液化天然氣-202312310000003570錯誤--12-312023財年Http://fasb.org/us-gaap/2023#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2023#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2023#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesNoncurrentP5DP30DSOFR或基本費率SOFR或基本費率SOFR或基本費率SOFR或基本費率SOFR或基本費率Http://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseRightOfUseAssetHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseRightOfUseAssetHttp://fasb.org/us-gaap/2023#PropertyPlantAndEquipmentNetHttp://fasb.org/us-gaap/2023#PropertyPlantAndEquipmentNetHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseLiabilityCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseLiabilityCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseLiabilityNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseLiabilityNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#FinanceLeaseLiabilityNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#FinanceLeaseLiabilityNoncurrentP1Y00000035702023-01-012023-12-3100000035702023-06-30ISO 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LiquefactionMembers2023-12-310000003570SRT：最大成員數美國公認會計準則：庫存成員用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-01-012023-12-310000003570SRT：最大成員數Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-01-012023-12-310000003570SRT：最大成員數美國-GAAP：NaturalGasStorageMembers用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-01-012023-12-310000003570Lng:NaturalGasSupplyTransportationAndStorageServiceAgreementsMember用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-01-012023-12-310000003570Lng:NaturalGasSupplyTransportationAndStorageServiceAgreementsMember美國-公認會計準則：非關聯方成員用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-12-310000003570Lng:NaturalGasSupplyTransportationAndStorageServiceAgreementsMember美國-公認會計準則：其他附屬機構成員用户：SabinePassLiquefectionAndCorpusChristiLiquefectionMember2023-12-310000003570Lng:PartialTUAAssignmentAgreementAndOtherAgreementsMember液化天然氣：SabinePassLiquefactionMembers2023-01-012023-12-310000003570US-GAAP：客户集中度風險成員美國-GAAP：SalesRevenueNetMembers液化天然氣：客户成員2021-01-012021-12-310000003570液化天然氣：客户成員US-GAAP：客户集中度風險成員美國-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310000003570液化天然氣：客户CMembersUS-GAAP：客户集中度風險成員美國-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310000003570液化天然氣：客户成員US-GAAP：客户集中度風險成員液化天然氣：應收賬款和合同資產成員2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家/地區：南加州2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家/地區：南加州2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家/地區：南加州2021-01-012021-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：GB2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：GB2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：GB2021-01-012021-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：美國2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：美國2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：美國2021-01-012021-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家/地區：IE2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家/地區：IE2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家/地區：IE2021-01-012021-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：KR2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：KR2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：KR2021-01-012021-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：ES2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：ES2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：ES2021-01-012021-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家/地區：在2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家/地區：在2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家/地區：在2021-01-012021-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：中國2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：中國2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：中國2021-01-012021-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：德2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：德2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員國家：德2021-01-012021-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員液化天然氣：其他國家/地區成員2023-01-012023-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員液化天然氣：其他國家/地區成員2022-01-012022-12-310000003570美國-公認會計準則：地理集中度風險成員液化天然氣：其他國家/地區成員2021-01-012021-12-3100000035702023-10-012023-12-31 美國
美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
表格10-K
☒ 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的年度報告
截至本財政年度止2023年12月31日
或
☐ 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的過渡報告
的過渡期 至
委員會文件編號：001-16383
Cheniere能源公司
(註冊人的確切姓名載於其章程)
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| 特拉華州 | 95-4352386 |
| (註冊成立或組織的國家或其他司法管轄區) | (國際税務局僱主身分證號碼) |
德克薩斯大道845號, 1250套房
休斯敦, 德克薩斯州77002
(主要行政辦公室地址)(郵政編碼)
(713) 375-5000
(註冊人的電話號碼，包括區號)
根據法案第12（b）條登記的證券：
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| 每個班級的標題 | 交易符號 | 註冊的每個交易所的名稱 |
| 普通股，面值0.003美元 | 液化天然氣 | 紐約證券交易所 |
根據該法第12(G)條登記的證券：無
如果註冊人是證券法規則405中定義的知名經驗豐富的發行人，請用複選標記表示。是 ☒不，不是。☐
用複選標記表示註冊人是否不需要根據該法第13節或第15(D)節提交報告。是☐ 不是 ☒
用複選標記表示註冊人(1)是否在過去12個月內(或註冊人被要求提交此類報告的較短時間內)提交了1934年《證券交易法》第13或15(D)節要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內是否符合此類提交要求。是 ☒不，不是。☐
用複選標記表示註冊人是否在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T法規第405條(本章232.405節)要求提交的每一份交互數據文件。他説：是 ☒不，不是。☐
用複選標記表示註冊人是大型加速申報公司、加速申報公司、非加速申報公司、較小的報告公司或新興成長型公司。請參閲《交易法》第12b-2條規則中“大型加速申報公司”、“加速申報公司”、“較小申報公司”和“新興成長型公司”的定義。
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| 大型加速文件服務器 | ☒ | | 加速文件管理器 | ☐ |
| 非加速文件服務器 | ☐ | | 規模較小的報告公司 | ☐ |
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如果是一家新興的成長型公司，用複選標記表示註冊人是否已選擇不使用延長的過渡期來遵守根據《交易所法》第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則。☐
用複選標記表示註冊人是否提交了一份報告，證明其管理層根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國聯邦法典》第15編，第7262(B)節)第404(B)條對其財務報告的內部控制的有效性進行了評估，該評估是由編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所進行的。☒
如果證券是根據該法第12(B)條登記的，應用複選標記表示登記人的財務報表是否反映了對以前發佈的財務報表的錯誤更正。☐
用複選標記表示這些錯誤更正中是否有任何重述需要對註冊人的任何執行人員在相關恢復期間根據第240.10D-1(B)條收到的基於激勵的補償進行恢復分析。☐
用複選標記表示註冊人是否是空殼公司(如《交易法》第12b-2條所定義)。是☐不是，不是。☒
註冊人的非關聯公司持有的註冊人普通股的總市值約為#美元。36.5截至2023年6月30日，10億美元。
截至2024年2月16日，發行人已234,692,274已發行普通股。
通過引用併入的文件：註冊人年度股東大會的最終委託書(將在註冊人的財政年度結束後120天內提交)通過引用併入第三部分。
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| 第一部分 |
| 項目1.和2.業務和物業 | 4 |
| 項目1A.風險因素 | 17 |
| 項目1B。未解決的員工意見 | 29 |
| 項目1C。網絡安全 | 29 |
| 項目3.法律訴訟 | 30 |
| 第四項：礦山安全信息披露 | 30 |
| 第II部 |
| 項目5.註冊人普通股市場、相關股東事項和發行人購買股權證券 | 31 |
| 第6項。[已保留] | 33 |
| 項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析 | 33 |
| 項目7A。關於市場風險的定量和定性披露 | 50 |
| 項目8.財務報表和補充數據 | 51 |
| 項目9.會計和財務披露方面的變更和與會計師的分歧 | 97 |
| 項目9A。控制和程序 | 97 |
| 項目9B。其他信息 | 97 |
| 項目9C。關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露 | 97 |
| 第三部分 |
| 項目14.總會計師費用和服務 | 98 |
| 第四部分 |
| 項目15.展品和財務報表附表 | 99 |
| 第16項：表格10-K摘要 | 114 |
| 簽名 | 115 |
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定義
如本年度報告所用，下列術語具有以下含義：
常見行業和其他術語
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| ASU | | 會計準則更新 |
| AFSI | | 調整後財務報表收入 |
| Bcf | | 十億立方英尺 |
| Bcf/d | | 10億立方英尺/天 |
| Bcf/年 | | 每年10億立方英尺 |
| Bcfe | | 十億立方英尺當量 |
| CAMT | | 公司替代最低税額 |
| 日期 | | 在航站樓交付 |
| 無名氏 | | 美國能源部 |
| EPC | | 工程、採購和建造 |
| ESG | | 環境、社會和治理 |
| FASB | | 財務會計準則委員會 |
| FERC | | 聯邦能源管理委員會 |
| FID | | 最終投資決策 |
| 離岸價 | | 船上交貨 |
| 自貿區國家 | | 與美國有自由貿易協定規定天然氣貿易國民待遇的國家 |
| 公認會計原則 | | 美國公認會計原則 |
| 亨利·哈勃 | | 相關貨物交割窗口預定開始的月份紐約商品交易所Henry Hub天然氣期貨合約的最終結算價(以美元/MMBtu為單位) |
| IPM協議 | | 綜合產銷協議，其中天然氣生產商以全球液化天然氣或天然氣指數價格，減去固定液化費、運輸和其他成本向美國銷售天然氣。 |
| 倫敦銀行同業拆借利率 | | 倫敦銀行間同業拆借利率 |
| 液化天然氣 | | 液化天然氣是天然氣通過製冷過程冷卻成液態的產物，其體積大約是其氣態的1/600。 |
| MMBtu | | 百萬英制熱量單位；一英制熱量單位測量將一磅水的温度提高一華氏度所需的能量 |
| Mtpa | | 每年百萬噸 |
| | |
| 非自貿協定國家 | | 與美國沒有自由貿易協定規定天然氣貿易國民待遇並允許與其進行貿易的國家 |
| 美國證券交易委員會 | | 美國證券交易委員會 |
| 軟性 | | 有擔保的隔夜融資利率 |
| 水療中心 | | 液化天然氣買賣協議 |
| 待定 | | 萬億英制熱量單位；一英制熱量單位測量將一磅水的温度提高1華氏度所需的能量 |
| 火車 | | 由一系列製冷壓縮機迴路組成的工業設施，用於將天然氣冷卻成液化天然氣 |
| TUA | | 終端使用協議 |
略論法人主體結構
下圖描述了我們截至2023年12月31日的簡化法人實體結構，包括我們對某些子公司的所有權，以及本年度報告中使用的對這些實體的引用：
除文意另有所指外，凡提及“Cheniere”、“公司”、“我們”、“我們”及“我們”，均指Cheniere Energy，Inc.及其合併子公司，包括我們的上市子公司CQP。
本年度報告包含的某些陳述屬於或可能被視為《1933年證券法》(經修訂)第27A節所指的“前瞻性陳述”(《證券法》)，以及經修訂的1934年《證券交易法》第21E條(《交易法》）. 除歷史或當前事實或條件的陳述外，本文所包含或通過引用併入本文的所有陳述均為“前瞻性陳述”。 包括在“前瞻性陳述”中的是，除其他事項外：
•我們預期在特定日期或之前開始或完成我們擬議的LNG接收站、液化設施、管道設施或其他項目或其任何擴建或部分的建設的聲明;
•關於未來國內和國際天然氣生產、供應或消費水平，或未來北美和全球其他國家的LNG進口或出口水平，或天然氣採購的聲明，無論此類信息的來源，或運輸或其他基礎設施，或與天然氣、LNG或其他碳氫化合物產品相關的需求和價格;
•關於任何融資交易或安排或我們進行此類交易的能力的聲明;
•有關Cheniere資本配置的聲明，包括資本支出的意圖、能力、程度和時間、債務償還、股息、股票回購和資本分配計劃的執行;
•關於我們未來流動資金來源和現金需求的聲明;
•與我們的列車和管道建設有關的聲明，包括與任何EPC承包商或其他承包商的聘用有關的聲明，以及與任何EPC或其他承包商達成的任何協議的預期條款和規定，以及與此相關的預期成本;
•關於任何SPA或其他協議的聲明，包括預計將收到的任何收入及其預期時間，以及關於LNG再氣化總量、天然氣液化或儲存能力的聲明，這些都是或可能成為合同的約束條件;
•關於我們的商業合同、建築合同和其他合同的交易對手的聲明;
•關於我們計劃開發和建設額外列車或管道的聲明，包括此類列車或管道的融資;
•聲明我們的列車在完工後將具有某些特性，包括液化能力;
•有關我們的業務策略、我們的優勢、我們的業務和運營計劃或任何其他計劃、預測、預測或目標的聲明，包括預期收入、資本支出、維護和運營成本以及現金流，其中任何或所有內容均可能發生變化;
•關於立法、政府、監管、行政或其他公共機構行動、批准、要求、許可、申請、備案、調查、訴訟或決定的聲明;
•關於我們預期的LNG和天然氣營銷活動的聲明;
•任何其他與非歷史有關的陳述l或未來的信息;以及
•中描述的其他因素 第1A項。風險因素在這份Form 10-K年度報告中。
除對歷史或當前事實或條件的陳述外，所有這些類型的陳述都是前瞻性陳述。在某些情況下，前瞻性陳述可以用諸如“可能”、“將會”、“可能”、“應該”、“實現”、“預期”、“相信”、“考慮”、“繼續”、“估計”、“預期”、“打算”、“計劃”、“潛在”、“預測”、“項目”、“追求”、“目標”等術語或其他類似術語來識別。本年度報告中包含的前瞻性陳述主要基於我們的預期，這些預期反映了我們管理層所做的估計和假設。這些估計和假設反映了我們根據目前已知的市場狀況和其他因素做出的最佳判斷。儘管我們認為這樣的估計是合理的，但它們本身就是不確定的，涉及一些我們無法控制的風險和不確定因素。此外，假設可能被證明是不準確的。我們告誡，本年度報告中所載的前瞻性陳述並不是對未來業績的保證，此類陳述可能無法實現或前瞻性陳述或事件可能不會發生。由於本年度報告以及我們提交給美國證券交易委員會的其他報告和其他信息中描述的各種因素，實際結果可能與前瞻性表述中預期或暗示的結果存在實質性差異。所有可歸因於我們或代表我們行事的人的前瞻性陳述都明確地受到這些風險因素的限制。這些前瞻性陳述僅在發表之日發表，除法律要求外，我們沒有義務更新或修改任何前瞻性陳述，或提供實際結果可能不同的原因，無論是由於新信息、未來事件或其他原因。
第一部分
項目1.和2.包括商業和財產
一般信息
Cheniere是特拉華州的一家公司，是一家總部位於休斯頓的能源基礎設施公司，主要從事液化天然氣相關業務。我們為世界各地的綜合能源公司、公用事業公司和能源貿易公司提供清潔、安全和負擔得起的液化天然氣。我們希望以安全和負責任的方式開展業務，為我們的客户提供可靠、有競爭力和綜合的液化天然氣來源。
液化天然氣是液態天然氣(甲烷)。我們生產的液化天然氣被運往世界各地，重新轉化為天然氣(稱為“再氣化”)，然後通過管道運輸到家庭和企業，用作取暖、烹飪和其他工業用途必不可少的能源，並作為間歇性能源的備用。天然氣是一種燃燒更清潔、儲量豐富、價格合理的能源。當液化天然氣被轉換回天然氣時，它可以代替煤炭使用，這減少了傳統上燃燒化石燃料產生的污染量，比如進入我們呼吸的空氣的二氧化硫和顆粒物。此外，與煤炭相比，它產生的碳排放要少得多。通過液化天然氣，我們能夠將其體積減少600倍，這樣我們就可以將其裝載到專門設計的液化天然氣運輸船上，以保持液化天然氣的低温和液態，以便高效地向海外運輸。
根據我們液化設施的總生產能力，我們是美國最大的液化天然氣生產商和全球第二大液化天然氣運營商，截至2023年12月31日，液化設施的總生產能力約為4500萬噸/年。
我們擁有並運營一家天然氣液化和出口設施，位於路易斯安那州卡梅隆教區的Sabine Pass(The“Sabine Pass LNG終端”)，世界上最大的液化天然氣生產設施之一，通過我們在CQP的所有權權益和與CQP的管理協議，CQP是我們於2007年成立的上市有限合夥企業。截至2023年12月31日，我們擁有CQP 100%的普通合夥人權益、48.6%的有限合夥人權益和100%的激勵分配權。Sabine Pass LNG終端有6個運營列車，總生產能力約為3000萬噸LNG(“SPL項目”)。Sabine Pass LNG終端還擁有運營中的再氣化設施，包括五個總容量約為17bcfe的液化天然氣儲罐和約4bcf/d的再氣化能力的氣化器，以及三個海上泊位，其中兩個泊位可容納名義容量高達266,000立方米的船隻，第三個泊位可容納名義容量高達200,000立方米的船隻。我們還擁有並通過CQP的子公司CTPL運營，CQP是一條94英里長的天然氣供應管道，將Sabine Pass LNG終端與幾條州際和州內管道(“克里奧爾步道管道”).
此外，我們擁有並運營一家位於德克薩斯州科珀斯克里斯蒂附近的天然氣液化和出口設施(The“科珀斯克里斯蒂液化天然氣碼頭”)通過CCL，該公司擁有天然氣液化設施，包括三列運行中的列車，總生產能力約為1500萬噸液化天然氣，三個液化天然氣儲罐，總容量約為10bcfe，以及兩個海上泊位，每個泊位可容納名義容量高達266,000立方米的船隻。我們正在建設科珀斯克里斯蒂液化天然氣終端的擴建(《語料庫克里斯蒂第三階段計劃》)7列中型列車，預計液化天然氣總產能超過1000萬噸/年。我們還擁有並通過CCP運營一條21.5英里長的天然氣供應管道，將科珀斯克里斯蒂液化天然氣終端與幾條州際和州內天然氣管道(《科珀斯·克里斯蒂管道》連同科珀斯克里斯蒂液化天然氣碼頭和科珀斯克里斯蒂第三階段項目的火車、儲罐和海上泊位，“CCL項目”).
