1,415.3 Bcf天然气。

2023年4月21日，能源部/FECM发布了一份关于向非自由贸易协定国家出口天然气的授权中开始出口截止日期的政策声明，改变了能源部/FECM关于批准延长向非FTA国家出口液化天然气的时间的标准。在政策声明中，能源部/FECM重申了授权持有人开始向非自贸协定国家出口国内生产的天然气(包括液化天然气)的七年期限，并通知称，通常情况下，如果出口尚未开始，它打算允许非自贸协定授权在七年期限结束时失效，除非授权持有人满足某些要求。具体地说，能源部/FECM将要求寻求延期的非自由贸易协定授权持有人证明：(1)授权持有人在提出延期请求之前已实际开始建造相关出口设施；(2)授权持有人无法在开始截止日期前完成，是授权持有人无法控制的可减轻责任的情况的结果，包括但不限于天灾。该政策声明不适用于对FTA国家的出口。

2024年1月26日，拜登政府宣布暂停向非自贸协定国家出口液化天然气的新申请和待批申请。这一暂停是有效的，直到能源部能够更新其对此类授权的基本经济和环境分析。本公告不影响此前发布的非

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自贸协定授权或自贸协定授权申请。此外，能源部澄清，延长现有非自贸协定授权生效日期的申请仍不受暂停的影响。

关于管道和危险材料安全的联邦和州法规

1968年《天然气管道安全法》(下称《NGPSA》)授权能源部监管天然气(易燃、有毒或腐蚀性)和其他气体的管道运输，以及液化天然气的运输和储存。NGPSA的修正案包括1979年的《管道安全法》，它涉及液体管道，以及PSIA，它管理测试、教育、培训和通信领域。修订后的NGPSA还授权对违反管道安全规定的行为处以最高266,015美元的民事处罚，对一系列相关违规行为处以最高2,660,135美元的罚款，以及对每一项违反液化天然气管道设施的行为处以最高97,179美元的额外罚款。

PHMSA根据最低联邦安全标准管理管辖范围内的天然气收集、传输和分配系统的管道安全法规。PHMSA还制定并执行陆上液化天然气设施的安全法规，陆上液化天然气设施被定义为用于运输或储存液化天然气的管道设施，符合此类安全标准。这些规定涉及液化天然气设施的选址、设计、施工、设备、运营、人员资格和培训、消防和安全方面的要求。漂流木航站楼将受到PHMSA的此类规定的约束。

构成漂流木项目一部分的管道也将受到PHMSA的监管，包括PSIA下的管道。PHMSA管道安全办公室负责管理PSIA，该法案要求管道公司对存在于人口密度高地区的天然气输送管道进行广泛的完整性测试，这些地区被指定为“高后果地区”。管道公司被要求每七年一次进行完整性测试。风险评级基于许多因素，包括特定管道服务的地理区域的人口密度，以及管道及其保护层的年限和状况。测试包括水压测试、内部电子测试或管道的直接评估。除了管道完整性测试外，管道公司还必须实施资格认证计划，以确保员工得到适当的培训。管道运营商还必须为天然气运输管道制定完整性管理计划，这要求管道运营商对管道完整性进行持续评估；识别并确定可能影响严重后果区域的管道段的适用威胁；改进数据收集、集成和分析；根据需要修复和补救管道；以及实施预防和缓解措施。

2020年12月27日，作为2021年综合拨款法案的一部分，2020年的《保护我们的管道基础设施和加强安全法案》(PIPES Act)签署成为法律。该立法重新授权PHMSA管道安全计划到2023财年，并规定了改善管道安全的进展。这项立法包括向PHMSA发出指令，要求其更新现有的大型液化天然气设施法规。

2021年1月11日，PHMSA在联邦登记册上公布了一项最终规则，修订了联邦管道安全法规，以减轻监管负担，并在天然气传输、分配和收集管道系统的建设、维护和运营方面提供更大的灵活性，包括更新压力容器的腐蚀控制要求和测试要求。从2021年10月1日开始强制遵守这一规则。

2021年11月15日，PHMSA在联邦登记册上公布了一项最终规则，修订了联邦管道安全条例，以提高陆上天然气收集管道的安全性。该规则将报告要求扩大到所有天然气收集运营商，并将一套最低安全要求应用于某些大直径和高运行压力的天然气收集管道。本规定自2022年5月16日起施行。

2022年4月8日，随后于2023年8月1日更正的PHMSA在联邦登记册上公布了一项最终规则，修订了适用于大多数新建和完全取代的陆上天然气输送、某些天然气收集和直径为6英寸或更大的危险液体管道的联邦管道安全法规。在修订后的法规中，PHMSA规定了这些管道的操作员安装缓解破裂阀门或替代同等技术的要求，并建立了这些阀门的最低性能标准，以及对缓解破裂阀门间距、维护和检查以及风险分析等方面的要求。最终规则于2022年10月5日生效，对最终规则的更正自2023年8月1日起生效。

2022年8月24日，随后于2022年10月25日和2023年4月24日更正的PHMSA在联邦登记册上发布了一项最终规则，修订了与提高陆上天然气输送管道安全有关的联邦管道安全法规。这一最终规则中的修订明确了某些完整性管理条款，编纂了变化过程的管理，更新和加强了输气管道腐蚀控制要求，要求运营商在极端天气事件后检查管道，加强完整性管理评估要求，调整高后果区域的维修标准，为非高后果区域创建新的维修标准，并修订或创建与修订相关的具体定义。最终规则于2023年5月24日生效。

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构成漂流木项目一部分的管道将受到PHMSA的监管，这将涉及与合规相关的设备和运营的资本和运营成本。我们没有理由相信这些合规成本将对我们的财务业绩产生重大影响，但此类成本的重要性将取决于未来的事件以及我们在漂流木项目或相关管道的整个生命周期内实现和保持合规的能力。

1968年《天然气管道安全法》

路易斯安那州还根据NGPSA管理某些联邦管道安全标准，该标准要求某些管道在建造和运营管道时遵守安全标准，并对管道进行定期检查。不遵守NGPSA可能导致实施行政、民事和刑事制裁。

其他政府许可、批准和授权

漂流木项目的建设和运营需要获得其他联邦和州机构的联邦许可、批准和咨询，这些机构包括交通部、历史保护咨询委员会、美国SACE、美国商务部、国家海洋渔业局、美国内政部、美国鱼类和野生动植物管理局、环境保护局和美国国土安全部。建造所需的许可和批准已经取得，需要为漂流木项目维持下去。不遵守适用的许可证、批准和授权可能会导致重大的行政、民事和/或刑事处罚和/或无法保留此类许可证、批准和授权。

适用于漂流木项目的三个重要许可证是CWA的USACE第404条/《河流和港湾法》的第10条许可证、CAA第五章运营许可证和防止重大恶化许可证，其中后两个许可证由路易斯安那州环境质量部颁发。每条漂流木码头和相关管道都已获得美国SACE的许可，包括美国SACE对漂流木码头的环境影响声明和决定记录中规定的调查结果和条件的审查和批准，以及[与之相关的管道]根据《国家环境政策法》的要求。路易斯安那州环境质量部已经颁发了《防止重大恶化许可证》，这是开始建造漂流木码头所必需的，以及第五章运营许可证。

环境监管

我们的业务正在并将遵守与保护环境和自然资源、处理、产生、储存和处置危险材料、固体和危险废物及其他事项有关的各种联邦、州和地方法律和法规。这些环境法律和条例可以限制或禁止对环境的影响或可释放到环境中的物质的类型、数量和浓度，将需要大量的遵守支出，可能会影响业务的成本和产出，可能会对不遵守的行为施加重大的行政、民事和/或刑事处罚，并可能导致重大的责任。这些法律法规可能会在未来被修改或修改，这可能会施加材料成本，或者需要进行操作限制或更改。

拜登政府已经发布了许多行政命令，指示联邦机构采取行动，可能会改变适用于我们业务的法规和指导方针。

例如，14008号行政命令“应对国内外气候危机”86 FR 7619(2021年1月27日)确立了一项政策，“促进资本流向与气候相适应的投资，而不是高碳投资。”它还要求各机构负责人确定各自机构提供的任何化石燃料补贴，并寻求从2022财年及以后的预算申请中取消化石燃料补贴。

13990号行政命令“保护公众健康和环境，恢复科学以应对气候危机”，86 FR 7037(2021年1月20日)指示各机构审查特朗普政府通过的法规和政策，并“应对气候危机”。它明确指示环保局考虑暂停、修订或废除某些法规，包括对石油和天然气部门排放的限制。此外，13990号行政命令设立了一个联邦机构间工作组，建议各机构将“碳的社会成本”纳入其决策的方法。此外，13990号行政命令指示白宫环境质量委员会废除限制在《国家环境政策法》审查中审查气候变化问题的指导意见草案，并更新法规以加强气候变化审查。2022年11月，环保局就一份关于温室气体社会成本的技术报告征求公众意见，并宣布也在对该报告进行外部同行审查，该报告估计的社会碳成本远远高于环保局过去的估计。2023年2月9日，选择了同行评审小组对本技术报告进行评审，并于2023年5月4日发表了对该报告的最终评论。环保局表示，它正在考虑同行审查的建议。

《国家环境政策法》。《国家环境政策法》和类似的州法律法规要求政府机构审查拟议项目的环境影响。2023年1月9日，CEQ发布了联邦机构关于

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在《国家环境政策法》之下审议温室气体(“温室气体”)排放和气候变化。2023年6月3日，总裁·拜登签署了《2023年财政责任法案》，对《国家环境政策法》进行了修订，目标是精简《国家环境政策法》的流程。2023年7月31日，环境质量委员会公布了拟议的《国家环境政策法》，以实施作为《财政责任法》一部分的《国家环境政策法》修正案，修订先前的《国家环境政策法》，并提高环境审查过程的效率和效力。《国家环境政策法》监管和指导方面的这些和未来发展对我们的影响目前还不能确定，特别是关于我们的业务和发展项目可能需要未来联邦批准的那些方面。

清洁空气法案。CAA和类似的国家法律法规限制来自受监管来源的空气污染物的排放，并提出了各种监测和报告要求，以及其他要求。漂流木项目包括受联邦CAA和类似的州和地方法律约束的设施和业务，包括获得施工前许可和运营许可的要求。根据《民航局》和类似的国家法律法规，我们可能被要求为空气污染控制设备支付与维护或获得许可和批准相关的资本支出。

2023年12月2日，美国环保署宣布了一项最终规则，以减少石油和天然气作业中甲烷和挥发性有机化合物的排放。该规则规定了对新来源和现有来源的单独要求。对于新的污染源，该规则分阶段限制油井的常规燃烧，并包括泄漏检测和修复、储存容器、气动控制器和泵的规定。对于现有的来源，环保局发布了排放指南，供各州在监管石油和天然气作业的甲烷排放时遵循。各州的计划可以纳入与联邦要求类似的标准，或者各州可以制定自己的标准，与联邦要求一样严格。最终规则对我们业务以及任何相关费用和义务的影响将取决于所通过的具体国家计划，目前还不能完全确定。

在2023年1月27日公布了对主要(基于健康的)年度PM2.5标准的拟议修订后，环保局于2024年2月7日敲定了该规则。最终的环保局规则加强了之前提议的基于健康的年度PM2.5标准，将其设定为9.0微克/立方米3。此外，最终规则修改了PM2.5监测网络设计标准，包括考虑到PM2.5对健康影响的风险增加的人口与空气污染源的接近程度。漂流木项目和相关管道符合现有许可。我们将继续注意这一最新标准及其对我们未来运营和环境战略的潜在影响，包括任何潜在的项目修改或运营变化。

此外，在拜登政府的领导下，环境保护局发布了指导文件，旨在帮助评估政府决策许多方面的环境正义考量。在其他方面，该指导强调了在联邦许可和监管项目(如《清洁空气法》)方面推进环境正义目标的重点。这一指导对我们的影响目前还不能确定。

2009年12月，环保局发布了其调查结果，称二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成了威胁，因为根据环保局的说法，温室气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。这些调查结果为环保局通过和实施根据《CAA》现有条款限制温室气体排放的法规提供了基础。2010年6月，美国环保局开始监管固定污染源的温室气体排放，包括液化天然气终端。

如上所述，拜登政府已经就与气候变化有关的某些政府行动发布了行政命令，环境保护局已经颁布，并可能颁布可能影响石油和天然气部门的温室气体排放源的额外法规，国会或各州可能会颁布新的温室气体法规，其中任何法规都可以对漂流木项目或相关管道施加排放限制，或要求我们实施额外的污染控制技术，支付与温室气体排放相关的费用或实施缓解措施。2022年8月16日，总裁·拜登签署了《2022年降通胀法案》(简称《****》)，使之成为法律。****对从陆上石油和天然气生产设施、天然气加工设施、天然气传输和压缩设施以及陆上石油和天然气收集和增压设施等排放的超过指定门槛的甲烷征收每公吨1,500美元的费用。2024年1月26日，环保局公布了一项拟议的规则，以实施****强制收取的甲烷排放费用。该提案概述了计算应税排放量的公式，定义了豁免，并规定了报告和支付程序。它还规定了对不付款的处罚。该规定公开征求公众意见，截止日期为2024年3月11日。首批税款将于2025年3月31日之前缴纳，用于2024年历年的排放。目前很难预测最终规则的范围和影响。一旦最终敲定，公司将在制定实施计划时评估对漂流木项目和相关管道的潜在影响。

海岸带管理法。漂流木航站楼的某些方面受到CZMA的要求。CZMA由各州(在路易斯安那州，由自然资源部)管理。该计划的实施是为了确保对沿海地区的影响与CZMA管理沿海地区的意图一致。属于漂流木项目一部分的某些设施根据CZMA的要求获得了在沿海地区建造和运营的许可证。

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《清洁水法》。漂流木项目受CWA以及类似的州和地方法律的约束。CWA和类似的州和地方法律监管向美国水域或该州水域排放污染物，包括废水和暴雨径流的排放，以及向美国水域排放疏浚或填充材料，以及防止、控制和应对要求。在将污染物排放到州和联邦水域或疏浚或填塞湿地和沿海地区之前，必须获得许可证。CWA由EPA、USACE和路易斯安那州的路易斯安那州环境质量部管理。此外，漂流木项目的选址和建设将影响司法管辖的湿地，在影响此类湿地之前，需要适当的联邦、州和/或地方许可和批准。授权机构可以征收重大的直接或间接缓解成本，以补偿对管辖湿地的管制影响。虽然建造和运营漂流木项目所需的CWA许可证已经获得，但我们正在开发的项目和我们未来的项目可能需要其他CWA许可证。审批时间表可能会潜在地影响项目时间表。

此外，近年来，CWA的某些监管方案，包括第404条湿地许可方案，一直是变化的法律解释的主题，包括在一个案件中，萨克特诉环境保护局案。2023年5月25日，最高法院发布了关于萨克特诉环境保护局案这缩小了CWA规定的“美国水域”的范围。最高法院裁定，《禁止酷刑公约》规定的管辖权仅适用于与传统州际通航水域相连的相对永久性水体具有连续表面连接的湿地。2023年9月8日，环境保护局和陆军部门发布了一项最终规则，以使先前监管机构对“美国水域”的定义与最高法院#年的裁决相一致。萨克特诉环境保护局案。这一领域的进一步监管变化或司法裁决可能会以目前无法预测的方式影响漂流木项目。

2022年7月19日，健康海湾和塞拉俱乐部向美国第五巡回上诉法院请愿，要求审查美国陆军工程兵部队许可证MVN-2016-01501-WII，该许可证于2019年5月3日根据CWA第404条颁发给漂流木液化天然气和漂流木管道。请愿人指控《行政程序法》和《公民权利和政治权利国际公约》违反。2022年8月4日，漂流木液化天然气和漂流木管道行动介入。2023年9月6日，法院驳回了整个请愿书。

联邦法律，包括CWA，要求储存或以其他方式处理石油和采出水的设施的某些所有者或运营商准备和实施泄漏预防、控制和对策计划，以解决可能向地表水排放石油的问题。1990年《石油污染法》(OPA)要求设施的所有者和运营者对所有遏制和清理费用以及因漏油引起的某些其他损害承担严格的连带责任，包括政府的应对费用。受OPA约束的漏油可能会导致不同的民事和刑事处罚和责任。尽管漂流木项目采用了适当的设备和操作措施，以减少漏油的可能性，并制定了应对漏油的协议，但漏油仍是一个操作风险，可能会对我们的运营产生不利影响，并导致额外的成本或罚款或罚款。

《资源保护和回收法案》。联邦RCRA和类似的州要求管理固体和危险废物的产生、处理和处置，并要求对向环境排放此类废物采取纠正行动。如果这些废物与我们的设施相关地产生或使用，我们将受到影响该等废物的处理、运输、处理、储存和处置的监管要求的约束，并可能被要求采取纠正措施以清理该等废物的排放。

石油和天然气活动产生的废物目前被排除在RCRA下的某些监管计划之外。为了回应环保团体对环保局未能定期审查现有RCRA法规的诉讼，环保局和某些环保团体签订了一项同意法令，根据该法令，环保局必须对是否有必要对现有法规进行修改进行审查。2019年4月，环保局发布了一份报告，得出结论认为这样的修改是不必要的。如果未来失去RCRA对石油和天然气相关废物(包括钻井液、采出水和相关废物)的覆盖范围，可能会导致我们管理和处置与生产运营相关的废物的成本大幅增加。

《综合环境响应、补偿和责任法案》(简称CERCLA)。CERCLA，通常被称为超级基金，以及类似的州法规，施加通常是连带的责任，并对调查和补救费用以及自然资源损害具有追溯力，而不考虑过错或原始行为的合法性，对向环境中排放“危险物质”(或根据州法律，其他特定物质)。所谓潜在责任方(“PRP”)包括发生危险物质泄漏或泄漏威胁的设施的现任和某些过去的所有者和经营者，以及处置或安排处置或运输在现场发现的危险物质的人。CERCLA还授权环境保护局，在某些情况下，授权第三方采取行动，以应对对公共卫生或环境的威胁，并寻求从PRPS收回此类行动的费用。即使在由第三方进行此类作业的情况下和/或在运送材料的处置设施的条件下，也可能因进行作业的财产的条件而产生赔偿责任。我们的业务涉及使用或处理包括或可能被归类为CERCLA或类似州法规规定的危险物质的材料。我们也可能是危险场所的所有者或经营者

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物质已被释放，并可能负责调查、管理和处置与我们的业务有关的土壤或含有危险物质的挖掘物。

石油和天然气勘探和生产，以及可能的其他活动，都是由以前的所有者和运营商在我们的一些物业进行的。这些作业产生的材料仍保留在一些物业上，在某些情况下，可能需要补救。在某些情况下，我们同意向生产物业的卖家提供赔偿，使其承担与物业相关的环境索赔的某些责任。因此，我们可能会在未来产生根据CERCLA或类似的州法规要求进行补救的材料成本。

水力压裂。水力压裂通常用于从致密的地下岩层刺激原油和/或天然气的生产。我们计划在天然气开发作业中广泛使用水力压裂。该过程包括在压力下将水、砂和添加剂注入到目标地下地层中。水和压力在岩层中产生裂缝，这些裂缝被砂粒保持开放，使天然气更容易流入井筒。这一过程通常受到州石油和天然气委员会的监管，但也受到联邦、州和地方各级新的和不断变化的监管计划的影响。

2014年2月，环保局根据《安全饮水法》(SDWA)发布了许可指南，允许从水力压裂井和其他使用柴油的井中向地下注入液体。根据实施方式的不同，该指导意见可能会在某些领域产生重复要求，进一步减缓某些领域的许可进程，增加作业成本，并导致扩大对与漂流木项目相关的水力压裂活动的监管。

2014年5月，环保局发布了根据《有毒物质控制法》(TSCA)拟议的规则制定的预先通知，根据该通知，它从化学品制造商和加工商那里收集了有关水力压裂液中使用的化学品的广泛信息，以及其他与健康相关的数据。如果美国环保局未来根据TSCA对水力压裂液进行监管，这种监管可能会增加我们天然气开发业务的成本和漂流木码头的原料成本。

2016年6月，美国环保局敲定了石油和天然气开采行业废水间接排放的预处理标准。该规定禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水污染物输送到公有的处理厂。我们业务的某些活动受到前处理标准的约束，这意味着我们需要使用可能需要额外许可或成本高于在公共拥有的处理厂进行处置的处置方法。

2016年12月，美国环保署发布了一份题为《石油和天然气的水力压裂：水力压裂水循环对美国饮用水资源的影响》的报告。报告的结论是，在某些情况下，水力压裂活动可能会对饮用水产生影响。此外，美国能源部调查了该机构可能建议的做法，以更好地保护环境，使其不受使用水力压裂完井方法的钻探的影响。这些研究和类似的研究，取决于它们的发展程度和取得的结果的性质，可能会促进根据SDWA或其他管理机制进一步规范水力压裂的倡议。. 如果美国环保局未来提出更多关于水力压裂的法规，它可能会施加额外的排放限制和污染控制技术要求，这可能会限制我们的运营和收入，并可能增加我们的天然气生产或采购成本。

《濒危物种法》(“欧空局”)。我们的业务可能会受到欧空局要求的限制。欧空局禁止骚扰、伤害或杀害某些受保护物种以及破坏受保护的栖息地。根据FERC进行的《国家环境政策法》审查程序，我们已经并将被要求与联邦机构协商，以确定对可能对受威胁或濒危物种的植物、动物、鱼类及其指定栖息地造成伤害的活动的限制和适用的缓解措施。尽管我们已经进行了研究，并与机构进行了磋商，以避免损害受保护物种，但在我们的物业(包括漂流木项目或相关管道)的建设或运营过程中，可能会发生无意或附带的损害，这可能会导致罚款或处罚。此外，如果在我们的财产的任何部分，包括漂流木项目的场地或管道通行权上发现受威胁或濒危物种，我们可能被要求实施可能限制我们的运营或增加额外成本的避免或缓解措施。

对天然气作业的监管

我们的天然气业务必须遵守一些额外的法律、规则和条例，这些法律、规则和条例除其他外，要求允许钻探油井、钻探保证金和有关作业的报告。除其他事项外，我们所在的州、教区和市政当局可能会进行监管：

•新油井的位置；

•钻井、完井和作业的方法；

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•在地面上使用和恢复钻井所依据的属性；

•封井、弃井；

•向地面拥有人和其他第三者发出的通知；以及

•产出的水和废物处理。

州法律规定了钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小和形状，这些单位管理着石油和天然气资产的汇集。包括路易斯安那州在内的一些州允许强制汇集或整合土地，以促进勘探，而其他州则依赖于自愿汇集土地和租约。在某些情况下，强制合用或单位化可能由第三方实施，可能会降低我们对单位化物业的兴趣。此外，州保护法规定了油井和天然气井的最高产量，通常禁止天然气的排放或燃烧，并要求石油和天然气在按比例分配的公平制度下生产。这些法律和法规可能会限制我们可以从油井中生产的石油和天然气的数量，或者限制我们可以钻探的油井数量或地点。此外，大多数州和一些地方当局对其管辖范围内的石油、天然气和矿产的生产和销售征收生产税、从价税或遣散税。各国一般不会监管井口价格或进行其他类似的直接经济监管，但不能保证它们未来不会这样做。

反腐败、贸易管制和逃税法

我们受到不同司法管辖区禁止贿赂和腐败的反腐败法律的约束，例如1977年修订的美国《反海外腐败法》(下称《反海外腐败法》)、英国《2010年反贿赂法》和其他反腐败法律。《反海外腐败法》和其他法律一般禁止我们的雇员、董事、高级职员和代理人授权、提供或向政府官员或其他承保人员提供不正当的付款或任何其他有价值的东西，以获得或保留业务或获得不正当的商业利益。我们还受制于禁止商业贿赂的法律。我们面临的风险是，我们的一名员工或代理人可能会提供、授权或提供有价值的东西，根据《反海外腐败法》和其他反腐败法，我们可能会承担责任。此外，我们无法预测未来监管要求的性质、范围或影响，我们的国际业务可能受到这些要求的约束，也无法预测现行法律可能被管理或解释的方式。

我们还受制于管理我们国际业务的其他法律和法规，包括由美国商务部工业和安全局、美国财政部外国资产管制办公室、英国金融制裁执行办公室和各种国际政府实体管理的法规，包括适用的出口管制法规、对国家和人员的经济制裁、海关要求、货币兑换法规和转让定价法规(统称为“贸易管制法”)。

我们还因未能根据2017年刑事金融法阻止为逃税提供便利而受到英国公司刑事犯罪，该法案要求未能阻止与公司有关联的人为逃税提供刑事便利的公司承担刑事责任。

我们制定了政策、程序和对员工的持续培训，旨在确保我们和我们的员工和代理遵守《反腐败法》、其他反腐败法、贸易控制法和2017年刑事金融法。然而，不能保证我们的努力已经并将完全有效地确保我们遵守所有适用的反腐败法律，包括《反腐败法》、其他反腐败法、贸易管制法、2017年刑事金融法或其他法律要求。如果我们不遵守FCPA、其他反腐败法、贸易控制法或2017年刑事金融法，我们可能会受到刑事和民事处罚、返还和其他制裁和补救措施，以及法律费用，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和流动性产生实质性的不利影响。同样，对美国或外国当局可能违反《反海外腐败法》、其他反腐败法、《贸易控制法》或《2017年刑事金融法》的任何调查，都可能对我们的声誉、业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。美国或外国当局还可能要求我们为我们收购或投资的公司(例如，通过收购股权、作为合资伙伴参与或收购资产)违反反腐败或贸易控制法或违反2017年刑事金融法的行为承担后续责任。

竞争

我们在业务的各个方面都面临着高度的竞争。见“第1A项--风险因素--与我们一般业务有关的风险--能源行业的竞争非常激烈，Tellurian的一些竞争对手拥有更多的资金、技术和其他资源。”

生产与运输。天然气和石油业务在勘探和获得储量、获得天然气和石油租约、开发和生产储量所需的设备和人员以及天然气和石油的收集、运输和营销方面具有很强的竞争力。我们的竞争对手包括国有石油公司，

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大型综合性天然气和石油公司、其他独立天然气和石油公司，以及向工商业和个人消费者供应能源和燃料的其他行业的参与者，如管道和其他中游设施的运营商。我们的许多竞争对手拥有比我们目前拥有的更长的运营历史、更高的知名度、更多的员工以及更多的财务、技术和营销资源。

液化。漂流木码头将与世界各地的液化设施竞争，向市场提供低成本的液化。全球有许多液化设施，我们与它们竞争客户。与我们竞争的许多公司都比我们拥有更高的知名度、更多的员工以及更多的财务、技术和营销资源。

液化天然气营销。Tellurian在全球液化天然气市场上与各种公司竞争，包括(I)从自己的液化设施销售液化天然气的综合能源公司，(Ii)拥有液化天然气供应组合的贸易公司和聚集商，以及(Iii)销售股权数量的液化工厂运营商。与我们竞争的许多公司都比我们拥有更高的知名度、更多的员工、更多的液化天然气市场准入以及更多的财务、技术和营销资源。

物业的标题

关于我们的天然气生产资产，我们相信，根据行业普遍接受的标准，我们持有几乎所有资产的良好和可辩护的租赁权。在获得房产时进行初步所有权审查。我们的天然气资产需要缴纳特许权使用费、凌驾于特许权使用费之上的特许权使用费和其他未偿权益。我们相信，我们对我们的其他财产拥有良好的所有权，受习惯负担、留置权或产权负担的约束，我们预计这些负担、留置权或产权负担不会对我们使用这些财产造成实质性影响。

主要客户

我们没有任何主要客户。

设施

Tellurian的某些子公司已经签订了在得克萨斯州休斯顿、华盛顿特区和英国伦敦的办公空间的运营租约。休斯顿、华盛顿特区和伦敦的租约期限分别约为五年、十年和五年。

员工与人力资本

截至2023年12月31日，特鲁里安在全球拥有168名全职员工。它们都不受集体谈判安排的约束。该公司的员工主要位于德克萨斯州的休斯敦，我们在路易斯安那州、华盛顿特区、伦敦和新加坡设有办事处。我们的许多员工都来自美国以外的国家或在美国以外的国家拥有丰富的工作经验。这反映了我们在全球范围内建立天然气业务的总体战略。

我们计划建造一个液化天然气液化设施，我们认为这是美国目前正在开发的最大的能源基础设施项目之一。鉴于建设这类项目所涉及的内在挑战，特别是对于一家目前业务有限的公司来说，我们的人力资源战略重点是招聘和留住已经在该行业建立了相关专业知识的员工。这一战略的实施使我们组建了一支我们认为是全球天然气和液化天然气行业一流的管理团队。我们人力资源战略的一个相关方面是，我们许多员工的薪酬结构侧重于激励性薪酬，旨在奖励我们业务发展的进展，特别是包括漂流木项目的融资和建设。

司法管辖区及成立年份

该公司是特拉华州的一家公司，成立于1967年，前身为麦哲伦石油公司。

可用信息

我们向美国证券交易委员会提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。我们的美国证券交易委员会备案文件可从美国证券交易委员会网站www.sec.gov或我们的网站www.ellurianinc.com免费获取。我们还通过邮件免费提供我们的任何美国证券交易委员会备案文件。欲获得报告的邮寄副本，请联系特鲁里安公司，投资者关系部，地址：路易斯安那街1201号，Suite3100，Houston，Texas 77002。

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第1A项。风险因素

我们的业务活动和证券价值受到重大风险和风险的影响，包括下述风险和风险。如果发生任何此类事件，我们的业务、财务状况、流动性和/或经营结果可能会受到实质性损害，我们证券的持有者和购买者可能会损失部分或全部投资。我们的风险因素分为以下几类：

•与财务有关的风险；

•与我们普通股相关的风险；

•与我们的液化天然气业务相关的风险；

•与我们的天然气和石油经营活动有关的风险；以及

•与我们一般业务有关的风险。

与财务有关的风险

人们对我们作为一家持续经营的企业继续下去的能力有很大的怀疑。

到目前为止，我们主要通过手头的现金以及通过债券和股票发行、上游业务以及在我们的市场股权发行计划下出售普通股产生的综合收益来满足我们的流动性需求。截至2023年12月31日，我们拥有约7580万美元的现金和现金等价物，我们预计这些现金和现金等价物将不足以履行我们的义务，并为未来12个月的营运资金需求提供资金。人们对我们作为一家持续经营的企业继续下去的能力有很大的怀疑。

我们继续评估从潜在融资交易中产生额外收益的方法，包括但不限于可能出售我们的上游天然气资产、发行股权、股权挂钩证券和债务证券或类似交易、管理某些运营和间接成本、修订或再融资置换票据以及提供漂流木项目的股权(统称为“管理层的计划”)，以资助我们的义务和营运资本需求。我们有效实施管理层计划的能力受到许多风险和不确定因素的影响，例如可能无法出售我们的上游资产、市场对我们的股票和债务证券的需求、大宗商品价格以及其他影响天然气市场的因素。因此，不能保证我们将能够实施管理层的计划，或以其他方式获得额外的流动资金，或按可接受的条款或根本不为现有债务进行再融资。

Tellurian将被要求在未来寻求额外的股权和/或债务融资，以完成漂流木项目并扩大其其他业务，并且可能无法以可接受的条件获得此类融资，或者根本无法获得此类融资。

Tellurian将在多年内无法从漂流木项目中产生任何重大收入，并预计在较长一段时间内，来自其他业务的现金流将不大，因为它专注于这些业务的发展和增长。因此，Tellurian将需要大量额外资金来执行其业务计划，并在必要时偿还债务。无法保证Tellurian将能够以可接受的条件筹集足够的资本，或者根本不能保证。Tellurian的融资能力以及融资条款在很大程度上将取决于其控制之外的因素，如全球市场状况。2022年和2023年，为了应对美国和世界经济的通胀压力，利率大幅上升，利率上升通常会使融资变得更加困难，也更加昂贵。如果不能以令人满意的条款或根本不能获得足够的融资，Tellurian可能被要求推迟、缩减或取消业务机会的开发，这可能在很大程度上对其运营和财务状况造成不利影响。Tellurian打算进行各种潜在的融资交易，包括项目融资交易以及出售股权和债务证券。我们不知道潜在的融资来源是否会认为我们提出的条款是可以接受的，以及在多大程度上可以接受。此外，潜在的融资来源可能会得出结论，我们销售液化天然气的商业协议的条款不够有吸引力，不足以证明投资是合理的。

如果获得债务或优先股权融资，可能涉及的协议包括对特鲁里亚资产的留置权或限制，以及限制或限制我们采取特定行动的能力，如支付股息或分派、产生额外债务、收购或处置资产以及增加费用。无论Tellurian的经营业绩如何，债务融资也将被要求偿还。通过增发普通股或其他股本证券获得融资将对我们未来的业务施加较少的限制，但将稀释现有股东的利益。如果我们无法以可接受的价格出售我们的上游资产，这将进一步限制我们的融资选择。

我们的经营历史有限，预计将在相当长的一段时间内出现亏损。

我们的运营历史有限。尽管Tellurian目前的董事、经理和高级管理人员具有专业和行业经验，但我们的业务仍处于早期发展阶段。因此，您可以用来评估我们前景的先前历史、往绩记录和历史财务信息是有限的。

完成漂流木项目的建设将需要Tellurian产生比它迄今所发生的费用和开支大得多的费用和开支。该公司还预计将投入大量资本用于增长和

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其他业务的发展。Tellurian预计在较长一段时间内将继续出现运营亏损和负运营现金流。

Tellurian对其交易对手的业绩和信用风险的敞口可能会对其经营业绩、流动性和融资渠道产生不利影响。

我们的业务涉及与众多第三方订立各种建筑、买卖、对冲、供应及其他交易。在此类安排中，我们将面临交易对手的履约和信用风险，包括一个或多个交易对手未能履行其在适用协议下的义务的风险。在商品价格波动期间，其中一些风险可能会增加。在某些情况下，我们将依赖于单个交易对手或一小群交易对手，所有这些交易对手都可能受到经济和其他条件变化的类似影响。这些风险包括但不限于与以下“-与我们的LNG业务有关的风险- Tellurian将依赖第三方承包商成功完成Driftwood码头，这些承包商可能无法完成Driftwood码头.”供应商及其他交易对手的欺诈或会对我们的经营业绩、流动资金及融资渠道造成不利影响。

我们使用对冲安排可能会对我们未来的经营业绩或流动性产生不利影响。

随着我们继续发展液化天然气和天然气营销以及天然气经营活动，我们可能会订立商品对冲安排，以减少我们面临的价格波动和时间风险。当（i）对冲合约的对手方未能履行其合约责任或（ii）对冲协议的相关价格与实际收取价格之间的预期差额出现变动时，订立的任何对冲安排将使我们面临财务亏损风险。

此外，商品衍生工具安排可能会限制我们从相关商品价格的有利变化中获得的利益。此外，商品期货交易委员会、美国证券交易委员会和其他联邦机构颁布的对场外衍生品市场进行监管的法规可能会对我们管理与液化天然气和天然气活动相关的价格风险的能力产生不利影响，因此对我们的经营业绩和现金流产生负面影响。

税法的变化或面临额外的所得税负债可能会对我们的财务状况、经营业绩和流动性产生实质性影响。

可能对我们未来的实际税率有重大影响的因素包括但不限于：

•监管环境的变化；

•会计和税务标准或惯例的变化;

•美国、州或外国税法的变化；

•按税收管辖区划分的营业收入构成的变化;以及

•我们的税前经营业绩。

我们还受到美国国税局(“IRS”)和其他税务当局的审查，包括国家税务机构和其他外国政府。虽然我们定期评估美国国税局及其他税务机关为确定我们的所得税拨备是否足够而进行的审查所产生的有利或不利结果的可能性，但不能保证这些审查的结果不会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。此外，美国国税局和几个外国税务机关越来越关注与产品和服务的销售以及无形资产的使用有关的公司间转移定价。税务机关可以不同意我们的跨司法管辖区转移定价或其他事项，并评估额外的税收。如果我们在任何此类分歧中都不占上风，我们的盈利能力可能会受到影响。

在漂流木项目完成之前，Tellurian预计不会产生足够的现金来支付股息。

Tellurian的直接和间接持有的资产目前主要包括天然气租赁权和相关的上游开发资产、为某些开发和运营费用持有的现金、与漂流木项目相关的监管机构的许可证申请以及与该项目相关的某些房地产。Tellurian的现金流及其分配收益的能力完全取决于其子公司从漂流木项目及其其他业务中获得的现金流。如本节其他部分所述，Tellurian完成项目的能力取决于其及其子公司获得和维持必要的监管批准并筹集必要资本为项目开发提供资金的能力。我们预计，我们运营的现金流将再投资于业务，而不是用于支付股息，实施我们的战略将需要大量资本，所需资本将在很长一段时间内超过运营现金流。

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Tellurian未来派发股息的能力并不确定，并将取决于多种因素，包括根据适用法律及/或债务条款或其他协议对其或其附属公司派发股息能力的限制，以及相关实体的董事会或其他管治机构的判断。

我们可能无法履行债务协议规定的义务。

我们已发行附注8所述的优先票据，借款，和 附注19，后续事件我们的合并财务报表附注包括在本报告中。除了这些票据的本金和利息外，我们还可能根据我们普通股在特定时期的交易价格，在某些票据下支付额外的现金。我们能否从业务中产生现金流或获得足以支付债务利息、本金和其他应付金额的再融资资本，将取决于我们未来的经营业绩和财务状况，以及再融资债务或股权资本的可用性，这将受到当前大宗商品价格和经济状况以及金融、商业和其他因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。如果我们成功出售我们的上游物业，我们预计将减少我们的债务；然而，这样的出售也将剥夺我们目前唯一的创收资产。我们无法从运营中产生足够的现金流，可能会对我们执行整体业务计划的能力产生不利影响，我们可能被要求出售资产、减少资本支出或寻求债务或股权资本的再融资，以满足债务协议的要求。这些替代措施可能不可用或不充分，在这种情况下，我们可能会被迫破产或清算，并可能对我们的整体业务战略产生不利影响。此外，管理我们的置换票据的一份或两份契约包含契约，包括对我们产生额外债务的能力的限制和最低现金契约，这些契约可能会阻止我们追求某些商业战略或机会。如果我们不能遵守这些公约，根据票据到期的金额可能会加快。

流行病或疾病爆发，如新冠肺炎大流行，可能会对我们就漂流木项目达成最终投资决定的努力产生不利影响。

流行病或疾病爆发(如新冠肺炎)可能会对我们的业务产生各种不利影响，包括压低大宗商品价格和我们证券的市场价值。漂流木项目的发展和融资前景在一定程度上是基于一些因素，包括已经并可能继续受到新冠肺炎疫情不利影响的全球经济状况。

与我们普通股相关的风险

我们普通股的价格一直并可能继续高度波动，这可能使股东难以在需要时或以有吸引力的价格出售我们的普通股。

我们普通股的市场价格波动很大，我们预计在可预见的未来它将继续波动。不利事件可能引发我们普通股交易价格的大幅下跌，包括未能获得必要的许可证、商品价格或商品价格预期的不利变化、不利的监管发展、与合作伙伴关系的丧失、诉讼、关键人员的离职以及未能按预期的条款或在预期的时间内推进浮木项目。此外，一般市场状况，包括股本证券交易价格的水平和波动，通常会影响我们股票的价格。股票市场经常经历价格和交易量的波动，影响许多公司的股票价格，通常与这些公司的经营业绩无关。这些波动可能会影响我们普通股的市场价格。2023年，我们普通股的交易价格低至每股0. 48美元，高至每股2. 15美元。

我们普通股的市场价格可能会受到我们或我们主要股东出售大量普通股的不利影响。

我们或我们的任何主要股东在市场上出售大量普通股，或者认为这些出售可能发生，可能会导致我们普通股的市场价格下跌。此外，在公开市场出售该等股份或出售该等股份的可能性，可能会削弱我们透过出售额外股本证券筹集资金的能力。

此外，在未来，我们可能会发行我们的普通股股份，或可转换为我们的普通股的证券，用于收购资产或业务或其他目的。此类发行可能会稀释我们现有的股东，并可能对我们普通股的市场价值产生不利影响，具体取决于当时的市场状况，发行条款，以及（如适用）所收购的业务或资产的价值以及我们在利用物业或整合我们收购的业务方面的成功。

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在某些情况下，我们普通股的非美国持有者在出售、交换或处置我们的普通股时，可能需要缴纳美国联邦所得税。

我们目前是，并可能在未来仍然是美国联邦所得税目的的美国房地产控股公司，因为我们的资产包括“美国房地产权益”的公平市场价值，如1986年修订的《国内税收法》和适用的财政部法规所定义，构成我们的房地产权益和其他业务资产的合并公平市场价值的至少50%。因此，根据《外国不动产投资税法》（FIRPTA），某些非美国投资者可能需要就处置我们普通股的任何收益缴纳美国联邦所得税，在这种情况下，他们还需要就此类收益提交美国纳税申报表。一般来说，这些FIRPTA条款是否适用于这种情况将取决于这些非美国投资者持有的普通股数量。此外，在这种情况下，如果这些非美国投资者在出售其股票时，我们的普通股没有在适用的财政部法规所指的既定证券市场上定期交易，则他们可能会被扣留。只要我们的普通股继续在一个成熟的证券市场上定期交易，只有一个非美国投资者谁拥有，实际上或建设性，超过5%的我们的普通股在任何时候（i）五年期结束的处置之日和（ii）非美国投资者的时间较短的持有期，其股份可能会受到美国联邦所得税的处置我们的普通股根据FIRPTA。

与我们的LNG业务相关的风险

各种经济和政治因素可能对LNG设施（包括浮木码头）的开发、建设和运营产生负面影响，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。

LNG设施的商业开发需要数年时间，需要大量资本投资，并可能因以下因素而延迟：

•建筑成本增加;

•经济衰退、利率上升或其他可能影响液化天然气项目在商业上合理的条件下获得充足融资的事件;

•美国以外的天然气或液化天然气价格下跌，这可能会降低与液化天然气项目投资相关的预期回报;

•项目业主或运营商无法获得政府批准建造或运营LNG设施;

•在最终投资决定延迟或未能满足规定期限的情况下，可能需要重新谈判EPC协议;以及

•政治动荡或当地社区因安全、环境或安全问题而抵制液化天然气设施的选址。

我们未能按预算及时间表执行业务计划，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、流动资金及前景造成重大不利影响。

Tellurian对浮木项目和其他项目的估计成本可能不准确，并可能发生变化。

漂流木项目和我们可能进行的其他项目的成本估计只是对实际建设成本的大约估计。成本估计可能是不准确的，可能会由于各种因素而发生变化，如成本超支、变更订单、施工延误、法律和法规要求、场地问题、部件和材料成本增加、劳动力成本上升、劳资纠纷、大宗商品价格变化、外币汇率变化、维护特鲁里安施工进度的支出增加以及其他因素。例如，对建筑过程中所需材料征收新的或增加的关税可能会大幅增加建筑成本，影响长交货期项目的供应链问题也可能如此。我们对漂流木码头建设成本的估计是基于我们与Bechtel达成的LSTK EPC协议中规定的价格，这些价格可能会受到变更订单的调整，包括考虑到某些增加的成本。如果我们不能实现我们的成本估计，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、流动性和前景产生实质性的不利影响。

如果与漂流木项目互连的第三方管道和其他设施无法运输天然气，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩、流动性和前景产生重大不利影响。

我们将依赖第三方管道和其他设施，为我们的天然气业务和漂流木项目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，或者任何管道连接由于维修、设施损坏、缺乏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，我们履行未来液化天然气买卖协议义务以及继续将天然气从生产业务或地区运往终端市场的能力可能会受到限制。

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减少我们的收入。这可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、流动性和前景产生实质性的不利影响。

Tellurian产生现金的能力将取决于它与第三方客户签订的合同、这些合同的条款以及这些客户在这些合同下的表现。

我们预计将与第三方客户就销售漂流木项目的液化天然气达成商业协议。我们从这些合同中获得收入的能力将取决于其他因素，包括液化天然气价格以及我们为该项目的建设提供资金和完成建设的能力。Tellurian的业务战略可能会在如何以及何时营销拟议的漂流木项目的出口能力方面发生变化。此外，由于无法与客户达成协议，或基于各种因素，包括未来价格前景、液化天然气供需、天然气液化能力和全球再气化能力，特鲁里安的业务战略可能会发生变化。如果我们推销拟议的漂流木项目及其将生产的液化天然气的努力不成功，Tellurian的业务、运营结果、财务状况和前景可能会受到重大不利影响。

我们可能无法购买、接收或生产足够的天然气来履行我们在任何液化天然气买卖协议下的交付义务，这可能会对我们产生不利影响。

根据我们与客户签订的液化天然气买卖协议，我们可能会被要求在指定时间向他们提供指定数量的液化天然气。然而，我们可能无法获得或生产足够数量的天然气或液化天然气来履行这些义务，这可能会使受影响的客户有权终止其液化天然气买卖协议。我们未能及时购买、接收或生产足够数量的天然气或液化天然气，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生不利影响。

漂流木项目的建设和运营仍须遵守持续的合规义务和进一步的批准，一些批准可能需要进一步的条件、审查和/或撤销。

液化天然气出口终端的设计、建设和运营是一项受到高度监管的活动。建造和运营LNG终端需要根据NGA第3条获得FERC的批准，以及其他一些政府和监管部门的批准和许可。此类批准和授权通常受到监管机构施加的持续条件的制约，可能还会施加额外的批准和许可要求。Tellurian及其附属公司将被要求获得并保持政府批准和授权，以实施其拟议的商业战略，其中包括漂流木项目的建设和运营。虽然建造和运营漂流木码头和漂流木管道所需的所有主要许可证都已获得，但在施工过程中，我们仍必须满足许可证的各种条件。此外，与其他资产相关的许多许可和批准将需要，包括我们的上游业务。某些环保团体反对我们努力获得和维持必要的许可证，以根据我们的战略扩大我们的业务。

他说，不能保证特鲁里亚会获得和维护这些政府许可、批准和授权，如果不能获得和维护这些许可、批准或授权中的任何一项，可能会对其业务、运营结果、财务状况和前景产生重大不利影响。

Tellurian将依赖第三方承包商成功完成漂流木航站楼，而这些承包商可能无法完成漂流木航站楼。

漂流木航站楼的建设预计需要几年时间，将限于有限的地理区域，可能会受到延误、成本超支、劳资纠纷和其他因素的影响，这些因素可能会对财务业绩产生不利影响，或者削弱特鲁里亚执行其拟议商业计划的能力。按照商定的规格及时和具有成本效益地完成漂流木码头将在很大程度上取决于贝克特尔和其他第三方承包商根据其协议的表现。然而，Tellurian尚未与开发和建设漂流木航站楼所需的所有承包商、顾问和顾问达成最终协议。Tellurian可能无法按其可接受的条款或价格成功签订此类建筑合同。

此外，不符合Tellurian设计和质量标准的有缺陷的建筑可能会对Tellurian的业务、运营结果、财务状况和前景产生不利影响。例如，设备安装不当可能导致特鲁里亚设备的使用寿命缩短、运营和维护成本增加或受影响设施的可用性或生产能力降低。Tellurian的第三方承包商在将要签订的任何协议下成功履行合同的能力取决于许多因素，包括不可抗力事件和此类承包商的能力：

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•设计、设计和接收漂流木码头按照规范运营所需的关键部件和设备，并解决与商业运营开始相关的任何启动和运营问题；

•吸引、培养和留住技术人才，聘用和留住第三方分包商，并解决可能出现的任何劳工问题；

•提交所需的建筑保证金并遵守其条款，并保持其自身的财务状况，包括充足的营运资金；

•遵守承包商在其EPC合同中提供的任何保证；以及

•应对设备故障、交货延误、进度变化和分包商未能履行职责等困难，其中一些是他们无法控制的，并对施工过程进行一般管理，包括聘用和留住第三方承包商，与其他承包商和监管机构协调，以及应对恶劣天气条件。

此外，Tellurian可能与其第三方承包商在施工过程的不同要素上存在分歧，这可能导致主张相关合同下的权利和补救办法，导致承包商不愿在相关项目上进行进一步工作。与承包商意见不合的风险，以及成本增加和延误等其他建筑问题，可能会因通胀、供应链中断和其他市场状况而加剧。Tellurian在调试新建成的设施时也可能面临困难。漂流木码头开发的任何重大延误都可能对Tellurian的业务、运营结果、财务状况和前景产生实质性的不利影响。构成漂流木项目一部分的管道建设将是漂流木码头长期运营所必需的，并将面临类似的风险。

Tellurian的建设和运营活动受到许多开发风险、运营风险、监管批准和其他风险的影响，这些风险可能导致成本超支和延误，并可能对其业务、运营结果、财务状况、流动性和前景产生重大不利影响。

漂流木项目及相关管道的选址、开发和施工将面临任何建筑项目因多种因素造成的延误或成本超支的风险，这些因素包括但不限于以下因素：

•在以合理条件获得足够的股权或债务融资方面遇到困难或拖延，或未能获得足够的股权或债务融资；

•未能获得建设和运营漂流木项目或任何其他拟议的液化天然气设施或相关管道所需的所有政府和第三方许可、批准和许可证；

•难以聘请建造预期的漂流木项目或相关管道所需的合格承包商；

•设备、材料或熟练劳动力短缺；

•自然灾害和灾难，如飓风、爆炸、火灾、洪水、工业事故、流行病和恐怖主义；

•订购材料的交付出现意外延误；

•停工、劳资纠纷；

•与国内外其他液化天然气出口终端的竞争；

•国内和国际市场对天然气和液化天然气的需求和供应的意外变化，这在一定程度上将取决于替代能源的供应和价格以及新的自然资源来源的发现；

•没有预料到或没有预料到的额外改善需要；以及

•不利的总体经济状况。

超过估计开发期的延误以及成本超支可能会增加完工成本，超出目前估计的数额，这可能需要特鲁里安获得额外的资金来源，为其活动提供资金，直到拟议的漂流木航站楼建成并投入运营(这可能导致进一步的延误)。漂流木项目完成的任何延误也可能导致延迟收到漂流木项目的预计收入，或造成一个或多个客户的损失。因此，任何重大的建设延误，无论是什么原因，都可能对特鲁里亚的业务、运营结果、财务状况、流动性和前景产生实质性的不利影响。类似的风险可能会影响我们选择从事的其他设施和项目的建设。

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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特鲁里亚的液化天然气业务和我们客户的业绩产生不利影响，并可能导致全球液化天然气项目的开发减少。

Tellurian关于其业务以及国内LNG设施和项目发展的计划和预期通常基于对未来天然气和LNG价格以及全球天然气和LNG市场状况的假设。天然气和液化天然气的价格一直不稳定，未来也可能继续波动，并受到难以预测的大范围波动的影响。这种波动可能是由各种因素引起的，包括但不限于以下一种或多种因素：

•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；

•LNG油轮运力不足或过剩；

•天气状况；

•天然气需求的变化，包括俄罗斯入侵乌克兰、中东冲突和新冠肺炎疫情等破坏性事件的结果；

•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产量；

•成本改善，使竞争对手能够提供液化天然气再气化服务或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；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事态发展可能导致液化天然气和/或天然气价格下降，这可能会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。我们预计进入的液化天然气矿场的盈利能力将在一定程度上取决于我们在生产或购买天然气时产生的成本与当时销售时的指数价格之间的关系。这种关系的不利变化，无论是由于我们成本的增加、指数价格的下降，还是两者兼而有之，都可能使协议下的销售利润下降，或者可能要求我们亏本出售。这些风险在最近一些时期有所增加，因为大宗商品价格上涨导致货物普遍变得更加昂贵，从而增加了我们面临的潜在损失。

技术创新可能会使Tellurian的预期竞争优势或其工艺过时。

Tellurian的成功将取决于其在天然气液化行业创造和保持竞争地位的能力。特别是，尽管Tellurian计划使用它认为具有某些优势的成熟技术来建造漂流木码头，但Tellurian并不对它将使用的任何技术拥有任何独家权利。此外，Tellurian预计在漂流木项目中使用的技术可能会因法律或法规要求、技术进步、更高效和更具成本效益的流程或一个或多个竞争对手或其他人开发的完全不同的方法而过时或不经济，这可能会对Tellurian的业务、运营结果、财务状况、流动性和前景产生实质性的不利影响。