我們與客户的長期合作構成了我們業務的基礎，併為我們提供了可觀、穩定、長期的現金流。根據SPA和IPM協議，我們已經承包了我們幾乎所有的預期產能，根據SPA，我們的客户通常需要就合同數量支付固定費用，而無論他們選擇取消或暫停交付LNG貨物，根據IPM協議，天然氣生產商以全球LNG或天然氣指數價格減去固定液化費、運輸和其他成本向我們銷售天然氣。水療中心還有一個可變費用部分，其結構通常是為了支付生產液化天然氣所消耗的天然氣購買、運輸和液化燃料的成本。由於我們生產液化天然氣的大部分原料來自美國，這些合同的結構有助於限制我們受到美國天然氣價格波動的影響。通過我們的SPA和IPM協議，我們已經簽訂了大約95%的SPL項目和CCL項目預期總產量的合同(統稱為“液化工程”到本世紀30年代中期，加權平均剩餘壽命約為16年
2023年12月31日，不包括期限不到10年的合同中的數量，以及合同規定的超出目前在建或運營的額外液化能力的數量。我們還通過我們的綜合營銷功能，營銷和銷售未由CCL或SPL承包的液化項目生產的液化天然氣。
我們仍然專注於安全、卓越的運營和客户滿意度。對液化天然氣不斷增長的需求使我們能夠以一種有財務紀律的方式擴大我們的液化基礎設施。由於消除瓶頸和其他優化項目，我們的液化項目增加了可用的液化能力。我們相信，這些因素為我們未來客户合同組合的進一步增長奠定了基礎。我們在Sabine Pass LNG終端和Corpus Christi LNG終端都持有大量土地，這為進一步擴大液化能力提供了機會。2023年3月，我們的某些子公司根據《天然氣法》(The Natural Gas Act)向FERC提交了一份申請《NGA》與CCL項目相鄰的擴建項目，包括兩列中型列車，預計總生產能力約為300萬噸液化天然氣(“CCL中型列車8、9項目”)。此外，2023年5月，CQP的某些子公司根據《國家環境政策法》(《國家環境政策法》)與SPL項目相鄰的擴建項目，其潛在生產能力最高可達液化天然氣總產能的約20 Mtpa，包括估計的消除瓶頸機會(“SPL擴建項目”)。發展CCL中型列車8和9項目、SPL擴建項目或其他項目，包括支持天然氣供應和液化天然氣需求的基礎設施項目，將需要可接受的商業和融資安排，然後我們才能做出積極的FID。
我們的業務戰略
我們的主要業務戰略是成為向全球終端客户提供全方位服務的液化天然氣供應商。我們通過擁有、建設和運營液化天然氣和天然氣基礎設施來實現這一目標，以滿足我們長期客户的能源需求，並：
•安全、高效、可靠地運營和維護我們的資產；
•向我們的設施採購天然氣和管道運輸能力；
•通過目的地的靈活性、不提貨的選擇以及價格和地理位置的多樣性為客户提供價值；
•繼續獲得長期客户合同，以支持我們計劃的擴張，包括在Corpus Christi第3階段項目之外的潛在擴張項目的FID；
•安全、按時、按預算完成建設項目；
•最大限度地提高液化天然氣的產量以服務於我們的客户，併產生穩定的收入和運營現金流；
•保持靈活的資本結構，為收購、開發、建設和運營供應客户所需的能源資產提供資金；
•執行我們的“以上所有”資本分配戰略，重點是加強我們的資產負債表，為有財務紀律的增長提供資金，並將資本返還給我們的股東；
•從戰略上確定可行的、經濟的環境解決方案。
我們的業務
我們於2016年2月發運了第一批LNG貨物，截至2024年2月16日，液化項目已累計生產、裝船和出口約3280批LNG貨物，總計超過2.25億噸。我們的液化天然氣已運往全球39個國家和地區。
下面是對我們業務的討論。有關我們與這些業務相關的合同義務和現金需求的進一步討論，請參閲流動性與資本資源項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析
薩賓帕斯液化天然氣終端
液化設施及擴建工程
Sabine Pass LNG終端，如上文標題下所述一般信息，是世界上最大的液化天然氣生產設施之一，擁有6列火車、5個儲罐和3個船用泊位。此外，2023年5月，CQP的某些子公司根據《國家環境政策法》就SPL擴建項目向FERC進入備案前審查程序。
以下彙總了我們從FERC獲得的在SPL項目選址、建造和運營列車的批准的天然氣數量，以及我們從能源部收到的授權從Sabine Pass LNG終端通過船隻出口國內生產的LNG的訂單，截至2050年12月31日：
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| FERC批准的卷 | | 能源部批准的數量 |
| (Bcf/Yr) | | (Mtpa) | | (Bcf/Yr) | | (Mtpa) |
| 自貿區國家 | 1,661.94 | | 33 | | 1,661.94 | | 33 |
| 非自貿協定國家 | 1,661.94 | | 33 | | 1,661.94 | | 33 |
天然氣供應、運輸和儲存
SPL通過長期天然氣供應協議，包括IPM協議，獲得了SPL項目的天然氣原料。SPL第五階段還簽訂了提供SPL擴建項目的IPM協議，但Cheniere必須在SPL擴建項目的第一列列車上取得積極的FID。此外，為了確保SPL能夠將天然氣原料運輸到SPL項目並管理庫存水平，它已與第三方和CTPL簽訂了固定的管道運輸和儲存合同。
再氣化設施
Sabine Pass LNG終端，如上文標題下所述一般信息，運營再氣化能力約為4bcf/d，總液化天然氣儲存能力約為17bcfe。SPLNG與TotalEnergie Gas&Power North America，Inc.簽訂了一份長期的第三方TUA，每天1 Bcf。“總能量”)，根據該協議，TotalEnergy必須支付固定的月費，無論它是否使用了它保留的再氣化能力。在2022年12月31日取消之前，SPLNG還與雪佛龍美國公司(Chevron U.S.A.Inc.)簽訂了1 Bcf/d的TUA。(《雪佛龍》)。SPL在TUA下保留了大約2bcf/d的剩餘容量，SPL還與TotalEnergy簽訂了部分TUA分配協議，如中進一步描述的那樣注13--收入我們的合併財務報表附註。
科珀斯克里斯蒂液化天然氣碼頭
液化設施和擴建工程
Corpus Christi LNG終端，如上文標題下所述一般信息包括三列火車、三個儲油罐、兩個海上泊位和建設科珀斯克里斯蒂第三階段項目，其中包括七列中型火車。此外，在2023年3月，我們的某些子公司根據NGA向FERC提交了CCL中型列車8和9項目的申請。
下表彙總了截至2023年12月31日科珀斯克里斯蒂第三階段項目的項目竣工和建設狀況：
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| 項目總完成率 | | 51.4% |
| 完成百分比： | | |
| 工程學 | | 83.7% |
| 採購 | | 72.2% |
| 分包工程 | | 66.9% |
| 施工 | | 11.1% |
| 預計基本完工日期 | | 2025年第二季度/第三季度-2026年下半年 |
以下彙總了我們從FERC獲得的在CCL項目選址、建造和運營列車的批准的天然氣數量，以及我們從能源部收到的授權從Corpus Christi LNG終端通過船隻出口國內生產的LNG的訂單，截至2050年12月31日：
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| FERC批准的卷 | | 能源部批准的數量 |
| (Bcf/Yr) | | (Mtpa) | | (Bcf/Yr) | | (Mtpa) |
| CCL項目的1至3次列車： | | | | | | | |
| 自貿區國家 | 875.16 | | 17 | | 875.16 | | 17 |
| 非自貿協定國家 | 875.16 | | 17 | | 875.16 | | 17 |
| 語料庫克里斯蒂第三階段項目： | | | | | | | |
| 自貿區國家 | 582.14 | | 11.45 | | 582.14 | | 11.45 |
| 非自貿協定國家 | 582.14 | | 11.45 | | 582.14 | | 11.45 |
天然氣供應、運輸和儲存
CCL通過長期天然氣供應協議，包括IPM協議，獲得了Corpus Christi LNG終端的天然氣原料。此外，為了確保CCL能夠將天然氣原料運輸和管理到Corpus Christi LNG終端，它已經簽署了運輸先例和其他協議，以確保從第三方和CCP那裏獲得穩固的管道運輸和儲存能力。
營銷
我們通過Cheniere營銷，我們的綜合營銷功能，向其他客户營銷和銷售液化項目生產的液化天然氣，這些液化項目沒有被CCL或SPL承包。我們擁有並將繼續開發一系列長期、中期和短期SPA，將商業LNG貨物運輸和交付到世界各地。
顧客
我們的客户信用風險超過總收入的10%的集中程度如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 外部客户總收入的百分比 |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
BG墨西哥灣沿岸液化天然氣有限責任公司及其附屬公司 | | | | | | * | | * | | 12% |
Naturgy LNG GOM有限公司 | | | | | | * | | * | | 12% |
韓國天然氣公司 | | | | | | * | | * | | 10% |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
*低於10%
所有上述客户都通過SPA合同為我們的液化天然氣收入做出了貢獻。
有關我們客户合同的更多信息，請參閲流動性與資本資源項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析注21-客户集中度我們的合併財務報表附註。
政府監管
我們的液化天然氣終端和管道受到聯邦、州和地方法規、規則、法規和法律的廣泛監管。這些法律要求我們與適當的聯邦和州機構進行協商，並獲得和維護適用的許可證和其他授權。這些嚴格的監管要求增加了建設和運營的成本，如果不遵守這些法律，可能會導致重大處罰和/或失去必要的授權。
聯邦能源管理委員會
我們液化設施的設計、建造、運營、維護和擴建，液化天然氣的進出口，以及通過我們的管道(包括我們的克里奧爾管道)在州際商業中購買和運輸天然氣
TRAIL管道和科珀斯克里斯蒂管道)是受到嚴格監管的活動，根據NGA，受到FERC的管轄。根據NGA，FERC的管轄權一般延伸到州際商業中的天然氣運輸、州際商業中為轉售而銷售的天然氣、從事此類運輸或銷售的天然氣公司以及液化天然氣終端和州際天然氣管道的建設、運營、維護和擴建。
FERC監管州際天然氣管道及其提供的服務的權力一般包括以下監管：
•天然氣運輸、儲存和相關服務的費率和收費以及條款和條件；
•新設施的認證和建造以及現有設施的改造；
•服務和設施的擴展和廢棄；
•管理會計和財務報告條例，包括維持賬目和記錄；
•購置和處置設施；
•服務的開始和終止；以及
•各種其他的事情。
根據NGA，我們的管道不允許在費率或服務條款和條件方面不適當地歧視或給予任何託運人，包括我們自己的營銷附屬公司。這些費率、條款和條件必須是公開的，並提交給FERC。與管道監管相反，FERC不要求液化天然氣終端所有者以基於成本或受監管的費率提供開放接入服務。儘管制定FERC在這一領域政策的條款已於2015年1月1日到期，但我們沒有看到FERC打算改變其在這一領域的政策的跡象。2022年2月18日，FERC更新了1999年關於新的州際天然氣設施認證的政策聲明和FERC決策過程的框架，修改了FERC用來評估申請的標準，將合理可預見的温室氣體(“温室氣體”)可歸因於該項目的排放量以及該項目對環境正義社區的影響。2022年3月24日，FERC撤銷了政策聲明，重新發布了草案，目前仍懸而未決。目前，我們預計這不會對我們的運營產生實質性的不利影響。
我們被允許根據FERC頒發的全面營銷證書在州際商業中轉售天然氣，同時向我們的營銷附屬公司頒發了我們的公共便利性和必要性證書。我們的天然氣銷售將受到管道運輸的可用性、條款和成本的影響。如上所述，獲得管道運輸的價格和條款受到廣泛的聯邦和州監管。
為了選址、建造和運營我們的液化天然氣終端，我們獲得了FERC根據NGA第3條的授權，並被要求保持授權，以及其他材料政府和監管部門的批准和許可。2005年能源政策法案(The Energy Policy Act Of 2005)“EPAct”）修訂了NGA第3條，以建立或澄清FERC批准或拒絕LNG接收站選址、建設、擴建或運營申請的專屬權力，除非EPAct對NGA的修訂另有明確規定。 例如，對NGA的EPAct修正案中沒有任何內容旨在影響與任何其他聯邦機構的權力或與LNG接收站有關的責任或根據聯邦法律行事的州的責任有關的其他適用法律。
於2023年3月，我們的若干附屬公司根據NGA向FERC提交CCL中型列車8及9號項目的申請。 於二零二三年五月，CQP的若干附屬公司根據《國家環境政策法》就SPL擴建項目進入FERC的備案前審查程序。
聯邦能源管理委員會的行為標準適用於與從事天然氣營銷職能的子公司進行傳輸交易的州際管道。 FERC行為標準的一般原則是：（1）獨立運作，要求傳輸職能員工獨立於營銷職能員工運作;（2）無渠道規則，禁止將傳輸職能信息傳遞給營銷職能員工;（3）透明度，其強加了張貼要求以檢測由於非公開傳輸功能信息的不適當披露而導致的不適當偏好。 我們已制定所需的政策、程序和培訓，以遵守FERC的行為標準。
我們所有的FERC建設、運營、報告、會計和其他受監管活動都受到FERC的審計，FERC可能會進行例行或特殊檢查，併發出數據請求，以確保遵守FERC規則、法規、政策和程序。 根據NGA，FERC的管轄權允許其對任何違反NGA和FERC的任何規則，法規或命令的行為處以民事和刑事處罰，每次違規行為每天高達約130萬美元，包括違反NGA禁止市場操縱的任何行為。
在我們的LNG接收站和管道的整個生命週期內，還需要獲得其他幾項政府和監管機構的批准和許可。 此外，我們的FERC命令要求我們在設施的整個生命週期內遵守某些持續條件、報告義務並保持其他監管機構的批准。 例如，在我們的液化天然氣終端和管道的整個使用壽命期間，我們必須定期向聯邦能源管理委員會（FERC）、交通部（“DOT”管道和危險材料安全管理局（“PHMSA”）以及適用的聯邦和州監管機構對我們設施的運營和維護進行監督。 到目前為止，我們能夠根據需要獲得並保持所需的批准，這些批准和報告義務的需要並沒有對我們的建設或運營產生重大影響。
DOE出口許可證
能源部已授權從Sabine Pass LNG接收站通過船舶出口國內生產的LNG，如 Sabine Pass LNG接收站—液化設施， 和科珀斯克里斯蒂液化天然氣接收站，如 科珀斯克里斯蒂液化天然氣碼頭—液化設施。 雖然預計不會發生，但出口授權的喪失可能是我們SPA下的不可抗力事件。
根據NGA第3條，向自由貿易協定國家出口天然氣的申請，允許天然氣貿易的國民待遇，“被視為符合公共利益”，並應由能源部批准，不得“修改或延遲”。 能源部目前承認的液化天然氣出口自由貿易區國家包括澳大利亞、巴林、加拿大、智利、哥倫比亞、多米尼加共和國、薩爾瓦多、危地馬拉、洪都拉斯、約旦、墨西哥、摩洛哥、尼加拉瓜、阿曼、巴拿馬、祕魯、大韓民國和新加坡。 與以色列和哥斯達黎加的自由貿易協定不要求天然氣貿易的國民待遇。 向非自由貿易協定國家出口液化天然氣的申請由能源部在通知和評論程序中進行審議，公眾和其他幹預者有機會發表評論，並可以聲稱這種授權不符合公共利益。 2024年1月，拜登政府宣佈暫停對非自由貿易協定國家出口液化天然氣的未決決定，直到能源部能夠更新授權的基本分析。 我們不認為暫停將對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流或流動性產生重大不利影響。 CCL中型列車8號及9號項目是我們目前唯一尚待能源部批准的非自由貿易協定出口項目，惟有關批准須首先獲得聯邦能源管理委員會的監管許可批准，以迴應我們於2023年3月提出的正式申請。 我們預計未來將就SPL擴建項目向DOE尋求非FTA出口授權，並已於2023年5月進入FERC的備案前審查程序。 看到 Sabine Pass LNG接收站和科珀斯克里斯蒂液化天然氣碼頭FERC和能源部的上述章節批准了我們現有液化項目的數量。
管道和危險材料安全管理
我們的液化天然氣終端以及克里奧爾步道管道和科珀斯克里斯蒂管道都受到PHMSA的監管。PHMSA由適用的管道安全法律授權，為某些管道和液化天然氣設施建立最低安全標準。PHMSA制定的監管標準適用於影響州際或對外貿易的天然氣和危險液體管道設施以及液化天然氣設施的設計、安裝、測試、建設、運營、維護和管理。PHMSA還制定了培訓、工人資格和報告要求。
PHMSA對管道和液化天然氣設施進行檢查，並有權採取執法行動，包括對每個違規行為每天處以最高約266,000美元的民事罰款，對任何相關係列違規行為的最高行政民事罰款約為270萬美元。
其他政府許可、批准和授權
Sabine Pass LNG終端和Corpus Christi LNG終端的建設和運營需要由包括美國陸軍交通部在內的各個聯邦和州機構頒發額外的許可證、命令、批准和諮詢
工兵隊(“USACE”)、美國商務部、國家海洋漁業局、美國內政部、美國魚類和野生動植物管理局、美國環境保護局(The“環境保護局”)、美國國土安全部、路易斯安那州環境質量部(The“LDEQ”)，德克薩斯州環境質量委員會(“TCEQ”)和德克薩斯州鐵路委員會。
美國環境保護署根據《清潔水法》(“CWA”)(第404條)和《河流和港口法》(第10條)。環保局執行《清潔空氣法》(“CAA”)，並已授權TCEQ和LDEQ頒發第五章經營許可證和防止重大變質許可證。這兩個許可證是由LDEQ為Sabine Pass LNG終端和CTPL頒發的，以及由TCEQ為CCL項目頒發的。
商品期貨交易委員會(“CFTC”)
《多德-弗蘭克華爾街改革和消費者保護法》(The Dodd-Frank Wall Street改革and Consumer Protection Act《多德-弗蘭克法案》)修訂了《商品交易法》，規定對場外衍生品市場和參與這些市場的實體(如我們)進行聯邦監管。CFTC根據《多德-弗蘭克法案》制定了多項規定，包括投機頭寸限制規則。鑑於投機頭寸限制規則的頒佈，以及多德-弗蘭克法案下其他規則和法規的影響，這些規則和法規對我們業務的影響仍然不確定，但預計不會有實質性的影響。
根據多德-弗蘭克法案的要求，CFTC和聯邦銀行監管機構還通過了規則，要求掉期交易商(根據多德-弗蘭克法案的定義)，包括受監管的金融機構，向作為金融最終用户、註冊掉期交易商或主要掉期參與者的交易對手收取未清算掉期的初始和/或變動保證金。這些規則不要求向符合強制性結算要求的最終用户例外的非金融實體最終用户收取保證金，或在某些情況下向非金融最終用户或某些其他交易對手收取保證金。就我們為對衝商業風險而進行的掉期交易而言，我們有資格成為非金融實體最終用户。
根據多德-弗蘭克法案，CFTC通過了額外的反操縱和反破壞性交易行為法規，其中禁止在期貨、期權、掉期和現貨市場上進行操縱、欺詐性或欺詐性計劃或重大失實陳述。此外，與《多德-弗蘭克法案》不同，我們對大宗商品的期貨和期權的使用須遵守《商品交易法》和CFTC法規，以及執行上述任何工具的期貨交易所的規則。如果我們違反了這些法律法規中的任何一項，我們可能會受到CFTC或交易所的執法行動和實質性處罰，可能會導致我們可以收取的費率發生變化。
英國/歐洲法規
我們的歐洲貿易活動，主要在英國設立和運營(“英國”)，受多項歐盟(“歐盟”)和英國法律法規，包括但不限於：
•歐洲市場基礎設施監管旨在增加歐洲經濟區的透明度和穩定性(“歐洲經濟區”)衍生品市場；
•《能源批發市場誠信和透明度條例》，禁止歐洲經濟區能源批發市場的市場操縱和內幕交易，並對活躍在這些市場的參與者施加各種透明度和其他義務；
•金融工具市場指令和監管(《MiFID II》)，其中規定了整個歐洲經濟區的金融服務框架，包括對從事與某些金融工具有關的投資服務和活動的公司的規則，包括一系列商品衍生品；以及
•市場濫用監管，旨在建立一個更完善的市場濫用框架，並普遍適用於在歐洲經濟區交易場所上市或交易的所有金融工具(“交易工具”)以及以交易工具的價格或價值定價或影響其價格或價值的其他場外金融工具。
繼英國“S”離開歐盟(“英國退歐”)，複製了英國作為歐盟成員國(和過渡期)時適用於整個歐盟的規則，但須作出某些修訂，以創建一套僅適用於聯合王國的平行規則。因此，我們受到兩套基於相同規則的實質上相似的規則的約束
基礎立法：(I)一套適用於歐洲經濟區的規則(即不包括英國)(《歐洲經濟區規則》)；及。(Ii)一套只適用於英國的規則(“英國的岸上規則”).
只要我們的交易活動與歐洲經濟區有聯繫，我們就遵守歐洲經濟區的規則。然而，由於我們的貿易活動主要是在英國以外進行的，在日常基礎上影響和適用於我們的主要規則是英國境內規則。
特別是，根據英國離岸規則，根據英國MIFID II從事投資服務和活動的公司必須獲得授權，除非適用豁免。我們符合豁免的標準，因此不需要根據英國MIFID II獲得授權。
除了英國的在岸規則外，我們還受到一個單獨的、特定於英國的制度的約束，該制度不是基於先前的歐盟/歐洲經濟區立法。這主要列於英國《2000年S金融服務及市場法令》(“FSMA”)及“2000年金融服務及市場法令2001(受規管活動)令”(“饒”)，其中包括管理英國金融服務和市場的監管，並載有受監管的特定類型的活動和產品的最終清單。根據這些英國特有的規定，從事受監管活動的公司必須獲得授權，除非適用排除。根據適用的排除，我們符合資格，因此不需要根據英國FSMA/RAO制度進行授權。
2022年12月，歐盟頒佈了法規，其中包括建立了針對過高的液化天然氣價格的市場糾正機制，並規定了通過新的報告義務收集信息，這些義務將被用來提供新的液化天然氣定價評估/基準。適用的法規載於理事會條例(EU)2022/2576-2581。此類法規對我們業務的影響仍不確定，但預計不會有實質性影響。
違反上述法律和法規可能導致調查、可能的罰款和處罰，在某些情況下，還可能導致刑事犯罪和聲譽損害。
英國退歐與對等
如上所述，英國於2020年1月31日不再是歐盟成員國。2020年12月24日，歐盟和英國就管理歐盟和英國之間持續關係的某些協議和宣言的條款達成原則協議，其中包括歐盟-英國貿易和合作協議(The EU-UK Trade and Cooperation Agreement)(The“TCA”)。TCA的範圍有限；尤其是TCA沒有為金融服務部門作出任何有意義的規定。英國S未來與歐盟和其他國家的經濟、貿易和法律關係的某些方面仍然存在不確定性。
《2023年金融服務和市場法案》(《FSMA 2023》)於2023年6月進入英國法律。FSMA 2023年是英國S退歐後金融立法和監管格局的框架。它的目的是為英國金融服務和市場制度的重大改革和重組奠定基礎。這些變化包括廢除保留的歐盟法律，為此類市場的監管機構引入新的權力和目標，以及一些與金融市場基礎設施運營商和市場參與者相關的措施。更改將依據附屬立法或由監管機構直接實施。 然而，目前還無法確定任何此類行動是否會對我們的業務產生實質性影響。
環境監管
我們的液化天然氣終端必須遵守與環境和自然資源保護相關的各種聯邦、州和地方法律法規。這些環境法律和法規可能會影響運營的成本和產出，並可能對不遵守規定的行為施加重大處罰，並對污染承擔重大責任，如風險因素中進一步描述的那樣現有和未來的安全、環境和類似的法律和政府法規可能導致合規成本增加或額外的運營成本或建設成本和限制在……裏面與法規有關的風險在第1A項內。風險因素。其中許多法律和條例，如下文所述的法律和條例，限制或禁止對環境的影響或可排放到環境中的物質的類型、數量和濃度，並可能導致對不遵守規定的大量行政、民事和刑事罰款和處罰。
《清潔空氣法》
我們的液化天然氣終端受聯邦CAA以及類似的州和地方法律的約束。我們可能需要在未來幾年為空氣污染控制設備支付某些資本支出，以維持或獲得解決與空氣排放有關的問題的許可和批准。然而，我們不認為任何這樣的要求會對我們的運營或我們液化設施的建設和運營產生實質性的不利影響。
2022年2月28日，美國環保局取消了《國家有害空氣污染物排放標準》(“NESHAP”)位於危險空氣污染物主要污染源的固定式燃氣輪機的YYYY小節(“HAP”）排放。 2003年1月14日之後安裝的主要HAP源的貧再混合燃氣輪機和擴散火焰燃氣輪機的所有者和運營商必須在2022年3月9日之前遵守NESHAP子部分YYYY，並在2022年9月5日之前證明初步符合這些要求。 我們不認為我們的液化設施的建設和運營將受到該等監管行動的重大不利影響。
我們支持通過法規逐步減少温室氣體排放。 自2009年以來，美國環保署頒佈並最終確定了多項與我們設施的温室氣體排放報告和減排相關的温室氣體排放法規。 2023年12月2日，美國環保署發佈了最終規則，以減少甲烷和揮發性有機化合物（“揮發性有機化合物”石油和天然氣部門新的、現有的和經改造的排放源的排放量。 這些法規將要求對我們的壓縮機站的甲烷和揮發性有機化合物排放進行監測。 我們相信該等規例不會對我們的營運、財務狀況或經營業績造成重大不利影響。
國會不時審議旨在減少温室氣體排放的立法提案。 2022年8月16日，美國總統拜登簽署了H.R. 5376（P.L.）2019 - 02 - 22 00：00：00 00：00（“愛爾蘭共和軍”），其中包括對根據EPA的温室氣體排放報告計劃第98部分法規報告其温室氣體排放的設施的甲烷排放超過一定甲烷強度閾值的費用。 2024年的收費標準為每公噸甲烷900美元，2025年為每公噸1,200美元，2026年及以後增加到每公噸1,500美元。 2024年1月，美國環保署發佈了一項擬議規則，以徵收和收集IRA授權的甲烷排放費。 我們不相信甲烷費用將對我們的營運、財務狀況或經營業績產生重大不利影響。
海岸帶管理法（“CZMA”)
我們在沿海地區內的LNG接收站選址和建設須遵守CZMA的要求。 CZMA由各州管理（路易斯安那州由自然資源部管理，德克薩斯州由土地總局管理）。 該計劃的實施是為了確保對沿海地區的影響符合CZMA管理沿海地區的意圖。
《清潔水法》
我們的LNG接收站受聯邦CWA以及類似的州和地方法律的約束。 CWA對排放污染物到美國可航行水域實施嚴格控制，包括排放廢水和雨水徑流以及填充/排放到美國水域。 在向州和聯邦水域排放污染物之前必須獲得許可證。 CWA由EPA、USACE和各州（路易斯安那州由LDEQ管理，德克薩斯州由TCEQ管理）管理。 CWA監管計劃，包括各州實施的第404條疏浚和填充許可計劃和第401條水質認證計劃，經常受到機構解釋和法律挑戰的影響，有時可能導致許可延誤。
資源保護和恢復法（RCRA)
聯邦RCRA和類似的州法規管理固體和危險廢物的產生、處理和處置，並要求對釋放到環境中的廢物採取糾正措施。 當該等廢物與我們的設施營運有關時，我們須遵守影響該等廢物的處理、運輸、處理、儲存及處置的監管規定。
物種、濕地和濕地保護
各種聯邦和州法規，如《瀕危物種法》、《候鳥條約法》、《CWA》和《石油污染法》，禁止可能對瀕危或受威脅的動物、魚類和植物物種和/或其指定棲息地、濕地或其他自然資源產生不利影響的某些活動。 如果我們的LNG接收站或管道對受保護物種或其棲息地產生不利影響，我們可能需要制定並遵循計劃以避免這些影響。 在這種情況下，選址、施工或運營可能會延遲或受到限制，並導致我們承擔增加的成本。
目前無法預測未來的法規或立法將如何解決物種、棲息地和濕地保護問題，並影響我們的業務。 然而，我們並不認為該等監管行動會對我們的營運或液化設施的建設及營運造成重大不利影響。
市場因素與競爭
市場因素
我們是否有能力進入更多的長期水療中心以支持更多列車的開發、通過Cheniere Marketing銷售液化天然氣或開發新項目的能力取決於市場因素。這些因素包括全球天然氣、液化天然氣及替代產品供需情況的變化，北美和國際市場天然氣、原油和替代產品的相對價格，歐盟和其他地區能源安全需求的程度，發電燃料從煤、核能或石油轉向天然氣的速度，以及全球經濟增長以及從化石能源生產和消費系統向替代能源過渡的速度等其他主導因素。此外，我們能否獲得額外資金來執行我們的業務戰略，取決於投資界對液化天然氣和天然氣基礎設施的投資胃口，以及我們進入資本市場的能力。
我們預計，隨着各國尋求更豐富、更可靠、更環保的燃料替代石油和煤炭，全球對天然氣和液化天然氣的需求將繼續增加。全球各地的市場參與者都表現出了對環境目標的承諾，這與我們認為對液化天然氣需求和基礎設施增長具有建設性的許多政策舉措一致。目前，歐洲、亞洲和拉丁美洲正在向在建的天然氣項目投入大量資金，更多資金繼續用於全球計劃中的項目。在歐洲，有各種計劃在短期內安裝超過8500萬噸的進口能力，以確保獲得液化天然氣，並取代俄羅斯的天然氣進口。在印度，有超過1.1萬公里的天然氣管道正在建設中，以擴大天然氣分配網絡，增加獲得天然氣的機會。而在中國，已經投入了數十億美元，預計將在天然氣價值鏈上進一步投入數千億美元，以促進增長，減少有害排放。此外，由於上游資源枯竭，美國以外的一些現有綜合液化設施一直在經歷與原料氣減少有關的問題。這些工廠對全球供應的貢獻一直在減少，預計液化天然氣供應的增長將有助於支撐這些短缺。
由於這些動態，我們預計天然氣和液化天然氣將繼續在滿足未來能源需求方面發揮重要作用。在2023年第三季度發佈的預測中，Wood Mackenzie Limited(《WoodMac》)預測，全球對液化天然氣的需求將增長約60%，從2022年的約411 Mtpa或19.7Tcf增加到2040年的657 Mtpa或31.5 Tcf，並在2050年增至709 Mtpa或34 Tcf。在2023年第三季度發佈的預測中，WoodMac還預測，現有運營設施和已經在建的新設施的液化天然氣產量將能夠在2040年供應市場約5.44億噸/年，到2050年降至4.77億噸/年。這可能導致市場需要到2040年再建設約11300萬噸/年的液化天然氣產量，到2050年增加約231萬噸/年的液化天然氣產量。作為一種比煤炭或液體燃料排放更低的清潔發電燃料，我們預計天然氣和液化天然氣將在平衡電網方面發揮核心作用，作為間歇性能源的後備，併為全球低碳能源體系做出貢獻。我們相信，我們液化項目未承諾產能的資本和運營成本，以及我們在Sabine Pass和Corpus Christi擬議的擴建項目，在全球範圍內與新擬議的項目相比具有競爭力，我們處於有利地位，能夠抓住這一增量市場需求的一部分。
我們對油價走勢的敞口有限，因為我們已經根據與Henry Hub掛鈎的長期買賣協議簽約了相當大一部分液化天然氣產能。這些協議包含固定費用，即使客户選擇取消或暫停交付LNG貨物，也必須支付這些費用。通過我們的SPA和IPM協議，我們已經簽訂了到本世紀30年代中期液化項目預期總產量的約95%，截至2023年12月31日的加權平均剩餘壽命約為16年，不包括數量
從合同期限不到10年的合同和數量來看，在目前正在建設或運營的基礎上，還需要額外的液化能力。
競爭
儘管我們的SPA具有長期性，但當SPL、CCL或我們的綜合營銷職能部門需要更換或修改任何現有的SPA或進入新的SPA時，它們將以當時LNG的每合同量價格為基礎，相互競爭，並與世界各地的其他天然氣液化項目競爭。與任何增量數量相關的收入，包括通過我們的綜合營銷職能銷售的收入，也將受到基於市場的價格競爭的影響。與我們競爭的許多公司都是大型能源公司，它們比我們擁有更長的運營歷史、更多的開發經驗、更高的知名度、更多的財務、技術和營銷資源，以及更多進入液化天然氣市場的機會。
企業責任
如中所述市場因素與競爭我們預計，隨着各國尋求更豐富、更可靠、更環保的燃料替代石油和煤炭，全球對天然氣和液化天然氣的需求將繼續增加。我們的願景是向世界提供清潔、安全和負擔得起的能源。這一願景支撐了我們對應對世界共同能源挑戰的關注--擴大全球清潔、安全和負擔得起的能源供應，改善空氣質量，減少排放，並支持向低碳未來的過渡。我們處理企業責任的方法遵循我們的氣候和可持續發展原則：透明度、科學性、供應鏈和卓越運營。2023年8月，我們發佈了連接的力量，我們的第四個企業責任(“CR”)報告，其中詳細説明瞭我們在ESG事項上的做法和進展。我們的CR報告可在www.cheniere.com/our-responsibility/reporting-center.上查閲我們網站上的信息，包括CR報告，並未以參考方式併入本Form 10-K年度報告中。有關社會和治理事項的進一步討論，請參見 人力資本資源.