如果出口液化天然气不能成为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、流动性和前景产生重大不利影响。

漂流木项目的运营将取决于我们从美国输送液化天然气供应的能力，这主要取决于液化天然气作为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，可能会在美国以外发现更多的天然气来源，这可能会增加美国以外的天然气供应，并可能导致这些市场上的天然气供应成本低于出口到这些市场的液化天然气。

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；

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•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；

•为我们的液化项目供应天然气原料的成本增加；

•减少相互竞争的天然气或替代能源，如煤、重油、柴油、核能、水电、风能和太阳能的成本；

•非美国液化天然气价格下降，包括与油价下跌挂钩的合同导致的价格下降；

•增加核电及相关设施的能力和利用率；

•液化天然气运输成本增加，包括由于全球液化天然气海上贸易路线中断；以及

•在目前无法获得这些能源的地区，通过管道天然气或替代燃料取代液化天然气。

进口天然气的外国的政治不稳定，或这些国家与美国之间的紧张关系，也可能会阻碍这些国家的LNG供应商、采购商和商人从美国进口LNG的意愿或能力。此外，一些LNG的外国买家可能有经济或其他原因从美国以外的市场或我们竞争对手在美国的液化设施获得LNG。

由于这些和其他因素，液化天然气可能不是一种具有国际竞争力的能源。在我们的客户可以进入的市场上，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商业输送LNG的能力产生不利影响。从美国或特别是漂流木项目输送液化天然气的能力受到任何重大阻碍，都可能对我们的客户和我们的业务、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。

全球可能出现液化天然气船舶短缺，这可能对特鲁里亚的业务、运营业绩、财务状况、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舶需要大量资金和较长的建造准备时间，由于各种因素，包括但不限于以下因素，船只的供应可能会延迟，从而损害Tellurian的业务和客户：

•建造液化天然气船舶的船厂数量不足，这些船厂的订单积压；

•建造船舶所在国家的政治或经济动乱；

•政府规章或海事自律组织的变更；

•造船厂停工或其他劳资纠纷；

•造船企业破产或发生其他财务危机；

•质量或工程问题；

•天气干扰或灾难性事件，如大地震、海啸或火灾；或

•缺少或延迟收到必要的建筑材料。

这些因素中的任何一个都可能对Tellurian的业务、经营结果、财务状况、流动性和前景产生实质性的不利影响。

我们将依靠第三方工程师来估计漂流木码头未来的容量评级和性能能力，这些估计可能被证明是不准确的。

我们将依赖第三方提供设计和工程服务，这是我们对漂流木码头未来容量评级和性能能力估计的基础。我们的任何液化天然气设施，在建造时，可能没有我们预期或估计的容量评级和性能能力。如果我们的任何设施未能达到我们预期的产能评级和表现能力，我们可能无法根据未来的液化天然气买卖协议实现商业启动日期，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。

漂流木项目和相关管道将受到许多环境和安全法律法规的约束，这些法规会带来巨大的合规成本，而现有和未来的环境、安全和类似法律法规可能会导致合规成本、负债或额外的运营限制。

我们正在并将受到广泛的联邦、州和地方环境和安全法规和法律的约束，包括与向空中、陆地和水的排放和排放以及与开发相关的危险材料和固体及危险废物的处理、储存、产生和处置有关的法规和限制。

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建设和运营我们的液化天然气设施和管道。如果不遵守这些条例和法律，可能会受到行政、民事和刑事制裁。

这些法规和法律，包括CAA、石油污染法、CERCLA、CWA和RCRA，以及类似的州和地方法律法规，将限制、禁止或以其他方式规范与我们设施的建设和运营相关的可排放到环境中的物质的类型、数量和浓度。这些法律和法规将要求并已经要求我们获得和维护关于我们设施的许可，允许政府当局进入我们的设施进行检查，并提供与合规有关的报告。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。违反这些法律和法规可能会导致重大责任、罚款和处罚，拒绝或吊销我们运营所需的许可证，政府命令关闭我们的设施，或与污染控制设备或补救措施相关的资本支出，这可能对Tellurian的业务、运营结果、财务状况、流动性和前景产生重大不利影响。

作为漂流木项目及其他相关资产的最终所有者和运营者，我们或我们的子公司有责任承担调查和清理排放到环境中的有害物质的费用，以及对自然资源的损害，无论是由我们或我们的承包商造成的，还是在施工开始时存在的。土壤、地下水和疏浚废弃物中存在的有害物质可能需要进行处理、处置或其他管理，以防止排放到环境中。Tellurian或其附属公司可能负责对Tellurian拥有或运营的物业上、内或下的危险物质进行调查、清理、监测、移除、处置和其他补救行动，或在我们的运营中处置材料的地点释放危险物质，而不考虑此类危险物质的过错或来源。这种负债可能涉及未知和不可预测的材料成本。

法律和法规的变化可能会对Tellurian的业务、运营结果、财务状况、流动性和前景产生重大不利影响。

Tellurian的业务将受到政府法律、规则、法规和许可的约束，这些法律、法规和许可施加了各种限制和义务，可能会对我们的运营结果产生实质性影响。通过在联邦、州或地方一级颁布的新法规，或通过可能根据现有法律实施的新法规或经修改的法规，每个适用的法规要求和限制都可能发生变化。法律、规则、法规和许可证方面的这些变化的性质和影响可能是不可预测的，并可能对我们的业务产生实质性影响。未来的法律和法规，例如与我们拟议的LNG设施通过Calcasieu船道出口的LNG的运输和安全相关的法律和法规，可能会导致与拟议的LNG设施及其建设相关的额外支出、限制和延误，其程度无法预测，在某些情况下可能需要Tellurian大幅限制、延迟或停止运营。修订、重新解释或额外的法律和法规导致建造或合规成本增加或额外的运营成本和限制可能对Tellurian的业务、运营结果、财务状况、流动性和前景产生重大不利影响。

我们的业务将受到重大风险和危险的影响，其中一个或多个风险可能造成重大负债和损失，可能对Tellurian的业务、运营结果、财务状况、流动性和前景产生重大不利影响。

我们在开发和开展业务时将面临许多风险。例如，拟议的漂流木项目和相关资产的业务计划受到与液化天然气、管道和上游作业有关的固有风险的制约，包括爆炸、污染、有毒物质的泄漏或释放、火灾、飓风和其他不利天气条件、碳氢化合物泄漏和其他危险，每一种危险都可能导致业务的重大延迟或中断和(或)对拟议的漂流木项目或上游资产的损坏或毁坏，或对人身和财产的损害。此外，Tellurian业务所依赖的拟议漂流木项目的业务、上游资产以及第三方的船只或设施可能面临与侵略或恐怖主义行为有关的风险。

飓风破坏了墨西哥湾沿岸地区的沿海和内陆地区，导致该地区的某些液化天然气终端中断和损坏。未来的风暴和相关的风暴活动和附带影响，或其他灾害，如爆炸、火灾、洪水或事故，可能导致漂流木码头或相关基础设施的损坏或作业中断，以及漂流木码头或其他设施的建设和开发出现延误或成本增加。风暴、灾难和事故也可能损坏或中断我们或第三方经营的与我们的液化天然气业务相关的船只的活动。全球气候的变化可能会产生重大的物理影响，例如风暴、洪水和海平面上升的频率和严重性增加。如果发生任何这样的影响，可能会对我们的沿海行动产生不利影响。

我们的液化天然气业务还将面临其他类型的风险和负债。例如，我们的液化天然气营销活动使我们面临可能的财务损失，包括由于指数价格的不利变化而导致的损失风险

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购买和销售液化天然气货物的合同是基于哪些合同。我们的液化天然气营销活动也受到各种国内和国际监管和外汇风险的影响。

Tellurian没有，也不打算为所有这些风险和损失提供保险，而且许多风险是不能投保的。Tellurian可能无法在未来以其认为合理的费率维持所需或所需的保险。如果发生没有得到充分保险或赔偿的重大事件，可能会对Tellurian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。

与我们的天然气和石油经营活动有关的风险

我们出售上游天然气资产的计划可能不会成功，也可能不会提供我们预期的好处。

2024年2月6日，我们宣布正在探索出售上游天然气资产。此次出售是我们努力保持充足流动性、减少债务、遵守债务契约并继续持续经营的重要组成部分。我们尚未与任何潜在买家达成任何协议，我们可能无法这样做。 此外，如果我们能够达成这样的协议，我们可能无法完成交易。此外，交易的收益可能低于我们的预期，或者我们可能有最终减少这些收益的交易后负债。最后，完成交易所需的时间可能比我们预期的要长，任何延迟都可能对我们实现流动性和债务削减目标的能力产生不利影响。

收购天然气及石油资产受评估储量及潜在负债的不确定性影响，包括环境不确定性。

我们日后可能不时寻求收购天然气及石油资产。成功的收购需要对许多因素进行评估，其中许多因素超出了我们的控制范围。这些因素包括储量、开发潜力、未来商品价格、经营成本、所有权问题以及潜在的环境和其他责任。这种评估是不准确的，其准确性本身就不确定。就我们的评估而言，我们进行了我们认为与行业惯例基本一致的尽职调查。

然而，我们的尽职调查活动不太可能让我们充分熟悉该等物业，以全面评估其不足之处及能力。我们不会在收购前检查每一口井，我们评估未开发面积的能力本质上是不准确的。即使在我们检查一口井时，我们也不一定总能发现可能存在或出现的结构、地下和环境问题。在某些情况下，我们在签署最终购买协议之前的审查可能更加有限。此外，我们可以在没有任何所有权保证的情况下获得面积，除非转让人提出索赔，通过或根据转让人提出索赔。

当我们收购物业时，我们通常会因所收购物业存在的环境及其他问题而面临潜在的负债及成本风险，而该等负债可能超出我们的估计。我们可能无权获得与所收购物业相关的合同赔偿。我们可能会在“按现状”的基础上收购物业权益，对违反陈述和保证的行为提供有限或无补救措施。

因此，我们可能会产生重大的未知责任，包括环境责任或所有权缺陷造成的损失，与我们有限或没有合同补救措施或保险范围的收购有关。此外，收购未开发面积存在许多固有风险，我们可能无法有效实现或根本无法实现我们收购面积的假设或预期经济利益。

此外，如果我们尝试这样做，我们可能无法识别有吸引力的收购机会。如果我们确定了合适的收购对象，我们可能无法与卖方协商双方可接受的条款，为收购提供资金或获得必要的监管批准。可能难以就交易的经济条款达成一致，因为潜在卖方可能不愿意接受我们认为适当反映当前经济状况的价格。

天然气和石油价格波动很大，较长一段时间的较低价格可能会对我们的天然气或石油经营活动的盈利能力产生重大不利影响。

我们天然气或石油经营活动的收入、经营业绩和盈利能力将在很大程度上取决于我们出售天然气或石油的价格。如果我们不按计划出售上游资产，我们将需要大量支出来取代储备，维持生产并为我们的业务计划提供资金。低天然气或石油价格可能会对可用于收购和资本支出的现金量以及我们筹集额外资本的能力产生负面影响，因此可能会对我们的收入、现金流和储备产生重大不利影响。此外，低天然气或石油价格可能导致我们的天然气或石油资产减记，例如我们在2020年产生的8110万美元减值费用。相反，天然气价格的任何大幅或长期上涨将对液化天然气作为能源的竞争力产生不利影响（如上文“-与我们的液化天然气业务有关的风险- 如果出口的液化天然气不能成为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。”).

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从历史上看，天然气和石油市场一直不稳定，它们可能会继续波动。天然气或石油价格的大幅波动可能是由于天然气或石油的供应或需求发生相对较小的变化、市场不确定性和其他我们无法控制的因素造成的。能源市场的波动性使得预测未来天然气或石油价格走势变得极其困难，我们将无法完全对冲天然气或石油价格的敞口。

如果我们不出售我们的上游物业，可能需要大量的资本支出来开发这些物业。

上游石油和天然气资产的开发往往需要大量资本支出。如果我们不出售我们的财产，我们打算通过手头的现金和融资交易为我们的天然气和石油经营活动的资本支出提供资金，这些交易可能包括公共或私人股本或债务发行或额外债务协议下的借款。我们未来产生运营现金流的能力将受到许多风险和变量的影响，例如现有油井的产量水平、天然气或石油的价格、我们开发和生产新储量的成功以及本节讨论的其他风险因素。如果我们无法为天然气或石油经营活动的资本支出提供资金，我们的开发活动可能会减少，天然气或石油产量可能会下降，这可能会减少我们的产量和收入，并影响我们实施整体战略的能力。

我们对我们不经营的物业上的活动的控制有限。

我们拥有权益的一些物业由其他公司运营，涉及第三方工作权益所有者。因此，我们影响或控制此类物业的运营或未来发展的能力有限，包括遵守环境、安全和其他法规，或我们将被要求为此类物业提供资金的资本支出金额。此外，我们依赖这些项目的其他营运权益所有者为他们在这些项目的资本支出中的合同份额提供资金。此外，第三方运营商还可以决定在天然气或石油价格较低的时期关闭或削减油井产量，或者封堵和放弃该运营商拥有的资产。这些限制以及我们对这些项目运营商和第三方工作权益所有者的依赖可能会导致我们产生意想不到的未来成本，减少我们的产量，并对我们的财务状况和运营结果产生重大和不利的影响。

钻探和生产作业可能是危险的，并可能使我们承担责任。

天然气和石油作业面临许多风险，包括井喷、爆炸、管道故障、火灾、异常压力的地层、石油、天然气、盐水或井液的不可控流动、碳氢化合物的泄漏或泄漏、恶劣天气、自然灾害、地下水污染和其他环境危害和风险。对于我们的非运营物业，我们将依赖运营商来遵守法规并管理这些风险。

这些风险可能会通过减少油井产量、导致油井关闭或以其他方式对我们预期的经济表现产生负面影响，从而对我们的收入和支出产生实质性的不利影响。如果这些风险中的任何一种发生，我们可能会因以下原因而遭受重大损失：

•造成人员伤亡的；

•严重损坏或毁坏财产、自然资源或设备的；

•污染或者其他环境损害的；

•设施或设备故障及设备故障或事故；

•清理责任；

•监管调查以及行政、民事和刑事处罚；以及

•导致限制或暂停运营的禁令。

任何这些事件都可能使我们面临债务、罚款或业务运营中断的风险。此外，对我们来说，其中某些风险比我们的许多竞争对手更大，因为我们生产的一些天然气的含硫量较高(有时被称为“酸性”气体)，这会增加其腐蚀性，并增加意外释放硫化氢气体的风险，接触到硫化氢气体可能是致命的。我们可能不会为此类风险投保，有些风险是不能投保的。即使我们投保了保险，我们的保险也可能不足以支付意外伤害损失或责任。此外，在未来，我们可能无法以足以证明其购买的保费水平获得保险。如果发生重大事件，而我们没有完全投保，可能会使我们承担责任。

我们的钻探努力可能无利可图，或无法实现我们的目标回报，我们的储量估计是基于可能不准确的假设。

天然气和石油的钻探可能涉及无利可图的努力，这些油井要么是非生产性的，要么是生产性的，但生产的商业数量不足以支付钻井、完井、运营和其他成本。此外，即使是一口商业油井，其产量也可能低于我们的预期，或者成本高于我们的预期。钻井、完井和运营一口井的成本往往是不确定的，许多因素可能会对一口井或一处财产的经济产生不利影响。钻探

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由于意外的钻井条件、设备故障或事故、设备或人员短缺、环境问题以及其他原因，作业可能被缩减、延迟或取消。天然气和石油储备工程需要对地下碳氢化合物储量的估计，以及对未来价格、生产率以及运营和开发成本的假设。因此，已探明储量的估计数量和对未来生产率的预测以及开发支出的时间可能不正确。我们对已探明储量的估计部分是根据估计日期的成本确定的。与这些成本的任何重大差异都可能极大地影响我们对储量的估计。

我们的天然气经营活动受到与环境保护有关的复杂法律法规的约束，这可能会对开展业务的成本、方式和可行性产生不利影响，未来进一步监管可能会增加成本，施加额外的经营限制，并造成延误。

我们的天然气经营活动和资产(在我们收购石油生产资产的范围内，这些资产将受到许多联邦、地区、州和地方的污染物排放或其他与环境保护有关的法律法规的约束)。除其他事项外，这些法律法规还规定了以下事项：

•进行钻井、完井、生产和中游活动；

•排放和排放的数量和类型；

•危险物质和废物的产生、管理和处置；

•填海和废弃油井和设施用地；以及

•修复受污染的场地。

此外，这些法律和法规可能会对我们未能遵守或因我们的运营造成的任何污染承担重大责任，包括评估行政、民事和刑事处罚；施加调查、补救和纠正措施义务或招致资本支出；发生项目开发延误；以及发布禁令限制或禁止我们在特定领域的部分或全部活动。

环境法律法规经常变化，这些变化很难预测或预料到。未来的环境法律和法规将进一步限制向空气中排放污染物、向州或美国水域排放污染物、废水处理和水力压裂，或者在我们运营的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，这可能会对我们的天然气或石油生产产生负面影响。我们无法预测未来监管将要求或禁止的行动，但如果采用某些监管建议，我们的业务和运营可能会受到运营和合规成本的增加。此外，这样的规定可能会对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。

与水力压裂相关的联邦、州或地方立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的操作限制或延误。

联邦、州和地方各级不时提出可能对水力压裂作业施加更严格的许可、公开披露和/或油井建设要求的法律或法规。除其他外，监管机构和其他机构还不时评估水力压裂及其他勘探和生产活动造成地下水污染和地震的风险。根据这些评估的结果，联邦和州立法机构和机构可能会寻求进一步监管甚至禁止此类活动，就像一些州和地方政府已经做的那样。我们无法预测未来是否会颁布适用于水力压裂的其他联邦、州或地方法律或法规，如果是的话，任何此类法律或法规将要求或禁止采取什么行动。如果对水力压裂作业施加更多级别的监管或许可要求，我们的业务和运营可能会受到延误、运营和合规成本增加以及工艺禁令的影响。其中，这可能会对我们或第三方供应商生产天然气的成本产生不利影响，从而对液化天然气产生不利影响，这可能会对液化天然气相对于其他能源的竞争力产生不利影响。

钻机、设备、用品、人员和服务无法获得或成本高昂，可能会对我们在预算金额内及时执行发展计划的能力造成不利影响。

对合格和经验丰富的现场和技术人员进行我们的业务的需求可能会有很大波动，通常与碳氢化合物价格相关。未来服务和设备的价格可能会上涨，可获得性可能会减少。

此外，在天然气价格没有相应上涨的情况下，石油价格可能会上涨，这可能会导致对设备、设施和人员的需求和价格增加，而不会提高我们向第三方出售天然气的价格。这可能会对漂流木码头生产的液化天然气的竞争力产生不利影响。在这种情况下，我们可能无法以经济的价格获得必要的设备、设施和服务。供应方面的任何短缺或增加的成本都可能延误我们或导致我们产生重大的额外支出，

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这可能会对我们销售的天然气的竞争力产生实质性的不利影响，从而对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

我们的天然气和石油生产可能会受到管道和收集系统能力限制的不利影响。

我们的天然气和石油生产活动依赖第三方来满足我们对中游基础设施和服务的需求。资本限制和公众对项目的反对可能会限制我们和第三方建设新的基础设施。此外，我们和其他运营商的产量增加可能会导致产能限制。当没有足够的中游基础设施和服务时，我们可能会不时遇到生产和销售天然气或石油的延误。这样的事件可能会减少我们的产量或对我们的业务造成其他不利影响。

与我们业务相关的总体风险

我们正在推行的战略是参与天然气业务的多个方面，这使我们面临风险。

我们计划开发、拥有和运营一项全球天然气业务，并将天然气输送给全球客户。在不久的将来，我们可能不会成功地执行我们的战略，或者根本不会。我们的管理层将被要求了解和管理一系列不同的商业机会，这可能会分散他们的注意力，并使其难以成功地为股东增加价值。

Tellurian将面临与在外国开展业务和拥有交易对手相关的风险。

Tellurian可能在美国境外从事业务或做出重大承诺和投资，或与交易对手签订协议，这将使Tellurian面临政治、政府和经济不稳定、外币汇率波动和腐败风险。

这些因素造成的任何干扰都可能损害Tellurian的业务、运营结果、财务状况、流动性和前景。与美国以外的运营、承诺和投资相关的风险包括但不限于以下风险：

•货币波动；

•战争或恐怖袭击；

•资产被征用或国有化；

•重新谈判或废止现有合同；

•不断变化的政治环境；

•改变影响贸易、税收和投资的法律和政策；

•由于税制结构的不同而导致的多重征税；

•遵守外国司法管辖区的法律和法规，以及与海外业务相关的美国法律和法规；

•与宣称对作业区域拥有主权有关的一般危险；以及

•特鲁里安液化天然气客户所在国家的信用评级意外下调。

由于Tellurian的报告货币是美元，任何在美国以外进行或以外币计价的业务都将面临额外的风险，包括币值和汇率波动、硬通货短缺以及货币兑换受到控制。此外，Tellurian在将其在美国以外的业务的资产、负债、收入和支出的价值按当时适用的汇率换算为美元时，将受到其财务报告中外币波动和汇率变化的影响。这些换算可能会导致不同时期的业务结果发生变化。

应对气候变化的潜在立法和监管行动、公众对气候变化的看法以及气候变化的实际影响可能会对我们产生重大影响。

近年来，各联邦、州政府和区域组织颁布或提出了管理或限制温室气体排放的新立法和条例，包括石油和天然气生产设备和设施的温室气体排放。例如，在联邦一级，环保局发布了法规，要求报告漂流木项目和相关业务的温室气体排放，并提出了关于我们业务甲烷排放的新法规。旨在消除或限制温室气体排放或以其他方式应对气候变化的额外立法和/或监管建议可能需要我们产生额外的运营成本或以其他方式影响我们的财务业绩。我们运营成本的潜在增加可能包括获得许可、运营和维护我们的设备和设施、在我们的设备和设施上安装新的排放控制、获得授权我们的温室气体排放的额度、支付与我们的温室气体排放相关的税款以及管理和管理温室气体排放计划的新成本或增加的成本。即使没有额外的联邦立法或温室气体排放法规，各州和其他政府

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当局可以直接或间接地实施这些要求。例如，许多州和其他政府当局为未来的温室气体减排设定了具体目标，或制定了要求采购一定数量可再生能源的可再生能源组合标准。

许多科学家得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，如海平面上升、风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加。这些影响可能会对我们的设施和运营产生不利影响，并对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。此外，不利的天气事件可能会加速旨在减少温室气体排放的法律和法规的变化，这可能会导致对天然气和液化天然气的需求下降，并可能对我们的业务产生不利影响。此外，许多客户更关注公司运营的可持续性和环境影响。对此类客户需求的回应或无法回应与这些问题相关的潜在客户需求可能会对我们的财务业绩产生影响。此外，一些政府或商业实体已经设定了自愿的碳排放目标，或者在其他方面受到碳排放的监管限制。这些发展中的任何一个都可能导致对我们产品的需求减少，进而影响我们的财务业绩。

关于最近与气候变化有关的监管变化的更多信息，请参阅项目1，政府规章。

与我们业务相关的重大健康和安全事件可能会带来潜在的责任和声誉损害，代价高昂。

Tellurian受到广泛的联邦、州和地方健康和安全法规和法律的约束。健康和安全表现对我们所有业务领域的成功至关重要。任何未能履行健康和安全表现的行为都可能导致人身伤害或伤害，对违反相关法律法规或诉讼的惩罚，以及导致重大健康和安全事件的失败，就潜在责任而言可能代价高昂。此类失败可能会引起公众的关注，并对我们的声誉以及我们与相关监管机构和当地社区的关系产生相应的影响，进而可能对我们的业务、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。我们的业务还可能受到政府更严格的审查，这可能会导致额外的监督，并付出巨大的增量成本。

恐怖袭击或军事事件可能会导致我们设施的建设或关闭的延迟或取消，或我们业务的其他中断。

恐怖分子或军事事件可能会扰乱我们的业务。例如，涉及LNG运输船或LNG设施的事故可能会导致新LNG设施的建设延迟或取消，包括我们拟议的LNG设施，这将增加我们的成本，减少我们的现金流。恐怖事件还可能导致Tellurian设施或业务暂时或永久关闭，这可能会增加成本，减少现金流，具体取决于关闭的时间长短。我们的行动还可能受到政府更严格的审查，这可能会导致额外的安全措施，代价是巨大的增量成本。此外，恐怖主义的威胁和军事行动的影响可能导致天然气或石油价格持续波动，这可能会对Tellurian的业务和客户造成不利影响，包括损害Tellurian的供应商或客户履行其根据Tellurian商业协议履行各自义务的能力。

针对我们业务中使用的系统和基础设施的网络攻击可能会对我们的运营产生不利影响。

我们在业务的许多方面都依赖数字技术，包括财务和运营数据的处理和记录、信息分析以及与员工和第三方的沟通。针对我们的系统以及第三方供应商和其他交易对手的网络攻击频繁发生，并已变得越来越复杂。对我们或供应商或其他交易对手的成功网络攻击可能会产生各种不利后果，包括专有或商业敏感信息被盗、数据损坏、通信中断、我们现有或计划中的活动或交易中断，以及对第三方的损害，任何这些都可能对我们造成实质性的不利影响。此外，随着网络攻击的继续发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或加强我们的保护措施，或调查和补救网络攻击的任何漏洞。

未能留住和吸引Tellurian董事长、首席执行官或其他熟练的专业和技术员工等关键人员，可能会对Tellurian的业务、经营业绩、财务状况、流动性和前景产生不利影响。

Tellurian业务的成功在很大程度上依赖于其董事长和首席执行官等关键人员。如果此等人士无法代表特鲁里亚履行其职责，或特鲁里亚无法留住或吸引管理层的其他成员，则特鲁里亚的业务、经营结果、财务状况、流动资金及前景可能会受到重大影响。