我們的氣候戰略是衡量和減少排放-更好地定位我們的液化天然氣供應，以在更低碳的未來保持競爭力，為我們的世界各地的客户提供能源、經濟和環境安全。為了最大限度地提高我們液化天然氣的環境效益，我們認為，基於對我們液化天然氣排放狀況的準確和全面評估，制定未來的氣候目標和戰略非常重要，這一評估涵蓋了供應鏈中的所有步驟。
因此，我們與天然氣中游公司、技術提供商和領先的學術機構就生命週期評估(“LCA”)模型、量化、監測、報告和核查(“QMRV”)温室氣體排放和其他研發項目。我們還共同創建和贊助了能源排放建模和數據實驗室(“EEMDL”)，這是一個由德克薩斯大學奧斯汀分校與科羅拉多州立大學和科羅拉多礦業學院合作領導的多學科研究和教育倡議。此外，我們開始提供貨物排放標籤(“CE標籤”)，並於2022年10月加入石油和天然氣甲烷夥伴關係(“OGMP”)2.0，聯合國環境規劃署(“聯合國環境規劃署”)石油和天然氣甲烷排放報告和緩解倡議的旗艦舉措。
在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度內，我們與氣候舉措相關的全部增量支出，包括資本支出，對我們的合併財務報表並不重要。然而，隨着各國政府考慮和實施減少温室氣體排放的行動，以及向低碳經濟的過渡繼續發展，市場因素與競爭，我們預計我們未來氣候和可持續發展倡議的範圍和程度將相應地發展。雖然我們沒有發生與氣候變化相關的重大直接支出，但我們積極主動地管理氣候風險和機會，包括遵守現有和未來的政府法規。除了過渡風險外，我們還面臨與氣候變化的實際影響相關的某些商業和運營風險，例如暴露在惡劣天氣事件或天氣模式變化中。請看第1A項。風險因素以供進一步討論。
附屬公司
我們幾乎所有的資產都由我們的子公司持有。我們通過這些子公司開展大部分業務，包括開發、建設和運營我們的液化天然氣終端業務，以及開發和運營我們的液化天然氣和天然氣營銷業務。
人力資本資源
作為排名靠後的48家中的第一家美國液化天然氣公司，我們處於獨特的地位。作為先行者，我們投資於核心人力資本優先事項--吸引、吸引和發展不同的人才，建設一個包容和公平的工作場所--因為它們支撐着我們當前和未來的成功以及創造長期價值的能力。
截至2023年12月31日，我們擁有1,605名全職員工，其中1,511名在美國，94名在美國以外(主要是英國)。
我們的力量來自我們不同員工的集體專業知識，以及我們的核心價值觀，即團隊合作、尊重、責任、正直、靈活和安全(火車“)。我們的員工幫助推動我們的成功，建立我們的聲譽，建立我們的傳統，並履行我們對客户的承諾。通過實現職業機會、培訓、發展和具有競爭力的薪酬計劃，我們的目標是保持員工的敬業度。2023年，我們的自願流動率為6.1%。
我們的首席人力資源官負責監督人力資本管理。這包括我們在吸引和留住人才、獎勵和薪酬、員工關係、員工敬業度以及培訓和發展方面的做法。我們的首席合規和道德官負責監督多樣性、公平性和包容性(“天意“)計劃。兩位官員都向我們的董事會(我們的“董事會”)季度。
吸引人才、吸引人才和留住人才
我們的招聘策略專注於吸引多樣化和高技能的人才。我們提供有競爭力的薪酬和福利，並通過一系列實習、學徒和職業計劃努力培養和吸引強大的人才渠道。我們投資機會，通過贊助學徒和實習，幫助當地學生和服務不足的社區獲得專門技能，並創造當地就業機會。我們每年都會參與我們運營的地理區域的勞動力可用性研究，以確保當地勞動力的代表性。我們在內部和外部發布職位空缺，以吸引具有不同背景、技能和經驗的個人，併為推薦高素質候選人提供員工獎金。
我們管理和衡量組織的健康狀況，以期洞察員工的體驗、工作場所的滿意度以及對公司的參與感和包容性。鼓勵員工通過包括市政廳和熱線在內的多種反饋渠道分享想法和擔憂，這些渠道可以匿名聯繫到。來自這些渠道的見解被用來制定公司範圍和業務單位層面的人才發展計劃和培訓計劃。
薪酬和福利
我們為員工提供強有力的薪酬和福利計劃。除工資外，所有員工都有資格獲得年度獎金和股票獎勵。福利計劃因國家而異，包括401(K)計劃、醫療和保險福利、健康儲蓄和靈活支出賬户、帶薪假期、探親假、家庭護理資源、員工援助計劃和學費援助。我們將我們的年度激勵計劃與財務和非財務績效指標聯繫起來，包括但不限於ESG和DEI績效標準。
多樣性、公平性和包容性
我們致力於支持一種多元化和包容性的文化，在這種文化中，所有員工都能茁壯成長，感到受到歡迎和重視。為了創造這種環境，我們致力於平等就業機會，並遵守所有禁止工作場所歧視、騷擾和非法報復的聯邦、州和地方法律。我們的商業行為和道德準則、我們的培訓價值觀以及我們的歧視和騷擾以及平等就業機會政策表明，我們致力於建設一個包容性的工作場所，無論種族、信仰、國籍、性別和性取向或任何其他受我們政策保護的地位。我們致力於提供公平和公平的員工計劃，包括薪酬和福利。我們為高管和高級管理人員提供Dei培訓和對所有員工的無意識偏見培訓。此外，我們將繼續我們的“行動中的價值觀”努力，支持員工識別和實施與我們的列車價值觀一致的行動和行為。
通過我們的戰略招聘努力，我們吸引了具有不同背景、技能、經驗和專業知識的各種候選人。自2019年以來，我們的種族或民族多元化員工增加了28.4%，種族或民族多元化管理層增加了42%。在過去的五年中，女性僱員的比例穩定在26%。2023年，我們為Dei社區的努力捐贈了100多萬美元，其中約250,000美元被用於資助就讀於我們社區歷史上的黑人學院和大學的學生的獎學金計劃。此外，獎學金獲得者還有機會與員工建立聯繫，並申請暑期實習。我們還承諾提供其他獎學金和社區努力，以促進我們對Dei的承諾。
我們鼓勵我們的員工通過參與各種員工資源小組和員工網絡來利用他們獨特的背景。WILS(女性激勵領導力成功)、EPN(新興專業網絡)、文化冠軍團隊和MVN(軍事和退伍軍人網絡)等組織，是我們專注於退伍軍人的最新員工資源組織，有助於建立包容的文化。
發展和培訓
作為美國48個州的第一家液化天然氣出口商，我們面臨着發展自己的液化天然氣人才的獨特挑戰。 我們的學徒計劃為當地學生在LNG領域的職業生涯做好準備。 該計劃將課堂教育與培訓和現場學習經驗結合在一起。
我們努力為員工提供成功所需的所有工具和支持。 我們積極鼓勵員工擁有自己的職業生涯，併為此提供多種資源。 員工接受年中和年度績效評估，並經常進行非正式討論，以幫助他們實現職業目標。 我們還進行年度人才審查和繼任計劃會議，以確保滿足未來組織人才趨勢。 為了確保在高度監管的環境中安全、可靠和高效地運營，我們提供在線和特定地點的學習機會。 我們還為員工、領導者和高管提供有針對性的發展規劃，以鞏固內部人才管道和繼任計劃。
員工安全、健康和福利
我們的員工、承包商和社區的安全是我們的核心價值觀之一，並通過我們規定的安全計劃以及安全和健康相關程序來實施。 安全工作由我們的執行安全委員會領導，該委員會包括首席執行官、公司各部門的高級領導和我們各工廠的代表。 我們專注於不斷提高我們的業績。 截至2023年12月31日止年度，我們錄得零名僱員受傷及五名承辦商受傷。 我們的總可記錄事故率（員工和承包商合計）為0.10，根據勞工安全統計局的數據，我們處於行業基準的前四分之一。
為支持員工的健康，我們提供健康計劃，鼓勵員工保持積極的生活方式並設定個人健康目標。 激勵措施包括與健康、營養、情緒健康和疫苗接種相關的在線教育，以及對健身設備和健身房會員資格的補貼。 我們還提供乳房X光檢查、哺乳母親房間和現場生物特徵檢查。
可用信息
我們的普通股自2003年3月24日起公開交易，在紐約證券交易所交易，代碼為“LNG”。 我們的主要行政辦公室位於845 Texas Avenue，Suite 1250，Houston，Texas 77002，我們的電話號碼是（713）375-5000。 我們的網址是www.cheniere.com。 在我們根據《交易法》以電子方式向SEC提交這些材料或向SEC提供這些材料後，我們將在合理可行的情況下儘快向公眾提供我們的10-K表格年度報告、10-Q表格季度報告、8-K表格當前報告以及這些報告的修訂。 這些報告可通過我們的互聯網網站免費獲取。 我們的網站內容僅供參考。 該網站不應被依賴於投資目的，也不應通過引用併入本表格10-K。
我們還將免費向任何股東提供我們向SEC提交的10-K表格年度報告的副本。 如需本文件或任何其他文件的副本，請聯繫：Cheniere Energy，Inc.，投資者關係部，845德克薩斯大道套房1250，休斯頓，得克薩斯州77002或致電（713）375-5000。 證券交易委員會有一個網站（www.sec.gov），其中載有關於發行人的報告、代理和信息聲明以及其他信息。
此外，我們鼓勵您查閲我們的公司責任報告（位於我們的互聯網網站www.cheniere.com），瞭解有關我們的人力資本計劃和舉措以及我們與ESG相關的舉措和指標的更多詳細信息。 我們網站上的任何內容，包括我們的CR報告或其中的部分，均不應被視為通過引用併入本年度報告。
項目1A. 危險因素
以下是投資我們時應考慮的一些重要因素，因為這些風險因素可能會對我們的業務、財務狀況、經營業績或現金流產生不利影響，或產生其他不利影響，並可能導致實際結果與我們前瞻性陳述中所載的估計或預期存在重大差異。 我們目前不知道或我們目前認為不重要的其他風險和不確定性也可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生不利影響。
本報告中的風險因素分為以下類別：
•與我們的財務事項有關的風險;
•與我們的業務和行業相關的風險及
•與法規有關的風險.
與我們的財務事項有關的風險
無法籌集資金以補充我們的可用現金資源和現有信貸安排可能導致我們的流動性不足，並可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大和不利的影響。
截至2023年12月31日，在合併的基礎上，我們擁有41億美元的現金和現金等價物(其中5.75億美元由CQP持有)，4.59億美元的限制性現金和現金等價物(其中5600萬美元由CQP持有)，我們信貸安排下的可用承諾總額為76億美元，未償還債務總額(未攤銷貼現和債務發行成本之前)為239億美元。SPL、CQP、CCH和Cheniere採用獨立的資本結構運營，詳見附註11--債務我們的合併財務報表附註。我們產生並將產生與Sabine Pass LNG終端和Corpus Christi LNG終端的資產融資相關的鉅額利息支出，我們預計將動用現有承諾的設施和/或產生額外債務，以資助Corpus Christi第3階段項目以及CCL中型列車8和9項目以及SPL擴建項目的建設，如果這些擴建項目獲得積極的FID的話。我們為資本支出提供資金和為債務再融資的能力將取決於我們獲得額外項目融資以及債務和股權資本市場的能力。我們無法控制的各種因素可能會影響資本的可獲得性或成本，包括國內或國際經濟狀況、關鍵基準利率和/或信貸利差的上升、新的或修訂的銀行或資本市場法律或法規的通過、貸款機構關於與化石燃料相關的融資業務的不斷演變的政策，以及市場風險的重新定價和資本和金融市場的波動。我們的融資成本可能增加，或未來的借款或股票發行可能對我們不可用或不成功，這可能導致我們無法償還或再融資我們的債務，或為我們的其他流動性需求提供資金。我們還依賴我們信貸安排下的借款來為我們的資本支出提供資金。如果支持這些貸款的銀團中的任何貸款人無法履行其承諾，我們可能需要尋求替代融資，這些融資可能無法在需要時獲得，或者可能以更有限的金額或更昂貴或其他不利的條款獲得。
我們產生現金的能力在很大程度上取決於我們簽訂的長期合同下客户的表現，如果我們的客户中有很大一部分因任何原因未能履行其合同義務，我們可能會受到實質性的不利影響。
我們未來的業績和流動性在很大程度上取決於我們的客户根據長期合同付款的表現。截至2023年12月31日，我們擁有初始期限為10年或更長時間的SPA，總共有29個不同的第三方客户。
雖然我們幾乎所有的長期第三方客户協議都是與信譽良好的母公司執行的，或者由母公司擔保或其他形式的抵押品擔保，但如果客户違約，我們仍面臨信用風險，需要我們尋求追索權。
此外，我們的長期SPA有權在發生某些事件時終止其合同義務，這些事件包括但不限於：(1)如果我們無法提供指定的預定貨運量；(2)商業運營的開始延遲；以及(3)根據我們的大多數SPA，在發生某些不可抗力事件時。
儘管我們沒有重大客户違約或終止事件的歷史，但此類事件的發生在很大程度上是我們無法控制的，可能會使我們面臨無法挽回的損失。我們可能無法以理想的條款替換這些客户安排，或者如果它們被終止，我們可能根本無法更換。因此，我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景可能會受到重大不利影響。
根據我們的負債條款，我們的子公司在某些情況下可能被限制進行分配，這可能會限制CQP向我們支付或增加分配的能力，或者阻止我們從CCL項目獲得現金流，並可能對我們產生重大和不利的影響。
管理我們子公司債務的協議限制了我們子公司在某些情況下可以向CQP或我們支付的款項。例如，SPL一般不得根據管理其債務的協議進行分配，除非除其他要求外，已為使用現金或信用證償還債務建立適當的準備金，並滿足1.25：1.00的償債覆蓋比率。
CCH一般不得根據管理其債務的協議作出分派，除非(其中包括)已為使用現金或信用證償還債務建立適當的準備金，並滿足1.25：1.00的償債覆蓋比率。此外，在Corpus Christi第三階段項目完成之前，CCH還需要確認它有足夠的資金，包括優先債務承諾、股權資金和來自其第三方水療中心固定價格部分的預計合同現金流，以滿足Corpus Christi第三階段項目所需的剩餘支出，以便在特定日期前完成。
由於上述債務協議的限制，我們的子公司無法向CQP或我們支付分派，這可能會抑制CQP向我們及其其他單位持有人支付或增加分派的能力，或阻止我們從CCL項目獲得現金流，這可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們通過衍生工具(包括我們的IPM協議)管理大宗商品和金融風險的努力，可能會對我們根據GAAP報告的收益和我們的流動性產生不利影響。
我們使用衍生品工具來管理大宗商品、貨幣和金融市場風險。我們的衍生品頭寸在任何給定時間的程度取決於我們對這些商品的市場和相關敞口的評估。我們目前按公允價值對衍生工具進行會計，並立即確認收益中公允價值的變化，如附註2--主要會計政策摘要我們的合併財務報表附註。該等估值主要根據估計遠期商品價格進行估值，並更易受變數影響，特別是當市場波動時，這可能會對我們根據公認會計原則呈報的收益產生重大不利影響。例如，如中所述經營成果在項目7.管理層對財務狀況和經營業績的討論和分析中，我們截至2022年12月31日的年度的淨收入包括因我們的衍生品公允價值變化而產生的57億美元的虧損，其中幾乎所有此類虧損都與與國際液化天然氣價格掛鈎的大宗商品衍生品工具有關，主要是我們的IPM協議。
該等交易及其他衍生工具交易已經並可能繼續導致根據公認會計原則呈報的經營業績大幅波動，尤其是在大宗商品、貨幣或金融市場出現重大波動的期間。就某些金融工具而言，在缺乏主動報價的市場價格和來自外部來源的定價信息的情況下，這些金融工具的價值涉及管理層對估計的判斷或使用。基本假設的變化或替代估值方法的使用可能會影響這些合同的報告公允價值。
此外，我們的流動性可能會受到商品交易所的現金保證金要求或交易對手未能按照合同履行的不利影響。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我們分別向交易對手提交了1800萬美元和1.34億美元的抵押品，這些抵押品包括在我們綜合資產負債表的保證金存款中。
約束我們和我們子公司債務的協議中的限制可能會阻止我們和我們的子公司進行某些有益的交易，這可能會對我們產生重大和不利的影響。
除了對我們、CQP、SPL和CCH進行分配或產生額外債務的能力進行限制外，管理我們債務的協議還包含各種可能阻止我們從事有益交易的其他公約，包括對我們以下能力的限制：
•進行一定的投資；
•購買、贖回或註銷股權；
•發行優先股；
•出售或者轉讓資產；
•產生留置權；
•與關聯公司進行交易；
•合併、合併、出售或租賃我們的全部或幾乎所有資產；以及
•進行銷售和回租交易。
對從事有益交易能力的任何限制都可能對我們產生實質性和不利的影響。
我們宣佈和支付股息以及回購股票的能力受到某些考慮因素的影響。
股息由本公司董事會自行決定，並取決於多種因素，包括：
•可供分配的現金；
•我們的運營結果和預期的未來運營結果；
•我們的財務狀況，特別是與我們任何液化設施擴建的預期未來資本需求有關的財務狀況；
•可比公司支付的分配水平；
•我們的營運開支；以及
•本公司董事會認為相關的其他因素。
我們預計將繼續向我們的股東支付季度股息；然而，我們的董事會可能會在任何時候減少我們的股息或停止宣佈股息，包括如果董事會在扣除資本支出、投資和其他承諾後確定我們經營活動提供的當前或預測的未來現金流不足以向我們的股東支付我們希望的股息水平，或者根本不足以向我們的股東支付股息。
此外，截至2023年12月31日，我們董事會批准的股票回購計劃下仍有21億美元的回購授權。我們的股份回購計劃並不要求我們在任何期間購買特定數量的股份，我們在任何期間開始、停止或恢復回購的決定將取決於我們董事會在宣佈股息時可能考慮的相同因素。
我們向股東支付的股息金額或我們根據股票回購計劃購買的股票數量的任何下調都可能對我們普通股的市場價格產生不利影響。
與我們的業務和行業相關的風險
災難性天氣事件或其他災難可能會導致我們的運營中斷、液化項目建設延遲、液化項目受損以及保險成本增加，所有這些都可能對我們產生不利影響。
重大颶風和冬季風暴等天氣事件導致我們設施的施工或運營中斷或暫停，或對我們的設施造成輕微損壞。我們與天氣事件或其他災難相關的損失風險受到我們水療中心合同條款的限制，這些條款在某些情況下可以提供運營事件的救濟，並通過我們維持的保險部分緩解。從歷史上看，與上述天氣事件相關的直接和間接損失(扣除保險賠償)在我們的綜合財務報表中並不重要，我們相信我們的保險範圍保持不變，我們SPA內某些保護性條款的存在以及其他風險管理策略減少了我們面臨的重大損失。然而，未來的不利天氣事件和附帶影響，或其他災難，如爆炸、火災、洪水或嚴重乾旱，可能會對我們的碼頭或相關基礎設施的運營造成損害或中斷，這可能會影響我們的運營業績，增加已支付的保險費或免賠額，並推遲或增加與液化項目或我們其他設施的建設和開發相關的成本。我們的液化天然氣終端基礎設施和位於德克薩斯州科珀斯克里斯蒂和路易斯安那州薩賓帕斯或附近的液化天然氣設施是根據聯邦法規第199部分的要求設計的。液化天然氣設施：聯邦安全標準以及所有適用的行業規範和標準。
向我們的管道和設施供應天然氣的第三方中斷可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們依賴第三方管道和其他設施，為我們的液化設施和管道提供天然氣輸送選擇。如果任何管道連接因維修、設施損壞、產能不足、未能按經濟條件替換已簽訂的固定管道運輸能力或任何其他原因而無法用於當前或未來數量的天然氣，我們接收天然氣數量以生產液化天然氣或繼續從生產區或終端市場運輸天然氣的能力可能會受到不利影響。我們第三方天然氣供應的這種中斷也可能是由天氣事件或風險因素中描述的其他災難造成的災難性天氣事件或其他災難可能會導致我們的運營中斷、液化項目建設延遲、液化項目受損以及保險成本增加，所有這些都可能對我們產生不利影響。雖然我們SPA中的某些合同條款可以限制中斷的潛在影響，並且我們因第三方天然氣供應中斷而產生的歷史間接損失並不是實質性的，但如果我們的天然氣供應發生任何重大中斷，我們可能得不到保護，可能會導致我們在長期SPA或其他客户安排下的收入大幅減少，這可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們可能無法購買或接收足夠的天然氣實物交付，以履行SPA項下的交付義務，這可能會對我們產生實質性的不利影響。
根據與客户簽訂的水療服務協議，我們須在指定時間向客户提供指定數量的液化天然氣。向我們的液化項目供應天然氣，以及時和充足地滿足我們的液化天然氣生產需求，對我們的運營和客户合同的履行至關重要。然而，由於各種因素，包括我們的供應商沒有交付或不及時交付，區域盆地內的天然氣儲備耗盡，以及風險因素中描述的管道運營中斷，我們可能無法購買或接收天然氣實物交付。向我們的管道和設施供應天然氣的第三方中斷可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。我們的風險在一定程度上得到了緩解，因為我們的天然氣供應和運輸在供應商和管道之間以及跨地區跨盆地的多樣化，此外，我們在供應商合同中有條款，提供了一定的保護措施，防止出現違約。此外，我們SPA中的條款針對不可抗力事件提供了一定的保護。雖然從歷史上看，我們的天然氣供應沒有發生重大或長期的中斷，從而對我們的運營造成重大不利影響，但由於天然氣供應對我們的液化天然氣生產至關重要，在我們可能得不到保護的情況下，如果我們未能購買或收到足夠數量的天然氣實物交付，可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們是否有能力完成更多列車的開發和/或建設，包括CCL中型列車8和9項目以及SPL擴建項目，將取決於我們獲得額外資金的能力。如果我們無法獲得足夠的資金，我們可能無法全面執行我們的商業戰略。
我們沿着液化天然氣價值鏈不斷尋求液化擴張機會和其他項目。如中進一步描述的項目1.和2.業務和物業，我們目前正在開發CCL中型列車8&9項目和SPL擴建項目。液化天然氣設施的商業開發需要數年時間，需要大量資本投資，這取決於充足的資金和商業利益等因素。
我們將需要大量額外資金才能開始建設CCL中型列車8和9項目、SPL擴建項目和任何額外的擴建項目，我們可能無法以產生積極經濟效益的成本獲得這些項目，或者根本無法獲得這些項目。無法獲得可接受的資金可能會導致CCL中型列車8和9項目、SPL擴建項目或任何其他擴建項目的開發或建設延遲，我們可能無法完成我們的業務計劃，這可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們的擴建項目，包括Corpus Christi第3階段項目、CCL中型列車8和9項目以及SPL擴建項目的成本超支和延誤，以及難以獲得足夠的融資來支付此類成本和延誤，都可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們對Corpus Christi第3階段項目的投資決定以及未來任何潛在的液化天然氣設施擴建，包括CCL中型列車8和9項目以及SPL擴建項目，都依賴於最初通過前端工程和設計研究制定的成本估計。然而，由於LNG設施的建設規模和持續時間，由於許多因素，包括但不限於範圍的變化，Bechtel Energy Inc.的能力，實際建設成本可能會大大高於我們目前的估計。《貝克特爾》)和我們的其他承包商，以根據他們的協議成功執行，大宗商品價格(特別是鎳和鋼鐵)的變化，勞動力成本的上升，以及可能需要花費更多資金來維持施工計劃或遵守現有或未來的環境或其他法規。隨着施工進度的推進，我們可能會決定或被迫向我們的承包商提交可能導致更長工期、更高施工成本或兩者兼而有之的變更單，包括符合現有或未來環境或其他法規的變更單。此外，我們的SPA通常規定，如果相關列車沒有及時開始商業運營，客户可以終止該SPA。因此，任何重大的建設延誤，無論是什麼原因，都可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生實質性的不利影響。
液化項目成本的大幅增加超過了我們估計的可能影響項目商業可行性的金額，並要求我們獲得額外的資金來源來為我們的運營提供資金，直到適用的液化項目完全建成(這可能導致進一步的延誤)，從而對我們的業務產生負面影響，並限制我們的增長前景。雖然從歷史上看，我們沒有經歷過對我們的運營產生重大不利影響的成本超支或建設延誤，但未來導致此類事件的因素可能是我們無法控制的，並可能對我們當前或未來的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們面臨着重大的建築和運營風險以及未投保的風險，其中一個或多個風險可能會給我們帶來重大責任和損失。
我們LNG終端和管道的建設和運營正在並將受到我們在整個風險因素中討論的與此類操作相關的固有風險的影響，包括爆炸、設備故障或故障、船舶或拖輪操作員的操作錯誤、污染、有毒物質的釋放、火災、颶風和不利天氣條件以及其他危險，每一種危險都可能導致開始運營的重大延誤或中斷，和/或我們的設施損壞或毀壞或人身和財產損失。此外，我們的行動以及我們行動所依賴的第三方的設施和船隻可能面臨與侵略或恐怖主義行為有關的風險。
我們不會，也不打算為所有這些風險和損失提供保險。我們可能無法在未來以我們認為合理的費率維持所需或所需的保險。雖然自保風險造成的損失從歷史上看並不是很嚴重，但如果發生重大事件而沒有得到充分的保險或賠償，可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們依賴我們的EPC合作伙伴和其他承包商成功完成Corpus Christi第三階段項目和任何潛在的擴建項目，包括CCL中型列車8和9項目以及SPL擴建項目。
按照商定的規格及時和經濟高效地完成Corpus Christi第3階段項目和任何潛在的擴建項目，包括CCL中型列車8和9項目以及SPL擴建項目，對我們的業務戰略至關重要，並高度依賴我們的EPC合作伙伴(包括Bechtel)和他們協議下的其他承包商的表現。我們的EPC合作伙伴和我們的其他承包商根據其協議成功履行合同的能力取決於許多因素，包括他們的能力：
•設計和設計每列列車，使其按照規範運行；
•聘用和保留第三方分包商並採購設備和用品；
•應對設備故障、交貨延誤、進度變更和分包商無法履行合同等困難，其中一些是他們無法控制的；
•吸引、培養和留住技術人才，包括工程師；
•提交要求的施工保證金，並遵守保證金條款；
•全面管理施工過程，包括與其他承建商和監管機構協調；以及
•保持自己的財務狀況，包括充足的營運資金。
雖然有些協議可能規定，如果承包商未能履行其某些義務所需的方式，則可能會產生違約金，但觸發支付違約金要求的事件可能會延遲或損害Corpus Christi Stage 3項目和任何潛在擴建項目的運營，包括CCL中型列車8和9項目以及SPL擴建項目，我們收到的任何違約金可能不足以彌補我們因任何此類延誤或損害而遭受的損害。EPC合作伙伴和我們的其他承包商根據其協議支付違約金的義務受到其中規定的責任上限的限制。
此外，我們可能與我們的承包商在施工過程的不同要素上存在分歧，這可能導致他們合同下的權利和補救措施的主張，並增加Corpus Christi Stage 3項目和任何潛在擴建項目的成本，包括CCL中型列車8和9項目以及SPL擴建項目，或者導致承包商不願進行進一步的工作。如果任何承包商因任何原因不能或不願意按照其各自協議的談判條款和時間表履行合同，或終止其協議，我們將被要求聘請替代承包商。這可能會導致重大的項目延誤和成本增加，這可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生實質性的不利影響。
液化天然氣的運輸可能會受到阻礙，例如全球液化天然氣船舶短缺或對液化天然氣運輸的運營影響，這可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們銷售的液化天然氣有相當大一部分是在碼頭交付的(“DAT”)要求向國際目的地交貨的條款。為了滿足我們在這些安排下的運輸需求，包括長期水療中心的運輸需求，我們依賴於通過長期租賃安排租用船隻的能力。建造和交付液化天然氣船舶需要大量資金和較長的建造週期，我們可能會在租賃安排開始前幾年簽署租約。
儘管我們根據市場和客户合同積極管理我們的船舶需求，但由於以下原因，LNG船舶的可用性和運輸成本可能會受到影響，從而損害我們的業務和客户：
•建造液化天然氣船舶的船廠數量不足，這些船廠的訂單積壓；
•缺少或延遲收到必要的建築材料；
•政治或經濟動亂；
•戰爭或海盜行為；
•政府規章或海事自律組織的變更；
•停工或者發生其他勞動糾紛的；
•造船企業或船東破產或發生其他財務危機；
•質量或工程問題；
•對海上運輸路線的幹擾，例如最近亞丁灣的安全局勢以及長期乾旱條件造成的水位下降導致巴拿馬運河擁堵；
•天氣幹擾或災難性事件，如大地震、海嘯或火災。
雖然我們租用的船隻由船東運營，我們面臨着我們自己無法控制的風險，但我們通常通過租船協議中的條款受到保護，不受船東方面的運輸中斷的影響，包括因停租和停機時間或運輸延誤而造成的中斷。然而，我們可能得不到保護的其他我們無法控制的事件可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
此外，雖然我們的船舶租賃使我們能夠獲得長期合同下的固定費率(在某些情況下受到通脹的影響)，並且我們通常將SPA的結構調整為收回此類成本的任何增加，但我們的盈利能力，特別是與我們SPA以外的短期或現貨LNG銷售相關的盈利能力，在很大程度上取決於國際LNG市場的實力。雖然歷史上的低迷對我們的業務或業績沒有實質性的不利影響，但此類市場的任何長期疲軟都可能導致利潤率低迷或負增長。請參閲風險因素液化天然氣和天然氣的需求和價格的週期性或其他變化可能會對我們的液化天然氣業務和客户的業績產生不利影響，並可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。以供進一步討論。
液化天然氣和天然氣的需求和價格的週期性或其他變化可能會對我們的液化天然氣業務和我們客户的業績產生不利影響，並可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們的液化天然氣業務以及國內液化天然氣設施和項目的發展一般是基於對未來天然氣和液化天然氣的供應和價格以及國際天然氣和液化天然氣市場前景的假設。由於下列一個或多個因素，天然氣和液化天然氣價格一直並可能繼續波動，並受到廣泛波動的影響：
•北美地區具有競爭力的液化能力；
•全球天然氣液化或接收能力不足或過剩；
•液化天然氣罐車運力不足；
•氣候變化引起的温度波動等天氣條件和極端天氣事件可能導致國際液化天然氣供需平衡意外扭曲；
•天然氣需求減少，價格下降；
•管道的天然氣產量增加，這可能會抑制對液化天然氣的需求；
•石油和天然氣勘探活動減少，這可能會減少天然氣的生產，包括可能禁止通過水力壓裂生產天然氣；
•成本改善，使競爭對手能夠以更低的價格提供天然氣液化能力；
•替代能源供應和價格的變化，這可能會減少對天然氣的需求；
•關於進口液化天然氣、天然氣或替代能源的監管、税收或其他政府政策的變化，這可能會減少對進口液化天然氣和/或天然氣的需求；
•客户所在地區的政治條件；
•由於自然災害或公共衞生危機，包括髮生大流行和其他災難性事件，對液化天然氣的需求突然減少；
•與其他市場相比，對液化天然氣的相對需求不利，這可能會減少從北美進口的液化天然氣；以及
•引起天然氣需求變化的一般商業和經濟狀況的週期性趨勢。
影響上述任何因素的不利趨勢或發展可能導致液化天然氣和/或天然氣價格下降，這可能對我們的液化天然氣業務和我們客户的業績產生重大不利影響，並可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
如果出口液化天然氣不能成為國際市場長期具有競爭力的能源，可能會對我們的客户造成不利影響，並可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
液化項目的運營取決於我們的SPA客户從美國提供液化天然氣供應的能力，這主要取決於液化天然氣是一種具有國際競爭力的能源。我們的商業計劃的成功在一定程度上取決於，在相當長的時間內，在很大程度上，液化天然氣能否從美國大量供應，並以低於替代能源成本的成本運往國際市場。通過使用改進的勘探技術，可能會在美國以外發現更多的天然氣來源，這可能會增加美國以外的天然氣供應，並可能導致這些市場上的天然氣價格低於出口到這些市場的液化天然氣。
進口或出口天然氣的外國的政治不穩定，或這些國家與美國之間的緊張關係，也可能會阻礙這些國家的液化天然氣採購商或供應商和商人從美國進口液化天然氣的意願或能力。此外，一些液化天然氣的外國買家或供應商可能出於經濟或其他原因從美國以外的市場或從我們的競爭對手在美國的液化設施獲得或將其液化天然氣引導到美國。
如中所述市場因素與競爭預計，隨着各國尋求更豐富、更可靠、更環保的燃料替代石油和煤炭等替代化石燃料能源，全球對天然氣和液化天然氣的需求將繼續增加。然而，隨着全球從以化石為基礎的能源生產和消費系統向可再生能源轉型，隨着替代能源的出現，液化天然氣可能面臨來自替代能源、更清潔能源的日益激烈的競爭。另外，液化天然氣來自液化項目還與其他液化天然氣來源競爭，包括以Henry Hub以外的指數定價的液化天然氣。在某些市場上，這些能源中的一些可能比液化項目的液化天然氣成本更低。來自美國的液化天然氣供應成本，包括液化項目，也可能受到美國天然氣價格上漲的影響。
如中所述市場因素與競爭根據SPA和IPM協議，到本世紀30年代中期，我們已經簽約了液化項目預期總產量的約95%，不包括10年以下合同中的產量，以及合同規定的超出目前在建或運營的額外液化能力的產量。然而，由於上述因素和其他因素，我們生產的液化天然氣可能不會繼續成為具有國際競爭力的長期能源，特別是在我們現有的長期合同開始到期的情況下。繼續獲得長期商業合同或從美國交付液化天然氣的能力受到任何重大阻礙，都可能對我們的客户以及我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們面臨着以液化天然氣國際市場價格為基礎的競爭。
當我們需要更換任何現有的SPA時，無論是由於自然過期、違約或其他原因，或者進入新的SPA，我們的液化項目都會受到LNG價格競爭的風險。與競爭有關的因素可能會阻止我們以與現有SPA具有經濟可比性的條款進入新的或替代的SPA，或者根本不能。此類事件可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生實質性的不利影響。可能對我們液化項目對液化天然氣的潛在需求產生負面影響的因素多種多樣，其中包括：
•全球液化天然氣產能增加，市場供應液化天然氣供應增加；
•液化天然氣需求增加，但低於保持目前供應價格平衡所需的水平；
•向我國液化項目供應天然氣原料的成本增加；
•減少競爭來源的天然氣或替代燃料，如煤、重油和柴油的成本；
•非美國液化天然氣價格下降，包括與油價下跌掛鈎的合同導致的價格下降；
•增加核電及相關設施的容量和利用率；以及
•在目前無法獲得這些能源的地區，用管道天然氣或替代燃料取代液化天然氣。
涉及我們的業務、運營控制系統或相關基礎設施的網絡攻擊，或供應液化設施的第三方管道的攻擊，可能會對我們的運營產生負面影響，導致數據安全漏洞，阻礙交易處理，或延誤財務或合規報告。這些影響可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流和流動性產生實質性的不利影響。
管道和液化天然氣行業越來越依賴業務和運營控制技術來進行日常運營。我們依靠控制系統、技術和網絡來運營我們的業務，並控制和管理我們的貿易、營銷、管道、液化和航運業務。近年來，針對企業的網絡攻擊升級，包括地緣政治緊張局勢的結果，使用互聯網、雲服務、移動通信系統和其他公共網絡，使我們的業務和與我們有業務往來的其他第三方面臨潛在的網絡攻擊，包括向我們的液化設施供應天然氣的第三方管道。例如，在2021年，殖民地管道遭受勒索軟件攻擊，導致其管道系統完全關閉六天。如果供應液化設施的多條第三方管道同時遭受類似的攻擊，液化設施可能無法獲得足夠的天然氣來滿負荷運行，甚至根本不能。涉及我們的業務或運營控制系統或相關基礎設施，或與我們有業務往來的第三方管道的網絡攻擊可能會對我們的運營產生負面影響，導致數據安全漏洞，阻礙交易處理，或延遲財務或合規報告。這些影響可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流和流動性產生實質性的不利影響。
我們可能會經歷勞動力成本的增加，而技術工人的缺乏或我們無法吸引和留住合格的人才可能會對我們產生不利影響。此外，我們高級管理層或其他關鍵人員的變動可能會影響我們的業務結果。
我們依賴於可用的熟練員工隊伍。我們與其他能源公司和其他僱主競爭，以吸引和留住具有建造和運營我們的設施和管道所需的技術技能和經驗的合格人員，併為我們的客户提供最高質量的服務。我們還必須遵守《公平勞動標準法》，該法案規定了最低工資、加班和其他工作條件等事項。熟練工人的勞動力短缺、我們的地點偏遠、普遍的通脹壓力、適用法律法規的變化或勞資糾紛可能會使我們更難吸引和留住合格的人員，並可能需要我們提供更高的工資和福利待遇，從而增加我們的運營成本。此外，我們還面臨着來自液化天然氣市場新進入者對熟練工人的日益激烈的競爭。我們經營成本的任何增加都可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們依靠我們的執行官員進行各種活動。我們不為我們的任何人員維護關鍵人物人壽保險。儘管我們與我們的某些高管有關於薪酬和福利的安排，但我們與關鍵人員沒有任何僱傭合同或其他協議，除了與我們的總裁和首席執行官的僱傭協議外，我們沒有約束他們提供任何特定任期的服務。這些個人中的任何一個失去服務都可能對我們的業務產生實質性的不利影響。
在我們的一個或多個設施爆發傳染病(如新冠肺炎)可能會對我們的運營產生不利影響。
我們在薩賓帕斯液化天然氣碼頭和科珀斯克里斯蒂液化天然氣碼頭的設施是關鍵的基礎設施，並通過實施工作場所控制和降低流行病風險措施在新冠肺炎大流行期間繼續運營。雖然新冠肺炎大流行，包括後續的變種，對我們正在進行的運營沒有不利影響，但未來發生變種和其他傳染病的風險尚不清楚。雖然我們相信我們可以繼續減輕與當前形式的病毒相關的對我們關鍵設施的員工和運營的任何重大不利影響，但未來在我們的一個或多個設施爆發更強大的變種或另一種傳染病可能會對我們的運營造成不利影響。
與法規有關的風險
如果不能就我們設施的設計、建造和運營、管道的開發和運營以及液化天然氣的出口獲得政府和監管機構的批准和許可，可能會阻礙運營和建設，並可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
州際天然氣管道、液化天然氣終端的設計、建造和運營，包括液化項目、CCL中型列車8和9項目、SPL擴建項目和其他設施，以及液化天然氣的進出口和天然氣的採購和運輸，都是嚴格監管的活動。建造和運營LNG設施和州際天然氣管道以及出口LNG需要根據NGA第3節和第7節獲得FERC和DOE的批准，以及其他幾項政府和監管部門的批准和許可，包括根據CAA和CWA的幾項批准和許可。
到目前為止，聯邦能源管制委員會已根據《新規》第3節發佈命令，授權選址、建造和運營沙田至高鐵項目的6列列車和相關設施、中環線項目的3列列車和相關設施以及Corpus Christi Stage 3項目的7列中型列車和相關設施，以及根據《新法》第7條發佈的命令，授權建造和運營克里奧爾步道管道和Corpus Christi管道。2023年5月，CQP的某些子公司根據《國家環境政策法》向FERC提交了SPL擴建項目的備案前審查程序，2023年3月，我們的某些子公司根據NGA向FERC提交了CCL中型列車8號和9號項目的申請。到目前為止，能源部還根據NGA第4條發佈了命令，授權SPL、CCL和Corpus Christi Stage 3項目出口國內生產的液化天然氣。2024年1月，拜登政府宣佈暫停向非自貿協定國家出口液化天然氣的未決決定，直到美國能源部更新授權的基本分析。我們不認為這樣的暫停會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流或流動性產生實質性的不利影響。CCL中型列車8和9項目目前是我們唯一等待美國能源部批准非自貿協定出口的項目，儘管這種批准首先取決於收到FERC的監管許可批准，這是對我們2023年3月正式申請的迴應。我們預計，在2023年5月進入FERC的備案前審查程序後，未來將尋求美國能源部對SPL擴建項目的非自貿協定出口授權。此外，我們根據NGA第7(C)條持有證書，授予我們與我們在第三方擁有的土地上的管道狀況有關的土地使用權。如果我們失去這些權利或被要求重新安置我們的管道，我們的業務可能會受到實質性的不利影響。
從FERC、DOE和其他聯邦和州監管機構獲得的授權包含我們必須遵守的持續條件。 未能遵守或我們無法獲得和維持現有或新強加的批准，許可證和備案，可能會由於我們無法控制的因素而產生，例如美國政府中斷或關閉，政治反對或當地社區對我們運營的抵制可能會阻礙我們基礎設施的運營和建設。 此外，某些政府許可、批准和授權受到或可能受到重新審理請求、上訴和其他質疑的影響。 概不保證我們將取得及維持該等政府許可、批准及授權，或我們將能夠及時取得該等許可、批准及授權。 任何障礙都可能對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
我們的州際天然氣管道及其FERC天然氣關税受FERC監管。 如果我們不遵守這些規定，我們可能會受到重大處罰和罰款。
我們的州際天然氣管道受聯邦能源管理委員會（FERC）根據NGA和1978年天然氣政策法案（The“NGPA”）. 聯邦能源管理委員會管理州際貿易中天然氣的購買和運輸，包括管道的建設和運營，服務的費率，條款和條件以及設施的廢棄。 根據NGA，我們的州際天然氣管道收取的費率必須公正合理，禁止我們在管道費率或服務條款和條件方面不適當地偏好或不合理地歧視任何潛在的託運人。 如果我們未能遵守所有適用的法規、規則、條例和命令，我們的州際管道可能會受到重大處罰和罰款。
此外，作為天然氣市場的參與者，如果我們未能遵守聯邦能源管理委員會管理的所有適用法規、規則、條例和命令，我們可能會受到重大處罰和罰款。 根據EPAct，FERC根據NGA和NGPA擁有民事處罰權，對目前的違規行為處以每天高達150萬美元的罰款。
儘管FERC迄今尚未對我們實施罰款或處罰，但如果我們未能遵守這些規定，我們將面臨重大處罰和罰款。
現有和未來的安全、環境和類似法律以及政府法規可能導致合規成本增加或額外的運營成本或施工成本和限制。
我們的業務現時及將來均須遵守適用於我們的建築及營運活動的廣泛聯邦、州及地方法律、規則及規例，當中涉及（其中包括）空氣質素、水質、廢物管理、天然資源及健康與安全。 其中許多法律和法規，如CAA、《石油污染法》、CWA和RCRA以及類似的州法律和法規，限制或禁止與我們設施的建設和運營有關的可能釋放到環境中的物質的類型、數量和濃度。並要求我們保持許可證，並允許政府機構進入我們的設施進行檢查，並提交與我們的合規性有關的報告。 此外，若干法律及法規授權對我們的LNG接收站、碼頭及管道的建設及營運擁有司法管轄權的監管機構（包括FERC、PHMSA、EPA及美國海岸警衞隊）發佈監管執法行動，可能會限制或限制營運或增加合規或營運成本。 違反該等法律及法規可能導致重大負債、合規命令、罰款及處罰、難以從監管機構取得及維持許可證或增加資本開支，從而可能對我們的業務、合約、財務狀況、經營業績、現金流、流動資金及前景造成重大不利影響。 聯邦和州法律規定了將某些類型或數量的有害物質釋放到環境中的責任，而不考慮原始行為的過錯或合法性。 作為我們設施的所有者和經營者，我們可能負責清理我們設施或從我們設施釋放到環境中的有害物質的費用，以及對自然資源造成的損害。
美國環保署已最終確定或提出了多項影響我們資產和供應鏈的温室氣體法規。 2023年12月2日，美國環保署發佈了最終規則，以減少石油和天然氣行業新的，現有的和修改的排放源的甲烷和VOC排放。 這些法規將要求對我們的壓縮機站的甲烷和揮發性有機化合物排放進行監測。 此外，IRA包括對超過某些排放閾值的甲烷排放的收費，這些排放閾值採用將適用於我們從2024日曆年開始的設施的經驗排放數據。 2024年1月，美國環保署發佈了一項擬議規則，以徵收和收集IRA授權的甲烷排放費。 此外，未來可能會考慮其他國際、聯邦和州舉措，通過條約承諾、直接監管、基於市場的監管（如温室氣體排放税或總量管制與交易計劃或清潔能源或基於績效的標準）來解決温室氣體排放問題。 該等措施可能影響我們在碼頭消耗的天然氣的需求或成本，或可能增加我們營運的合規成本。
修訂、重新解釋或補充地方、州、聯邦或國際層面的指導、法律和法規，導致合規成本增加或額外的運營或建設成本和限制，可能會對我們的業務、合同、財務狀況、運營結果、現金流、流動性和前景產生實質性的不利影響。目前還不可能預測未來的法規或立法可能如何解決温室氣體排放問題並影響我們的業務。
2022年2月28日，環保局取消了NESHAP分區YYYY中針對位於主要HAP排放源的固定式燃氣輪機的甲醛標準。在2003年1月14日之後安裝在HAP主要污染源的稀薄混合燃氣渦輪機和擴散火焰燃氣渦輪機的擁有者和運營商必須在2022年3月9日之前遵守NESHAP第YYYY分部，並在2022年9月5日之前證明初步符合這些要求。我們不相信我們的運營，或我們液化設施的建設和運營，會受到此類監管行動的重大不利影響。
其他未來的法律和法規，如與我們碼頭進出口液化天然氣的運輸和安全有關的法規，或目的地國家與《巴黎協定》義務有關的氣候政策或其他國家或國際氣候變化相關政策，可能會在我們的業務和我們擬議的建設活動中造成額外的支出、限制和延誤，其程度無法預測，在某些情況下可能需要我們大幅限制、延遲或停止運營。
與環境及類似法律和政府法規相關的總支出，包括資本支出，對我們截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度合併財務報表並不重要。修訂、重新解釋或額外的法律法規導致合規性、運營或建設成本或限制增加，可能會對我們的業務、合同、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生重大不利影響。
管道安全和合規計劃和維修可能會給我們帶來巨大的成本和責任。
PHMSA要求管道運營商制定管理計劃，以安全運營和維護管道，並全面評估管道沿線的某些區域，並在必要時採取額外措施，保護位於泄漏或破裂可能造成最大危害的“高度或中等後果區域”的管道段。作為運營商，我們必須：
•對管道安全和合規性進行持續評估；
•識別和描述可能影響高後果區域的對管道段的適用威脅；
•改進數據收集、整合和分析;
•必要時對管道進行維修和補救;以及
•採取預防和緩解措施。
我們需要使用旨在維護管道完整性的管道完整性管理程序。任何修復、補救、預防或減輕措施都可能需要大量的資本和運營支出。如果我們不遵守適用的法規和管道安全辦公室的規則以及相關法規和命令，我們可能會受到鉅額罰款和罰款，對於某些違規行為，罰款總額可能高達270萬美元。
税收法律法規的增加或變化可能會潛在地影響我們的財務業績或流動性。
我們需要繳納在我們經營和交易的司法管轄區的正常業務運營所產生的各種類型的税收。對當地、國內或國際税收法律和法規的任何更改，或其解釋和適用，包括經濟合作與發展組織(“經濟合作與發展組織”)採用15%的全球最低税率的示範規則(通常稱為第二支柱)，可能會影響我們未來的納税義務、盈利能力和現金流。此外，由於我們無法控制的政治或經濟因素，我們運營的各個司法管轄區的税率可能會發生重大變化。 我們不斷監測和評估可能對我們的業務產生負面影響的擬議税收立法。
愛爾蘭共和軍對擁有平均AFSI的適用公司徵收15%的CAMT，從2023年起生效 在本年度之前的任何連續三年超過10億美元。Cheniere預計從2024年開始成為一家適用的公司。根據目前頒佈的CAMT規則，CAMT税基將包括計入我們綜合經營報表的商品衍生品公允價值變動所產生的任何收益或損失。基礎商品和金融市場的波動可能會加速，並導致我們未來現金納税的波動，特別是在商品、貨幣或金融市場波動較大的時期。如果CAMT適用，儘管我們結轉的聯邦淨營業虧損可能會對我們的流動性產生不利影響，但我們可能需要承擔常規聯邦公司税之外的額外税收義務。此外，任何與
美國財政部和美國國税局未來發布的CAMT可能會潛在地影響我們CAMT現金納税的時間和金額。
我們利用我們的淨營業虧損結轉和某些其他税務屬性的能力可能是有限的。
截至2023年12月31日，我們的聯邦淨營業虧損(“NOL”)結轉約為43億美元，不受到期的影響。我們可能會因為未來股票所有權的變化(其中一些變化可能不在我們的控制範圍內)而經歷所有權變化。如果Cheniere根據《國税法》第382條進行所有權變更(通常定義為某些股東的股權在三年滾動期間累計變化超過50%)，我們使用所有權變更前NOL結轉來抵銷未來應納税所得額的能力可能會受到限制。反過來，這可能會大大推遲我們使用NOL來抵消未來應税收入的能力，並對我們未來的現金流產生不利影響。
項目1B.未解決的工作人員意見。
沒有。
項目1C：關於網絡安全問題
網絡攻擊對公司和我們的行業構成了潛在的重大風險。我們已經實施了旨在管理和降低這一風險的政策和程序。
風險管理和戰略
作為我們更廣泛的風險管理方法的一部分，我們的網絡安全計劃旨在遵循基於國家標準與技術研究所網絡安全框架(“腦脊液”)。我們的戰略還包括公司和運營網絡的細分、縱深防禦和最低特權訪問原則。與信息技術網絡相比，業務網絡具有根本不同的安全和可靠性標準，並構成獨特的威脅。意識到這些差異，我們定期評估完善我們的網絡安全計劃的機會，以降低運營網絡風險。我們將業務連續性規劃作為我們戰略的一個組成部分，以幫助確保關鍵系統可用於在發生破壞性事件時為我們的公司提供支持。我們還參與各種行業組織，以瞭解最新的趨勢和發展。
在持續的基礎上，我們評估我們的人員、流程和技術，並在必要時調整整體計劃，以努力適應不斷髮展的網絡和地緣政治格局。我們定期進行評估和審計、跨職能部門風險緩解活動和風險戰略會議，以確定網絡安全風險、適用的監管要求和行業標準。這些活動還旨在行使、評估和加強我們的網絡事件應對計劃的成熟度。為了支持這些努力，我們與第三方簽訂了合同，進行設施和系統滲透測試，對信息技術系統進行折衷評估，並對我們的公司和運營網絡進行安全成熟度評估。我們維持着一項培訓計劃，以幫助我們的人員識別和協助緩解網絡安全和數據安全風險。我們的員工和董事會成員會根據需要參加年度培訓、用户意識活動和其他針對特定問題的培訓。我們還為某些能夠使用我們的信息技術網絡的承包商提供年度培訓。
關於第三方服務提供商，我們的信息安全計劃包括在入職之前對某些服務提供商的信息安全計劃進行基於風險的盡職調查。我們試圖通過合同要求有權訪問我們的信息技術系統、敏感業務數據或個人信息的第三方服務提供商保持合理的安全控制，並限制他們將我們的數據(包括個人信息)用於向我們提供服務以外的其他目的的能力，除非適用法律要求。我們還尋求談判合同要求，迫使我們的服務提供商在其系統上發生可能影響我們的系統或數據(包括個人信息)的信息安全事件時通知我們。
在截至2023年12月31日的年度內，網絡安全事件和威脅並未對我們的業務、運營結果或財務狀況產生實質性影響。
治理
我們的網絡安全領導團隊由董事和首席信息安全官(我們的“CISO”)、總裁副兼共享服務首席信息官高級副總裁。這些人員共同為我們的網絡安全治理、網絡風險管理和安全運營提供戰略監督，並負責維護我們的技術防禦姿態和計劃。他們擁有數十年的戰略技術運營管理經驗，包括識別網絡安全風險和保護信息技術資產免受全球威脅。我們的CISO經驗包括評估風險、實施治理計劃，以及應對石油和天然氣、電力和天然氣公用事業以及核能發電公司的威脅。他持有ISACA認證的信息安全經理證書，國土安全部的機密許可，並在包括證監會在內的各種網絡安全標準的制定中發揮了積極作用。
可能影響我們的風險是我們董事會和審計委員會全年審議工作的一個組成部分。網絡安全風險被納入我們的企業風險評估流程，董事會至少每年審查一次。我們的董事會負責評估我們面臨的主要風險(包括網絡安全風險)、這些風險的相對大小以及管理層減輕這些風險的計劃，而審計委員會已被授權監督和定期審查我們的信息技術系統和控制的安全，包括針對網絡安全威脅的計劃和防禦。審計委員會與管理層討論我們的網絡安全風險敞口，以及管理層為減少此類敞口而採取的步驟，包括我們的風險評估和風險管理政策。我們的網絡安全領導團隊每季度向審計委員會通報我們網絡安全計劃的總體狀況、關鍵運營指標、當前評估、網絡安全問題或事件以及與網絡安全相關的事件。