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此外，我们还依赖于可用的熟练员工队伍。我们将与其他能源公司和其他雇主竞争，吸引和留住具有建造和运营我们设施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。技术工人短缺或其他普遍的通胀压力或适用法律法规的变化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，或者我们有义务支付给承包商的金额增加，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、财务状况、经营业绩、流动资金和前景产生重大不利影响。

能源行业的竞争非常激烈，Tellurian的一些竞争对手拥有更多的资金、技术和其他资源。

Tellurian计划在天然气和石油业务的各个方面运营，并将在每个领域面临激烈的竞争。根据业务领域的不同，竞争可能来自独立的、技术驱动的公司、大型的老牌公司和其他公司。

例如，越来越多的竞争公司已经获得或正在开发或收购液化天然气设施，以服务于北美天然气市场，包括北美其他拟议的液化设施。Tellurian在推行其拟议的商业战略时，可能会面临来自主要能源公司和其他公司的竞争，即在其拟议的漂流木码头提供液化和出口产品和服务。此外，竞争对手已经在其他市场开发和正在开发更多的液化天然气终端，这也将与我们拟议的液化天然气设施竞争。

作为另一个例子，我们的业务将面临竞争，其中包括买卖储备和租赁，以及获得经营物业和销售天然气和石油所需的商品和服务。竞争对手包括跨国石油公司、独立生产公司以及个体生产商和经营者。

我们的许多竞争对手拥有比Tellurian目前拥有的更长的经营历史、更高的知名度、更多的员工以及更多的财务、技术和营销资源。其中一些竞争对手可用于部署的优势资源可能使他们能够成功地与Tellurian竞争，这可能对Tellurian的业务、运营结果、财务状况、流动性和前景产生重大不利影响。

项目1B。未解决的员工意见    

没有。

项目1C。网络安全

我们认识到评估、识别和管理与任何“网络安全威胁”相关的重大风险的重要性，这一术语在S-K条例第106(A)项中得到了定义。我们每年评估一次网络安全风险，每当管理层认为暴露或外部威胁发生重大变化时。我们还拥有多个企业范围和业务单位特定的网络安全流程、技术和控制，以帮助我们识别、评估和应对此类网络安全风险。作为我们网络安全风险管理流程的一部分，我们利用我们在石油和天然气信息共享和分析中心(ONG-ISAC)的成员资格，并利用经过仔细审查的第三方信息技术系统供应商来进行定期的网络和终端监控、漏洞评估和渗透测试。我们考虑与我们在选择过程中使用第三方信息技术供应商相关的网络安全风险，并将持续监测作为我们网络安全过程的一部分。在截至2023年12月31日的年度内，我们并未经历S-K法规第106(A)项中定义的重大“网络安全事件”。

公司董事会网络安全委员会由乔纳森·格罗斯担任主席，他拥有全美公司董事协会(NACD)和卡内基梅隆大学颁发的CERT网络安全监督证书，负责协助董事会履行其在(I)网络安全风险和(Ii)监测和缓解网络安全风险的政策和实践方面的监督责任。公司董事会及其网络安全委员会定期听取关于特鲁里亚公司网络安全风险和其他与网络安全有关的事项的简报。此外，我们还成立了网络安全管理委员会，对我们的网络安全风险管理流程进行行政监督。网络安全管理委员会由我们的首席信息安全官Michael Dean担任主席，他拥有30多年的网络安全管理和信息技术领导经验，管理团队的其他成员包括我们的首席执行官总裁、总法律顾问和首席会计官。网络安全管理委员会定期召开会议，至少每季度召开一次会议，并视需要召开特别会议，以审查已确定的网络安全威胁、风险或事件，并监测我们的事件应对计划的运作。作为我们事件响应程序的一部分，我们的CISO必须及时向我们的首席执行官总裁和网络安全委员会报告任何发现的重大网络安全事件。

项目3.法律程序

没有。

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项目4.煤矿安全信息披露

没有。

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第II部

项目5.登记人普通股的市场、相关股东事项和发行人购买股权证券

市场信息、持有者与分红

我们的普通股在纽约证券交易所美国交易所的交易代码是“Tell”。截至2024年2月8日，特鲁里亚普通股的796名纪录保持者持有的流通股数量为782,393,431股。在可预见的将来，该公司不打算为其普通股支付现金股息。

最近出售的未注册证券

他说，在截至2023年12月31日的三个月里，没有发生任何情况。

发行人及关联购买人购买股权证券

在截至2023年12月31日的三个月内没有发生任何情况。

股票表现图表

本“股票表现图表”一节中包含的信息不应被视为“征集材料”或“存档”，或在未来提交给美国证券交易委员会的文件中以引用方式并入，或承担交易法第18节的责任，除非我们特别通过引用将其并入根据证券法或交易法提交的文件中。下图比较了2018年12月31日收盘时(包括2023年12月31日收盘)在股息再投资基础上投资的100.00美元的累计总股东回报与同期投资于罗素2000指数和同业集团指数的相同金额的累计总回报。选择同业集团是基于对公开可获得的有关这些公司的信息的审查，以及我们确定它们符合以下一项或多项标准：(I)可比行业、(Ii)相似的市值和(Iii)相似的运营特征、资本密度、业务和运营风险。我们的同业集团指数由以下公司组成：

同辈群体
APA公司(APA Corporation)			未来十年公司(Next First Corporation)
Cheniere Energy，Inc.(液化天然气)			NuSTAR Energy L.P.(NS)
切萨皮克能源公司(Chesapeake Energy Corporation，CHK)			ONEOK，Inc.（OKE）
康斯托克资源公司(Comstock Resources，Inc.)			Range Resources Corporation(RRC)
Enterprise Products Partners L.P.（EPD）			西南能源公司(SWN)
EQT公司(EQT Corporation)			Targa Resources Corp.（TRGP）
吉布森能源公司(Gibson Energy Inc.)			威廉姆斯公司（WMB）
金德摩根公司（KMI）

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															截至十二月三十一日止的年度：
															2018						2019						2020						2021						2022						2023
Tellurian Inc.															100						105						18						44						24						11
罗素2000															100						124						146						166						131						150
同辈群体															100						111						78						120						165						166

第六项。[已保留]

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开发活动、当前的财务状况和对未来的展望，如下所示：

•我们的业务

•重大事件综述

•流动性与资本资源

•资本发展活动

•经营成果

•承付款和或有事项

•关键会计估算摘要

•最新会计准则

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我们的业务

特柳里安公司Tellurian（“Tellurian”，“我们”，“我们的”或“公司”）是一家特拉华州公司，是一家总部位于休斯顿的公司，正在开发并计划拥有和运营液化天然气营销和基础设施资产组合，包括液化天然气终端设施（“漂流木终端”）和相关管道。浮木码头和相关管道统称为“浮木项目”。我们还拥有上游天然气资产; 2024年2月6日，我们宣布正在探索出售这些资产。我们将浮木项目和我们的上游资产称为“业务”。截至2023年12月31日，我们的上游天然气资产包括30，034净英亩和位于路易斯安那州北部Haynesville页岩趋势的161口生产井的权益。我们的业务可能会分阶段发展。

作为我们执行战略的一部分，包括增加我们的资产基础，我们将考虑与天然气价值链上的第三方达成各种商业安排。我们还在开展活动，例如向全球交易对手直接销售液化天然气。我们仍然专注于浮木项目的融资和建设。

我们在三个可报告的部门中管理和报告我们的运营。上游区段的组织和运营是为了生产、收集和输送天然气，以及收购和开发天然气资产。中游段的组织是为了开发、建设和运营LNG终端和管道。营销与交易部门的组织和运营主要是购买和销售主要由上游部门生产的天然气，营销漂流木码头的液化天然气产能，并进行液化天然气交易。

我们继续根据不断变化的经济环境、全球政治格局的动态、潜在交易对手的需求和其他因素来评估我们的业务范围和其他方面。我们如何执行我们的业务将基于各种因素，包括我们持续分析的结果、不断变化的业务条件和市场反馈。

重大事件综述

浮木项目活动

于2023年，我们采取重大措施推进浮木码头的建设，在打桩及混凝土地基方面取得进展。我们还为某些管道获得了FERC证书，并继续推进长周期项目的制造。

债务减免

在2023年第一季度，我们总共偿还了约166.7美元的借款本金余额。

债务再融资

于2023年8月15日，我们发行及出售本金总额250. 0百万美元于2025年10月1日到期的10%优先有抵押票据（“优先票据”）及本金总额约83. 3百万美元于2025年10月1日到期的6%有抵押可换股票据（“可换股票据”）（统称“替换票据”）。发行替代票据导致本公司根据本金总额500.0百万美元的6.00%高级有抵押可换股票据（“已注销可换股票据”）的未偿还本金偿还责任得到满足和解除。

上游天然气钻探活动

截至二零二三年十二月三十一日止年度，我们投产了五口运营的Haynesville油井，并参与投产了九口非运营的Haynesville油井。

流动性与资本资源

资本资源

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。我们目前通过手头的现金以及债券和股票发行、上游业务以及根据我们的市场股权发行计划出售普通股所产生的综合收益，为我们的运营、开发活动和一般营运资金需求提供资金。我们目前维持着一项在市场上发行股票的计划，根据该计划，我们可以不定期出售我们的普通股。

截至2023年12月31日，我们的总借款义务约为3.91亿美元。置换票据要求吾等维持最低现金结余，而倘若本公司的流动资金低于若干最低流动资金限额，则置换票据持有人可赎回置换票据的全部本金。见附注8，借款，和 附注19，后续事件有关最低现金余额和所需流动资金门槛的信息，请参阅我们的合并财务报表附注。我们还有与融资和运营租赁相关的合同义务，总额为3.912亿美元，其中1520万美元计划在未来12年内支付

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月份。我们目前的资本资源包括约7580万美元的现金和现金等价物以及约2580万美元的应收账款。

截至2023年12月31日，公司已产生运营亏损和现金流出。我们尚未建立一个持续的收入来源，足以满足我们未来的流动资金门槛和债务，并在财务报表发布后12个月内到期时为我们的营运资金需求提供资金。这些情况使人对我们作为一家持续经营的企业继续下去的能力产生了极大的怀疑。

到目前为止，该公司主要通过手头的现金以及通过发行债务和股票、上游业务以及在市场上发行股票计划出售普通股所产生的综合收益来满足其流动资金需求。我们的评估没有考虑到尚未完全实施或不在公司直接控制范围内的活动的潜在缓解效果。自我们于2023年11月2日发布中期简明综合财务报表以来，到本文件提交之日为止，公司采取了以下行动来改善其可用现金余额和流动性：

•从2023年11月2日至2023年12月31日，根据我们的市场股权发行计划，通过出售普通股筹集了约4020万美元的净收益；

•2023年12月31日之后，根据我们的市场股权发行计划，通过出售普通股筹集了约1780万美元的净收益(见附注19，后续事件);

•对公司的替换票据契约的签立修正案(见附注19，后续事件);

•启动了一个程序，以探索出售我们的上游天然气资产(见附注19，后续事件).

•确定了公司2024年拟议预算的削减，并建立了新的规划流程，以管理未来的一般和行政成本。

尽管采取了这些行动，本公司仍需采取进一步措施，从各种其他潜在交易、发行股权、股权挂钩证券和债务证券或类似交易、管理成本、修订或再融资置换票据以及提供漂流木项目的股权(统称为“管理层的计划”)中获得额外收益。公司有效实施管理层计划的能力受到许多风险和不确定因素的影响，例如可能无法出售我们的上游资产、市场对我们的股权和债务证券的需求、大宗商品价格以及其他影响天然气市场的因素。截至本文件提交之日，管理层的计划尚未敲定，不在公司的控制范围内，因此不能被认为是可能的。因此，人们仍然非常怀疑该公司作为一家持续经营的企业是否有能力继续下去。我们仍然把重点放在漂流木项目的融资和建设上。

现金的来源和用途

下表汇总了我们的现金和现金等价物的来源和用途以及所列期间的成本和支出(以千计)：

						截至十二月三十一日止的年度：
						2023						2022
用于经营活动的现金						$	(11,189)					$	(22,534)
用于投资活动的现金						(335,505)						(565,571)
融资活动提供的现金(用于)						(56,397)						789,299
现金、现金等价物和限制性现金净(减)增						(403,091)						201,194
期初现金、现金等价物和限制性现金						508,468						307,274
期末现金、现金等价物和限制性现金						$	105,377					$	508,468
净营运资本						$	(61,668)					$	276,750

在截至2023年12月31日的一年中，用于经营活动的现金减少了约1130万美元，这主要是由于公司营运资金自2022年12月31日以来的净变化。见附注17，补充现金流信息有关公司营运资本净变动的进一步资料，请参阅我们的综合财务报表附注。

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截至2023年12月31日的一年中，投资活动中使用的现金比2022年减少了约2.301亿美元。这一减少主要是由于本期间天然气资产的收购和开发减少了约1.137亿美元，而上一季度约为3.448亿美元。见注4，财产、厂房和设备有关我们的投资活动的其他资料，请参阅我们的综合财务报表附注。

与2022年相比，截至2023年12月31日的一年，融资活动提供的现金(用于)减少了约8.457亿美元。这一减少主要是由于本期借款本金偿还约为1.667亿美元，而上一时期的借款发行净收益为4.897亿美元。这一减少也是由于股票发行的净收益约为1.121亿美元，而上一季度约为2.997亿美元。见附注8，借款和附注11，股东权益，我们的综合财务报表附注，以了解有关我们的融资活动的其他信息。

资本发展活动

我们提议的活动将需要大量资本，并面临完成风险和延误。我们已经获得了建设漂流木航站楼第一期的所有监管批准，因此，我们的业务成功在很大程度上将取决于我们是否有能力获得必要的资金，以在商业可行的基础上建设资产，并在此过程中为公司的人员配备、运营和扩张提供资金。2022年3月，我们发布了一份有限的通知，根据我们的第一阶段EPC协议继续前往贝克特尔，并于2022年4月开始建设漂流木航站楼的第一阶段。

我们目前估计漂流木项目的总成本约为250亿美元，包括业主成本、交易成本和或有成本，但不包括建设期间发生的利息成本和其他融资成本。拟建的漂流木码头的液化能力将高达27.6 Mtpa，位于路易斯安那州Calcasieu Parish的约1,200英亩土地上。拟建的漂流木码头将包括多达20列液化列车、三个全密封液化天然气储罐和三个海上泊位。

我们预计将通过使用手头现金、运营收益以及我们已完成和未来发行证券的收益，为我们更直接的流动性需求提供资金，用于建造漂流木码头、天然气活动以及一般和行政费用。对漂流木码头建设的投资现在是并将继续是重要的，但这些投资的规模将取决于大宗商品价格、漂流木项目融资发展和其他流动性考虑，以及我们对战略风险和机会的持续分析。根据我们的整体融资策略，本公司已考虑各种潜在的融资交易，包括发行债务、股权及与股权挂钩的证券或类似交易，以支持其资本要求，并在某些情况下与投资者讨论。该公司将继续评估其现金需求和业务前景，并可能在未来执行一项或多项此类交易。

2024年2月6日，我们宣布有意探索出售上游天然气资产。天然气商品价格下降、估计储量的负修正、未来成本估计或资产剥离的增加可能导致我们天然气储备的预期未来现金流减少，并可能导致我们未来已探明天然气资产的减值。

如附注19所述，后续事件，在我们的合并财务报表中，我们于2024年2月22日修订了管理替换票据的契约的某些条款。作为2月份交易的一部分，我们对我们在一家子公司的股权提供了无追索权质押，该子公司间接拥有组成漂流木项目的主要物业。无追索权质押将于优先债券赎回或偿还时解除。我们预计，这一认捐的存在不会干扰漂流木项目商业化或筹资的任何方面。此外，我们预计，交易带来的短期流动性改善将使我们能够与潜在的交易对手和项目的融资来源进行更高程度的接触。

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经营成果    

下表汇总了所列期间的收入、成本和支出(以千为单位)：

						截至十二月三十一日止的年度：
						2023						2022						2021
天然气销售						$	166,128					$	270,975					$	51,499
液化天然气销售						—						120,951						19,776
总收入						166,128						391,926						71,275
运营费用						78,186						37,886						11,693
液化天然气销售成本						—						131,663						24,745
销售总成本						78,186						169,549						36,438
开发费用						35,616						68,782						50,186
折旧、损耗和摊销						98,426						44,357						11,481
一般和行政费用						101,902						126,386						85,903
关联方收费						660						625						—
运营亏损						(148,662)						(17,773)						(112,733)
利息支出，净额						(18,047)						(13,860)						(9,378)
(损失)债务清偿收益，净额						(32,295)						—						1,422
其他收入(费用)，净额						32,827						(18,177)						5,951
所得税优惠(规定)						—						—						—
净亏损						$	(166,177)					$	(49,810)					(114,738)

在综合基础上和按部门划分，与2022年相比，影响我们截至2023年12月31日的年度运营业绩的最重大变化如下：

上游

•天然气销售减少约1.048亿美元，原因是已实现天然气价格下降，部分被2022年收购已探明天然气资产导致的产量增加以及2023年至2022年新钻探和完成的油井所抵消。

•由于产量增加以及本期产生的天然气钻井平台备用成本约760万美元，运营费用增加约4,030万美元。

•DD&A增加约5,410万美元，主要是由于2022年收购天然气资产、2022年至2023年期间的资本支出以及本期天然气产量的增加，导致用于计算DD&A的资产净值增加。

市场营销与贸易

•由于本期间没有销售液化天然气货物，液化天然气销售和液化天然气销售成本分别减少约1.21亿美元和约1.317亿美元。

中游

•开发费用减少约3320万美元，这主要是由于将本期可直接确认的漂流木项目成本资本化为在建工程成本，这些成本已在上一期支出，以及上一期路易斯安那州捐赠供公共使用的土地和道路成本620万美元。

已整合

•一般和行政费用减少约2 450万美元，主要原因是本期薪酬支出减少，以及上期累计向一所大学捐赠900万美元用于全球能源研究。

•债务清偿净额增加约3,230万美元，主要原因是公司清偿了已清偿的可转换票据和发行了替换票据，导致本期亏损约2,950万美元。

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•其他收入(支出)增加约5,100万美元，净额主要归因于约2,330万美元的天然气金融工具结算已实现收益、1,700万美元因嵌入衍生负债公允价值变化而产生的未实现收益以及1,050万美元的天然气金融工具未实现亏损，而上一季度的已实现亏损为2,720万美元，天然气金融工具未实现收益为1,050万美元。

由于上述原因，截至2023年12月31日的年度，我们的综合净亏损约为1.662亿美元，而2022年的净亏损约为4980万美元。

在综合基础上和按部门划分，与2021年相比，影响我们截至2022年12月31日的年度运营业绩的最重大变化如下：

上游

•与2021年相比，天然气销售和运营费用分别增加约2.195亿美元和约2620万美元，原因是实现天然气价格和产量增加。

•DD&A增加约3,290万美元，主要是由于收购已探明的天然气资产、资本支出增加以及与2021年相比产量增加，在计算DD&A时使用的账面净值增加。

市场营销与贸易

•液化天然气销售和液化天然气销售成本分别增加约1.012亿美元和约1.069亿美元，这主要是由于与2021年第二季度销售的液化天然气货物的实现价格相比，2022年第一季度销售的液化天然气货物的实现销售价格和购买价格有所上升。

•其他收入(支出)减少约2,410万美元，净额主要归因于天然气金融工具结算的已实现亏损约2,720万美元，但因2022年公司衍生工具公允价值较2021年发生变化而产生的天然气金融工具未实现收益1,050万美元部分抵消了这一减少额。本期天然气金融工具的净亏损部分被液化天然气金融工具结算的已实现收益约350万美元所抵消。

中游

•与2021年相比，开发支出增加了约1860万美元，主要原因是一次性捐赠了680万美元的土地和道路供路易斯安那州公共使用，技术和工程服务增加了约310万美元，其他开发支出增加了约870万美元。

已整合

•与2021年相比，一般和行政费用增加了约4,050万美元，主要原因是专业服务增加了1,460万美元，对一所大学推进全球能源研究的捐款增加了900万美元，其他费用增加了1,690万美元。

•利息支出净额增加约450万美元，这是由于与2021年相比，公司在2022年的借款义务增加导致利息费用增加。利息支出净额的增加部分被2022年约570万美元的资本化利息所抵消。有关该公司未偿还借款义务的进一步信息，请参阅附注8，借款，我们的合并财务报表附注。

由于上述原因，截至2022年12月31日的年度，我们的综合净亏损约为4980万美元，而2021年的净亏损约为1.147亿美元。

承付款和或有事项

附注10所载资料，承付款和或有事项在第II部分所附合并财务报表中，本表格10-K第8项通过引用并入本表格。

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关键会计估算摘要

我们的会计政策在附注2中有更全面的说明，重要会计政策摘要，本报告包括我们的合并财务报表附注。如附注2所述，编制财务报表需要使用判断和估计。我们根据过往经验及根据当前事实及情况认为合理的各种其他假设作出估计，而这些假设的结果构成对资产及负债的账面价值作出判断的基础，而该等资产及负债的账面价值并非从其他来源轻易可见。实际结果可能与这些估计不同。我们认为以下是涉及重大判断的最关键的会计估计：

长寿资产的估值

当有指标显示我们已探明的天然气资产账面价值可能无法收回时，我们会将折旧、损耗和摊销组水平的预期未贴现未来现金流与资产的未摊销资本化成本进行比较。如果基于我们对未来天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据的估计(和假设)的预期未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，资本化成本将降至公允价值。公允价值一般按照公认会计原则采用收益法计算。对未贴现的未来现金流的估计需要大量的判断，而编制此类估计时使用的假设本身就是不确定的。减值审查包括已探明的已开发和未开发储量的现金流，包括实现该产量所需的任何开发支出。此外，当存在可能和可能的准备金时，这些准备金中的适当风险调整金额可计入减值计算中。此外，这样的假设和估计在未来很可能会发生变化。

探明储量是指地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知储集层中开采的天然气和凝析油的估计数量。尽管这些工程估算存在固有的不精确性，但我们的储备在整个财务报表中都得到了使用。例如，由于我们使用生产单位法来耗尽我们的天然气属性，因此储量的数量可能会对我们的DD&A费用产生重大影响。因此，可能会不时对现有储量估计数进行重大修订(向上或向下)。最后，这些储量是我们补充天然气披露的基础。请参阅项目1和2 — 我们的业务和物业 获取有关我们对已探明储量的估计的更多信息。

基于股份的薪酬    

以股份为基础的薪酬交易按授出日期的估计公允价值计量。对于只包含被认为可能发生的服务条件或绩效条件的奖励，公允价值采用直线法确认为必要服务期内的费用。如果我们得出结论认为有可能达到绩效条件，我们将确认有绩效条件的奖励的补偿成本。对于不认为可能的业绩或市场状况的奖励，在业绩或市场状况变得可能之前，不确认补偿成本。我们在每个报告期重新评估有业绩条件的奖励的归属概率，并根据我们的概率评估调整薪酬成本。我们会在罚没发生时予以确认。

最新会计准则

我们认为，任何最近发布但尚未生效的会计准则，如果目前被采用，将不会对我们的综合财务报表或相关披露产生重大影响。

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

与我们的金融工具相关的主要市场风险是我们天然气生产的市场价格波动。截至2023年12月31日，未平仓天然气金融工具头寸。因此，我们不相信我们持有或参与对我们的业务具有重大市场风险的工具。请参阅附注9，金融工具有关我们的金融工具及其公允价值的更多详情，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表。

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项目8.财务报表和补充数据

财务报表索引

TELLURIAN公司

												页面
管理层关于财务报告内部控制的报告												40
独立注册会计师事务所报告(PCAOB事务所ID号34)												41
合并财务报表：
			合并资产负债表									45
			合并业务报表									46
			股东权益合并报表									47
			合并现金流量表									48
			合并财务报表附注									49
补充资料
			关于天然气生产活动的补充披露(未经审计)									71

39

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管理层关于财务报告内部控制的报告

管理层，包括公司首席执行官总裁、首席财务官和首席会计官，负责建立和维护对公司财务报告的充分内部控制。管理层根据年中确定的标准对财务报告内部控制的有效性进行了评估《内部控制法--综合框架(2013)》由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。基于这一评估，管理层得出结论，特鲁里亚公司的S对财务报告的内部控制自2023年12月31日起有效。

独立注册会计师事务所德勤会计师事务所审计了特鲁里亚公司S截至2023年12月31日对财务报告的内部控制的有效性，如第页的报告所述44.