有關網絡安全風險的其他信息，請參閲風險涉及我們的業務、運營控制系統或相關基礎設施，或提供液化設施的第三方管道的網絡攻擊可能會對我們的運營產生負面影響，導致數據安全漏洞，阻礙交易處理，或延誤財務或合規報告在……下面與我們的業務和行業相關的風險在第1A項中，風險因素。
項目3.法律程序
我們未來可能會作為各種法律程序的一方參與到正常業務過程中。我們定期分析當前信息，並在必要時為最終處置這些事項可能產生的負債提供應計項目。
LDEQ物質
我們的某些子公司正在與LDEQ討論，以解決Sabine Pass LNG終端燃燒渦輪機的甲醛排放涉嫌不符合國家標準的問題。這些指控是在綜合合規令和可能的處罰通知中確定的，跟蹤編號。AE-CN-22-00833(The《2023年合規令》)由LDEQ於2023年4月12日發佈。2004年8月，環保局暫停將排放標準應用於燃燒渦輪機，如Sabine Pass LNG終端的渦輪機。2022年3月，EPA取消了暫停，2022年6月，我們的子公司向EPA和LDEQ請願，要求批准額外的運行參數，以證明符合排放限制。請願書仍在等待中。我們的子公司繼續與LDEQ合作，解決2023年合規令中確定的問題，包括向EPA提交的待決請願書。截至2023年12月，我們的子公司已經向LDEQ提交了測試結果，表明在最初的合規期內，所有44台渦輪機都符合相關的合規標準。我們預計任何最終處罰都不會對我們的財務業績產生實質性的不利影響。
第四項：煤礦安全信息披露
不適用。
第II部
第五項：建立註冊人普通股、相關股東事項和發行人購買股權證券的市場
市場信息、持股人與股利政策
我們的普通股自2024年2月5日起在紐約證券交易所以“LNG”代碼交易，2003年3月24日至2024年2月3日在紐約證券交易所美國交易所或其前身以“LNG”代碼交易。截至2024年2月16日，我們約有2.347億股普通股流通股，由75名記錄所有者持有。
我們打算繼續宣佈和支付季度股息，目標是隨着時間的推移增加股息。宣佈派息須由本公司董事會酌情決定，並將視乎本公司的財務狀況及董事會認為相關的其他因素而定。看到其中的風險我們宣佈和支付股息以及回購股票的能力受到某些考慮因素的影響在……下面與我們的財務事項有關的風險在第1A項中。風險因素。
發行人及關聯購買人購買股權證券
下表彙總了截至2023年12月31日的三個月的股票回購情況：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期間 | | 購買的股份總數 | | 每股平均支付價格 | | 作為公開宣佈的計劃的一部分而購買的股份總數 | | 根據該計劃可能尚未購買的股份的大約美元價值(以百萬為單位)(1) |
| 2023年10月1日至31日 | | 732,055 | | $167.95 | | 732,055 | | $2,357 |
| 2023年11月1日至30日 | | 634,274 | | $174.28 | | 634,274 | | $2,247 |
| 2023年12月1日至31日 | | 607,966 | | $173.21 | | 607,966 | | $2,141 |
| 總計 | | 1,974,295 | | $171.60 | | 1,974,295 | | |
(1)看見附註19-股份回購計劃有關我們董事會根據我們的股份回購計劃批准的金額的詳細信息，請參閲我們的合併財務報表附註。
股東總回報
以下是由17家公司組成的定製對等組(“同輩羣”)被選中，因為它們是擁有可比全球行業分類標準的上市公司。我們還考慮了那些市值、企業價值、經營特徵和資本密集度相似的公司。
| | | | | | | | |
| 同級組 |
空氣產品和化學品公司(AIR Products and Chemals，Inc.) | | Marathon Petroleum Corporation（MPC） |
| 貝克休斯公司（BKR） | | 西方石油公司（OXY） |
| 康菲石油公司（COP） | | ONEOK，Inc.（OKE） |
Enterprise Products Partners L.P.（EPD） | | Phillips 66（PSX） |
| EOG資源公司（EOG） | | 森科爾能源公司（SU） |
| 哈里伯頓公司（HAL） | | Targa Resources Corp.（TRGP） |
| Hess Corporation（HES） | | Valero Energy Corporation（VLO） |
金德摩根公司（KMI） | | 威廉姆斯公司（WMB） |
| LyondellBasell Industries N.V.（LYB） | | |
下圖比較了我們普通股、標準普爾500指數和同行集團的五年總回報率。 該圖表是基於以下假設構建的：2018年12月31日，我們的普通股、標準普爾500指數和同行集團投資了100美元，並且任何股息都被完全再投資。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| 公司/指數 | | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 |
| Cheniere能源公司 | | $ | 100.00 | | | $ | 103.18 | | | 101.42 | | | $ | 171.88 | | | $ | 256.67 | | | $ | 295.20 | |
| 標準普爾500指數 | | 100.00 | | | 131.48 | | | 155.65 | | | 200.29 | | | 163.98 | | | 207.04 | |
| 同級組 | | 100.00 | | | 122.09 | | | 90.09 | | | 130.28 | | | 193.39 | | | 212.27 | |
| | | | | | | | | | | | |
第6項。以下內容：[已保留]
項目七、公司管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析
引言
以下討論和分析代表了管理層對我們的業務、財務狀況和整體業績的看法，應與我們的綜合財務報表和附註一起閲讀。這些信息旨在讓投資者瞭解我們過去的業績、當前的財務狀況和未來的展望。關於截至2022年12月31日的年度與2021年12月31日相比的2021年項目和差異驅動因素的討論不包括在本報告中，可在《管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析》中找到截至2022年12月31日的財政年度Form 10-K年度報告.
我們的討論和分析包括以下主題：
•概述
•重大事件綜述
•市場環境
•經營成果
•流動性與資本資源
•關鍵會計估算摘要
•最新會計準則
概述
我們是一家主要從事液化天然氣相關業務的能源基礎設施公司。我們為世界各地的綜合能源公司、公用事業公司和能源貿易公司提供清潔、安全和負擔得起的液化天然氣。我們在路易斯安那州的Sabine Pass和德克薩斯州的Corpus Christi附近運營着兩個天然氣液化和出口設施。有關我們業務的進一步討論，請參閲項目1.和2.業務和物業.
我們與客户的長期合作構成了我們業務的基礎，併為我們提供了可觀、穩定、長期的現金流。通過我們的SPA和IPM協議，我們已經簽訂了到本世紀30年代中期液化項目預期總產量的約95%，截至2023年12月31日的加權平均剩餘壽命約為16年，不包括條款不到10年的合同中的數量，以及合同規定的超出當前在建或運營的額外液化能力的數量。我們的大多數合同是固定價格的長期水療中心，包括每MMBtu液化天然氣的固定費用加上每MMBtu液化天然氣的可變費用，而可變費用的結構通常是為了涵蓋生產LNG所消耗的天然氣購買、運輸和液化燃料的成本。由於我們生產液化天然氣的大部分原料來自美國，這些合同的結構有助於限制我們受到美國天然氣價格波動的影響。在2023年，我們繼續擴大我們的SPA和IPM協議組合，我們相信全球對天然氣和LNG的持續需求，如市場因素與競爭在項目1.和2.商業和物業中，將為我們未來客户合同組合的進一步增長奠定基礎。我們長期現金流的持續強勁和穩定是我們在2022年宣佈的修訂後的全面、長期資本分配計劃的基礎，其中包括增加股票回購授權、降低綜合長期槓桿目標、增加股息和繼續投資於增長型有機增長。
重大事件綜述
自2023年1月1日至本10-K表格提交之日，我們的重大事件包括：
戰略
•2023年11月，我們宣佈SPL第五階段與ARC Resources Ltd.的子公司ARC Resources U.S.Corp.達成了一項IPM協議，將以荷蘭所有權轉讓機制(荷蘭所有權轉讓機制)為基礎，每天購買14萬MMBtu天然氣(“TTF”)，減去固定的再氣化費用、固定的液化天然氣運輸費用和固定的液化費用，為期約15年，從SPL擴建項目第一列列車的商業運營開始。本協議以CQP在SPL擴建項目的第一列列車上做出積極的FID或CQP單方面放棄該要求為前提。
•Cheniere Marketing與福蘭能源集團有限公司、巴斯夫、新奧液化天然氣(新加坡)私人有限公司簽訂了長期水療協議。該公司、Equinor ASA和韓國南方電力有限公司的液化天然氣預計總量約為1.06億噸，預計在2026年至2050年期間交付。大約65 如果CQP在SPL擴建項目的第一列或第二列列車上做出積極的FID(視情況而定)，或者我們單方面放棄該要求，則受CQP限制。這些SPA中的每一個都允許Cheniere Marketing在以後將協議轉讓或更新給某些附屬公司。
•2023年5月，CQP的某些子公司根據《國家環境政策法》就SPL擴建項目向FERC進入備案前審查程序，2023年4月，我們的其中一家子公司與Bechtel簽署了一份合同，提供該項目的前端工程和設計工作。
•2023年4月，我們的某些子公司向美國能源部提交了關於CCL中型列車8號和9號項目的申請，請求授權向自貿協定國家和非自貿協定國家出口液化天然氣。2023年7月，我們獲得了美國能源部的授權，可以向自貿協定國家出口液化天然氣。
•2023年3月，我們的某些子公司根據NGA向FERC提交了CCL中型列車8和9項目的申請。
•2023年1月2日，原環球貿易執行副總裁總裁的科裏·格林達爾晉升為執行副總裁總裁兼公司首席運營官。
可操作的
•截至2024年2月16日，液化項目已累計生產、裝載和出口約3,280批液化天然氣貨物，總計超過2.25億噸。
金融
•我們完成了以下債務交易：
◦於2023年6月，中央債券發行公司發行本金總額14億元，本金5.950釐，2033年到期的優先債券(“2033年CQP高級票據”)。SPL利用2033年CQP優先債券的繳款所得款項，連同手頭現金，贖回2024年到期的5.750釐優先擔保債券(“2024年SPL高級債券”)2023年7月。
◦2023年6月，CQP簽訂了一份10億美元的高級無擔保循環信貸和擔保協議(The“CQP循環信貸安排”)，與SPL簽訂了10億美元的高級擔保循環信貸和擔保協議(The“SPL循環信貸安排”)。CQP循環信貸安排及SPL循環信貸安排各自對各自的現有信貸安排進行再融資及更換，以(其中包括)(1)延長其項下的到期日、(2)降低其適用的利率及承諾費及(3)對先前信貸安排的條款及條件作出若干其他更改。
•我們從信用評級機構獲得了以下升級，包括S全球評級(《S與寶潔》)、穆迪投資者服務(Moody‘s Investor Service)(“穆迪’s”)和惠譽評級(“惠譽”)，每個人的前景都很穩定：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 日期 | | 實體 | | 以前的評級 | | 升級的評級 | | 評級機構 |
| 2023年10月 | | CCH | | BBB- | | BBB | | 標普(S&P) |
| 2023年8月 | | Cheniere | | BA1 | | Baa3 | | 穆迪 |
| 2023年8月 | | CCH | | Baa3 | | Baa2 | | 穆迪 |
| 2023年8月 | | SPL | | BBB | | BBB+ | | 惠譽 |
| 2023年7月 | | CCH | | BBB- | | BBB | | 惠譽 |
| 2023年2月 | | SPL | | BBB | | BBB+ | | 標普(S&P) |
| 2023年1月 | | Cheniere | | — | | BBB- | | 惠譽 |
•在截至2023年12月31日的年度內，我們根據我們的資本分配優先事項完成了以下工作：
◦我們預付了12億美元 合併長期債務，其中不包括與債務再融資相關的預付款，包括在公開市場上6億美元的債務回購。
◦作為股票回購計劃的一部分，我們以15億美元的價格回購了大約950萬股普通股。
◦在截至2023年12月31日的一年中，我們支付了每股普通股1.620美元的股息。
◦我們繼續投資於增長型有機增長，包括我們對Corpus Christi Stage 3項目的投資，如下文進一步描述的那樣。投資現金流在……裏面現金的來源和用途在流動性和資本資源範圍內。
市場環境
2023年，液化天然氣市場繼續重新平衡，流向歐洲的液化天然氣強勁，將該地區的地下儲存庫存維持在較高水平，而日本和韓國需求疲軟，在很大程度上抵消了中國和亞洲其他新興經濟體的温和反彈。價格水平在2023年第二季度開始接近俄烏戰爭前的水平，隨着對實物市場吃緊的擔憂消散，與戰前水平相比，價格水平已基本正常化。然而，挪威大規模的上游維護，以及對澳大利亞罷工威脅導致供應能力緊張的擔憂，推高了2023年第三季度的價格，並給市場帶來了一些波動，儘管水平並不比2022年低得多。這些情況很快得到了解決，儘管10月份中東爆發了軍事衝突，但冬季價格仍保持在較正常的水平。
這個 TTF 2023年月結算價平均為13.73美元/MMBtu，同比下降66%以上，比2021年下降4.6%。同樣，2023年日韓馬克的平均結算價(《JKM》)同比下降53%，2023年平均為16.13美元/MMBtu。2023年第四季度的價格也有所下降，TTF平均為13.66美元/MMBtu，JKM為14.97美元/MMBtu--均顯著低於前兩年的水平。Henry Hub基準指數也出現了類似的同比下降，儘管基數要低得多。Henry Hub在2023年的平均結算價為2.74美元，較2022年歐洲能源危機最嚴重時期的6.64美元/MMBtu下降了約59%。
2023年，美國在平衡全球市場方面發揮了重要作用，出口了約8600萬噸液化天然氣，較2022年增長約13%，部分原因是自由港液化天然氣恢復運營。根據開普勒的數據，我們液化項目的出口總計達到4400萬噸，佔美國全年出口總量的50%以上。
自2022年以來，全球液化天然氣需求增長了約3%，使整體市場增加了1050萬噸。儘管自2022年以來，亞洲的總體需求有所增加，但日本的疲軟，主要是由於核供應的改善，加上歐洲天然氣需求的持續破壞，尤其是住宅領域的需求，給市場帶來了下行壓力，並阻止了液化天然氣和天然氣價格的上漲。儘管日本需求下降，同比下降約8%或600萬噸/年，但2023年亞洲液化天然氣進口量同比增長約4%，至約263百萬噸/年。這一增長在很大程度上是由於南亞和東南亞需求同比增長約840萬噸，以及中國經濟的温和反彈，導致中國液化天然氣進口量增長約12%或750萬噸/年。
國家。在歐洲，儘管天然氣需求持續下降，但液化天然氣進口同比持平，因為從俄羅斯到歐盟的管道流量仍較低，為270億立方米(完)《BCM》)，同比下降360億立方米或57%。
2023年需要取代和取代俄羅斯天然氣進入歐洲所帶來的市場動態，導致長期液化天然氣合同顯著上升，並推動了液化天然氣項目FID的發展。2023年的商業活動在去年的基礎上繼續發展，全年在美國執行的長期SPA達到約2300萬噸/年，其中我們的SPA和IPM協議總計約650萬噸/年。過去兩年的合同勢頭導致2023年美國液化天然氣產能近40 Mtpa的FID為正，我們預計其中一部分合同將支持我們未來的增長。
儘管俄羅斯-烏克蘭戰爭對全球產生了影響，但我們不認為我們受到戰爭的直接或間接不利影響，因為我們不在俄羅斯開展業務，也不與俄羅斯實體進行商業交易。此外，我們不知道俄羅斯-烏克蘭戰爭或以色列-哈馬斯戰爭對我們的供應鏈有任何具體的直接或間接不利影響。因此，我們相信，我們有能力幫助滿足我們的國際液化天然氣客户日益增長的需求，以克服他們的供應短缺。
經營成果
綜合經營業績
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (單位：百萬，不包括每股數據) | | | | | | | 2023 | | 2022 | | 方差 |
| 收入 | | | | | | | | | | | |
| 液化天然氣收入 | | | | | | | $ | 19,569 | | | $ | 31,804 | | | $ | (12,235) | |
| 再氣化收入 | | | | | | | 135 | | | 1,068 | | | (933) | |
| 其他收入 | | | | | | | 690 | | | 556 | | | 134 | |
| | | | | | | | | | | |
| 總收入 | | | | | | | 20,394 | | | 33,428 | | | (13,034) | |
| | | | | | | | | | | |
| 營運成本及開支 | | | | | | | | | | | |
| 銷售成本(不包括下面單獨列出的項目) | | | | | | | 1,356 | | | 25,632 | | | (24,276) | |
| | | | | | | | | | | |
| 運維費用 | | | | | | | 1,835 | | | 1,681 | | | 154 | |
| 銷售、一般和行政費用 | | | | | | | 474 | | | 416 | | | 58 | |
| 折舊及攤銷費用 | | | | | | | 1,196 | | | 1,119 | | | 77 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他 | | | | | | | 44 | | | 21 | | | 23 | |
| | | | | | | | | | | |
| 總運營成本和費用 | | | | | | | 4,905 | | | 28,869 | | | (23,964) | |
| | | | | | | | | | | |
| 營業收入 | | | | | | | 15,489 | | | 4,559 | | | 10,930 | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他收入(費用) | | | | | | | | | | | |
| 扣除資本化利息後的利息支出 | | | | | | | (1,141) | | | (1,406) | | | 265 | |
| 債務變更或清償所得(損) | | | | | | | 15 | | | (66) | | | 81 | |
| | | | | | | | | | | |
| 利息和股息收入 | | | | | | | 211 | | | 57 | | | 154 | |
| 其他收入(費用)，淨額 | | | | | | | 4 | | | (50) | | | 54 | |
| 其他費用合計 | | | | | | | (911) | | | (1,465) | | | 554 | |
| | | | | | | | | | | |
| 所得税和非控制性利息前收益 | | | | | | | 14,578 | | | 3,094 | | | 11,484 | |
| 減去：所得税撥備 | | | | | | | 2,519 | | | 459 | | | 2,060 | |
| 淨收入 | | | | | | | 12,059 | | | 2,635 | | | 9,424 | |
| 減：歸屬於非控股權益的淨收益 | | | | | | | 2,178 | | | 1,207 | | | 971 | |
| 普通股股東應佔淨收益 | | | | | | | $ | 9,881 | | | $ | 1,428 | | | $ | 8,453 | |
| | | | | | | | | | | |
普通股股東每股淨收益--基本 | | | | | | | $ | 40.99 | | | $ | 5.69 | | | $ | 35.30 | |
普通股股東應佔每股淨收益-稀釋後 | | | | | | | $ | 40.72 | | | $ | 5.64 | | | $ | 35.08 | |
從液化項目中加載和識別的數據量
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (以TBtu為單位) | | | | | | | | 2023 | | 2022 | | 方差 |
| 本期內加載的卷 | | | | | | | | 2,299 | | | 2,295 | | | 4 | |
| 在上一期間加載但在本期已識別的卷 | | | | | | | | 56 | | | 49 | | | 7 | |
| 減去：本期裝入和期末在途的數量 | | | | | | | | (37) | | | (56) | | | 19 | |
| 本期確認的總量 | | | | | | | | 2,318 | | | 2,288 | | | 30 | |
LNG收入的組成部分和相應的LNG交付量
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| | | | | | | | 2023 | | 2022 | | 方差 |
LNG收入 (單位：百萬): | | | | | | | | | | | |
根據第三方長期協議出售的液化項目的LNG（1） | | | | | | | $ | 12,820 | | | $ | 20,702 | | | $ | (7,882) | |
我們的綜合營銷職能部門根據短期協議銷售的液化項目的LNG | | | | | | | 6,028 | | | 10,169 | | | (4,141) | |
| 從第三方採購的LNG | | | | | | | 359 | | | 760 | | | (401) | |
| | | | | | | | | | | |
| 衍生工具收益（虧損）淨額 | | | | | | | 110 | | | (328) | | | 438 | |
| 其他收入 | | | | | | | 252 | | | 501 | | | (249) | |
| LNG總收入 | | | | | | | $ | 19,569 | | | $ | 31,804 | | | $ | (12,235) | |
| | | | | | | | | | | |
作為LNG收入交付的LNG (以TBtu為單位): | | | | | | | | | | | |
根據第三方長期協議出售的液化項目的LNG（1） | | | | | | | 2,034 | | | 1,926 | | | 108 | |
我們的綜合營銷職能部門根據短期協議銷售的液化項目的LNG | | | | | | | 284 | | | 362 | | | (78) | |
| 從第三方採購的LNG | | | | | | | 35 | | | 29 | | | 6 | |
| 作為LNG收入交付的總量 | | | | | | | 2,353 | | | 2,317 | | | 36 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
(1)長期協議包括初步年期為12個月或以上的協議。
普通股股東應佔淨收益
與2022年同期相比，截至2023年12月31日止年度的有利差異為85億美元，主要歸因於期間之間公允價值變動和衍生工具結算的有利差異為144億美元（未扣除税項和非控股權益的影響）。 與衍生工具相關的大部分差異是由於國際天然氣價格波動性降低以及國際遠期商品曲線下降導致我們的IPM協議公允價值的非現金有利變動，其由截至2022年12月31日止年度的50億美元虧損變為截至2023年12月31日止年度的70億美元收益。
有利的差異被以下因素部分抵消：
•扣除銷售成本和不包括衍生品影響（如上文所述）的LNG收入減少24億美元，其中大部分歸因於交付的LNG利潤率下降;
•由於應納税收入增加，所得税準備金出現21億美元的不利差異;
•由於可比期間CQP合併淨收入增加，非控股權益淨收入出現9.71億美元的不利差異。
以下是對普通股股東淨收入差異的重要驅動因素的進一步討論 按行項目：
收入
截至2023年12月31日止年度與截至2022年12月31日止年度之間減少130億元，主要由於：
•Henry Hub定價減少91億美元，我們的大部分長期液化天然氣銷售合同都與之掛鈎;
•由於國際價格下降和短期協議銷售量減少，我們的營銷職能產生的收入減少25億美元;以及
•再氣化收入減少9.33億美元，原因是加速確認與2022年12月終止我們的一項TUA協議相關的收入。 看到 注13--收入有關終止協議的其他資料，請參閲我們的綜合財務報表附註。
業務費用和支出（回收）
截至2023年12月31日止年度與2022年12月31日止年度之間的240億美元有利差異主要歸因於：
•公允價值變動和計入銷售成本的衍生工具結算的有利差異為140億美元，從截至2022年12月31日止年度的62億美元虧損增加至截至2023年12月31日止年度的78億美元收益，主要與上述標題下所述的IPM協議公允價值的非現金有利變動有關 普通股股東應佔淨收益及
•銷售成本下降103億美元(不包括上述衍生品變化的影響)，主要是由於天然氣原料成本下降96億美元，這主要是由於美國天然氣價格下降.
這一有利差異被可比期間運營和維護費用增加1.54億美元部分抵消，這是由於SPL項目兩列列車計劃於2023年6月完成大規模維護活動、其他第三方服務和維護合同成本以及天然氣運輸和儲存能力需求費用。
其他收入(費用)
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度之間出現5.54億美元的順差主要是由於：
•扣除資本化利息後利息支出減少2.65億美元，主要原因是2023年償還債務12億美元導致債務餘額減少，其中不包括與債務再融資有關的預付款；
•利息和股息收入增加1.54億美元，原因是2023年利率上升帶來的現金和現金等價物利息收入增加；以及
•8100萬美元優惠 因修改或清償債務而產生的損益差異，主要是由於CCH定期貸款安排協議的修訂和重述所確認的較高損失“CCH信貸安排”)和CCH的營運資本融資協議(“CCH營運資金安排”)於2022年第二季度及贖回我們於2045年到期的4.25%可轉換優先票據(“2045 Cheniere可轉換優先票據”)2022年第一季度。在截至2023年12月31日止年度內，由於在公開市場贖回、償還或購回接近到期的債務而導致整體付款較低，導致提前贖回或償還債務本金所支付的保費減少，這是造成有利差異的另一個原因，詳情見融資現金流在……裏面現金的來源和用途在流動性和資本資源範圍內。
所得税撥備
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度之間出現21億美元的不利差異，主要是由於税前收入的增加。
我們的有效税率是17.3%， 截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度分別為14.8%。截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的實際税率均低於法定税率21%，主要是由於CQP的收入不應向我們納税。
2021年12月，經合組織發佈了支柱二範本規則框架，其中引入了大型跨國集團15%的全球最低企業税率。我們是一家大型跨國集團，在美國和英國擁有大量業務。英國於2023年7月18日頒佈了實施第二支柱的立法，從2024年1月1日起生效。美國尚未制定實施第二支柱的立法。我們正繼續評估第二支柱規則及其對未來期間的潛在影響，但我們預計這些規則不會對我們的實際税率產生實質性影響。
可歸因於非控股權益的淨收入
在截至2023年12月31日至2022年的幾年中，增加了9.71億美元，這主要是由於增加了18億美元 在截至2023年12月31日至2022年12月31日的年度內，CQP的綜合淨收入。
影響我們經營結果的重要因素
以下是影響我們運營結果的重要因素。
衍生工具的損益
衍生工具除了管理商品相關營銷和價格風險的風險外，還被用來管理利率變化和外匯波動的風險敞口，在我們的綜合財務報表中按公允價值報告。就與我們的IPM協議相關的商品衍生工具而言，進行經濟對衝的相關液化天然氣銷售按權責發生制會計方法入賬，即預期來自未來液化天然氣銷售的收入僅在相關交易交付或變現時確認。儘管我們的經營意圖是隨着時間的推移減少風險敞口，但按公允價值確認衍生工具的效果是確認與未來期間風險敞口相關的損益，鑑於我們某些衍生合約的成交量、長期存續期和價格基礎的波動性很大，使用衍生工具可能會導致我們基於市場定價、交易對手信用風險和其他可能超出我們控制範圍的相關因素的變化而導致我們的運營結果持續波動。例如，如中所述附註7-衍生工具在我們的綜合財務報表附註中，我們的液化供應衍生品和液化天然氣交易衍生品的公允價值納入了適用於我們的天然氣供應合同的基於市場參與者的假設，這些假設涉及某些合同不確定性，包括那些與交貨點市場信息的可用性相關的假設，這可能需要未來基礎設施的發展，以及對合同事件或事件狀態和交付開始的滿意時間。我們可能會通過收益確認公允價值的變化，如果這種不確定性得到解決，這些變化可能會對我們的運營結果產生重大影響。
委託裝運貨物
在一列列車基本完工之前，從該列車銷售試運貨物所收到的金額與正在建設的液化天然氣終端相抵銷，因為這些金額是在該列車建造的測試階段賺取或裝載的。於截至2022年12月31日止年度，我們已實現相當於15TBtu的液化天然氣終端成本2.04億美元的抵銷，這是由於出售SPL項目第6列的試運行貨物所致。在截至2023年12月31日的年度內，我們沒有任何試運貨物。
流動性與資本資源
以下信息描述了我們產生和獲得足夠數量的現金的能力，以滿足我們的短期和長期需求。短期內，我們預計將使用營運現金流和可用流動資金滿足我們的現金需求，包括現金和現金等價物、受限現金和現金等價物以及我們信貸安排下的可用承諾。此外，我們預計通過使用運營現金流和其他未來潛在的流動性來源來滿足我們的長期現金需求，其中可能包括我們或我們子公司發行的債務和股票。下表提供了我們可用流動資金的摘要(單位：百萬)。未來流動性的物質來源將在下文中討論。
| | | | | |
| 2023年12月31日 |
| 現金及現金等價物(1) | $ | 4,066 | |
| |
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| 受限現金和現金等價物(1) | 459 | |
| 我們信貸安排下的可用承諾額(2)： | |
| |
SPL循環信貸安排 | 720 | |
循環信貸安排 | 1,000 | |
| |
CCH信貸安排 | 3,260 | |
CCH營運資金安排 | 1,345 | |
Cheniere循環信貸協議(The“Cheniere循環信貸安排”) | 1,250 | |
| |
| 我們的信貸安排下的可用承諾額 | 7,575 | |
| |
| 總可用流動資金 | $ | 12,100 | |
(1)所列金額包括我們的綜合可變利息實體CQP及其子公司持有的餘額，如中所述附註9--非控股權益和可變權益主體我們的合併財務報表附註。截至2023年12月31日，包括在我們的綜合資產負債表中的CQP及其子公司的資產包括5.75億美元的現金和現金等價物以及5600萬美元的限制性現金和現金等價物。
(2)可用承諾額是指截至2023年12月31日的總承諾額減去未償還貸款和在我們每個信貸安排下籤發的信用證。看見附註11--債務關於我們的信貸安排和其他債務工具的更多信息，請參閲我們的綜合財務報表附註。
我們在2023年12月31日之後的流動資金狀況將取決於未來的流動資金來源和未來的現金需求，這一點在標題中進一步討論。流動性的未來來源和用途.
雖然我們的現金來源和用途從綜合的角度介紹如下，但SPL、CQP、CCH和Cheniere採用獨立的資本結構運營。我們子公司執行的債務和股權工具的某些限制限制了每個實體分配現金的能力，包括：
•根據某些債務協議，SPL和CCH必須將收到的所有現金存入受限現金和現金等價物賬户。此類現金的使用或提取僅限於支付與液化項目有關的債務和其他限制性付款。此外，SPL和CCH的運營成本由我們的子公司根據關聯協議進行管理，這可能需要SPL和CCH向各自的關聯公司預付現金，但現金仍受限於液化項目的運營和建設；
•根據其合夥協議，CQP必須在季度末向單位持有人分配手頭所有可用現金，減去其普通合夥人建立的任何準備金的金額。從2022年第二季度支付的分配開始，CQP的季度分配目前由基數加上等於單位剩餘可用現金的可變金額組成，其中除其他外，考慮到為年度債務償還和資本分配目標預留的金額、預期資本支出將由現金提供資金，以及為CQP業務的適當開展提供資金的現金儲備；
•我們在CQP中的48.6%有限合夥人權益、100%普通合夥人權益和獎勵分配權將我們獲得CQP持有的現金的權利限制在CQP合夥協議條款指定的金額內；以及
•SPL和CCH受到其某些債務協議中包含的肯定和消極契約的限制，除非滿足具體要求，否則它們支付某些款項的能力，包括分配的能力。
儘管有上述限制，我們相信Cheniere Complex內部有足夠的靈活性，使每個獨立的資本結構能夠滿足其目前預期的現金需求。SPL、CQP和CCH的流動資金來源主要為各自實體的現金需求提供資金，任何不受限制的剩餘流動資金，加上Cheniere Marketing提供的不受限制的流動資金，均可用於使Cheniere能夠滿足其現金需求。
流動性的未來來源和用途
以下對我們未來流動性來源和使用的討論包括反映管理層的假設以及截至2023年12月31日的當前已知市場狀況和其他因素的估計。估計數不能保證未來的業績，實際結果可能會因本年度報告中所述的各種因素而大不相同。
執行spa下的未來流動資金來源
如中所述項目1.和2.業務和物業，我們的長期客户安排構成了我們業務的基礎，併為我們提供了大量、穩定、長期的現金流。我們未來幾乎所有的收入都是根據SPA簽訂的，因為這些合同中的許多都是長期的，根據合同，我們有權在這些合同下獲得尚未被確認為收入的重大未來對價。在大多數情況下，這一未來的考慮在法律上還沒有到期給我們，截至2023年12月31日，也沒有反映在我們的綜合資產負債表上。此外，如下文更具體討論的那樣，這一未來考慮的很大一部分會受到變異性的影響。我們預計，這一對價將用於滿足未來的流動性需求。下表彙總了我們對截至2023年12月31日將從已執行的SPA獲得的未來重要流動性來源的估計(以十億計)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 按期間分列的已執行SPA項下的估計收入(1)(2) |
| | | | | | | | |
| | | 2024 | | 2025 - 2028 | | 此後 | | 總計 |
| 液化天然氣收入(固定費用) | | $ | 6.3 | | | $ | 27.1 | | | $ | 77.6 | | | $ | 111.0 | |
| 液化天然氣收入(可變費用)(3) | | 7.0 | | | 40.8 | | | 140.5 | | | 188.3 | |
| 總計 | | $ | 13.3 | | | $ | 67.9 | | | $ | 218.1 | | | $ | 299.3 | |
(1)截至2023年12月31日生效的協議，其條款取決於項目里程碑日期，是基於截至2023年12月31日的估計日期。根據公認會計原則確認收入的時間可能與現金收入不一致，儘管我們不認為時間差異是實質性的。我們可以簽訂液化天然氣銷售合同，條件是雙方一方或雙方達到某些里程碑，例如在特定的液化列車上達到FID，獲得融資或實現列車和任何相關設施的基本完工。當這些條件被認為有可能得到滿足時，這些合同就包括在上述收入中。
(2)液化天然氣收入不包括最初預期期限為一年或更短的合同收入。截至2023年12月31日，Cheniere Marketing有大約88TB的短期交付承諾，將於2024年交付給第三方客户。固定費用是應付給我們的費用，無論客户在某些情況下是否行使了合同規定的不接受液化天然氣貨物交付的合同權利。可變費用僅適用於已交付的液化天然氣貨物。
(3)液化天然氣收入(可變費用)反映了所有合同容量的交付假設，而不考慮任何合同未交付的權利。液化天然氣收入(可變費用)基於截至2023年12月31日的估計遠期價格和基差。我們與客户簽訂的許多SPA協議的定價結構包含了每MMBtu液化天然氣的可變費用，通常相當於Henry Hub的115%，在交付時支付，從而限制了我們對未來天然氣價格上漲的淨敞口。
通過我們的SPA和IPM協議，我們已經承包了液化項目到本世紀30年代中期的幾乎所有預期總產量。合同的大部分產能包括SPL和CCL與第三方簽訂的固定價格的長期spa，以銷售液化項目中的液化天然氣。此外，我們通過我們的綜合營銷功能Cheniere Marketing來營銷和銷售非CCL或SPL承包的液化項目生產的液化天然氣。Cheniere Marketing擁有一系列長期、中期和短期SPA，將商業LNG貨物運送到世界各地。這些數量預計將主要來自液化項目生產的液化天然氣，但根據需要從世界各地採購的數量為輔。
我們簽約的幾乎所有產能都來自條款超過10年的合同。不包括期限不到10年的合同中的容量，以及合同上受當前在建或運營之外的額外液化能力限制的容量，截至2023年12月31日，我們的水療中心和IPM協議的加權平均剩餘壽命約為16年。根據SPA，客户以FOB價格(在Sabine Pass LNG終端或Corpus Christi LNG終端(視情況而定)交付給客户)或DAT(在其指定的LNG接收終端交付給客户)購買LNG，價格通常由每MMBtu LNG(A)固定費用組成
部分費用須按年按通脹調整)加上每MMBtu液化天然氣的浮動費用，一般相當於Henry Hub的115%。某些客户可選擇取消或暫停LNG貨物的交付，但需按照各自SPA的規定提前通知，在這種情況下，客户仍需就因取消或暫停交付而未交付的合同數量支付固定費用。我們SPA項下的浮動費用通常是為了支付天然氣購買、運輸和液化燃料的成本，以生產將在每個此類SPA下銷售的液化天然氣。我們的長期SPA客户由信譽良好的交易對手組成，S、穆迪和惠譽的平均信用評級分別為A-、A3和A-。關於我們水療中心收入的討論可以在注13--收入我們的合併財務報表附註。
未來更多的流動性來源
再氣化收入
SPLNG與TotalEnergy簽訂了一項長期的第三方TUA，根據該協議，TotalEnergy每年需要支付約1.25億美元的固定費用，無論它是否使用其保留的再氣化能力。SPL與TotalEnergy簽訂了部分TUA分配協議，根據該協議，SPL獲得了TotalEnergy與SPLNG的TUA項下提供的幾乎所有TotalEnergy的能力和其他服務。儘管TotalEnergie和SPL之間有任何安排，TotalEnergie需要向SPLNG支付的款項將繼續由TotalEnergy根據其TUA向SPLNG支付，我們繼續將從TotalEnergie收到的付款確認為收入。根據這一部分TUA轉讓協議，SPL向TotalEnergy支付的成本在運營和維護費用中確認。關於部分TUA分配和SPLNG在TUA協議下的收入的全面討論可在注13--收入我們的合併財務報表附註。
信貸安排下的可用承擔額
截至2023年12月31日，我們的信貸安排下有76億美元的可用承諾，如前面的表格所述，總結了我們的可用流動性，但須遵守適用的契約，以潛在地滿足流動性需求。我們的信貸安排在2026年至2029年之間到期。
無合同液化供應
我們預計，截至2023年12月31日尚未根據已簽署協議簽訂合同的液化項目總產能的一部分，將可供Cheniere Marketing向更多液化天然氣客户銷售。消除瓶頸的機會和其他優化項目導致了產量水平的提高，這使得Cheniere營銷公司的可用生產能力增加到了尚未與其他客户簽約的程度。
受財務約束的增長
我們在Corpus Christi LNG終端和Sabine Pass LNG終端的重要土地位置為進一步擴大液化能力提供了潛在的開發和投資機會，這些位置具有戰略優勢，靠近管道基礎設施和資源。2023年5月，CQP的某些子公司根據《國家環境政策法》就SPL擴建項目向FERC進入備案前審查程序。2023年3月，我們的某些子公司根據NGA向FERC提交了CCL中型列車8和9項目的申請。這些地點或其他項目的發展，包括支持天然氣供應和液化天然氣需求的基礎設施項目，除其他外，將需要可接受的商業和融資安排，然後我們才能做出積極的FID。
已執行合同項下業務和資本支出的未來現金需求
我們承諾根據我們的某些合同，為未來的運營和資本支出支付現金。下表彙總了我們對截至2023年12月31日已執行合同項下的運營和與核心運營相關的資本支出的重大現金需求估計數(以十億計)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 按期間分列的已執行合同的估計應付款項(1) |
| | | | | | | | |
| | 2024 | | 2025 - 2028 | | 此後 | | 總計 |
| 購買義務(2)： | | | | | | | | |
| 天然氣供應協議(三) | | $ | 5.8 | | | $ | 20.2 | | | $ | 25.4 | | | $ | 51.4 | |
| 天然氣運輸和儲存服務協議(四) | | 0.5 | | | 2.0 | | | 4.9 | | | 7.4 | |
| 資本支出 | | 1.2 | | | 1.7 | | | — | | | 2.9 | |
| 租約(5) | | 0.9 | | | 3.0 | | | 3.7 | | | 7.6 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 總計 | | $ | 8.4 | | | $ | 26.9 | | | $ | 34.0 | | | $ | 69.3 | |
(1)截至2023年12月31日生效的協議，其條款取決於項目里程碑日期，是基於截至2023年12月31日的估計日期。
(2)購買義務包括購買可強制執行並具有法律約束力的貨物或服務的協議，這些協議規定了要購買的固定數量或最低數量。我們包括我們有提前終止選擇權的合同，如果目前預計不會行使該選擇權的話。我們包括未滿足合同條件的合同，如果目前預計這些條件可以滿足的話。
(3)天然氣供應協議的定價基於截至2023年12月31日的預估遠期價格和基差。IPM協議的定價是基於全球天然氣市場價格減去固定液化費用和我們產生的某些成本。全球天然氣市場價格基於截至2023年12月31日的估計，在遠期價格不可用的範圍內，並在協議下可選價格的情況下假設最高價格。包括根據未滿足合同條件的天然氣供應協議支付的8億美元。
(4)包括根據天然氣運輸和儲存服務協議向關聯方支付的13億美元購買義務，其中10億美元未滿足合同條件。
(5)租賃包括(1)經營租賃、(2)融資租賃、(3)短期租賃和(4)船舶定期租賃項下的付款，這些租賃已於2023年12月31日簽署，但將在未來開始。我們的某些租約還包含可變付款，如通貨膨脹，除非合同條款要求實質上的固定付款，而這些付款實際上是不可避免的，否則不包括在上面。在續訂期權期間可由吾等自行決定行使的付款，只包括在相信該期權合理地肯定會行使的範圍內。我們分租某些液化天然氣船舶，同時保留我們在原租船下的現有義務。與我們的分會相關的未來收入為5.1億美元，包括附註12-租契在我們的合併財務報表附註中，有資格作為轉租的1.63億美元。
天然氣供應、運輸和儲存服務協議
我們已經通過長期天然氣供應協議，包括IPM協議，獲得了CCL項目和SPL項目的天然氣原料。根據我們的IPM協議，我們根據全球天然氣市場價格減去固定液化費用和我們產生的某些成本來支付天然氣原料。雖然從會計角度而言，IPM協議不是收入合同，但IPM協議下購買天然氣的付款結構產生了一種不收即付的固定液化費用，前提是從天然氣原料生產的液化天然氣隨後以大約相當於購買天然氣原料的全球天然氣市場價格的價格出售。
截至2023年12月31日，我們已獲得約82%的天然氣供應，以支持2024年液化項目的總預測產能。2024年後，天然氣供應佔預測產能的百分比有所下降。天然氣供應通常是在指數化定價的基礎上加上固定費用，所有權轉讓在收到商品時發生。中進一步描述的內容液化天然氣收入根據上述條款，我們與客户簽訂的SPA協議的定價結構通常包含每MMBtu液化天然氣的浮動費用，通常相當於Henry Hub的115%，在交付時支付，從而限制了我們對未來天然氣價格上漲的淨敞口。包括目前被認為可能得到滿足的合同條件下未滿足的金額，以及不包括截至2023年12月31日不確定採取的延期選擇的金額，我們已確保
通過剩餘固定期限長達約15年的協議，將天然氣原料的產量提高到12,794 TB。有關我們的天然氣供應和IPM協議的討論可在附註7-衍生工具我們的合併財務報表附註。
為了確保我們能夠將天然氣原料運輸到Corpus Christi LNG終端和Sabine Pass LNG終端，我們已經簽署了運輸先例和其他協議，以確保從州際和州內管道公司獲得穩固的管道運輸能力。我們還與第三方簽訂了確定的儲存服務協議，以幫助管理液化項目天然氣需求的可變性。
資本支出
我們與第三方承包商簽訂液化項目總承包合同。上表中包含的未來資本支出主要包括Corpus Christi第三階段項目的Bechtel EPC合同下的固定成本，其中Bechtel一次性收取費用，並通常承擔項目成本、進度和性能風險，除非發生某些特定事件，在這種情況下，Bechtel導致我們進入變更單，或者我們同意Bechtel提出變更單。除上表所列金額外，我們預計將產生持續的資本支出，以維護我們的設施和其他資產，以及優化我們的現有資產和購買旨在提高我們生產能力的新資產。看見受財務約束的增長部分，以供進一步討論。
語料庫克里斯蒂第三階段項目
下表彙總了截至2023年12月31日科珀斯克里斯蒂第三階段項目的項目竣工和建設狀況：
| | | | | | | | | | | |
| | |
| 項目總完成率 | | 51.4% |
| 完成百分比： | | |
| 工程學 | | 83.7% |
| 採購 | | 72.2% |
| 分包工程 | | 66.9% |
| 施工 | | 11.1% |
| 預計基本完工日期 | | 2025年第二季度/第三季度-2026年下半年 |
租契
根據我們的租賃安排，我們的義務主要包括LNG船定期租船合同，期限長達15年，以確保以DAT為基礎銷售的貨物的交付。我們還簽訂了使用拖輪、辦公場所、海事設備和設施以及陸地用地的租約。關於我們租賃義務的討論可以在附註12-租契我們的合併財務報表附註。
運營和資本支出的額外未來現金需求
企業活動
我們需要保持公司、一般和行政職能，以服務於我們的商業活動。在截至2023年12月31日的年度內，銷售、一般和行政費用為5億美元，其中一部分與辦公空間租賃有關，這已列入上文已執行合同項下的業務所需現金和資本支出表。
所得税
由於目前頒佈的CAMT可能因AFSI的變化而加速或導致我們的現金税款支付的波動，我們的現金税收可能會隨着時間的推移而波動，受到AFSI的變化以及由此產生的CAMT對其他税收優惠的影響，包括可能在短期內推遲實現我們現有的NOL結轉。這可能導致近期內的現金納税比截至2023年12月31日的一年更高。此外，在Corpus Christi Stage 3項目投入使用期間，由於項目預期的税收折舊津貼，我們的現金納税可能會大幅降低。因此，CAMT之間的持續相互作用，
我們Corpus Christi第三階段項目現有NOL和獎金折舊資格的使用預計將導致我們的現金納税出現波動。看到其中的風險税收法律法規的增加或變化可能會潛在地影響我們的財務業績或流動性在……下面與我們的財務事務有關的風險在……裏面 第1A項。風險因素.