/S/OCTávio M.C.SIMóes

/S/Daniel A.贝尔休穆尔

/发稿S/西蒙·G·奥克斯利

/S/哈立德·A·沙拉菲尔丁

Octávio M.C.SIMóes

Daniel·贝尔胡穆尔

西蒙·奥克斯利

哈立德·A·沙拉菲尔丁

首席执行官 (担任联席首席行政主任)

总裁 (担任联席首席行政主任)

首席财务官 (担任首席财务官)

首席会计官 (担任首席会计主任)

休斯敦，得克萨斯州

2024年2月23日

40

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独立注册会计师事务所报告

致Tellurian Inc.股东和董事会。

对财务报表的几点看法

我们已审计随附的Tellurian Inc.的综合资产负债表。本公司于2023年12月31日及2022年12月31日的综合财务报表、截至2023年12月31日止三个年度各年的综合经营报表、综合股东权益表、综合现金流量表及相关附注（统称“财务报表”）。我们认为，财务报表在所有重大方面公允地反映了贵公司于2023年及2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日止三个年度各年的经营成果和现金流量，符合美国公认会计原则。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据下列标准审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的审计意见和我们日期为2024年2月23日的报告，对公司财务报告的内部控制发表了无保留意见。

持续经营的企业

随附财务报表乃假设本公司将持续经营而编制。诚如财务报表附注2所述，贵公司已产生经常性经营亏损，且尚未建立持续收入来源，足以支付其未来经营成本及于综合财务报表刊发日期后十二个月到期之责任，令人对其持续经营能力产生重大疑问。管理层有关该等事项的计划亦载于附注2。财务报表不包括因这种不确定性的结果而可能产生的任何调整。

意见基础

这些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公司的财务报表发表意见。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。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于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与财务报表中的数额和披露有关的证据。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在对财务报表进行当期审计时产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项，这些事项(1)涉及对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财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，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。

已探明的天然气性质和消耗-天然气储量-参见注释2和4 到财务报表

关键审计事项说明

该公司的探明天然气资产使用基于天然气储量的生产单位法耗尽。公司天然气储量的开发需要管理层做出重大估计和假设。该公司聘请了一名独立的油藏工程师，管理专家，使用普遍接受的方法，计算程序和工程数据来估计天然气数量。假设或工程数据的变动可能对耗减金额产生重大影响。

41

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鉴于管理层和管理层的专家做出的重大判断，执行审计程序以评估公司的天然气储量，包括管理层对天然气价格、产量和资本支出的估计和假设，需要高度的审计判断和更大程度的努力。

如何在审计中处理关键审计事项

我们就管理层有关天然气储量的重大判断及假设进行的审计程序包括（其中包括）以下各项：

•我们测试了与公司估计天然气资产储量相关的控制措施的有效性，包括与天然气价格相关的控制措施。

•我们评估天然气价格的合理性，方法是将该等金额与以下各项进行比较：

◦第三方行业消息来源。

◦天然气历史实现价格。

◦历史上已实现的天然气价差。

•我们通过评估油井过去的生产动态来评估公司对产量的估计，以确定其是否适当地反映在用于生成已探明储量的产量预测中。

•我们评估了管理层专家的经验、资格和客观性，这是一家独立的油藏工程公司，包括用于估计天然气储量和执行储量分析程序的方法和计算程序。

上游天然气性质.减损指标的净测定和可恢复性测试-请参阅财务报表附注2和附注4

关键审计事项说明

每当有指标显示物业、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。当事件或情况显示剩余账面值可能无法收回时，本公司已探明天然气资产的账面价值将会被检视以计提减值。如果有迹象显示我们已探明的天然气资产的账面价值可能无法收回，管理层将天然气资产的估计未贴现未来现金流与该等资产的账面价值进行比较。已探明天然气资产的账面价值超过估计未贴现现金流，按公允价值减记。

我们已确认已探明天然气资产的减值指标的厘定为一项重要审核事项，这是由于管理层在决定是否已发生事件或情况变化时作出重大判断，显示该等资产的账面金额可能无法收回。由于管理层在确定未来现金流时作出重大判断，我们还将公司已探明天然气资产的可采收性测试的要素确定为关键审计事项。由于所需审计工作的性质和范围，包括需要我们的公允价值专家参与的需要，审计管理层对这些事项的判断尤其涉及挑战审计师的判断。

如何在审计中处理关键审计事项

我们的审计程序涉及管理层的重大判断和假设，这些判断和假设与确定公司已探明天然气属性的减值指标和要素有关，包括以下内容：

•我们通过以下几个方面评估管理层对减值指标的分析：

◦测试公司减值控制的有效性。

◦评估具有损害指标的已探明天然气属性是否得到适当识别。

•我们得到了包括天然气性质储量估计在内的可采性测试分析：

◦我们测试了与公司的可采性测试分析及其对已探明天然气属性储量的估计相关的控制措施的有效性，包括与天然气价格相关的控制措施。

◦我们通过与历史钻井进行比较，评估了未来资本支出的合理性。

42

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◦在我们公允价值专家的协助下，我们通过以下方式评估了主要假设和估计，包括天然气价格和风险因素：

▪了解管理层用于制定天然气价格的方法，并将估计价格与独立确定的价格范围进行比较，包括公布的远期定价指数和第三方行业来源。

▪通过与行业调查相比较，评估应用于可能和可能的天然气储量现金流的风险因素。

◦我们评估了管理层现金流情景的概率权重。

•我们评估了管理层专家的经验、资格和客观性，这是一家独立的油藏工程公司，包括用于估计天然气储量和执行储量分析程序的方法和计算程序。

替换附注中的嵌入特征和衍生工具的估值--见财务报表附注2、7、8和9

关键审计事项说明

于2023年，本公司发行及售出2025年10月到期的10%优先票据2.5亿美元及2025年10月到期的6%优先可转换票据8330万美元(统称“置换票据”)。向已终止可换股票据持有人发行替换票据后，本公司于2025年5月到期的已终止可换股票据项下的未偿还本金偿还责任得以清偿及解除。本公司评估重置票据主要合约内的潜在嵌入特征，并确定可换股特征、股份息票、现金缺口付款及整项嵌入特征需要与重置票据分开作为单一会计单位，并按公允价值分开入账。

鉴于替代附注内含特征的会计处理十分复杂，以及内嵌衍生工具的估值涉及判断的程度，审核相关的会计结论及估值涉及核数师的重大判断及更大程度的努力，包括使用我们公司的公允价值专家及具备金融工具专业知识的专业人士。

如何在审计中处理关键审计事项

我们的审计程序涉及管理层与替换票据主机合同中嵌入的衍生品相关的重大判断和假设，包括以下内容：

•我们阅读了替换票据协议，以了解需要评估的条款和条件、经济实质和嵌入的特点。

•在我所拥有金融工具专业知识的专业人士的协助下，我们评估管理层对每项嵌入特征的分析及相关会计指引的应用，以评估嵌入特征是否需要被确认为独立的衍生金融工具。

•我们了解了管理层制定估计公允价值的流程，包括了解所应用的方法。此外，在我们的公允价值专家的协助下，我们评估了在制定公允价值估计时使用的重要假设和方法，包括：

◦评估管理层对股价、无风险率、折现率和股息率的估计。

◦将公司普通股价格的预测波动率与其历史波动率进行比较。

◦管理层的评价方法包括贴现现金流模型、布莱克-斯科尔斯-默顿模型和蒙特卡罗模拟。

/s/ 德勤律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月23日
自2016年以来，我们一直担任本公司的审计师。

43

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独立注册会计师事务所报告

致Tellurian Inc.股东和董事会。

关于财务报告内部控制的几点看法

我们已审计了特鲁里亚公司及其子公司(“本公司”)截至2023年12月31日的财务报告内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。我们认为，截至2023年12月31日，本公司在所有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COSO发布。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2023年12月31日及截至2023年12月31日年度的综合财务报表以及我们2024年2月23日的报告，对该等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，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，以及执行我们认为在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/德勤律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月23日

44

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TELLURIAN公司及附属公司
合并资产负债表
(单位为千，不包括每股和每股金额)
						十二月三十一日，
						2023						2022
资产
流动资产：
现金和现金等价物						$	75,789					$	474,205
应收账款						25,790						76,731
预付费用和其他流动资产						15,951						23,355
流动资产总额						117,530						574,291
财产、厂房和设备、净值						1,136,299						789,076
其他非流动资产						70,199						63,316
总资产						$	1,324,028					$	1,426,683
负债和股东权益
流动负债：
应付帐款						$	55,548					$	4,805
应计负债和其他负债						123,650						129,180
借款						—						163,556
流动负债总额						179,198						297,541
长期负债：
借款						361,402						382,208
融资租赁负债						121,450						49,963
其他非流动负债						37,054						24,428
长期负债总额						519,906						456,599
承付款和或有事项(附注10)
股东权益：
优先股，$0.01面值，100,000,000授权股份：6,123,782和6,123,782分别发行流通股						61						61
普通股，$0.01面值，1,600,000,000和800,000,000授权股份：703,739,585和564,567,568分别发行流通股						6,866						5,456
额外实收资本						1,765,044						1,647,896
累计赤字						(1,147,047)						(980,870)
股东权益总额						624,924						672,543
总负债和股东权益						$	1,324,028					$	1,426,683

附注是这些合并财务报表的组成部分。

45

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TELLURIAN公司及附属公司
合并业务报表
(以千为单位，每股除外)
						截至十二月三十一日止的年度：
						2023						2022						2021
收入：
天然气销售						$	166,128					$	270,975					$	51,499
液化天然气销售						—						120,951						19,776
总收入						166,128						391,926						71,275
运营成本和支出：
液化天然气销售成本						—						131,663						24,745
运营费用						78,186						37,886						11,693
开发费用						35,616						68,782						50,186
折旧、损耗和摊销						98,426						44,357						11,481
一般和行政费用						101,902						126,386						85,903
关联方收费(附注6)						660						625						—
总运营成本和费用						314,790						409,699						184,008
运营亏损						(148,662)						(17,773)						(112,733)
利息支出，净额						(18,047)						(13,860)						(9,378)
(损失)债务清偿收益，净额						(32,295)						—						1,422
其他收入(费用)，净额						32,827						(18,177)						5,951
所得税前亏损						(166,177)						(49,810)						(114,738)
所得税优惠(规定)						—						—						—
净亏损						$	(166,177)					$	(49,810)					$	(114,738)
普通股每股净亏损：
基本的和稀释的						$	(0.29)					$	(0.09)					$	(0.28)
加权平均流通股：
基本的和稀释的						565,678						526,946						407,615

附注是这些合并财务报表的组成部分。

46

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TELLURIAN公司及附属公司
合并股东权益变动表
(单位：千)
									截至十二月三十一日止的年度：
									2023						2022						2021
股东权益总额，期初余额									$	672,543					$	418,301					$	109,090
优先股									61						61						61
普通股：
期初余额									5,456						4,774						3,309
普通股发行									1,407						677						1,361
基于股份的薪酬，净额									3						3						43
基于共享的支付									—						2						1
已行使认股权证									—						—						60
期末余额									6,866						5,456						4,774
额外实收资本：
期初余额									1,647,896						1,344,526						922,042
普通股发行									115,614						299,063						406,493
基于股份的薪酬，净额									1,534						3,631						7,892
基于股份的支付									—						676						200
已行使认股权证									—						—						8,117
债务清偿									—						—						(218)
期末余额									1,765,044						1,647,896						1,344,526
累计赤字：
期初余额									(980,870)						(931,060)						(816,322)
净亏损									(166,177)						(49,810)						(114,738)
期末余额									(1,147,047)						(980,870)						(931,060)
股东权益总额，期末余额									$	624,924					$	672,543					$	418,301

附注是这些合并财务报表的组成部分。

47

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TELLURIAN公司及附属公司
合并现金流量表
(单位：千)
			截至十二月三十一日止的年度：
			2023						2022						2021
经营活动的现金流：
**净亏损			$	(166,177)					$	(49,810)					$	(114,738)
对净亏损与经营活动中使用的现金净额进行的调整：
折旧、损耗和摊销			98,426						44,357						11,481
摊销债务发行成本、贴现和费用			7,111						2,424						3,102
基于股份的薪酬			1,537						3,633						5,950
基于股份的支付			—						678						200
银行选择以实物支付利息。			—						—						508
未被指定为套期的金融工具的损失(收益)			10,346						(9,073)						(8,693)
嵌入衍生工具的公允价值变动			(18,594)						—						—
债务清偿损失(收益)净额			32,295						—						(1,422)
其他			2,977						1,210						1,035
营运资金净变动(附注17)			20,890						(15,953)						41,017
用于经营活动的现金净额			(11,189)						(22,534)						(61,560)
投资活动产生的现金流：
天然气性质的获取和发展			(113,653)						(344,800)						(32,364)
浮木工程建设成本			(200,127)						(175,791)						(15,208)
购买土地和改善土地			—						(23,492)						(10,293)
对未合并实体的投资			—						(6,089)						—
应收票据			(18,000)						(6,595)						—
资本化的内部使用软件和其他资产			(3,725)						(8,804)						—
用于投资活动的现金净额			(335,505)						(565,571)						(57,865)
融资活动的现金流：
普通股发行所得款项			115,612						309,021						421,809
股权发行成本			(3,489)						(9,281)						(13,955)
借款收益			—						501,178						56,500
借款发行成本			—						(11,487)						(2,854)
借款本金偿还			(166,666)						—						(119,725)
行使认股权证所得收益			—						—						8,177
股权奖励的股份结算净额所支付的税款(附注17)			—						—						(3,064)
其他			(1,854)						(132)						(1,926)
融资活动提供的现金净额(用于)			(56,397)						789,299						344,962
现金、现金等价物和限制性现金净(减)增			(403,091)						201,194						225,537
期初现金、现金等价物和限制性现金			508,468						307,274						81,737
现金、现金等价物和受限现金，期末			105,377						508,468						307,274
补充披露现金流量信息：
支付利息，扣除资本化利息后的净额			$	14,203					$	20,647					$	4,105

附注是这些合并财务报表的组成部分。

48

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TELLURIAN公司及附属公司

合并财务报表附注

注1--业务的组织和性质

特拉华州的Tellurian Inc.(“Tellurian”、“We”、“Our”或“Company”)是一家总部位于休斯顿的公司，该公司正在开发、计划拥有和运营一系列液化天然气营销和基础设施资产，其中包括一个液化天然气终端设施(“漂流木终端”)和相关管道。漂流木码头和相关管道统称为“漂流木项目”。我们还拥有上游天然气资产。2024年2月6日，我们宣布正在探索出售这些资产。见附注19，后续事件，以获取更多信息。我们将漂流木项目和我们的上游资产统称为“业务”。

除文意另有所指外，本报告中使用的术语“我们”、“特鲁里亚”和“公司”统称特鲁里亚公司及其子公司。这些术语仅用于方便使用，并不是对与Tellurian Inc.相关的任何独立法律实体的准确描述。

附注2--主要会计政策摘要

陈述的基础

我们的合并财务报表是根据公认会计准则编制的。合并财务报表包括特鲁里安公司及其全资子公司的账目。在合并中，所有公司间账户和交易都已取消。

已进行了某些重新分类，以使上期资料符合当前的列报方式。重新分类对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流没有实质性影响。

持续经营的企业

我们的综合财务报表是根据公认会计准则编制的，它考虑了在正常业务过程中的资产变现和负债清偿，以及公司作为持续经营企业继续经营的能力。根据ASC副主题205-40，财务报表的列报--持续经营在财务报表发布之日起一年内到期时，公司评估条件和/或事件是否使人对其履行债务的能力产生重大怀疑。截至2023年12月31日，公司已产生运营亏损和现金流出。我们尚未建立一个持续的收入来源，足以满足我们未来的流动资金门槛和债务，并在财务报表发布后12个月内到期时为我们的营运资金需求提供资金。这些情况使人对我们作为一家持续经营的企业继续下去的能力产生了极大的怀疑。

到目前为止，该公司主要通过手头的现金以及通过发行债务和股票、上游业务以及在市场上发行股票计划出售普通股所产生的综合收益来满足其流动资金需求。我们的评估没有考虑到尚未完全实施或不在公司直接控制范围内的活动的潜在缓解效果。自我们于2023年11月2日发布中期简明综合财务报表以来，到本文件提交之日为止，公司采取了以下行动来改善其可用现金余额和流动性：

•从2023年11月2日至2023年12月31日，筹集的净收益约为40.2根据我们的在市场上的股权发行计划，出售普通股的收入为100万美元；

•2023年12月31日之后，筹集的净收益约为$17.8根据我们的在市场上的股权发行计划出售普通股所得的100万欧元(见附注19，后续事件);

•对公司的替换票据契约的签立修正案(见附注19，后续事件);

•启动了一个程序，以探索出售我们的上游天然气资产(见附注19，后续事件).

尽管采取了这些行动，本公司仍需采取进一步措施，从各种其他潜在交易中获得额外收益，例如发行股权、股权挂钩证券和债务证券，或类似交易、管理成本、修订或再融资置换票据以及提供漂流木项目的股权(统称为“管理层的计划”)。公司有效实施管理层计划的能力受到许多风险和不确定因素的影响，例如可能无法出售我们的上游资产、市场对我们的股权和债务证券的需求、大宗商品价格以及其他影响天然气市场的因素。截至本文件提交之日，管理层的计划尚未敲定，不在公司的控制范围内，因此不能被认为是可能的。因此，人们仍然非常怀疑该公司作为一家持续经营的企业是否有能力继续下去。

综合财务报表不包括在公司无法继续经营时可能需要对资产、负债和报告费用的账面金额和分类进行的任何调整。

49

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TELLURIAN公司及附属公司

合并财务报表附注

细分市场

部门信息的编制依据与我们的首席运营决策者用来管理部门、评估财务结果和做出关键运营决策的基础相同。我们将上游、中游和营销与贸易部分确定为公司的运营部门。这些经营部门代表公司的可报告部门。我们其余的业务被表示为“公司”，由公司成本和部门间抵销组成。

预算的使用

按照公认会计准则编制财务报表要求管理层作出某些估计和假设，这些估计和假设会影响综合财务报表和附注中报告的金额。管理层定期评估其估计数和相关假设。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

公允价值是指在计量日在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产所收到的价格或转移一项负债所支付的价格。该公司使用投入的公允价值层次的三个层次来衡量资产或负债的公允价值。一级投入是指相同资产或负债在活跃市场上的报价。第2级投入是指第1级中的报价以外的、直接或间接可见的资产或负债的投入。第三级投入是在市场上看不到的投入。

收入确认

就天然气销售而言，我们认为每个单位(MMBtu)的交付是一项单独的履约义务，在交付到指定销售点时即已履行，因此在某个时间点确认。这些合同要么是固定价格合同，要么是与指数价格有固定差额的合同，两者都被视为分配给每项履约义务的固定对价，代表相对独立的销售价格基础。

由于每个液化天然气分子是不同的且基本相同，因此每个液化天然气货物整体上被视为单一的履约义务，因此符合一系列不同货物的转让标准。因此，液化天然气销售在液化天然气完成向客户排放的时间点确认。这些合同与指数价格有固定的差额，指数价格被认为是分配给每项履约义务的固定对价，代表着相对独立的销售价格基础。这些液化天然气销售按毛数记录，并在综合经营报表的“液化天然气销售”中报告。

与同一交易对手订立的液化天然气库存的购买及销售(包括买卖安排)按净额合并及记录，并于综合经营报表的“液化天然气销售”中列报。对于这种液化天然气销售，我们要求在以下时间内付款10离交货还有几天。我们从交易价格的测量中排除了所有的税。

应收账款

该公司的应收账款主要包括天然气销售的贸易应收账款和业主对该公司经营的物业应支付的联合利息账单。这些应收账款的付款期限大多为30天或更短。该公司通常有能力扣留未来的收入支出，以追回共同利益所有者未支付的应收账款共同利息账单。我们根据过往事件的相关资料，包括历史经验及其他可能影响应收账款账面价值的相关情况，评估应收账款的预期信贷损失。假设本公司的业务或交易对手的信誉不发生重大变化，本公司的历史信贷损失已降至最低水平，并预计未来仍将如此。

现金、现金等价物和限制性现金

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。根据某些合同协议的条款被限制提取或使用的现金和现金等价物在我们的综合资产负债表上被记录为受限现金。现金、现金等价物和限制性现金的账面价值接近其公允价值。

现金集中度

我们在金融机构维持现金余额和限制现金，有时可能会超过联邦保险的水平。到目前为止，我们还没有发生与这些余额相关的损失。

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衍生工具

我们可以使用衍生品工具来对冲大宗商品价格风险对现金流可变性的敞口。衍生工具按公允价值入账，并按资产或负债计入综合资产负债表，视乎衍生工具的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的准则。

吾等并未选择亦不会对我们的衍生工具应用对冲会计；因此，本公司衍生工具的所有公允价值变动均在综合经营报表的其他收益净额内确认。衍生工具的结算在综合现金流量表中报告为营运现金流量的组成部分。

物业、厂房及设备

天然气开发生产活动采用成功努力法核算。取得一项财产所产生的成本(不论已证实或未经证实)在发生时予以资本化。已探明储量的开发成本是资本化的，我们的天然气储量是用生产单位法耗尽的。

固定资产按成本入账。我们使用直线折旧法在资产的预计使用年限内折旧我们的财产、厂房和设备，不包括土地。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将被扣除，由此产生的收益或损失将记录在我们的综合经营报表中。

每当有指标显示物业、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。当事件或情况显示剩余的账面价值可能无法收回时，我们已探明的天然气资产的账面价值将被重新评估以计提减值。如果有迹象显示我们已探明的天然气资产的账面价值可能无法收回，我们将我们的天然气资产的估计概率加权未贴现未来现金流与该等资产的账面价值进行比较。账面金额超过估计未贴现现金流量的已探明物业按公允价值减记。

租契

公司在一开始就确定一项安排是否为租约。租赁在我们的综合资产负债表上确认为融资或经营租赁，方法是记录租赁负债，代表未来支付租赁款项的义务，以及记录使用权资产，代表在租赁期内使用标的资产的权利。我们将所有类别租赁资产的租赁和非租赁安排的组成部分结合在一起，并在资产负债表上省略了12个月或以下期限的短期租赁。在缺乏可随时确定的隐含利率的情况下，我们使用递增借款利率对预期的未来租赁付款进行贴现。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。

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按直线法摊销的使用权资产与租赁期限内租赁负债的利息之和。

液化天然气开发活动的会计核算

在开发漂流木码头的初步阶段，与这类活动有关的几乎所有费用都已支出。这些成本主要包括与饲料研究相关的专业费用，以及遵守FERC的授权建造我们的航站楼，以及漂流木项目所需的其他许可。

与开发漂流木码头的项目相关的成本一般应被视为开发费用，直到项目达到通知开始状态(“NTP州”)并且满足以下标准(“NTP标准”)：(I)已获得必要的监管许可；(Ii)已获得项目融资；(Iii)管理层已承诺开始施工。

此外，在达到NTP状态之前发生的某些成本将被资本化，尽管NTP标准尚未满足。在实现NTP状态之前需要资本化的成本包括土地购买成本、土地改良成本、与准备设施投入使用相关的成本、直接工资和工资福利相关成本以及任何固定结构建设成本(围栏、储存区、排水等)。此外，与详细工程和/或设施设计直接相关的活动应资本化。利息被资本化，与建造主要设施有关。所有资本化的金额都定期评估减值，如果有指标，可能会减值。

在到达NTP州之前，根据我们与Bechtel的LSTK EPC协议完成必要的施工活动所产生的成本在满足以下标准时作为在建工程资本化：(I)成本

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（ii）已取得必要的监管许可证;（iii）工程范围内的资金可用;及（iv）根据LSTK EPC协议，施工活动是可信贷的。

在达到NTP状态之前，当满足以下标准时，完成开发漂流木管道所需的建设活动所产生的成本将资本化为在建工程：（i）所产生的成本可直接识别，（ii）获得必要的监管许可证，以及（iii）工程范围的资金可用。

债务

发行债券所产生的贴现、溢价、费用和支出在债务期限内摊销。该等金额于随附的综合资产负债表中扣除我们的债务结余后呈列。我们评估债务主合约内的嵌入式特征，以厘定是否存在应分开并按公平值单独列账的嵌入式衍生工具。

与主合约并无明确及紧密关系的嵌入式衍生工具分为两部分，并按公平值入账，其后公平值变动则于综合经营报表入账。

基于股份的薪酬

我们以股票、限制性股票、限制性股票单位和股票期权的形式向员工、董事和外部顾问提供基于股份的薪酬。以股份为基础的补偿交易按授出日期的估计公平值计量。对于仅包含服务条件或被视为可能发生的绩效条件的报酬，公允价值在所需服务期内以直线法确认为费用。当我们认为绩效条件很有可能实现时，我们就附带绩效条件的奖励确认补偿成本。就表现或市况被视为不可能出现的奖励而言，补偿成本不会确认，直至表现或市况变得可能出现为止。我们于各报告期间重新评估附有表现条件的奖励的归属可能性，并根据我们的可能性评估调整薪酬成本。我们承认没收，因为他们发生。

所得税

我们根据资产负债法对所得税进行会计处理，该方法要求就已计入财务报表的事件的预期未来税务后果确认递延税项资产和负债。在此方法下，我们根据财务报表与资产和负债的计税基础之间的差异，使用预期实现或结算差异的年度的现行税率确定递延所得税资产和负债。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期的期间内的收入中确认。

我们确认递延税项资产的程度是我们相信这些资产很可能会被变现。在作出该等决定时，我们会考虑现时及过往财务业绩、对未来应课税收入的预期，以及可于必要时实施以变现递延税项资产的税务规划策略的可用性。如果我们确定我们能够在未来实现递延所得税资产超过其净记录金额，我们将对递延所得税资产评估准备进行调整，这将减少所得税准备。

离职后福利

本公司根据持续福利安排，就合资格终止雇用雇员向彼等提供现金及其他终止雇用福利。提供离职后福利的成本在义务可能发生并能合理估计时确认。

每股净亏损

每股基本净亏损不包括摊薄，其计算方法为净亏损除以期内已发行普通股的加权平均数。每股摊薄亏损净额反映潜在摊薄，乃按亏损净额除以期内已发行普通股加权平均数，再加上假设潜在普通股已发行并具摊薄作用而应已发行的额外普通股数目计算。

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注3 -预付费用和其他流动资产

    预付费用和其他流动资产包括以下内容(以千计)：

			十二月三十一日，
			2023						2022
预付费用			$	1,788					$	2,174
受限现金			4,688						9,375
衍生资产，净流动(附注9)			—						10,463
上游管道			4,278						978
存款和其他流动资产			5,197						365
预付费用和其他流动资产总额			$	15,951					$	23,355

受限现金

截至2023年12月31日和2022年12月31日的受限现金是指根据收购海恩斯维尔页岩某些天然气资产的买卖协议条款以托管方式持有的现金。见注4，物业、厂房及设备，以获取更多信息。

附注4--财产、厂房和设备

不动产、厂房和设备由以下部分组成(以千计)：

			十二月三十一日，
			2023						2022
上游天然气资产：
已证明的性质			$	492,506					$	412,977
正在开发的油井			68,797						55,374
累计DD&A			(187,171)						(92,423)
上游天然气总资产，净额			374,132						375,928
浮木项目资产：
航站楼建设正在进行中			533,316						292,734
正在进行的管道建设			35,939						—
土地和土地改良			53,664						52,460
融资租赁资产，扣除累计DD&A后的净额			55,534						56,708
建筑物和其他资产，扣除累计DD&A后的净额			310						340
漂流木项目总资产，净额			678,763						402,242
固定资产和其他：
融资租赁资产，扣除累计DD&A后的净额			70,691						—
租赁改进和其他资产，扣除累计DD&A后的净额			12,713						10,906
总固定资产和其他净额			83,404						10,906
财产、厂房和设备合计，净额			$	1,136,299					$	789,076

截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的折旧、损耗和摊销费用约为#美元。98.4百万，$44.4百万美元和美元11.5分别为100万美元。