受財務約束的增長
任何擴建項目的FID將導致額外的現金需求，以資助此類項目的建設和運營，超出我們根據上文討論的已執行合同承擔的當前合同義務。然而，在達成FID方面，我們可能需要獲得融資，以滿足該項目最初需要的現金需求，以支持該項目的商業化。
除了Corpus Christi第三階段項目外，我們在Corpus Christi LNG終端和Sabine Pass LNG終端的重要土地位置為進一步擴大液化產能提供了潛在的開發和投資機會，這些位置具有戰略優勢，靠近管道基礎設施和資源。我們預計，Corpus Christi LNG終端和Sabine Pass LNG終端未來的任何潛在擴建都將增加現金需求，以支持擴大運營，儘管擴建可能旨在利用共享基礎設施來降低任何潛在擴建的增量成本。
已執行合同項下融資的未來現金需求
我們承諾根據我們的某些合同支付未來的現金融資。下表彙總了我們對截至2023年12月31日已執行合同項下融資的重大現金需求的估計(以十億計)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 按期間分列的已執行合同的估計應付款項(1) |
| | | | | | | | |
| | | 2024 | | 2025 - 2028 | | 此後 | | 總計 |
| 債務 | | $ | 0.3 | | | $ | 11.1 | | | $ | 12.5 | | | $ | 23.9 | |
| 利息支付 | | 1.3 | | | 3.3 | | | 1.8 | | | 6.4 | |
| 總計 | | $ | 1.6 | | | $ | 14.4 | | | $ | 14.3 | | | $ | 30.3 | |
(1)債務和利息的支付基於總債務餘額、預定的合同到期日以及截至2023年12月31日生效的固定或估計遠期利率。債務和利息支付不包括我們可能在合同到期之前進行的回購、償還和退休。
債務
截至2023年12月31日，我們的債務綜合體由未償還本金餘額總計239億美元的優先票據和沒有未償還貸款餘額的信貸安排組成。截至2023年12月31日，我們的每一家發行人都遵守了與各自債務協議相關的所有公約。有關我們債務責任的進一步討論，包括這些安排所施加的限制，可參閲附註11--債務我們的合併財務報表附註。
利息
截至2023年12月31日，我們的優先票據的加權平均合同利率為4.73%。我們所有現有的信貸安排都包括與SOFR掛鈎的浮動利率，通過修訂或取代以前的信貸安排而納入。根據我們的信貸安排，未提取的承諾將收取0.075%至0.525%不等的承諾費，可能會根據適用實體的信用評級發生變化。在我們的信貸安排下開立的信用證將收取1.000%至2.200%不等的信用證手續費，可能會根據適用實體的信用評級發生變化。截至2023年12月31日，我們的信貸安排下已簽發的信用證總額為4.35億美元。
融資的額外未來現金需求
CQP分佈
根據其合夥協議，CQP必須在每個季度結束後45天內向單位持有人分配季度末所有可用現金，減去其普通合夥人建立的任何準備金的金額。我們擁有CQP 48.6%的有限合夥人權益，包括2.399億個普通股、100%的普通合夥人權益和100%的獎勵分配權，其餘非控股有限合夥人權益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公眾持有。在截至2023年12月31日的年度內，我們向非控股權益支付了10億美元的分派。
配資計劃
2022年9月，我們的董事會批准了修訂後的全面長期資本配置計劃。根據修訂後的資本分配計劃，我們的董事會於2022年9月12日批准將現有的股票回購計劃增加40億美元，從2022年10月1日起再延長三年。截至2023年12月31日，根據股票回購計劃，我們有高達21億美元的可用資金。根據股份回購計劃回購普通股的任何股份的時間和金額將由管理層根據市場狀況和其他因素決定。在截至2023年12月31日的一年中，我們以每股加權平均價155.50美元，以15億美元的價格回購了950萬股普通股。有關我們的股份回購計劃的討論可在項目5.註冊人普通股市場、相關股東事項和發行人購買股權證券.
我們資本分配計劃的另一個方面是通過償還債務將我們的長期槓桿目標降低到約4倍，這可能涉及在公開市場或以其他方式償還、贖回或回購我們的債務，包括SPL、CQP、CCH和Cheniere的優先票據。償還債務的時間和金額將由管理層根據市場狀況和其他因素決定。在截至2023年12月31日的年度內，我們使用了12億美元的可用現金來減少我們的未償債務，所有這些都是根據我們的資本分配計劃進行的。
資本分配計劃還包括通過Corpus Christi第三階段項目建設實現約10%的目標年度股息增長率。2024年1月26日，我們宣佈了普通股每股0.435美元的季度股息，將於2024年2月23日支付給截至2024年2月6日收盤時登記在冊的股東。
受財務約束的增長
如果Corpus Christi LNG終端和Sabine Pass LNG終端的液化能力擴展到液化項目之外，例如CCL中型列車8和9項目以及SPL擴建項目，我們預計將使用額外的融資來為擴建項目的建設提供資金。
現金的來源和用途
下表彙總了我們的現金、現金等價物以及受限現金和現金等價物的來源和用途(單位：百萬)。該表按收付實現制列示資本支出；因此，這些數額不同於本報告其他部分提及的資本支出數額，包括應計費用。對這些項目的其他討論如下表所示。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | |
| | | | | |
| 經營活動提供的淨現金 | $ | 8,418 | | | $ | 10,523 | | | |
| 用於投資活動的現金淨額 | (2,202) | | | (1,844) | | | |
| 用於融資活動的現金淨額 | (4,180) | | | (8,014) | | | |
| 匯率變動對現金、現金等價物以及限制性現金和現金等價物的影響 | 2 | | | 5 | | | |
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現金、現金等價物及限制性現金和現金等價物淨增 | $ | 2,038 | | | $ | 670 | | | |
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營運現金流
這兩個期間減少21億美元的主要原因是銷售液化天然氣貨物的現金收入減少，這是由於定價下降、短期協議下的銷售量減少以及再氣化收入下降導致每MMBtu定價降低所致。關於我們收入的討論，包括液化天然氣和再氣化收入，可以在注13--收入我們的合併財務報表附註。天然氣原料的現金流出減少，主要是由於美國天然氣價格下降，部分抵消了這一下降。
如中所述流動性的未來來源和用途，我們未來的運營現金流將受到CAMT的影響，這可能導致我們的現金納税出現更大的波動性，包括近期內可能比截至2023年12月31日的年度更高的現金支付。看見流動性的未來來源和用途以供進一步討論。
投資現金流
本公司於兩個年度的投資現金淨流出主要用於液化項目的建設成本。2023年與2022年相比增加3.58億美元，主要是由於在我們於2022年6月發出全面通知繼續進行到Bechtel後，截至2023年12月31日的年度內與Corpus Christi第3階段項目建設相關的現金流出15億美元，而2022年同期為8.8億美元，部分被2022年2月SPL項目第6列完工導致的支出減少所抵消。我們預計，隨着Corpus Christi第3階段項目建設工作的進展，來年的資本支出將達到類似水平。在截至2023年12月31日的年度內，我們還對基礎設施進行了投資，預計將支持Corpus Christi第三階段項目的開發、建設和運營，包括對天然氣原料管道能力的投資。此外，在截至2023年12月31日的年度內，我們收購了位於德克薩斯州科珀斯克里斯蒂附近的現有發電設施，以降低與我們預期科珀斯克里斯蒂液化天然氣終端電力負荷增加相關的電價風險。
融資現金流
下表彙總了我們的融資活動(單位：百萬)：
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| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 發行債務的收益 | | $ | 1,397 | | | $ | 1,575 | |
| 債務的贖回、償還和回購 | | (2,598) | | | (6,771) | |
| | | | |
| | | | |
| 對非控股權益的分配 | | (1,016) | | | (947) | |
| 普通股回購 | | (1,473) | | | (1,373) | |
| 向股東分紅 | | (393) | | | (349) | |
| 其他，淨額 | | (97) | | | (149) | |
| 用於融資活動的現金淨額 | | $ | (4,180) | | | $ | (8,014) | |
債務發行
在截至2023年12月31日的年度內，CQP發行了本金總額為14億美元的2033年CQP優先債券，所得款項與手頭現金一起用於贖回2024年SPL優先債券中的14億美元。此外，在截至2023年12月31日的年度內，SPL在公開市場購買了2024年SPL優先債券中的2億美元，並額外贖回了2024年SPL優先債券中的1億美元。截至2023年12月31日，2024年到期的唯一債券是2024年SPL優先債券中剩餘的3億美元未償還債券。在截至2022年12月31日的年度內，SPL發行了4.3億美元2037年到期的5.900%高級擔保攤銷票據和7,000萬美元2037年SPL私募高級擔保票據，我們的信貸安排下的總借款為11億美元。在截至2022年12月31日的年度內，借款所得款項連同手頭現金用於贖回或回購68億美元的未償還債務，完全與贖回我們的未償還票據或償還我們信貸安排下的未償還金額有關。
債務償還、償還和回購
下表顯示了債務的贖回、償還和回購情況，包括年內償還情況(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | |
| 債務的贖回、償還和回購 | | | | | | |
| SPL： | | | | | | |
2024年SPL高級債券 | | $ | (1,700) | | | $ | — | | | |
| | | | | | |
| 2023年SPL高級債券 | | — | | | (1,500) | | | |
| SPL營運資金安排 | | — | | | (60) | | | |
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| CCH： | | | | | | |
| CCH信貸安排 | | — | | | (2,169) | | | |
| CCH營運資金安排 | | — | | | (250) | | | |
優先債券2024年到期，息率7.000 | | (498) | | | (752) | | | |
優先債券2025年到期，息率5.625 | | — | | | (9) | | | |
優先債券2027年到期，息率5.125 | | (69) | | | (230) | | | |
優先債券2029年到期，息率3.700 | | (237) | | | (138) | | | |
| 2.742釐優先債券，2039年到期 | | (94) | | | — | | | |
2039年到期的優先債券加權平均利率3.788% | | — | | | (88) | | | |
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| Cheniere： | | | | | | |
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| 2045 Cheniere可轉換優先票據 | | — | | | (500) | | | |
| Cheniere循環信貸安排 | | — | | | (575) | | | |
| 優先債券2028年到期，息率4.625 | | — | | | (500) | | | |
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| 債務的全部贖回、償還和回購 | | $ | (2,598) | | | $ | (6,771) | | | |
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非控制性利益分配
我們擁有CQP 48.6%的有限合夥人權益，其餘非控股有限合夥人權益由Blackstone Inc.、Brookfield Asset Management Inc.和公眾持有。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內，分別向非控股權益支付了10億美元和9.47億美元的分派。
普通股回購
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內，根據我們的股票回購計劃，我們分別支付了15億美元和14億美元回購了950萬股和940萬股普通股。截至2023年12月31日，我們的股票回購計劃剩餘約21億美元。
向股東發放現金股利
在截至2023年12月31日的一年中，我們支付了每股普通股1.62美元的總股息，總計3.93億美元。在截至2022年12月31日的一年中，我們支付了每股普通股1.385美元的總股息，總計3.49億美元。
2024年1月26日，我們宣佈了普通股每股0.435美元的季度股息，將於2024年2月23日支付給截至2024年2月6日收盤時登記在冊的股東。
關鍵會計估算摘要
按照公認會計原則編制我們的綜合財務報表要求管理層作出某些估計和假設，這些估計和假設會影響綜合財務報表和附註中報告的金額。管理層定期評估其估計及相關假設，包括與衍生工具估值有關的估計及假設。事實和情況的變化或其他信息可能會導致修訂
估計數和實際結果可能與這些估計數不同。管理層認為以下是涉及重大判斷的最關鍵的會計估計。
第三級實物液化供應衍生產品的公允價值
我們所有的衍生工具均按公允價值記錄，詳見附註2--主要會計政策摘要我們的合併財務報表附註。我們根據衍生工具可在意願方之間交換的價值，通過收益記錄衍生工具的公允價值變動。我們實物液化供應衍生合約的估值通常是通過使用內部模型來制定的，內部模型包括代表第3級公允價值計量的重大不可觀察輸入，如附註2--主要會計政策摘要我們的合併財務報表附註。在無法獲得可觀測數據的情況下，會考慮市場參與者在評估資產或負債時可能使用的假設。在使用期權定價模型進行估值的程度上，我們認為不可觀測期間的能源單位的未來價格是估計公允價值淨額的重大不可觀測投入。在估計能源單位的未來價格時，我們利用現有的市場數據對與大宗商品指數的流動性和波動性相關的市場風險做出判斷。事實和情況或其他信息的變化可能會導致修正的估計和判斷，而實際結果可能與這些估計和判斷不同。我們根據觀察到的歷史上已結算的全球液化天然氣市場定價或公認的全球液化天然氣市場定價代理以及已結算的國內天然氣定價來得出我們的波動性假設。此類波動率假設還考慮了截至資產負債表日期的此類指數的可觀察遠期曲線數據，以及不斷變化的現有行業數據和獨立研究。在制定我們的波動性假設時，我們承認，全球液化天然氣行業內在地受到各種事件的影響，如計劃外供應限制、地緣政治事件、異常氣候事件(包括乾旱和異常温和的氣候)、冬季和夏季，以及對全球能源基礎設施的實際或可能的破壞性運營影響。我們目前對波動性的估計並不排除其他罕見事件的影響，除非我們相信市場參與者將排除此類事件，因為他們斷言這些事件是我們公司特有的，被認為在我們的控制範圍之內。
與適用於我們的天然氣供應合同一樣，我們的公允價值估計納入了基於市場參與者的假設，這些假設涉及適用的合同不確定性，包括與交貨點的市場信息可獲得性有關的假設，以及對合同事件或事態和交付開始的滿意時間。我們可能會通過收益確認公允價值的變化，如果這種不確定性得到解決，這些變化可能會對我們的運營結果產生重大影響。
此外，由於不可觀察期或流動性有限，某些實物液化供應衍生品的估值需要在估計相關遠期商品曲線時做出重大判斷。這樣的估值更容易受到變化性的影響，尤其是在市場動盪的時候。以下為按內部模型計入截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度的重大不可觀察投入(以百萬計)的工具估值的公允價值變動，該等內部模型完全由實物液化供應衍生工具組成。所顯示的公允價值變動僅限於在每個相應期間結束時仍持有的票據。
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
與期末仍持有的票據有關的公允價值的有利(不利)變化 | | $ | 5,700 | | | $ | (6,493) | |
於兩個年度末持有的工具的公允價值變動主要歸因於截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度內，我們的IPM協議的估計及可見遠期國際液化天然氣商品價格出現重大差異。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，我們綜合資產負債表中確認的3級衍生品的估計公允價值分別為22億美元和99億美元，全部由實物液化供應衍生品組成。
我們衍生工具的最終公允價值是不確定的，我們相信估計公允價值在不久的將來可能會發生重大變化，特別是考慮到本年度的波動水平，這與大宗商品價格有關。看見第7A項。關於市場風險的定量和定性披露以進一步分析我們衍生工具的公允價值對標的價格假設變化的敏感性。
最新會計準則
有關最近發佈的會計準則的摘要，請參閲附註2--主要會計政策摘要我們的合併財務報表附註。
第7A項包括關於市場風險的定量和定性披露
營銷與交易商品價格風險
我們有商品衍生品，包括SPL項目和CCL項目投產和運營的天然氣供應合同，以及相關的經濟對衝(統稱為“液化供應衍生品”)。我們還簽訂了實物和金融衍生品，以對衝對大宗商品市場的敞口，在大宗商品市場，我們有購買或出售實物液化天然氣的合同安排(統稱為，《液化天然氣交易衍生產品》)。為了測試液化供應衍生品和液化天然氣交易衍生品的公允價值對基礎商品價格變化的敏感性，管理層分別模擬了每個交割地點天然氣商品價格變化10%和液化天然氣商品價格變化10%，如下所示(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 公允價值 | | 公允價值變動 | | 公允價值 | | 公允價值變動 |
| 液化供應衍生產品 | $ | (2,117) | | | $ | 1,526 | | | $ | (10,019) | | | $ | 2,249 | |
| 液化天然氣交易衍生品 | 10 | | | 12 | | | (46) | | | 15 | |
看見附註7-衍生工具有關我們的商品衍生工具的其他詳情，請參閲我們的綜合財務報表附註。
第8項：財務報表及補充數據
合併財務報表索引
Cheniere能源公司及附屬公司
| | | | | |
Cheniere Energy，Inc.管理層向股東提交的報告 | 52 |
獨立註冊會計師事務所報告 | 53 |
合併業務報表 | 56 |
合併資產負債表 | 57 |
合併股東權益報表(虧損) | 58 |
合併現金流量表 | 59 |
合併財務報表附註 | 60 |
注1--業務的組織和性質 | 60 |
附註2--主要會計政策摘要 | 60 |
附註3--受限現金和現金等價物 | 67 |
附註4--扣除當前預期信貸損失後的貿易和其他應收款 | 67 |
注5--庫存 | 67 |
附註6--財產、廠房和設備，扣除累計折舊後的淨額 | 68 |
附註7-衍生工具 | 69 |
附註8--其他非流動資產，淨額 | 74 |
附註9--非控股權益和可變權益實體 | 74 |
附註10--應計負債 | 76 |
附註11--債務 | 77 |
附註12-租契 | 81 |
注13--收入 | 83 |
附註14--關聯方交易 | 86 |
附註15--所得税 | 87 |
附註16--基於股份的薪酬 | 89 |
附註17-僱員福利計劃 | 92 |
附註18--普通股股東每股淨收益(虧損) | 92 |
附註19-股份回購計劃 | 93 |
附註20--承付款和或有事項 | 93 |
注21-客户集中度 | 95 |
附註22-補充現金流量資料 | 96 |
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管理層給Cheniere Energy，Inc.股東的報告。
管理層關於財務報告內部控制的報告
作為管理層，我們有責任為Cheniere Energy，Inc.及其子公司(《香奈兒》)。為了評估財務報告內部控制的有效性，根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第404節的要求，我們進行了一項評估，包括使用內部控制--綜合框架(2013)特雷德威委員會贊助組織委員會發出(“COSO”)。Cheniere的財務報告內部控制制度旨在根據美利堅合眾國普遍接受的會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述，即使被確定為有效的，也只能在財務報表的編制和列報方面提供合理的保證。
根據我們的評估，我們得出結論，Cheniere截至2023年12月31日，根據內部控制--綜合框架(2013)由COSO發佈。
Cheniere的獨立註冊會計師事務所畢馬威會計師事務所發佈了一份關於Cheniere截至2023年12月31日財務報告內部控制的審計報告，該報告包含在本10-K表格中。
管理人員的證書
2002年《薩班斯-奧克斯利法案》要求的Cheniere首席執行官和首席財務官的證書已被列入Cheniere的Form 10-K中的附件31和32。
Cheniere能源公司
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| 發信人： | /S/傑克·A·福斯科 | | 發信人： | /發稿S/扎克·戴維斯 |
| 傑克·A·福斯科 | | | 扎克·戴維斯 |
| | 總裁與首席執行官
(首席行政主任) | | | 常務副總裁兼首席財務官
(首席財務官) |
獨立註冊會計師事務所報告
致股東和董事會
Cheniere Energy，Inc.：
對合並財務報表的幾點看法
我們審計了Cheniere Energy，Inc.及其子公司(本公司)截至2022年12月31日、2023年和2022年12月31日的合併資產負債表、截至2023年12月31日的三年期間各年度的相關合並經營報表、股東權益(虧損)和現金流量以及相關附註(統稱為合併財務報表)。我們認為，綜合財務報表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的財務狀況，以及截至2023年12月31日的三年期間每年的運營結果和現金流量，符合美國公認會計原則。
我們還按照美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準，根據下列標準審計了公司截至2023年12月31日的財務報告內部控制內部控制--綜合框架(2013)特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的報告和我們2024年2月21日的報告對公司財務報告內部控制的有效性表達了無保留意見。
意見基礎
這些合併財務報表由公司管理層負責。我們的責任是根據我們的審計對這些合併財務報表發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些準則要求我們計劃和執行審計，以獲得關於合併財務報表是否沒有重大錯報的合理保證，無論是由於錯誤還是舞弊。我們的審計包括執行評估合併財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查關於合併財務報表中的金額和披露的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價合併財務報表的整體列報。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。
關鍵審計事項
下文所述的關鍵審計事項是指向審計委員會傳達或要求傳達給審計委員會的當期綜合財務報表審計所產生的事項：(1)涉及對綜合財務報表具有重大意義的賬目或披露；(2)涉及我們特別具有挑戰性的、主觀的或複雜的判斷。關鍵審計事項的傳達不會以任何方式改變我們對綜合財務報表的整體意見，我們不會通過傳達下面的關鍵審計事項來就關鍵審計事項或與之相關的賬目或披露提供單獨的意見。
第三級液化供應衍生產品的公允價值
如綜合財務報表附註2及附註7所述，本公司於2023年12月31日錄得3級液化供應衍生工具的公允價值為(21.78億美元)，其中包括IPM協議的公允價值。IPM協議是液化天然氣設施運營的天然氣供應合同。IPM協議的公允價值是使用包括期權定價模型在內的內部模型來制定的。這些模型納入了大量不可觀測的輸入，包括不可觀測時期的能源單位未來價格和波動性。
我們認為對某些IPM協議的3級液化供應衍生品的公允價值的評估是一項關鍵的審計事項。具體地説，需要複雜的審計師判斷和專門技能和知識來評估期權定價模型的適當性和適用性，以及對不可觀測時期和波動期間能源單位未來價格的假設。
以下是我們為解決這一關鍵審計問題而執行的主要程序。我們評估了與液化供應衍生品估值相關的某些內部控制的設計和運行效果，
包括某些IPM協定下的協定。這包括與期權定價模型的適當性和適用有關的控制，以及對不可觀測時期和波動期間能源單位未來價格的假設的評估。我們聘請了具有專業技能和知識的評估專業人員，他們通過以下方式協助測試管理層制定某些IPM協議的公允價值的流程：
•評估和測試與期權定價模型的適當性和應用有關的某些內部控制的設計和操作有效性
•通過檢查合同協議和模型文件來評估期權定價模型的適當性和適用性，以確定該模型是否適合其預期用途
•通過與市場數據的比較，評估管理層對不可觀測時期能源單位未來價格和波動性的假設的合理性。
自2014年以來，我們一直擔任本公司的審計師。
休斯敦，得克薩斯州
2024年2月21日
獨立註冊會計師事務所報告
致股東和董事會
Cheniere Energy，Inc.：
財務報告內部控制之我見
我們已經審計了Cheniere Energy，Inc.及其子公司(本公司)截至2023年12月31日的財務報告內部控制，根據內部控制--綜合框架(2013)由特雷德韋委員會贊助組織委員會發布。我們認為，截至2023年12月31日，本公司在所有實質性方面都保持了對財務報告的有效內部控制，其依據是內部控制--綜合框架(2013)由特雷德韋委員會贊助組織委員會發布。
我們還按照美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準審計了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的綜合資產負債表、截至2023年12月31日的三年期間各年度的相關綜合經營報表、股東權益(虧損)和現金流量以及相關附註(統稱為綜合財務報表)，我們於2024年2月21日的報告對該等綜合財務報表表達了無保留意見。
意見基礎
本公司管理層負責維持有效的財務報告內部控制，並負責評估財務報告內部控制的有效性，包括在隨附的《管理層財務報告內部控制報告》中。我們的責任是根據我們的審計，對公司財務報告的內部控制發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些標準要求我們計劃和執行審計，以獲得合理的保證，以確定財務報告的有效內部控制是否在所有重要方面都得到了維護。我們對財務報告的內部控制的審計包括瞭解財務報告的內部控制，評估存在重大弱點的風險，以及根據評估的風險測試和評估內部控制的設計和運作有效性。我們的審計還包括執行我們認為在這種情況下必要的其他程序。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。
財務報告內部控制的定義及侷限性
公司對財務報告的內部控制是一個過程，旨在合理保證財務報告的可靠性，並根據公認會計原則編制供外部使用的財務報表。 公司對財務報告的內部控制包括以下政策和程序：（1）與保持記錄有關的政策和程序，這些記錄以合理的細節準確和公正地反映公司資產的交易和處置;（2）提供合理的保證，即交易在必要時被記錄，以便根據公認會計原則編制財務報表，公司的收入和支出僅根據公司管理層和董事的授權進行;（3）提供合理保證，防止或及時發現未經授權的收購、使用或處置公司資產，這可能對財務報表產生重大影響。
由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。
休斯敦，得克薩斯州
2024年2月21日
Cheniere能源公司及附屬公司
合併業務報表
(單位：百萬，不包括每股數據)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入 | | | | | | | | | |
| 液化天然氣收入 | | | | | $ | 19,569 | | | $ | 31,804 | | | $ | 15,395 | |