航站楼建设正在进行中

在截至2023年12月31日的年度内，我们的资本约为240.6直接可确定为在建项目成本的1.8亿美元，包括约#美元22.42000万美元的资本化利息。

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正在进行的管道建设

2023年4月21日，该公司获得了FERC的批准，可以建设漂流木管道。2023年第二季度，管道材料和通行权约为1美元14.6 100万元转入在建工程。截至2023年12月31日止年度，我们亦将约$21.4 可直接确认的项目成本，包括管道在建工程约100万美元，0.62000万美元的资本化利息。

已验证的属性

于截至二零二三年十二月三十一日止年度，我们投入生产 五经营Haynesville油井， 九已投入生产的非运营Haynesville油井。

附注5 -其他非流动资产

其他非流动资产包括以下各项（以千计）：

			十二月三十一日，
			2023						2022
受限现金			24,900						24,888
应收票据			24,189						6,595
使用权--资产经营租赁			12,814						13,303
对未合并实体的投资			6,089						6,089
管道材料和通行权			—						9,136
准许费			—						916
土地租赁和购买选择			$	—					$	300
其他			2,207						2,089
其他非流动资产合计			$	70,199					$	63,316

受限现金

截至2023年12月31日和2022年12月31日的限制性现金，代表与融资租赁相关的信用证的现金抵押。

应收票据

2023年2月，本公司向一家从事能源行业基础设施项目开发的非关联实体发行了2031年6月14日到期的经修订和重述的本票(“应收票据”)。截至2023年12月31日，应收票据的未偿还本金余额约为$24.2百万美元。本票的利息利率为6.00%，每年将其资本化为未偿还本金余额。

对未合并实体的投资

2022年2月24日，公司购买了1.5一家提供可再生能源服务的非关联实体的1.8亿股普通股。这项投资的总成本约为$。6.11000万美元。这项投资不会使本公司在非关联实体的经营或财务决策中拥有控股权或对其产生重大影响。该公司的投资是按成本入账的。

管道材料和通行权

管道材料和通行权于2023年第二季度移交给在建项目。见注4，房地产、厂房和设备。

附注6--关联方交易

关联方承包人服务费及开支

本公司签订了一项一年制独立承包商协议，2022年1月1日生效，与时任公司董事会副主席的马丁·休斯顿先生签署。根据本协议的条款和条件，公司每月向休斯顿先生支付#美元的费用。50.010000美元，外加批准的费用。2022年12月，公司修改了独立承包人协议，使其于(一)终止休斯顿先生和(二)2023年12月31日两者中较早者失效，并将月费增加到#美元。55.010000美元，外加批准的费用。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，公司向休斯顿先生支付了$660.01万5千美元625.0承包商服务费和开支分别为10000美元和1000美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日，有不是欠休斯顿先生的余额。

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附注7--应计负债和其他负债

应计负债和其他负债包括以下各项(以千计)：

			十二月三十一日，
			2023						2022
上游应计负债			47,652						$	71,977
工资单和薪酬			15,423						37,329
应计税			1,476						730
浮木项目开发活动			24,455						4,423
租赁负债			4,710						2,875
应计利息			8,293						5,793
嵌入衍生工具(注9)			13,332						—
其他			8,309						6,053
应计负债和其他负债总额			$	123,650					$	129,180

附注8--借款

该公司的借款包括以下(以千计)：

									2023年12月31日
									本金偿还义务						未摊销折扣(DFC)						账面价值
2025年到期的高级担保可转换票据									$	83,334					$	(10,415)					$	72,919
2025年到期的高级担保票据									250,000						(16,954)						233,046
2028年到期的高级无担保票据									57,678						(2,241)						55,437
借款总额									$	391,012					$	(29,610)					$	361,402

									2022年12月31日
									本金偿还义务						未摊销DFC						账面价值
可转换票据，流动票据									$	166,666					$	(3,110)					$	163,556
非流动可转换票据									333,334						(6,219)						327,115
2028年到期的高级无担保票据									57,678						(2,585)						55,093
借款总额									$	557,678					$	(11,914)					$	545,764

借款DFC的摊销是利息支出的一个组成部分，在公司的综合经营报表中为净额。我们摊销了大约$7.1百万，$2.4百万美元，以及$3.1在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内分别为100万美元。

2025年到期的高级担保可转换票据(已作废)

2022年6月3日，我们发行并出售了美元500.0本金总额为1,000万美元6.002025年5月1日到期的高级担保可转换票据百分比(“已终止可转换票据”)。已终止的可转换票据的净收益约为#美元。488.7扣除费用和费用后为100万美元。已终止的可转换票据的季度利息于每年的2月1日、5月1日、8月1日和11月1日以及到期日到期。DFC约为$11.51000万人被资本化。

部分赎回

于2023年3月27日，已终止的可换股票据持有人向本公司递交赎回美元的通知166.7按面值计算的已赎回可换股票据的初始本金金额，另加应计利息(“赎回金额”)。2023年3月28日，公司不可撤销地存入赎回金额约$169.1300万美元，以满足赎回和退休的需要166.71,000,000,000本金额已终止的可转换票据，另加应计利息。由于在已终止的可转换票据的合同到期日之前支付赎回金额，公司注销了约#美元2.8按比例分配的未摊销DFC，在其综合经营报表中确认为债务清偿损失净额。

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灭火

2023年8月15日，我们以私募方式发行并出售了$250.0本金总额为1,000万美元102025年10月1日到期的高级担保票据百分比(“高级票据”)和约$83.3本金总额为1,000万美元62025年10月1日到期的%有担保可转换票据(“可转换票据”)(统称为“替换票据”)。向已清偿可换股票据持有人发行置换票据后，本公司已清偿及解除已清偿可换股票据项下尚未偿还的本金债务。因此，该公司在清偿债务方面记录了大约#美元的损失。29.5百万 在其综合业务报表中。

对替换纸币假牙的修订

2024年1月2日，我们修订了管理替代纸币的契约。见附注19，后续事件，以获取更多信息。

2025年到期的高级担保票据

优先债券的季度利息以现金形式支付，从2023年10月开始，分别于每年的1月、4月、7月和10月的第一天到期。DFC约为$20.1100,000,000美元被资本化，并正在使用实际利率法在高级债券的期限内摊销。高级债券的持有人可在(I)发生重大变化或(Ii)发生违约事件时，迫使本公司赎回适用的优先债券以换取现金。于2024年10月1日或之后，如公司的流动资金低于(A) $，优先债券持有人可赎回最多全部优先债券本金，现金购买价相等于正在赎回的优先债券本金，另加应计及未付利息200.02000万美元，如果此时未偿还可转换票据，或(B) $250.0300万美元，如果此时有任何可转换票据未偿还的话。本公司可向每位优先票据持有人发出书面通知，要求赎回所有该等持有人的优先票据，以现金买入价相等于100赎回本金的%，另加应计及未付利息(“可选择赎回”)。

我们在优先票据项下的借款责任，以本公司在Tellurian Production Holdings LLC(“Tellurian Production Holdings”)的股权的优先留置权为抵押。Tellurian Production Holdings LLC是Tellurian Inc.的全资附属公司。Tellurian Production Holdings拥有附注4所述的本公司所有上游天然气资产。物业、厂房及设备。高级票据载有财务和非财务契约，包括最低现金结余#美元。50.01000万美元。截至2023年12月31日，我们仍遵守高级注释下的所有公约。

截至2023年12月31日，高级票据的估计公允价值约为$215.31000万美元。第3级公允价值是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估计的，包括我们的股价及市场上不可观测到的投入。

2025年到期的高级担保可转换票据

可转换票据的季度利息以现金形式在每年1月、4月、7月和10月的第一天到期，从2023年10月开始。DFC约为$12.3100,000,000美元已资本化，并正在使用实际利率法在高级可转换票据的期限内摊销。可转换票据的持有人有权按每1,000美元票据本金512.8205股的初始转换率(相当于约1,000美元的转换价格)将票据转换为我们普通股的股份1.95换股价格)(“换股价格”)，在某些情况下可随时作出调整，直至紧接到期日之前的第二个交易日(“换股特征”)。如果我们普通股的交易价格高于可转换票据的交易价格，公司将迫使可转换票据的持有人转换所有票据300转换价格的百分比20满足连续交易日及若干其他股权条件。可转换票据的持有者可在(I)发生重大变化或(Ii)发生违约事件时，迫使公司赎回适用的票据以换取现金。在2024年10月1日或之后，如果公司的流动资金低于(A) $，可转换票据的持有人可以赎回票据的全部本金，现金购买价相当于被赎回的票据的本金，加上应计和未支付的利息75.03,000,000美元，如当时尚未发行高级债券，或(B) $250.0300万美元，如果此时有任何高级票据未偿还的话。在计算每股摊薄亏损时，须予转换的股份不包括在内，因为将其计入计算将会在所述期间内产生反摊薄作用。

我们在可转换票据项下的借款义务以本公司在Tellurian Production Holdings的股权的优先留置权以及Tellurian Production Holdings LLC及其附属公司的重大不动产石油和天然气资产的抵押(统称为“抵押品”)为抵押。Tellurian Production Holdings拥有附注4所述的本公司所有上游天然气资产，物业、厂房及设备。如果优先票据不再未偿还，抵押品将作为可转换票据项下的担保债务删除。可转换票据包含金融和非金融契约，包括最低现金余额#美元。50.01000万美元。截至2023年12月31日，我们仍遵守可转换票据下的所有契诺。

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合并财务报表附注

截至2023年12月31日，可转换票据的估计公允价值约为$70.11000万美元。第3级公允价值是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估计的，包括我们的股价及市场上不可观测到的投入。

替换票据嵌入衍生品

作为发行置换债券的一部分，公司同意发行总额为25.71,000,000股其普通股(“股息票”)予替换票据持有人。股票息票在每年1月、4月、7月和10月的第一天按季度支付，从2023年10月或之前开始。公司普通股在每个季度的日均成交量加权平均价低于$1.35，公司将支付的现金金额等于该差额乘以该季度可发行的股票数量(“现金缺口支付”)。于任何注销、赎回或转换替换票据时，本公司将发行任何及所有未付股息加上现金差额付款(视何者适用而定)。

本公司评估重置票据主要合约内的潜在嵌入特征，并确定可换股特征、股份息票、现金缺口付款及整项嵌入特征需要与重置票据分开作为单一会计单位，并按公允价值分开入账。见注9，金融工具，有关重置票据嵌入衍生工具的公允价值计量的更多信息。

2028年到期的高级无担保票据

2021年11月10日，我们在注册公开募股中出售了50.0本金总额为1,000万美元8.25%2028年11月30日到期的高级无抵押票据(“高级无抵押票据”)。高级无抵押票据的净收益约为#美元47.5扣除费用后为100万美元。承销商被授予了购买至多$的选择权7.5年内发行的高级无抵押票据30几天。2021年12月7日，承销商行使选择权，额外购买了$6.52000万高级无担保票据，净收益约为#美元6.2扣除费用后为100万美元。这个优先无抵押债券的每季度利息支付日期分别为每年的1月31日、4月30日、7月31日和10月31日以及到期日。截至2023年12月31日，本公司遵守了管理高级无担保票据的契约下的所有契约。高级无担保票据在纽约证券交易所美国证券交易所挂牌交易，代码为“TELZ”，在公允价值层次中被归类为1级。截至2023年12月31日，收盘价为美元12.25每张高级无抵押票据。

场内债券发行计划

2021年12月17日，我们进入了一项市场债券发行计划，根据该计划，公司可不时在纽约证券交易所美国证券交易所发行和出售本金总额高达$200.01.2亿额外的高级无担保票据。在截至2022年12月31日的财年中，我们的销售额约为美元1.2额外高级无抵押票据的本金总额为百万美元，总收益约为$1.1根据我们的市场债券发行计划，扣除手续费和佣金后为100万美元。2022年12月30日，公司终止了在市场上发行债券的计划。

2020高级无担保票据

2020年4月29日，我们发行了零息$56.01,000,000优先无担保票据(“2020无担保票据”)转让给无关第三方。2020年无担保票据分期偿还，合同规定的最后一笔付款于2021年3月31日支付。

2019年定期贷款

于2019年5月23日，本公司全资附属公司漂流木控股有限公司(“漂流木控股”)订立优先担保定期贷款协议(“2019年定期贷款”)，借入本金总额为$60.01000万美元。2019年7月16日，本金再增加1美元15.01000万美元。在2019年定期贷款到期或提前偿还时，漂流木控股有义务向贷款人支付相当于20借款本金的百分比减去融资成本和支付的现金利息(“最后付款费用”)。我们向贷款人发出了一份认股权证，购买了大约1.52000万股我们的普通股，价格为$10.00每股(“原始认股权证”)。2020年3月3日，原有的权证被一种新的权证(“置换权证”)所取代，该权证赋予贷款人购买的权利9.02000万股我们的普通股，价格为$1.00每股。

2021年3月12日(《清算日》)，我们敲定了2019年定期贷款剩余未偿还本金余额的自愿偿还。2019年定期贷款的取消导致了大约#美元2.1在截至2021年12月31日的年度合并运营报表上，在债务清偿收益内确认的净收益为100万美元。由于在合同到期日之前偿还未清余额，约为#美元4.42000万美元的未摊销债务发行成本和贴现被注销，并计入截至2021年12月31日的2019年定期贷款到期收益的计算。

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合并财务报表附注

2019年定期贷款的持有人持有约3.5公允价值约为1,000万美元的未归属权证6.3截至扑灭日期，为1.8亿美元。由于2019年定期贷款终止，所有未授权证均被合同终止，其各自的公允价值计入2019年定期贷款终止收益的计算。

2018年定期贷款

2018年9月28日，Tellurian Inc.的全资子公司Tellurian Production Holdings LLC签订了一份三年制高级担保定期贷款信贷协议(“2018年定期贷款”)，本金总额为#美元60.01000万美元。

2021年4月23日，我们自愿偿还了2018年定期贷款的剩余未偿还本金余额。作为自愿偿还的结果，我们确认了大约#美元0.7在截至2021年12月31日的年度合并经营报表上，净亏损在债务清偿收益内确认。

附注9--金融工具

天然气金融工具

我们商品风险管理活动的主要目的是对冲因商品价格波动而导致的商品价格风险对现金流变化的影响。该公司可能使用天然气金融期货和期权合约来经济地对冲与我们预期天然气产量的一部分相关的大宗商品价格风险。截至2023年12月31日，未平仓天然气金融工具头寸。

液化天然气金融期货

在截至2021年12月31日的年度内，我们订立液化天然气金融期货合约，以减少我们对大宗商品价格波动的敞口，并实现相对于以下各项更可预测的现金流二我们承诺在2022年1月和4月在正常业务过程中向无关的第三方LNG商家购买和销售的LNG货物。截至2023年12月31日，没有未平仓的LNG金融工具头寸。

或有对价

2022年8月18日，公司完成了对海恩斯维尔页岩盆地若干天然气资产的收购(“资产收购”)。资产收购包括支付给卖方的现金代价#美元。7.5如果NYMEX Henry Hub从2022年8月至2023年3月的合同交割月份的平均天然气价格超过每MMBtu的特定门槛(“门槛”)，则支付1,000,000欧元(“或有对价”)。未达到门槛，因此，公司没有义务支付或有对价。

嵌入导数

我们评估宿主合同中的嵌入特征，以确定它们是否是嵌入的衍生品，应该以公允价值分开并单独携带。与主合同没有明确和密切关系的嵌入衍生品被分成两部分，并按公允价值记录，随后公允价值的变化记录在公司综合经营报表的其他收入(费用)净额中。如附注8所述，借款，我们确定替换票据包含需要从宿主合同中分叉的嵌入特征。

下表列出了需要在公司综合资产负债表上按公允价值经常性计量的公司金融工具的分类(单位：千)：

						截至2023年12月31日的年度						截至2022年12月31日的年度
流动资产：
天然气金融工具						$	—					$	10,463
液化天然气金融期货						—						—
流动负债：
或有对价						—						118
嵌入导数						13,332						—
长期负债
嵌入导数						18,892						—

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合并财务报表附注

下表汇总了包括在其他费用净额内的公司财务工具对综合经营报表的影响(以千计)：

						截至2023年12月31日的年度						截至2022年12月31日的年度
天然气金融工具：
已实现损益						$	23,310					$	(27,179)
未实现(亏损)收益						(10,463)						10,463
LNG金融期货合约：
已实现收益						—						3,532
未实现亏损						—						5,161
或有对价：
已实现收益						118						—
未实现收益						—						3,770
嵌入导数
已实现收益						1,554						—
未实现收益						17,041						—

下表汇总了该公司嵌入式衍生产品的变化(单位：千)：

			截至2023年12月31日的年度
2023年1月1日的余额			$	—
已发布			56,005
已解决			(5,186)
包括在收益中的损益总额(已实现和未实现)			(18,594)
2023年12月31日余额			$	32,225

该公司的天然气金融工具以截至资产负债表日活跃的交易所市场的报价进行估值，并被归类为第一级公允价值计量。本公司嵌入衍生品截至2023年12月31日的公允价值是使用布莱克-斯科尔斯估值模型估计的，该模型被认为是第三级公允价值计量。

附注10--承付款和或有事项

贸易融资信用额度

2021年7月19日，我们获得了一项未承诺的贸易融资信贷额度，最高可达1美元。30.01.6亿美元，旨在为购买液化天然气货物提供资金，以便在正常业务过程中最终转售。2021年12月7日，修订了未承诺贸易融资信贷额度，并将其增加到1美元。150.0 万截至2023年12月31日， 不是在这一信贷额度下提取了款项。

最低数量承诺

该公司受到与不相关公司的天然气收集承诺的约束，这些公司为上游部门Haynesville页岩未来天然气生产的一部分提供专用收集能力。天然气采集协议可能要求我们在公司无法满足每份合同条款规定的最低产量承诺的情况下支付差额款项。截至2023年12月31日，估计最低数量不足负债约为$5.01000万美元。

注11 -股东权益

市场上的股权发行计划

我们保持在市场上的股票发行计划，根据我们出售我们的普通股股份不时在纽约证券交易所美国。截至二零二二年十二月三十一日止年度，我们发行 67.7根据我们在市场上的股权发行计划，我们的普通股为2000万股，净收益约为美元。299.7百万美元。2022年12月30日，我们终止了公司当时在市场上的股权发行计划。

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合并财务报表附注

2022年12月30日，我们进入了一项新的市场股权发行计划，根据该计划，公司可以不时在纽约证券交易所美国证券交易所出售其普通股股票，总销售收入最高可达$500.0万截至二零二三年十二月三十一日止年度，我们发行 135.8根据我们的市场股权发行计划，我们的普通股为2000万股，净收益约为美元。112.1万见附注19， 后续事件，以获取更多信息。

普通股发行

2021年8月6日，我们出售了35.02000万股我们的普通股，以包销的价格公开发行，价格为$3.00每股。扣除费用和支出后，此次发行的净收益约为#美元100.81000万美元。承销商被授予一项选择权，可以购买至多5.32000万股普通股30几天。2021年8月31日，承销商行使了这一期权，扣除费用后，净收益约为#美元。15.11000万美元。

普通股认购权证

2020年无担保票据

在发行2020年无抵押票据的同时，我们发行了认股权证，向贷款人提供了购买最多20.02000万股我们的普通股，价格为$1.542每股(“2020年认股权证”)。立即授予的2020年认股权证将于2025年10月到期。2020年权证的估值采用布莱克-斯科尔斯期权定价模型，其相对公允价值约为1美元。16.1于发行日为2,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000；2020年认股权证已被归类为股权，并在我们综合资产负债表的额外实收资本中确认。2020年认股权证已被排除在每股摊薄亏损的计算之外，因为将其计入计算将在所述期间内具有反摊薄作用。

2019年定期贷款    

于2021年第一季，2019年定期贷款的贷款人行使认股权证购买约6.02000万股我们的普通股，总收益约为$8.21000万美元。如注释10中所讨论的，借款，2019年定期贷款已全额偿还，贷款人不再持有任何认股权证。

优先股

于2018年3月，我们与BDC Oil and Gas Holdings，LLC(“Bechtel Holdings”)订立优先股购买协议，BDC Oil and Gas Holdings，LLC(“Bechtel Holdings”)是特拉华州的一家有限责任公司，亦是Bechtel Energy Inc.的联属公司，据此，我们向BDC Oil and Gas Holdings，LLC(“Bechtel Holdings”)出售了约6.12000万股我们的C系列可转换优先股(“优先股”)。

优先股的持有者没有分红权利，但与我们普通股的持有者相比，他们拥有清算优先权。优先股的持有者可以将其全部或任何部分股份转换为我们的普通股一-以一为一的基础。在截至2017年11月10日的《LSTK液化天然气第一期液化设施LSTK EPC协议》中定义并根据《LSTK液化天然气第一期液化设施协议》规定的任何时间，或在2028年3月21日之后的任何时间，我们有权在2028年3月21日之后的任何时间将所有优先股转换为我们的普通股。一-以一为一的基础。优先股已被排除在每股摊薄亏损的计算之外，因为将其计入计算将在所述期间具有反摊薄作用。

附注12-2020离职和重组

员工保留计划

在2020年第一季度，由于石油和天然气价格的大幅下降以及新冠肺炎疫情的负面经济影响，我们实施了成本削减和重组计划。我们还清了欠前雇员的所有款项。2020年7月，公司董事会批准了一项员工留任激励计划(“员工留任计划”)，总金额为12.01000万美元。员工保留计划旨在授予四等额分期付款十天该公司普通股的平均收盘价超过$2.25, $3.25, $4.25及$5.25(“股票业绩目标”)。在截至2021年12月31日的年度内，三的四分期付款，我们确认了大约$7.9在我们的合并运营报表中，一般费用、行政费用和开发费用中的留存费用为100万美元，其中3.62022年支付了1.8亿美元。该计划于2022年3月31日到期，第四期没有归属，因为最终的股票业绩目标没有实现。

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合并财务报表附注

附注13--基于股份的薪酬

我们已根据经修订的Tellurian Inc.2016年度综合激励薪酬计划(“2016计划”)及经修订及重订的Tellurian Investments Inc.2016年度综合激励计划(“Legacy计划”)，向雇员、董事及外部顾问授予限制性股票及限制性股票单位(统称“限制性股票”)，以及非限制性股票及股票期权。401000万股普通股，根据遗产计划不能再给予奖励。

在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，Tellurian确认了约美元1.5百万，$3.6百万美元和美元6.0分别为与所有基于股票的奖励相关的基于股票的薪酬支出。截至2023年12月31日，根据授予日期公允价值，所有基于股票的奖励的未确认补偿费用总计约为$172.2百万美元。

限制性股票交易所。

截至2023年12月31日，我们大约有26.2100万股主要基于业绩的已发行限制性股票，其中约14.91,000万股将完全根据奖励协议中定义的公司董事会的肯定FID授予，大约10.8100万股将在FID以及FID的第一和第二周年纪念日以三分之一的增量授予。主要以业绩为基础的限制性股票的剩余股份，总额约为0.5300万股，将根据其他标准授予。截至2023年12月31日。不是这笔费用已在基于业绩的限制性股票中确认。

大约26.21,000,000股主要基于业绩和基于时间的限制性股票已被排除在每股稀释亏损的计算之外，因为在所述期间将它们计入计算将是反稀释的。

截至2023年12月31日的年度限制性股票交易摘要(股份和单位以千为单位)：

			股票						加权平均助学金 日期公允价值
未归属于2023年1月1日			27,426						$	6.52
授与(1)			1,993						1.19
既得			(352)						2.57
被没收			(2,868)						2.91
未归属于2023年12月31日			26,199						6.57

(1)于截至二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度内授出的限制性股份之加权平均每股授出日期公允价值为$4.46及$2.90，分别为。

截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度内归属的限制性股票的授予日公允价值总额约为$0.91000万，$1.7百万美元和美元7.4分别为100万美元。

股票期权

2016年计划的参与者被授予了购买普通股的不受限制的期权。股票期权的授予价格不低于授予之日普通股的市场价格。

截至2023年12月31日的年度股票期权交易摘要(股票期权以千计)：

			股票期权						加权平均 行权价格
截至2023年1月1日未偿还			10,970						$	5.01
授与			—						—
已锻炼			—						—
没收或过期			(138)						10.32
截至2023年12月31日未偿还债务			10,832						4.95
可于2023年12月31日行使			10,832						$	4.95

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合并财务报表附注

在截至2020年12月31日的年度内，授予公司执行管理团队前成员的股票期权授予并可在两个触发因素实现时行使，如下所示(股票期权以千计)：

服务触发器(1)

股价触发点(2)

金额

2021年12月15日(3)

$3.50

3,333

2022年12月15日(4)

$4.50

3,333

2023年12月15日(5)

$5.50

3,334

10,000

(1) 通过在指定日期之前继续受雇于本公司或为本公司提供其他服务而得到满足。

(2)满意于公司普通股价格以每股价格收盘价或等于指定收盘价十连续几个交易日。

(3)于截至2021年12月31日止年度内归属。

(4)于截至2022年12月31日止年度内归属。

(5)于截至2023年12月31日止年度内归属。

在截至2020年12月31日的一年中授予的股票期权原定于授予日五周年时到期，但现在将于2024年3月到期。

2020年授予的每个股票期权的公允价值是使用蒙特卡洛模拟估计的，由于服务触发，正在按比例确认为归属期限内的补偿费用。用于评估在截至2020年12月31日的年度内授予的股票期权的估值假设如下：

预期波动率			113.6		%
预期股息收益率			—		%
无风险利率			0.4		%

由于我们的历史有限，预期波动率是基于我们的历史年化波动率和利用报价或交易的期权的隐含波动率的混合。预期股息收益率以授予日的历史收益率为基础。无风险利率是基于授予时生效的美国国债收益率曲线计算的。

有几个不是在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的任何年度内行使的股票期权。此外，大约10.81,000,000,000股已发行的股票期权已被排除在每股摊薄亏损的计算之外，因为将它们计入计算将在所述期间内具有反摊薄作用。

注14--激励性薪酬计划

2021年11月18日，公司董事会通过了《泰勒尔激励性薪酬计划》(简称《激励性薪酬计划》)。国际比较计划允许公司向公司全职员工发放短期和长期绩效和服务激励性薪酬。比较方案奖可按每个日历年计算，并根据董事会作为比较方案管理人的薪酬委员会制定的指导方针确定。

短期激励奖

短期激励(“STI”)奖励每年由公司董事会酌情以现金支付。STI奖励的补偿费用在很可能达到绩效条件的绩效期间确认。在截至2023年12月31日的年度内，我们确认不是与STI奖励有关的薪酬支出，相比之下，约为#美元15.7在截至2022年12月31日的一年中，该公司的利润为3.8亿美元。

长期激励奖励

根据国际比较方案，公司董事会于2022年1月以“跟踪单位”的形式授予长期激励(“LTI”)奖(“2021年LTI奖”)。每个这样的跟踪单元具有等于一Tellurian普通股，并使受让人在归属时有权获得相当于归属日期前一个交易日我们普通股收盘价的现金付款。这些跟踪单元将被赋予三在授予之日以及授予日的第一和第二周年纪念日的等额部分。截至2023年12月31日，期内未归属的2021年LTI奖如下：

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合并财务报表附注

			跟踪单位数(千)						每个跟踪单位的价格
2023年1月1日的余额			12,719						$	1.68
授与			—						$	—
既得			(6,359)						2.13
被没收			(368)						1.50
截至2023年12月31日的未归属余额			5,992						$	0.76

本公司董事会薪酬委员会于2023年2月以“追踪单位”的形式授予“2022年LTI奖”(“2022年LTI奖”)。每个这样的跟踪单元具有等于一Tellurian普通股，并使受让人在归属时有权获得相当于归属日期前一个交易日我们普通股收盘价的现金付款。这些跟踪单元将被赋予三在授予之日以及授予日的第一和第二周年纪念日的等额部分。截至2023年12月31日的2022年非归属LTI奖和在此期间颁发的奖项如下：

			跟踪单位数(千)						每个跟踪单位的价格
2023年1月1日的余额			—						—
授与			14,802						$	2.10
既得			(4,934)						1.63
被没收			(606)						1.46
2023年12月31日的未归属余额			9,262						$	0.76

我们确认在每个单独归属部分的必要服务期内具有分级归属时间表的奖励的补偿费用，就好像每个奖励实质上是多个奖励一样。于授出日期归属的2021年及2022年LTI奖第一期的补偿开支，主要于可能达到业绩条件的业绩期间确认。2021年LTI奖和2022年LTI奖第二和第三批的补偿费用在必要的服务归属期间以直线方式确认。随后在每个报告期内对未归属跟踪单位的补偿费用进行调整，以反映基于公司股票价格和实际没收的变化的估计支付水平。

与2021年LTI大奖和2022年LTI大奖第二、三期相关的薪酬支出(收入)如下(单位：千)：

									截至十二月三十一日止的年度：
									2023						2022
2022年LTI大奖									$	5,280					$	—
2021年LTI大奖									(788)						15,681

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合并财务报表附注

附注15--所得税

包括在我们报告的净亏损中的所得税优惠(准备金)包括以下内容(以千计)：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2023						2022						2021
当前：
联邦制			$	—					$	—					$	—
状态			—						—						—
外国			—						—						—
总电流			—						—						—
延期：
联邦制			—						—						—
状态			—						—						—
外国			—						—						—
延迟合计			—						—						—
所得税优惠总额(拨备)			$	—					$	—					$	—

所得税前经营亏损的来源如下(以千计)：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2023						2022						2021
国内			$	(166,694)					$	(36,591)					$	(111,114)
外国			517						(13,219)						(3,624)
所得税前总亏损			$	(166,177)					$	(49,810)					$	(114,738)

联邦法定所得税税率与我们的有效所得税税率的对账如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2023						2022						2021
按美国法定税率计算的所得税优惠(拨备)			$	34,897					$	10,460					$	24,095
基于股份的薪酬			(126)						(126)						1,352
高管薪酬			(3,919)						(3,688)						(203)
美国各州税率的变化			—						(1,313)						—
外国税率的变化			—						1,816						—
不允许的利息			(4,683)						—						—
美国州税			5,494						792						4,333
更改估值免税额			(29,877)						(8,871)						(29,648)
研发积分			—						748						524
外币利差			(38)						516						(74)
其他			(1,748)						(334)						(379)
所得税优惠总额(拨备)			$	—					$	—					$	—

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合并财务报表附注

我们递延税项资产和负债的重要组成部分如下(以千计)：

			十二月三十一日，
			2023						2022
递延税项资产：
资本化成本			$	92,758					$	85,875
薪酬和福利			2,299						8,860
租赁责任			34,391						16,086
不允许的利息费用结转			3,974						3,510
净营业亏损结转和贷方：
联邦制			124,320						99,922
状态			21,036						16,142
外国			10,760						11,023
其他，净额			14,689						7,080
递延税项资产			304,227						248,498
减去估值免税额			(241,034)						(211,157)
递延税项资产，扣除估值准备后的净额			63,193						37,341
递延税项负债
财产和设备			(63,193)						(37,341)
递延税项净资产			$	—					$	—

截至2023年12月31日，我们的联邦、州和国际净运营亏损(NOL)结转约为$572.01000万，$361.11000万美元和300万美元44.7分别为100万美元。大约$670.6这些NOL中有1.8亿个有一个无限期的结转期。所有其他NOL将在2036年至2040年之间到期。

由于我们的历史损失和其他与我们产生应税收入能力相关的现有证据，我们已经建立了估值准备金，以完全抵消截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的联邦、州和国际递延税资产。我们未来将继续评估我们的递延税项资产的变现能力。估值津贴增加约为#美元。29.9截至2023年12月31日止年度，

此外，我们在2017年4月经历了第382条的所有权变更。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条不会在结转期内对我们的NOL的使用进行实质性限制。我们将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。如果公司经历了第382条的所有权变更，可能会进一步影响我们利用现有NOL结转的能力。

截至2023年12月31日，公司确定已不是ASC 740-10中定义的不确定的税收状况、利息或罚金。该公司做到了不是我没有未被承认的税收优惠。本公司认为，未确认利益总额在未来12个月内不可能大幅增加。

我们在美国、各州和外国司法管辖区都要纳税。根据正常的三年诉讼时效，向每个司法管辖区提交的联邦和州纳税申报单仍然可以接受审查。

根据ASC 740-30-25-17，公司确认与外国子公司投资的外部基差相关的递延税项负债，除非这种差额被认为是持续时间上的基本永久性差异。截至2023年12月31日，本公司未像本公司那样就未汇出收益记录任何递延税款不是未分配的收益和利润。如果情况在可预见的未来发生变化，且部分或全部未分配收益和利润显然不会无限期地再投资或将在可预见的未来汇出，则部分或全部外部基准差额将计入递延税项负债。

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合并财务报表附注

附注16-租约

我们的漂流木项目土地租赁被归类为融资租赁，包括一或更多选项以将租赁期延长最多40年内终止租约，并在五年，由我们自行决定。我们有理由确信这些期权将会被行使，而我们的终止权将不会被行使，因此，我们已将这些假设计入我们的使用权资产和相应的租赁负债。我们的其他土地租赁被归类为融资租赁，包括一或更多选项以将租赁期延长最多69年内终止租约或在七年了，由我们自行决定。我们有理由确定，这些期权和终止权将不会被行使，因此，我们已将这些假设排除在我们的使用权资产和相应的租赁负债之外。

我们的办公空间租赁被归类为经营性租赁，包括一或更多选项以将租赁期延长至10数年，由我们自行决定。由于我们不能合理地确定这些期权是否会被行使，因此没有任何期权被确认为我们使用权资产和租赁负债的一部分。由于我们的租约都没有提供隐含利率，我们已经确定了我们自己的贴现率。

下表显示了我们的使用权资产和租赁负债在我们的综合资产负债表上的分类和位置(单位：千)：

						十二月三十一日，
租契			合并资产负债表分类			2023						2022
使用权资产
运营中			其他非流动资产			$	12,814					$	13,303
金融			财产、厂房和设备、净值			126,225						56,708
租赁资产总额						$	139,039					$	70,011
负债
当前
运营中			应计负债和其他负债			$	3,835					$	2,734
金融			应计负债和其他负债			875						140
非当前
运营中			其他非流动负债			10,743						12,148
金融			融资租赁负债			121,450						49,963
租赁负债总额						$	136,903					$	64,985

在我们的综合业务报表中确认的租赁成本摘要如下(以千计)：

			截至十二月三十一日止的年度：
租赁费			2023						2022						2021
经营租赁成本			$	3,915					$	3,149					$	2,519
融资租赁成本
租赁资产摊销			3,461						1,174						788
租赁负债利息			9,202						3,978						2,904
融资租赁成本			$	12,663					$	5,152					$	3,692
总租赁成本			$	16,578					$	8,301					$	6,211

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合并财务报表附注

关于我们合并财务报表中确认的租赁金额的其他信息如下：

			十二月三十一日，
租赁期限和贴现率			2023						2022
加权平均剩余租赁年限(年)
经营租赁			3.5						4.5
融资租赁			36.1						48.4
加权平均贴现率
经营租赁			6.4		%				6.2		%
融资租赁			8.7		%				9.4		%

以下显示了我们的运营和融资租赁的其他量化信息(以千为单位)：

			截至十二月三十一日止的年度：
.			2023						2022						2021
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
来自经营租赁的经营现金流			$	4,333					$	3,423					$	2,953
融资租赁的营运现金流			$	7,950					$	3,674					$	1,813
融资租赁产生的现金流			$	512					$	132					$	1,926

下表呈列按未贴现基准对租赁负债到期日的分析，并将该等金额与截至2022年12月31日的租赁负债现值（以千计）进行对账：

			运营中						金融
2024			$	4,666					$	10,491
2025			4,721						10,491
2026			4,756						10,491
2027			1,954						10,491
2028			275						10,491
2028年后			—						322,334
租赁付款总额			$	16,372					$	374,789
减价：折扣			1,794						252,465
租赁负债现值			$	14,578					$	122,324

注17 -执行现金流量信息

下表提供了有关营运资金净变化的信息(以千计)：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2023						2022						2021
应收账款			$	50,941					$	(67,462)					$	(4,770)
预付费用和其他流动资产			(9,250)						5,801						(2,536)
应付帐款			(17,950)						1,953						(5,514)
应付关联方应收账款			—						—						(910)
应计负债1			(2,851)						44,548						55,884
其他，净额			—						(793)						(1,137)
营运资金净变动			$	20,890					$	(15,953)					$	41,017

1 不包括本公司衍生资产及负债的变动。

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合并财务报表附注

下表提供了现金流量信息的补充披露(单位：千)：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2023						2022						2021
不动产、厂房和设备及其他非流动资产的非现金应计项目			$	48,096					$	13,323					$	56,305
嵌入衍生工具的非现金结算			$	4,899					—						—
与支付的2019年奖金和某些奖励的归属相关的预扣税的非现金结算			—						—						3,064
2019年已支付奖金的非现金结算			—						—						5,430
资产报废债务的增加和修订			—						1,533						76

下表提供了合并资产负债表中报告的现金、现金等价物和限制性现金的对账，这些现金合计为合并现金流量表中显示的此类金额的总额(以千为单位)：

						截至十二月三十一日止的年度：
						2023						2022						2021
现金和现金等价物						$	75,789					$	474,205					$	305,496
流动受限现金						4,688						9,375						—
非流动受限现金						24,900						24,888						1,778
现金流量表中的现金总额、现金等价物和限制性现金						$	105,377					$	508,468					$	307,274

附注18--披露分部和相关信息

上游区段的组织和运营是为了生产、收集和输送天然气，以及收购和开发天然气资产。中游段的组织是为了开发、建设和运营LNG终端和管道。营销与交易部门的组织和运营主要是购买和销售主要由上游部门生产的天然气，营销漂流木码头的液化天然气产能，并进行液化天然气交易。这些经营部门代表公司的可报告部门。我们其余的业务被表示为“公司”，由公司成本和部门间抵销组成。该公司的首席运营决策者目前没有根据总资产的衡量标准来评估部门业绩或分配资源。因此，没有为分部披露提供总资产计量。

截至2023年12月31日的年度						上游						中游						市场营销与贸易						公司						已整合
来自外部客户的收入(1)						$	18,047					$	—					$	148,081					$	—					$	166,128
部门间收入(购买)(2) (3)						148,081						(7,969)						(135,781)						(4,331)						—
分部营业收入(亏损)(4)						(55,501)						(55,289)						(7,306)						(30,566)						(148,662)
利息支出，净额						1,506						(1,007)						6						(18,552)						(18,047)
债务清偿损失净额						—						—						—						(32,295)						(32,295)
其他收入(亏损)，净额						1,193						—						12,783						18,850						32,827
综合税前亏损																														$	(166,177)

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合并财务报表附注

截至2022年12月31日的年度						上游						中游						市场营销与贸易						公司						已整合
来自外部客户的收入(1)						$	15,993					$	—					$	375,933					$	—					$	391,926
部门间收入(购买)(2) (3)						254,984						(1,760)						(241,229)						(11,995)						—
分部营业收入(亏损)(4)						130,663						(80,626)						(31,192)						(36,618)						(17,773)
利息支出，净额						—						(1,751)						(454)						(11,655)						(13,860)
债务清偿收益，净额						—						—						—						—						—
其他收入(亏损)，净额						3,770						—						(22,912)						964						(18,177)
综合税前亏损																														$	(49,810)

截至2021年12月31日的年度						上游						中游						市场营销与贸易						公司						已整合
来自外部客户的收入(1)						$	2,317					$	—					$	68,958					$	—					$	71,275
部门间收入(购买)(2) (3)						49,182						—						(44,755)						(4,427)						—
分部营业亏损(4)						(5,651)						(42,040)						(22,889)						(42,153)						(112,733)
利息支出，净额						(1,642)						(4,722)						—						(3,014)						(9,378)
债务清偿收益，净额						(665)						2,087						—						—						1,422
其他(亏损)收入，净额						(1,284)						(2,494)						9,460						269						5,951
综合税前亏损																														$	(114,738)

(1)营销与交易部门向第三方购买者销售公司上游部门生产的大部分天然气。

(2)营销和交易部门从上游部门购买了公司大部分天然气产量。部门间收入在合并时被抵消。

(3)与营销和交易部门相关的部门间收入是采用成本加转移定价方法对公司组成部分进行成本分摊的结果。与公司组成部分相关的部门间收入与计入中游部门的公司间利息相关。部门间收入在合并时被抵消。

(4)营业利润(亏损)定义为营业收入减去营业成本和分摊的公司成本。

						截至十二月三十一日止的年度：
资本支出						2023						2022						2021
上游						$	112,992					$	347,240					$	32,364
中游						200,127						199,283						25,501
市场营销与贸易						490						675						—
可报告部门的总资本支出						313,609						547,198						57,865
企业资本支出						3,896						5,690						—
综合资本支出						$	317,505					$	552,888					$	57,865

附注19--后续活动

对替换笔记义齿的修订

1月份的修正案

于2024年1月2日，我们修订了管理置换票据的补充契据，并向置换票据持有人发行了约4,780万股普通股，以偿还约$37.9票据未偿还本金的1,300万美元，外加约750万美元的应计利息(“1月交易”)。作为1月份交易的一部分，最低现金余额为$50.01000万美元被降至1美元40.0在该等契约所述的有限期间内，本公司的流动资金限额为#亿元。250.01000万美元被降至1美元212.11000万美元。

2月修正案

2024年2月22日，我们与置换票据持有人完成了一笔额外的交易(“2月交易”)。于2024年4月1日到期的与置换票据有关的季度现金利息支付以及任何应付的股票缺口支付将添加到适用票据的本金总额中，我们就股份息票发行了所有应付给持有人的股份，但须受某些锁定条款和反卖空限制的限制。要求公司尽其合理最大努力出售其上游天然气勘探和生产资产，并使用

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TELLURIAN公司及附属公司

合并财务报表附注

出售所得款项以偿还优先票据项下到期款项。该公司的最低现金余额减少了补充契约中规定的。

可转换票据的转换价格现在约为每股1.05美元，转换后可发行的公司普通股数量限制在约4270万股。可换股票据之余下本金额将作为不可换股工具而仍未偿还。可换股票据（包括该等票据之不可换股部分）须于2025年1月1日起计10个月期间内每月支付。可换股票据持有人因未能达到流动资金限额而导致本公司于二零二四年十月一日或之后赎回该等票据的权利已被取消。

Tellurian Investments LLC（本公司之全资附属公司）以其于本公司主要物业（包括浮木项目）之所有股权及若干公司间票据提供无追索权质押，以担保有关置换票据之契约项下之责任。于优先票据获悉数偿还后，可换股票据之绝大部分抵押品将获解除。

在市场股票发行计划

2023年12月31日之后，直至本申请提交之日，我们发行了约 29.6根据我们在市场上的股票发行计划，我们将发行200万股普通股，净收益约为美元17.81000万美元。截至本文件提交之日，我们可以筹集总计约$366.1根据这一按市场计价的股权发行计划，

探索出售上游天然气资产的公告

作为管理层减轻重大疑虑计划的一部分，我们于2024年2月6日宣布有意探索出售公司的上游天然气资产。我们上游天然气资产的账面值于附注4披露， 物业、厂房及设备.

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合并财务报表的执行情况

(未经审计)

关于天然气生产活动的执行披露

根据美国财务会计准则委员会和美国证券交易委员会对天然气生产活动的披露要求，本节在六个单独的表格中提供了有关Tellurian天然气生产活动的补充信息。表一至表三提供了有关勘探、财产购置和开发所发生费用的历史成本信息;资本化费用;以及业务成果。表四至表六提供了公司估计的净探明储量、与探明储量相关的估计贴现未来净现金流量的标准化衡量以及估计贴现未来净现金流量的变化。

表一-与天然气生产活动有关的资本化成本

与Tellurian的天然气生产活动有关的资本化成本概述如下（以千计）：

			十二月三十一日，
			2023						2022						2021
已证明的性质			$	561,303					$	468,351					$	113,950
未证明的性质			—						—						—
总资本化成本			561,303						468,351						113,950
累计DD&A			(187,171)						(92,423)						(48,637)
净资本化成本			$	374,132					$	375,928					$	65,313

表二--购置、勘探和开发物业所产生的费用

收购天然气财产(包括生产井费用)、勘探和开发活动发生的费用汇总如下(单位：千)：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2023						2022						2021
物业收购：
证明了			$	—					$	135,974					$	3,409
未经证实			—						—						—
勘探成本			—						—						—
开发成本			116,045						210,546						28,955
已招致的费用			$	116,045					$	346,520					$	32,364

表三--天然气生产活动的经营成果

下表包括与我们的天然气和凝析油生产活动直接相关的收入和费用。它不包括任何利息成本或间接的一般和行政成本，因此不一定表明我们的天然气业务对综合净经营业绩的贡献。Tellurian在本报告所述时期的天然气和凝析油生产活动的运营结果如下(单位：千)：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2023						2022						2021
天然气销售			$	166,128					$	270,977					$	51,499
运营成本			88,276						53,963						20,576
折旧、损耗和摊销			95,202						43,966						10,998
总运营成本和费用			183,478						97,929						31,574
行动的结果			$	(17,350)					$	173,048					$	19,925

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合并财务报表的补充资料(续)

表四--天然气储量信息

我们估计的已探明储量位于路易斯安那州。我们告诫说，在估计已探明储量、预测未来生产率和开发支出的时间方面存在许多固有的不确定性。因此，随着获得更多信息，这些估计数预计将发生变化。未来可能会对储量估计进行重大修订，天然气和凝析油储量的开发和生产可能不会在假设的期间发生，实际实现的价格和产生的实际成本可能与这些估计中使用的价格有很大差异。

截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年，我们对已探明储量的估计是由独立石油咨询公司荷兰石油公司和Sewell&Associates，Inc.共同编制的。

			燃气 (MMcf)												气当量 (MMcfe)
探明储量：
2020年12月31日			99,508												99,508
扩展、发现和其他添加			202,897												202,897
对先前估计数的修订			35,237												35,237
生产			(14,306)												(14,306)
出售就地储备			—												—
购买就地储备			—												—
2021年12月31日			323,336												323,336
扩展、发现和其他添加			113,047												113,047
对先前估计数的修订			(52,185)												(52,185)
生产			(47,322)												(47,322)
出售就地储备			—												—
购买就地储备			108,017												108,017
2022年12月31日			444,893												444,893
扩展、发现和其他添加			983												983
对先前估计数的修订			(179,737)												(179,737)
生产			(72,476)												(72,476)
出售就地储备			(15,627)												(15,627)
购买就地储备			—												—
2023年12月31日			178,036												178,036
已探明的已开发储量：
2021年12月31日			73,927												73,927
2022年12月31日			218,382												218,382
2023年12月31日			178,036												178,036
已探明的未开发储量：
2021年12月31日			249,409												249,409
2022年12月31日			226,511												226,511
2023年12月31日			—												—

2022年至2023年总储备变化

•该公司增加了1来自钻探活动的已探明开发储量的Bcfe。

•公司的负面修订总数约为180Bcfe，主要由一个170由于公司未来对资本的承诺存在不确定性，移除已探明的未开发地点的BCFE负面修订，a12来自大宗商品价格下降的负面修正，a26从油井表现和a的Bcfe负面修订27从所有权的变化中获得积极的修订。

•该公司剥离了16已探明未开发储量Bcfe。

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2022年至2023年PUD变化

•公司的负面修订总数约为170由于公司未来对资本的承诺存在不确定性，BCFE将不会移除已探明的未开发地点

•该公司剥离了16已探明未开发储量Bcfe。

•该公司大约转换了41从已探明的未开发储量到已探明的已开发储量。

2021年至2022年总储备变化

•该公司增加了113已探明储量的Bcfe包括89来自其他已探明的未开发地点的BCFE和24来自钻探活动的已探明开发储量的Bcfe。

•公司的负面修订总数约为52Bcfe，主要由一个38BCFE负面修订，删除已证实的未开发地点，这些地点现在不在美国证券交易委员会强制要求的五年开发窗口之外，a25由于横向长度和所有权的变化而产生的负面修订，a3BCFE因运营成本增加而出现负面修订，部分被8BCFE从改善的油井性能中获得积极的修订，以及6Bcfe由于大宗商品价格上涨而出现积极修正。由于(I)我们的资产收购及(Ii)意想不到的第三方开发活动导致现有油井关闭并无法恢复生产，因此我们需要改变钻探计划以保留受影响的租约，因此移除了不在五年开发窗口内的已探明未开发地点。

•在截至2022年12月31日的年度内，我们收购了大约108BCFE主要与收购天然气资产有关。

2021年至2022年PUD变化

•该公司增加了大约89来自更多已探明的未开发地点的Bcfe。

•公司的负面修订总数约为44Bcfe，由一个38BCFE负面修订，删除已证实的未开发地点，这些地点现在不在美国证券交易委员会强制要求的五年开发窗口之外，a13由于横向长度和所有权的更改而产生的BCFE负修订，由5BCFE从改善的油井性能中获得积极的修订，以及2Bcfe由于大宗商品价格上涨而出现积极修正。

•在截至2022年12月31日的年度内，我们收购了大约71已探明未开发储量的Bcfe主要与收购天然气资产有关。

•该公司大约转换了138从已探明未开发储量到已探明已开发储量。

2020年至2021年总体储备变化

•增列203已探明储量的Bcfe包括152来自其他已探明的未开发地点的BCFE和51来自钻探活动的已探明开发储量的Bcfe。

•的正面修订总数约为35Bcfe，主要由一个9由于大宗商品价格上涨，bcfe出现积极修正，a15BCFE从所有权的变化和11从改进的油井动态中得到积极的修正。

2020年至2021年PUD变化

•添加了大约152来自更多已探明的未开发地点的Bcfe。

•的正面修订总数约为25Bcfe，由一个3由于大宗商品价格上涨，bcfe出现积极修正，a16BCFE因所有权变更而积极修订， 6由于油井性能改善，Bcfe正修正。

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表五-与已探明天然气储量有关的贴现未来净现金流的标准化计量

ASC 932规定了计算未来净现金流量及其与估计探明储量相关的变化的标准化措施的指南。Tellurian遵循这些指导方针，下面简要讨论。

于2023年、2022年及2021年12月31日的未来现金流入及未来生产及开发成本乃通过将年内12个月的每月首日价格及年终成本的平均值应用于将生产的天然气及凝析油的估计数量而厘定。实际未来价格及成本可能大幅高于或低于所使用的价格及成本。就各年度而言，已探明储量的数量及预期可开采的未来期间乃根据适用于该年度的经济状况的持续性作出估计。估计未来所得税乃按现行法定所得税率计算，包括考虑物业及相关结转的现行税基，并计入永久性差额及税项抵免。所得未来现金流量净额应用10%年度贴现率减至现值。

用于计算标准化计量的假设是FASB规定的，不一定反映我们对这些储备或其现值的实际收入的预期。如前所述，储量估计过程中固有的局限性同样适用于标准化测量计算，因为这些估计反映了估值过程。

以下概要载列我们与已探明天然气及凝析油储量有关的未来现金流量净额（以千计）：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2023						2022						2021
未来现金流入			$	326,246					$	2,441,930					$	945,651
未来生产成本			(102,356)						(341,925)						(133,909)
未来开发成本			(56,207)						(360,107)						(211,836)
未来所得税规定			—						(257,908)						(54,401)
未来净现金流			167,683						1,481,990						545,505
10%折扣系数的影响较小			(42,254)						(445,686)						(181,302)
未来净现金流量贴现的标准化计量			$	125,429					$	1,036,304					$	364,203

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表六--与已探明天然气储量相关的未来现金流量折现标准化计量的变化

下文阐述了未来净现金流量贴现标准计量的变化(单位：千)：

2020年12月31日			$	6,885
生产的天然气和凝析油的销售和转让，扣除生产成本			(39,806)
价格和生产成本的净变动			110,850
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本			255,246
产生的开发成本			—
修订估计的开发费用			10,643
对先前数量估计数的修订			35,012
折扣的增加			688
所得税净变动			(27,455)
储备的购买到位			—
出售现有储备			—
时间和其他方面的变化			12,140
2021年12月31日			$	364,203
生产的天然气和凝析油的销售和转让，扣除生产成本			(236,374)
价格和生产成本的净变动			503,099
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本			255,970
产生的开发成本			154,931
修订估计的开发费用			(105,352)
对先前数量估计数的修订			(143,398)
折扣的增加			36,420
所得税净变动			(127,154)
储备的购买到位			262,050
出售现有储备			—
时间和其他方面的变化			71,909
2022年12月31日			$	1,036,304
生产的天然气和凝析油的销售和转让，扣除生产成本			(101,438)
价格和生产成本的净变动			(660,129)
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本			1,227
产生的开发成本			75,788
修订估计的开发费用			(88,121)
对先前数量估计数的修订			(331,376)
折扣的增加			63,350
所得税净变动			154,609
储备的购买到位			—
出售现有储备			(30,124)
时间和其他方面的变化			5,339
2023年12月31日			$	125,429

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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

披露控制和程序

公司首席执行官Octávio Simploes以联席首席执行官的身份，公司总裁Daniel Belhumeur以联席首席执行官的身份，公司首席财务官Simon Oxley以首席财务官的身份，评估了截至2023年12月31日我们披露控制和程序的有效性，本报告所涉期间结束时。根据该评估，截至评估之日，这些官员得出结论，公司的披露控制和程序是有效的，提供了有效的手段，以确保我们根据适用法律和法规要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间内得到记录、处理、总结和报告，并积累和传达给我们的管理层，包括我们的联席首席执行官和首席财务官，以便及时就所需的披露作出决定。我们定期审查我们的披露控制的设计和有效性，包括遵守适用于我们在美国境内和境外运营的各种法律和法规。我们进行修改，以改善我们的披露控制的设计和有效性，如果我们的审查发现我们的控制存在缺陷或弱点，我们可能会采取其他纠正措施。

管理层财务报告内部控制年度报告

第S-K条第308（a）项要求的管理报告载于本年度报告第二部分第8项的表格10-K中。

S-K条例第308（b）项要求的独立审计师报告载于本年度报告第二部分第8项的表格10-K。

财务报告内部控制的变化

截至2023年12月31日止季度，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理可能重大影响我们对财务报告的内部控制的变化。

项目9B。其他信息

内幕交易安排和政策

在截至2023年12月31日的季度内，我们的董事或高管通过或已终止“规则10 b5 -1交易安排”或“非规则10 b5 -1交易安排”（这些术语在规则S-K第408项中定义）。此外，我们在截至2023年12月31日的季度内没有采用或终止规则10 b5 -1交易安排。

建设奖励奖

2024年2月16日，公司董事会薪酬委员会批准向公司首席财务官Simon Oxley发放现金奖励，金额如下（“奖励”）与第1至第4阶段的开发有关根据漂流木LNG和Bechtel于2017年11月10日签订的漂流木码头的四份LSTK EPC协议，公司漂流木LNG设施（各为“阶段”）（经修订、重述、修改、延长或补充的每一份合同，或与浮木设施的工程设计、采购和施工有关的任何后续合同或安排，统称为“EPC合同”）：

授奖

名称和主要职位

阶段1

第二阶段

第三阶段

第四阶段

西蒙·奥克斯利

首席财务官

$4,800,000.00

$2,400,000.00

$2,400,000.00

$2,400,000.00

该奖项的一般条款如下：

•归属。分配给漂流木设施任何阶段的奖励的25%(25%)将在漂流木液化天然气公司根据EPC合同发出和交付继续进行通知或类似行动或授权之日的第一、第二、第三和第四个周年纪念日(“NTP日期”)开始执行漂流木设施适用阶段的工作之日起授予并支付。在某些情况下，归属可能会加速。

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•期满。该奖项将于2028年4月17日(“到期日”)届满。如果任何阶段的NTP日期在到期日期之前没有出现，则分配给该阶段的奖励权利将失效，并且将被没收，没有任何获得补偿的权利。

施工奖励奖励协议的表格作为本年度报告的10-K表格的附件10.24提交或通过引用并入本年度报告，并通过引用并入本文。上述摘要的全部内容受协议形式条款的限制。

对替换笔记义齿的修订

我们于2024年2月22日修订了管理替代票据的契约，如附注19所述，后续事件、合并财务报表。

项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

不适用

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第三部分

项目10.董事、高管和公司治理

本项目所要求的信息以引用的方式纳入Tellurian关于其2023年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2024年4月29日提交。

项目11.高管薪酬

本项目所要求的信息以引用的方式纳入Tellurian关于其2023年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2024年4月29日提交。

项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项

本项目要求的有关某些实益拥有人和管理层的担保所有权的信息通过引用纳入Tellurian关于其2023年股东年会的最终委托声明，该声明将不迟于2024年4月29日提交。

项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性

本项目所要求的信息以引用的方式纳入Tellurian关于其2023年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2024年4月29日提交。

项目14.主要会计费和服务

本项目所要求的信息以引用的方式纳入Tellurian关于其2023年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2024年4月29日提交。

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第四部分

项目15.证物、财务报表附表

(A)作为本报告的一部分，提交了以下财务报表、财务报表附表和证据：

1.财务报表。Tellurian的合并财务报表载于本报告第二部分项目8。请参阅所附的财务报表索引。

2.财务报表明细表。兹提交的我们的财务报表附表载于本报告第II部分第(8)项如下：所有估值和合格账户附表被省略，因为其标的不存在或不存在的金额不足以要求提交该附表。

3.展品。以下所列展品是根据S-K法规第601项的要求存档、提供或合并的。

证物编号：						描述
1.1‡						Tellurian Inc.和T.R.Winston&Company，LLC之间的经销代理协议，日期为2022年12月30日(通过参考2022年12月30日提交的公司当前报告8-K表的附件1.1并入)
3.1						Tellurian Inc.修订和重新注册的公司注册证书(通过参考2023年6月7日提交的公司当前报告的8-K表的附件3.1并入)
3.1.1						Tellurian Inc.C系列可转换优先股指定证书(通过参考2018年3月21日提交的公司当前报告8-K表的附件3.1并入)
3.2						Tellurian Inc.的第二次修订和重新修订的章程，自2023年12月8日起生效(通过引用附件3.1并入公司于2023年12月11日提交的8-K表格的当前报告中)
4.1*						股本证券及债务证券说明
4.2						购买普通股的认股权证表格(参考公司截至2023年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.4)
4.3						契约，日期为2021年11月10日，由Tellurian Inc.和作为受托人的纽约梅隆银行信托公司之间签署(通过参考公司于2021年11月10日提交的当前8-K表格报告的附件4.1而合并)
4.3.1						第一补充契约，日期为2021年11月10日，由Tellurian Inc.和作为受托人的纽约梅隆银行信托公司(通过参考公司于2021年11月10日提交的当前8-K表格报告的附件4.2合并))
4.3.2						第二补充契约，日期为2021年11月10日，由Tellurian Inc.和纽约梅隆银行信托公司作为受托人(通过参考公司截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告附件4.5合并)
4.3.3						2028年到期的8.25%优先票据格式(作为附件A至附件4.5)
4.4						契约，日期为2022年6月3日，由作为发行人的Tellurian Inc.和作为受托人的全国协会威尔明顿信托公司之间的契约(通过参考2022年6月3日提交的公司当前8-K报表的附件4.1合并而成)
4.4.1						第八份补充契约，日期为2023年8月15日，由作为发行人的Tellurian Inc.和作为受托人的全国协会Wilmington Trust以及其中指定的抵押品代理人发行，涉及2025年到期的10.00%高级担保票据(通过引用公司于2023年8月16日提交的当前8-K表格报告的附件4.2并入)
4.4.2						《第八次补充契约第一修正案》，日期为2024年1月2日，由作为发行人的Tellurian Inc.和作为受托人的全国协会Wilmington Trust以及其中指定的抵押品代理人共同提出，涉及2025年到期的10.00%高级担保票据(通过参考2024年1月2日提交的公司当前8-K报表的附件4.1并入)
4.4.3††‡*						第八次补充契约第二修正案，日期为2024年2月22日，由Tellurian Inc.作为发行人，Wilmington Trust，National Association作为受托人，以及其中指定的抵押品代理人，与2025年到期的10.00%高级担保票据有关
4.4.4*						2025年到期的10.00%高级担保票据的格式
4.4.5						第九次补充契约，日期为2023年8月15日，由作为发行人的Tellurian Inc.和作为受托人的全国协会Wilmington Trust以及其中指定的抵押品代理发行，涉及2025年到期的6.00%高级担保可转换票据(通过参考2023年8月16日提交的公司当前8-K报表的附件4.3并入)

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证物编号：						描述
4.4.6						关于2025年到期的6.00%高级担保可转换票据的Tellurian Inc.(发行人)、Wilmington Trust National Association(受托人)和其中指定的抵押品代理人的第九次补充契约第一修正案，日期为2024年1月2日(通过引用公司于2024年1月2日提交的当前表格8-K报告的附件4.2并入)
4.4.7‡*						第九次补充契约第二修正案，日期为2024年2月22日，由Tellurian Inc.作为发行人，Wilmington Trust，National Association作为受托人，以及其中指定的抵押品代理人，与2025年到期的6.00%高级担保可转换票据有关
4.4.8*						2025年到期的6.00%高级担保可转换票据的格式(作为附件4.4.7的附件B)
10.1††						浮木液化天然气第一期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议，日期为2017年11月10日，由浮木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署(根据保密处理请求，本展览的一部分已被省略并单独提交给美国证券交易委员会)(通过引用附件10.1并入公司于2017年11月13日提交的当前表格8-K中)
10.1.1						变更单CO-001，日期为2018年5月18日，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签订，日期为截至2017年11月10日的浮木液化天然气第一期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2018年6月30日的季度报告10-Q表的附件10.1并入)
10.1.2††						将日期为2019年7月24日的CO-002更改单更改为漂流木液化天然气第一期液化设施工程、采购和建设的一次性交钥匙协议，日期为2017年11月10日，由漂流木LNG LLC和Bechtel Oil，Gas and Chemical，Inc.(通过引用公司截至2019年9月30日的季度报告10-Q表的附件10.3并入)
10.1.3††						于2019年7月24日签署的CO-003变更令，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为2017年11月10日的漂流木液化天然气第一期液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设的一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2019年9月30日的季度报告10-Q表的附件10.4并入)
10.1.4††						2019年10月21日签署的CO-004变更令，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为2017年11月10日的漂流木液化天然气第一期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2019年12月31日财年10-K表格年度报告的附件10.5.4并入)
10.1.5††						变更令CO-005，于2019年12月17日签署，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为截至2017年11月10日的漂流木液化天然气第一期液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设的一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2019年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.5.5并入)
10.1.6††						变更令CO-006，于2020年10月20日签署，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为截至2017年11月10日的漂流木液化天然气第一期液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设的一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2020年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.3.6并入)
10.1.7††						变更单CO-007，日期为2022年3月24日，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签订，日期为截至2017年11月10日的浮木液化天然气第一期液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设的一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2022年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.6并入)
10.1.8††						变更单CO-008，日期为2022年3月30日，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签订，日期为截至2017年11月10日的浮木液化天然气第一期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2022年3月31日的季度报告10-Q表的附件10.7并入)
10.1.9‡						变更单CO-009，日期为2022年7月15日，更改为漂流木液化天然气第一阶段液化设施工程、采购和建设的一次性交钥匙协议，日期为2017年11月10日，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔能源公司(前身为贝克特尔石油、天然气和化学品公司)签署。(引用本公司截至2022年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.5)

80

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证物编号：						描述
10.1.10‡						变更单CO-010，日期为2022年10月10日，变更为漂流木液化天然气第一阶段液化设施工程、采购和建设的一次性交钥匙协议，日期为2017年11月10日，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔能源公司(前身为贝克特尔石油、天然气和化学品公司)签署。(引用本公司截至2022年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.3)
10.1.11‡						变更单CO-011，日期为2023年2月27日，变更为漂流木液化天然气第一阶段液化设施工程、采购和建设的一次性交钥匙协议，日期为2017年11月10日，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔能源公司(前身为贝克特尔石油、天然气和化学品公司)签署。(引用本公司截至2023年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.2)
10.2††						浮木液化天然气二期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议，日期为2017年11月10日，由浮木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署(根据保密处理请求，本展览的一部分已被省略并单独提交给美国证券交易委员会)(通过引用附件10.2并入公司于2017年11月13日提交的当前表格8-K中)
10.2.1						变更单CO-001，日期为2018年5月18日，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签订，日期为截至2017年11月10日的漂流木液化天然气二期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2018年6月30日的季度报告10-Q表的附件10.2并入)
10.2.2††						于2019年7月24日签署的CO-002变更令，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为2017年11月10日的漂流木液化天然气二期液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2019年9月30日的季度报告表10-Q的附件110.5并入)
10.2.3††						变更令CO-003，于2019年10月21日签署，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为截至2017年11月10日的漂流木液化天然气二期液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设的一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2019年12月31日的10-K表格年度报告附件10.6.3并入)
10.2.4††						变更单CO-004，日期为2020年1月21日，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签订，日期为截至2017年11月10日的浮木液化天然气二期液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2020年3月31日的季度报告10-Q表的附件10.1合并)
10.3††						浮木液化天然气第三期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议，日期为2017年11月10日，由浮木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署(根据保密处理请求，本展览的一部分已被省略并单独提交给美国证券交易委员会)(通过引用附件10.3并入公司于2017年11月13日提交的当前表格8-K中)
10.3.1						变更单CO-001，日期为2018年5月18日，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为Diftwwood LNG LLC和Bechtel Oil，Gas and Chemical，Inc.(通过引用公司截至2018年6月30日的季度报告10-Q表的附件10.3并入)，该协议的日期为2017年11月10日。
10.3.2						于2019年7月24日签署的CO-002变更令，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为2017年11月10日的漂流木液化天然气第三期液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过参考公司截至2019年9月30日的季度报告10-Q表的附件110.6并入)
10.3.3††						2019年10月21日签署的CO-003变更令，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为2017年11月10日的漂流木液化天然气第三期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2019年12月31日财年10-K表格年度报告的附件10.7.3并入)
10.3.4††						变更单CO-004，日期为2020年1月21日，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签订，日期为截至2017年11月10日的漂流木液化天然气第三期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2020年3月31日的季度报告10-Q表的附件10.2并入)

81

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证物编号：						描述
10.4††						浮木液化天然气第四期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议，日期为2017年11月10日，由浮木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署(根据保密处理请求，本展览的一部分已被省略并单独提交给美国证券交易委员会)(通过引用附件10.4并入公司于2017年11月13日提交的当前表格8-K中)
10.4.1						变更单CO-001，日期为2018年5月18日，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签订，日期为截至2017年11月10日的漂流木液化天然气第四期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2018年6月30日的季度报告10-Q表的附件10.4并入)
10.4.2						于2019年7月24日签署的CO-002变更令，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为2017年11月10日的漂流木液化天然气第四期液化设施工程、采购和建设工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用附件110.7并入公司截至2019年9月30日的季度报告10-Q表)
10.4.3††						于2019年10月21日签署的CO-003变更令，由漂流木液化天然气有限责任公司与贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为2017年11月10日的漂流木液化天然气第四期液化设施工程、采购和建设一次性交钥匙协议(通过引用公司截至2019年12月31日财年10-K表格年度报告的附件10.8.3并入)
10.4.4††						变更单CO-004，日期为2020年1月21日，由漂流木液化天然气有限责任公司和贝克特尔石油、天然气和化学品公司签署，日期为Diftwwood LNG LLC和Bechtel Oil，Gas and Chemical，Inc.(通过引用公司截至2020年3月31日的季度报告10-Q表的附件10.3并入)，该协议的日期为2017年11月10日。
10.5‡						Tellurian Inc.与其中所列投资者之间的证券购买协议，日期为2023年8月8日(通过参考公司截至2022年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.1并入)
10.6						Tellurian Inc.与其中提到的其他各方签订的日期为2023年8月8日的赎回函协议(通过引用公司截至2022年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.2并入)
10.7‡						Tellurian Inc.与其中提到的投资者之间签署的、日期为2023年12月28日的信函协议(通过引用2023年12月28日提交的公司当前8-K报表的附件10.1并入)
10.8‡*						Tellurian Inc.和其中所列投资者之间的信件协议，日期为2024年2月22日
10.9†						独立承包人协议，日期为2022年3月30日，由Tellurian Inc.和Martin Houston签署(通过引用附件10.8并入公司截至2022年3月31日的Form 10-Q季度报告中)
10.9.1†						对Tellurian Inc.和Martin Houston之间的独立承包人协议的修正案，日期为2022年12月14日(通过引用公司截至2022年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.13.1)
10.9.2†*						Tellurian Inc.和Martin Houston之间的独立承包商协议第二修正案，日期为2024年2月16日
10.10†‡*						修订和重新签署的首席执行官雇用协议，自2024年2月19日起生效，由Tellurian Inc.和Octávio Simóes签署
10.11†						Tellurian Services LLC和Daniel A.Belhumeur之间的雇佣信函协议，日期为2016年9月23日(通过参考2016年11月8日提交的公司注册说明书S-4/A表格的附件10.3并入)
10.12†						Tellurian Services LLC和Khaled Sharafeldin之间的雇佣信函协议，日期为2017年1月9日(通过参考公司截至2017年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.6并入)
10.13†‡						Tellurian Inc.和Charif Souki之间的执行主席雇佣协议，自2021年10月1日起生效(通过引用2021年10月4日提交的公司当前8-K报表的附件10.1并入)
10.14†*						分居协议和全面释放，日期为2023年12月19日，由Tellurian Inc.和Charif Souki签署，并在两者之间

82

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证物编号：						描述
10.15†‡						Tellurian Inc.和L.Kian Granmayeh之间的分离协议和全面释放，日期为2023年3月5日(通过引用公司截至2023年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.3并入)
10.16†‡						Tellurian Inc.高管离职计划，自2022年1月6日起生效(通过引用附件10.5并入公司于2022年1月6日提交的当前8-K表格报告中)
10.17†‡						Tellurian Inc.员工离职计划，自2022年1月1日起生效(通过引用附件10.15并入公司截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告)
10.18†						赔偿协议表(高级职员)(参照公司截至2019年9月30日的季度报告10-Q表附件10.8)
10.19†						赔偿协议表(董事)(参考公司截至2019年9月30日的季度报告10-Q表附件10.9)
10.20†1						修订和重新启动Tellurian Inc.2016综合激励薪酬计划(通过引用附件10.1并入公司于2017年9月22日提交的当前8-K表格报告中)
10.20.1†						根据修订和重订的Tellurian Inc.2016综合激励薪酬计划(美国选定的高级管理层)(基于里程碑的归属)(通过参考2018年1月31日提交的公司当前报告8-K表的附件10.1并入)的限制性股票协议表格)
10.20.2†						根据修订和重订的Tellurian Inc.2016综合激励薪酬计划(美国选定的高级管理层)(通过引用附件10.23.3并入公司截至2020年12月31日的财政年度10-K表格年度报告)的限制性股票协议格式)
10.20.3†						根据修订和重订的Tellurian Inc.2016综合激励薪酬计划(董事)(通过引用附件10.9并入公司截至2019年6月30日的Form 10-Q季度报告)的限制性股票协议格式)
10.20.4†						根据修订和重订的Tellurian Inc.2016综合激励薪酬计划(美国员工)(基于里程碑的归属)(通过引用附件10.6并入公司截至2020年6月30日的Form 10-Q季度报告)的限制性股票单位协议格式)
10.20.5†						根据修订和重订的Tellurian Inc.2016综合激励薪酬计划(美国选定的高级管理层)(基于里程碑的归属)(通过引用附件10.5并入公司截至2021年9月30日的季度报告Form 10-Q)的限制性股票单位协议格式)
10.20.6†						根据修订和重订的Tellurian Inc.2016综合激励薪酬计划(美国选定的高级管理层)(基于里程碑的归属)(通过引用附件10.18.7并入公司截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告)的限制性股票单位协议格式)
10.20.7†						根据修订和重订的Tellurian Inc.2016综合激励薪酬计划(美国选定的高级管理人员)(通过参考公司截至2017年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.5并入)的股票期权协议格式)
10.20.8†						根据Tellurian Inc.和Charif Souki之间于2020年12月15日修订和重新制定的Tellurian Inc.2016综合激励薪酬计划的股票期权协议(通过引用附件10.23.8并入公司截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告中)
10.20.9†						Tellurian Inc.下的未偿还限制性股票协议综合修正案表格。修订并重新启动2016年综合激励薪酬计划，自2022年1月6日起生效(通过引用附件10.2并入公司于2022年1月6日提交的当前8-K表格报告中)
10.21†						Tellurian Inc.激励性薪酬计划，自2021年11月18日起生效(通过引用附件10.1并入公司于2022年1月6日提交的当前8-K表格报告中)
10.21.1†						根据Tellurian Inc.激励薪酬计划(美国选定的高级管理人员)形成长期激励奖励协议(通过引用附件10.4并入公司于2022年1月6日提交的8-K表格的当前报告中)
10.21.2†						Tellurian Inc.激励性薪酬计划下的长期奖励协议，由Tellurian Inc.和Khaled Sharafeldin签署，于2022年1月13日生效(通过引用附件10.19.2并入公司截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告)
10.22†						修订和重新启动Tellurian Investments Inc.2016综合激励计划(通过参考2017年2月13日提交的公司当前报告8-K表的附件10.5并入)
10.22.1†						关于修订和重订的Tellurian Investments Inc.2016综合激励计划的限制性股票修正案函格式(通过引用附件10.3并入公司于2017年2月13日提交的当前8-K表格报告中)

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证物编号：						描述
10.22.2†						根据2016年特鲁里亚投资综合激励计划(基于里程碑的归属)的授予和限制性股票奖励协议通知表格(通过参考2017年2月13日提交的公司当前8-K表格中的附件10.4并入)
10.22.3†						根据经修订及重订的Tellurian Investments Inc.2016综合激励计划(员工)修订的限制性股票协议修订表(通过参考公司截至2017年6月30日的季度报告10-Q表的附件10.2并入)
10.22.4†						Tellurian Investments Inc.2016年综合激励计划下未偿还限制性股票协议综合修正案表格，自2022年1月6日起生效(通过引用附件10.3并入公司于2022年1月6日提交的当前8-K表格报告中)
10.23†						施工奖励奖励协议表(美国选定的高级管理人员)(通过参考2018年4月23日提交的公司当前8-K表的附件10.1并入)
10.24†						施工奖励协议表格(美国员工)(参考公司截至2018年12月31日的财政年度10-K表格年度报告附件10.20)
10.25†						2020年现金奖励协议，日期为2020年9月28日，由Tellurian Management Services LLC和Octávio Simóes(基于里程碑的归属)签订(通过引用附件10.24并入公司截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告)
19.1*						Tellurian公司的内幕交易政策。
21.1*						Tellurian Inc.的子公司
22.1*						关联证券质押为Tellurian Inc.证券的抵押品。
23.1*						德勤律师事务所同意
23.2*						荷兰休厄尔律师事务所同意。
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*						根据《交易法》第13 a-14（a）条和第15 d-14（a）条规定，
31.3*						《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**						根据18 U.S.C.根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的第1350条
32.3**						首席财务官依据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条的证明
97.1*						特柳里安公司多德-弗兰克政策
99.1*						美国Sewell & Associates，Inc.
101.INS*						XBRL实例文档-实例文档不会显示在交互数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中
101.Sch*						内联XBRL分类扩展架构文档
101.卡尔*						内联XBRL分类扩展计算链接库文档
101.定义*						内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.实验所*						内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.前期*						内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104						封面交互数据文件-封面交互数据文件不会显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中

84

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*			现提交本局。
**			随信提供。
†			管理合同或补偿计划或安排。
††			根据S-K法规第601(B)(10)项，本展品的部分内容已被省略。遗漏的信息不是实质性的，注册人将此类信息视为隐私和机密。注册人特此同意应要求向美国证券交易委员会补充提供一份未经编辑的本展览副本。
‡			根据S-K规则第601(A)(5)项，本展品的某些附表或类似附件已被省略。注册人特此同意应要求向美国证券交易委员会提供一份本展品的任何遗漏的附表或附件的副本。

项目16.表格10-K摘要

没有。

85

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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下列签名者代表其签署。

						TELLURIAN公司
日期：			2024年2月23日			发信人：			/发稿S/西蒙·G·奥克斯利
									西蒙·奥克斯利
									首席财务官
									(担任首席财务官)
									Tellurian Inc.
日期：			2024年2月23日			发信人：			Khaled A.沙拉费尔丁
									哈立德·A·沙拉菲尔丁
									首席会计官
									(担任首席会计主任)
									Tellurian Inc.

86

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根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。

/S/OCTávio M.C.SIMóes			日期：			2024年2月23日
Tellurian Inc.首席执行官(as联席首席执行官）
/S/Daniel A.贝尔休穆尔			日期：			2024年2月23日
Tellurian Inc.总裁(as联席首席执行官）
/发稿S/西蒙·G·奥克斯利			日期：			2024年2月23日
西蒙·G Tellurian Inc.首席财务官Oxley (as首席财务官）
/S/哈立德·A·沙拉菲尔丁			日期：			2024年2月23日
Khaled A.Sharafeldin，Tellurian Inc.首席会计官(担任首席会计官)
/S/马丁·J·休斯顿			日期：			2024年2月23日
马丁·J·休斯顿，董事公司董事长兼特鲁里安公司
/S/让·P·阿比特布勒			日期：			2024年2月23日
让·P·阿比特布尔，董事，特鲁里亚公司
撰稿S/戴安娜·德雷兹-凯斯勒			日期：			2024年2月23日
戴安娜·德雷兹-凯斯勒，董事，特鲁里亚公司
/S/狄龙J.弗格森			日期：			2024年2月23日
狄龙·J·弗格森，董事，特鲁里亚公司
/S/乔纳森·S·格罗斯			日期：			2024年2月23日
乔纳森·S·格罗斯，董事，特鲁里亚公司
/S/布鲁克·A·彼得森			日期：			2024年2月23日
布鲁克·A·彼得森，董事，Tellurian Inc.
/S/唐·A·特尔特尔森			日期：			2024年2月23日
唐·A·特尔特尔森，董事，特鲁里亚公司

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