| 再氣化收入 | | | | | 135 | | | 1,068 | | | 269 | |
| 其他收入 | | | | | 690 | | | 556 | | | 200 | |
| | | | | | | | | |
| 總收入 | | | | | 20,394 | | | 33,428 | | | 15,864 | |
| | | | | | | | | |
| 營運成本及開支 | | | | | | | | | |
| 銷售成本(不包括下面單獨列出的項目) | | | | | 1,356 | | | 25,632 | | | 13,773 | |
| | | | | | | | | |
| 運維費用 | | | | | 1,835 | | | 1,681 | | | 1,444 | |
| 銷售、一般和行政費用 | | | | | 474 | | | 416 | | | 325 | |
| 折舊及攤銷費用 | | | | | 1,196 | | | 1,119 | | | 1,011 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 其他 | | | | | 44 | | | 21 | | | 12 | |
| | | | | | | | | |
| 總運營成本和費用 | | | | | 4,905 | | | 28,869 | | | 16,565 | |
| | | | | | | | | |
| 營業收入(虧損) | | | | | 15,489 | | | 4,559 | | | (701) | |
| | | | | | | | | |
| 其他收入(費用) | | | | | | | | | |
| 扣除資本化利息後的利息支出 | | | | | (1,141) | | | (1,406) | | | (1,438) | |
| 債務變更或清償所得(損) | | | | | 15 | | | (66) | | | (116) | |
| | | | | | | | | |
| 利息和股息收入 | | | | | 211 | | | 57 | | | 3 | |
| 其他收入(費用)，淨額 | | | | | 4 | | | (50) | | | (26) | |
| 其他費用合計 | | | | | (911) | | | (1,465) | | | (1,577) | |
| | | | | | | | | |
| 所得税和非控股利息前收益(虧損) | | | | | 14,578 | | | 3,094 | | | (2,278) | |
| 減去：所得税撥備(福利) | | | | | 2,519 | | | 459 | | | (713) | |
| 淨收益(虧損) | | | | | 12,059 | | | 2,635 | | | (1,565) | |
| 減：歸屬於非控股權益的淨收益 | | | | | 2,178 | | | 1,207 | | | 778 | |
| 普通股股東應佔淨收益(虧損) | | | | | $ | 9,881 | | | $ | 1,428 | | | $ | (2,343) | |
| | | | | | | | | |
普通股股東每股淨收益(虧損)--基本情況(1) | | | | | $ | 40.99 | | | $ | 5.69 | | | $ | (9.25) | |
普通股股東每股淨收益(虧損)-稀釋後(1) | | | | | $ | 40.72 | | | $ | 5.64 | | | $ | (9.25) | |
| | | | | | | | | |
| 已發行普通股加權平均數-基本 | | | | | 241.0 | | | 251.1 | | | 253.4 | |
| 已發行普通股加權平均數--攤薄 | | | | | 242.6 | | | 253.4 | | | 253.4 | |
| ___________________ | | | | | | | | | |
(1)由於四捨五入的原因，表格中的每股收益可能不會重新準確計算，因為它是基於整數計算的，而不是所提供的舍入數字。 |
Cheniere能源公司及附屬公司
合併資產負債表(1)
(單位：百萬，共享數據除外)
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| | | |
| 2023 | | 2022 |
| 資產 | | | |
| 流動資產 | | | |
| 現金和現金等價物 | $ | 4,066 | | | $ | 1,353 | |
| 受限現金和現金等價物 | 459 | | | 1,134 | |
| 貿易和其他應收款，扣除當前預期信貸損失後的淨額 | 1,106 | | | 1,944 | |
| | | |
| 庫存 | 445 | | | 826 | |
| 流動衍生資產 | 141 | | | 120 | |
| 保證金存款 | 18 | | | 134 | |
| | | |
| 其他流動資產，淨額 | 96 | | | 97 | |
| 流動資產總額 | 6,331 | | | 5,608 | |
| | | |
| | | |
| 財產、廠房和設備，扣除累計折舊後的淨額 | 32,456 | | | 31,528 | |
| 經營性租賃資產 | 2,641 | | | 2,625 | |
| | | |
| 衍生資產 | 863 | | | 35 | |
| | | |
| 遞延税項資產 | 26 | | | 864 | |
| 其他非流動資產，淨額 | 759 | | | 606 | |
| 總資產 | $ | 43,076 | | | $ | 41,266 | |
| | | |
負債和股東權益(赤字) | | | |
| 流動負債 | | | |
| 應付帳款 | $ | 181 | | | $ | 124 | |
| 應計負債 | 1,780 | | | 2,679 | |
| | | |
| 扣除貼現和債務發行成本後的經常債務 | 300 | | | 813 | |
| 遞延收入 | 179 | | | 234 | |
| 流動經營租賃負債 | 655 | | | 616 | |
| 流動衍生負債 | 750 | | | 2,301 | |
| 其他流動負債 | 43 | | | 28 | |
| 流動負債總額 | 3,888 | | | 6,795 | |
| | | |
| 長期債務，扣除貼現和債務發行成本 | 23,397 | | | 24,055 | |
| 經營租賃負債 | 1,971 | | | 1,971 | |
| 融資租賃負債 | 467 | | | 494 | |
| | | |
| 衍生負債 | 2,378 | | | 7,947 | |
| 遞延税項負債 | 1,545 | | | — | |
| 其他非流動負債 | 410 | | | 175 | |
| | | |
承付款和或有事項(見注20) | | | |
| | | |
股東權益(虧損) | | | |
優先股：$0.0001面值，5.0授權的百萬股，無已發佈 | — | | | — | |
普通股：$0.003面值，480.0授權股數為百萬股；277.9百萬股和276.7分別於2023年12月31日和2022年12月31日發行的百萬股 | 1 | | | 1 | |
| | | |
| | | |
| | | |
庫存股：40.9百萬股和31.2百萬股，按成本計算，分別為2023年12月31日和2022年12月31日 | (3,864) | | | (2,342) | |
| 追加實收資本 | 4,377 | | | 4,314 | |
累計收入(赤字) | 4,546 | | | (4,942) | |
Cheniere股東權益合計(虧損) | 5,060 | | | (2,969) | |
| 非控制性權益 | 3,960 | | | 2,798 | |
股東權益合計(虧損) | 9,020 | | | (171) | |
總負債和股東權益(赤字) | $ | 43,076 | | | $ | 41,266 | |
(1)列報金額包括我們綜合可變利息實體持有的餘額(“VIE”)、CQP，如中進一步討論的附註9--非控股權益和可變權益實體。截至2023年12月31日，CQP的總資產和負債為$17.710億美元18.8分別為10億美元，其中包括575百萬美元的現金和現金等價物以及56數百萬的受限現金和現金等價物。
Cheniere能源公司及附屬公司
合併股東權益報表(虧損)
(單位：百萬)
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| | | | | | | | | | | | | | | |
| 股東權益合計(虧損) | | | |
| | 普通股 | | 庫存股 | | 額外實收資本 | | 累計收入(赤字) | | 非控制性權益 | | 總股本(赤字) |
| | 股票 | | 面值金額 | | 股票 | | 金額 | | | | |
| 2020年12月31日餘額 | 252.3 | | | $ | 1 | | | 20.8 | | | $ | (872) | | | $ | 4,273 | | | $ | (3,593) | | | $ | 2,409 | | | $ | 2,218 | |
| 以股份為基礎的薪酬獎勵的歸屬 | 2.1 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基於股份的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 105 | | | — | | | — | | | 105 | |
| 與基於股份的薪酬相關的員工扣留的已發行股份，按成本計算 | (0.7) | | | — | | | 0.7 | | | (47) | | | (1) | | | — | | | — | | | (48) | |
| 按成本價回購股份 | (0.1) | | | — | | | 0.1 | | | (9) | | | — | | | — | | | — | | | (9) | |
| 可歸因於非控股權益的淨收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 778 | | | 778 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 對非控股權益的分配和分紅 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (649) | | | (649) | |
宣佈的股息($0.33每股普通股) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (85) | | | — | | | (85) | |
| 普通股股東應佔淨虧損 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2,343) | | | — | | | (2,343) | |
| 2021年12月31日的餘額 | 253.6 | | | 1 | | | 21.6 | | | (928) | | | 4,377 | | | (6,021) | | | 2,538 | | | (33) | |
| 以股份為基礎的薪酬獎勵的歸屬 | 1.5 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基於股份的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 112 | | | — | | | — | | | 112 | |
| 與基於股份的薪酬相關的員工扣留的已發行股份，按成本計算 | (0.3) | | | — | | | 0.3 | | | (41) | | | (22) | | | — | | | — | | | (63) | |
| 按成本價回購股份 | (9.3) | | | — | | | 9.3 | | | (1,373) | | | — | | | — | | | — | | | (1,373) | |
| 採用ASU 2020-06税後淨額 | — | | | — | | | — | | | — | | | (153) | | | 4 | | | — | | | (149) | |
| 可歸因於非控股權益的淨收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,207 | | | 1,207 | |
| 對非控股權益的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (947) | | | (947) | |
宣佈的股息($1.385每股普通股) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (353) | | | — | | | (353) | |
| 普通股股東應佔淨收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,428 | | | — | | | 1,428 | |
| 2022年12月31日的餘額 | 245.5 | | | 1 | | | 31.2 | | | (2,342) | | | 4,314 | | | (4,942) | | | 2,798 | | | (171) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 以股份為基礎的薪酬獎勵的歸屬 | 1.2 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基於股份的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 100 | | | — | | | — | | | 100 | |
| 與基於股份的薪酬相關的員工扣留的已發行股份，按成本計算 | (0.2) | | | — | | | 0.2 | | | (26) | | | (37) | | | — | | | — | | | (63) | |
| 按成本價回購股份 | (9.5) | | | — | | | 9.5 | | | (1,496) | | | — | | | — | | | — | | | (1,496) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 可歸因於非控股權益的淨收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,178 | | | 2,178 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 對非控股權益的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,016) | | | (1,016) | |
宣佈的股息($1.62每股普通股) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (393) | | | — | | | (393) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股股東應佔淨收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 9,881 | | | — | | | 9,881 | |
| 2023年12月31日的餘額 | 237.0 | | | $ | 1 | | | 40.9 | | | $ | (3,864) | | | $ | 4,377 | | | $ | 4,546 | | | $ | 3,960 | | | $ | 9,020 | |
Cheniere能源公司及附屬公司
合併現金流量表
(單位：百萬)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 經營活動的現金流 | | | | | |
淨收益(虧損) | $ | 12,059 | | | $ | 2,635 | | | $ | (1,565) | |
| 將淨收益(虧損)調整為經營活動提供的現金淨額： | | | | | |
未實現外匯兑換收益，淨額 | (2) | | | (5) | | | — | |
| 折舊及攤銷費用 | 1,196 | | | 1,119 | | | 1,011 | |
| 基於股份的薪酬費用 | 250 | | | 205 | | | 140 | |
| | | | | |
| 債務發行成本、溢價和貼現攤銷 | 44 | | | 57 | | | 72 | |
| 使用權資產減持 | 623 | | | 607 | | | 393 | |
債務變更或清償的損失(收益) | (15) | | | 66 | | | 116 | |
衍生工具的總損失(收益)，淨額 | (7,890) | | | 6,531 | | | 5,989 | |
用於結算衍生工具的現金淨額 | (79) | | | (904) | | | (1,579) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 遞延税金 | 2,389 | | | 440 | | | (715) | |
| 償還與回購可換股票據有關的實收利息 | — | | | (13) | | | (190) | |
| 其他，淨額 | 20 | | | 92 | | | 52 | |
| 經營性資產和負債變動情況： | | | | | |
| 貿易和其他應收款 | 840 | | | (502) | | | (799) | |
| | | | | |
| 庫存 | 377 | | | (123) | | | (409) | |
| 保證金存款 | 116 | | | 631 | | | (741) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 應付賬款和應計負債 | (982) | | | 250 | | | 1,144 | |
| | | | | |
| 遞延收入總額 | 3 | | | 124 | | | 55 | |
| 經營租賃負債總額 | (607) | | | (622) | | | (418) | |
| | | | | |
| 其他，淨額 | 76 | | | (65) | | | (87) | |
經營活動提供的淨現金 | 8,418 | | | 10,523 | | | 2,469 | |
| | | | | |
| 投資活動產生的現金流 | | | | | |
| 財產、廠房和設備、淨值 | (2,121) | | | (1,830) | | | (966) | |
| 出售財產、廠房和設備所得收益 | — | | | 1 | | | 68 | |
| 權益法投資中的投資收益 | (61) | | | (15) | | | — | |
| 其他，淨額 | (20) | | | — | | | (14) | |
用於投資活動的現金淨額 | (2,202) | | | (1,844) | | | (912) | |
| | | | | |
| 融資活動產生的現金流 | | | | | |
| 發行債務的收益 | 1,397 | | | 1,575 | | | 5,911 | |
| 債務的贖回、償還和回購 | (2,598) | | | (6,771) | | | (6,810) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 對非控股權益的分配 | (1,016) | | | (947) | | | (649) | |
| 與股票薪酬的預扣税款有關的付款 | (63) | | | (63) | | | (48) | |
| 普通股回購 | (1,473) | | | (1,373) | | | (9) | |
| 向股東分紅 | (393) | | | (349) | | | (85) | |
| | | | | |
| 其他，淨額 | (34) | | | (86) | | | (127) | |
用於融資活動的現金淨額 | (4,180) | | | (8,014) | | | (1,817) | |
| 匯率變動對現金、現金等價物以及限制性現金和現金等價物的影響 | 2 | | | 5 | | | — | |
| | | | | |
現金、現金等價物及限制性現金和現金等價物淨增(減) | 2,038 | | | 670 | | | (260) | |
| 現金、現金等價物和限制性現金及現金等價物--期初 | 2,487 | | | 1,817 | | | 2,077 | |
| 現金、現金等價物和限制性現金及現金等價物--期末 | $ | 4,525 | | | $ | 2,487 | | | $ | 1,817 | |
每個合併資產負債表的餘額： | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 現金和現金等價物 | $ | 4,066 | | | $ | 1,353 | |
| 受限現金和現金等價物 | 459 | | | 1,134 | |
| | | |
| 現金總額、現金等價物以及受限現金和現金等價物 | $ | 4,525 | | | $ | 2,487 | |
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註
注1-業務的組織和性質
我們經營 二天然氣液化和出口設施位於卡梅隆教區，路易斯安那州薩賓山口和科珀斯克里斯蒂附近，得克薩斯州（分別為， “Sabine Pass LNG終端”和“科珀斯克里斯蒂液化天然氣碼頭”).
CQP擁有Sabine Pass LNG接收站，該接收站擁有天然氣液化設施，包括 六運營列車，總生產能力約為 30百萬噸液化天然氣（ “SPL項目”)。Sabine Pass LNG終端還擁有可運營的再氣化設施，包括五液化天然氣儲罐、氣化器和三海上泊位。我們還擁有和運營一家94-英里天然氣供應管道，將Sabine Pass LNG終端與幾條州際和州內管道(“克里奧爾步道管道”)。截至2023年12月31日，我們擁有100普通合夥人權益的%，a48.6%有限合夥人權益和100CQP的激勵分配權的百分比。
科珀斯克里斯蒂液化天然氣終端目前有三運營培訓，總生產能力約為15Mtpa液化天然氣，三液化天然氣儲罐和二海上泊位。此外，我們正在建設科珀斯克里斯蒂液化天然氣終端的擴建(《語料庫克里斯蒂第三階段計劃》)用於七預計總產能超過50億輛的中型列車10Mtpa液化天然氣。我們還擁有一家21.5-英里天然氣供應管道，將科珀斯克里斯蒂液化天然氣終端與幾條州際和州內天然氣管道(《科珀斯·克里斯蒂管道》連同科珀斯克里斯蒂液化天然氣碼頭和科珀斯克里斯蒂第三階段項目的火車、儲罐和海上泊位，“CCL項目”).
我們現正進行擴建計劃，以增加沙田至中環項目及中環項目的液化能力(統稱為“液化工程”)，我們已開始商業化，以支持與這些擴建項目相關的額外液化能力。
注2-重要會計政策摘要
陳述的基礎
我們的合併財務報表是根據公認會計準則編制的。綜合財務報表包括我們持有控股權的Cheniere、其子公司和附屬公司的賬目。此外，我們在下面進一步討論的特定標準下合併VIE。在合併中，所有公司間賬户和交易都已取消。
VIES
我們在每項安排開始時決定我們已投資或擁有其他可變權益的實體是否被視為VIE。一般來説，如果(1)實體沒有足夠的風險股本在沒有其他各方額外從屬財務支持的情況下為其活動提供資金，(2)實體的投資者缺乏任何控股財務權益的特徵，或(3)實體是以非實質性投票權成立的，則實體是VIE。
當我們被認為是主要受益人時，我們合併VIE。VIE的主要受益人通常是這樣的一方：(1)有權作出對VIE的經濟表現影響最大的決定；(2)有義務承擔損失或有權獲得可能對VIE產生重大影響的利益。如果我們不被視為VIE的主要受益人，我們將根據適用的公認會計原則對VIE的投資或其他可變權益進行核算。
非控制性權益
當我們合併一個實體時，我們將子公司的100%資產、負債、收入和費用包括在我們的合併財務報表中。對於我們的所有權低於100%的被我們合併的實體，我們在我們的合併資產負債表上記錄了非控股權益作為權益的一個組成部分，這代表了各自合併子公司的淨資產中的第三方所有權。此外，可歸因於非控制性權益的淨收益或虧損部分在我們的綜合經營報表上報告為可歸因於非控制性權益的淨收入。我們在實體中的所有權權益的變化不會導致解除合併，通常情況下
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在衡平法中確認。看見附註9--非控股權益和可變權益實體有關我們的非控股權益的更多詳細信息。
估計數
按照公認會計原則編制我們的綜合財務報表要求管理層作出某些估計和假設，這些估計和假設會影響綜合財務報表和附註中報告的金額。管理層定期評估其估計數和相關假設，包括與衍生工具和其他工具的公允價值計量、財產、廠房和設備的使用壽命以及某些估值有關的估計和相關假設，包括租賃、資產報廢債務(“阿羅斯”)和遞延税項資產的可回收性，每一項都在本附註各節下進一步討論。事實和情況的變化或補充信息可能會導致修訂估計數，實際結果可能與這些估計數不同。
公允價值計量
公允價值是在市場參與者之間有序交易中出售資產或轉移債務所收到的價格。層次結構級別1、2和3是表示用於計量公允價值的估值方法的投入優先順序的術語。層次結構1級投入是相同資產或負債在活躍市場上的報價。第二層次投入是指資產或負債的直接或間接可觀察到的投入，而不是包括在第一層次內的報價。第三層次投入是在市場上看不到的投入。
在確定公允價值時，我們使用可觀察到的市場數據，或結合可觀察到的市場數據的模型。除市場信息外，我們納入了特定於交易的細節，根據管理層的判斷，市場參與者在計量公允價值時將予以考慮。我們試圖最大限度地利用可觀察到的投入，最大限度地減少使用不可觀察到的投入，以得出公允價值估計。
經常性公允價值計量是對衍生工具進行的，如附註7-衍生工具，和責任分類的基於股份的薪酬獎勵，如附註16--基於股份的薪酬.
現金及現金等價物、限制性現金及現金等價物、貿易及其他應收賬款的賬面值，扣除綜合資產負債表所載的當期預期信貸損失、合同資產、保證金按金、應付賬款及應計負債後的賬面金額接近公允價值。債務的公允價值是指我們在公開市場回購債務所需支付的估計金額，包括因每個資產負債表日的聲明利率與市場利率之間的差額而產生的任何溢價或折價。請參閲：附註11--債務對於我們的債務公允價值估計，包括我們的估計方法。
收入確認
當我們將承諾的商品或服務的控制權轉讓給我們的客户時，我們確認收入，金額反映了我們預期有權獲得的對價，以換取這些商品或服務。看見注13--收入以進一步討論我們的收入來源和與收入確認相關的會計政策。
現金和現金等價物
我們認為所有原始到期日為三個月或以下的高流動性投資均為現金等價物。
限制性現金和現金等價物
限制性現金和現金等價物包括在使用或提取方面受到合同或法律限制的資金，並在我們的綜合資產負債表中與現金和現金等價物分開列示。
當前預期信貸損失
目前預期的信貸損失是根據過去的事件、當前的狀況以及合理和可支持的預測來考慮損失的風險。 通過考慮支付條件的信用審查過程來評估交易對手的支付能力，
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交易對手的既定信用評級或我們對交易對手的信用、合同條款、付款狀況和其他風險或可用的財務保證的評估。我們在銷售、一般和行政方面記錄了當前預期信用損失的費用和沖銷合併業務報表.
下表反映了我們當前預期信貸損失的變化(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
當前預期信貸損失，期初 | | $ | 5 | | | $ | 9 | | | $ | 7 | |
| 收費(沖銷) | | (2) | | | (4) | | | 2 | |
當前預期信貸損失，期末 | | $ | 3 | | | $ | 5 | | | $ | 9 | |
庫存
液化天然氣和天然氣庫存以加權平均成本和可變現淨值中的較低者入賬。材料和其他存貨以成本和可變現淨值中的較低者入賬。存貨在出售時計入費用，或對於某些符合條件的成本，在發行時計入房地產、廠房和設備，主要使用加權平均法。
物業、廠房及設備
財產、廠房和設備按成本入賬。為延長資產使用壽命而進行的建造和試運行活動、重大更新和改進的支出被資本化，而維護和維修(包括計劃的重大維護項目的支出)以維持物業、廠房和設備的運營狀況的支出一般被計入已發生的費用。
通常，一旦個別項目滿足以下標準，我們就開始資本化我們的液化天然氣終端的成本：(1)獲得監管部門的批准，(2)項目的融資可用，(3)管理層已承諾開始建設。在滿足這些標準之前，與項目相關的大部分成本都作為已發生的費用進行支出。這些成本主要包括與設備替代方案的初步審查和選擇相關的專業費用、獲得必要的監管批准的成本以及與我們的液化天然氣終端相關的其他初步調查和開發活動的成本。
一般而言，在符合其他資本化標準的項目之前資本化的成本包括：土地購置成本、詳細的工程設計工作和某些被資本化為其他非流動資產的許可證。
我們實現了對各自列車在建造測試階段開始商業運營之前賺取或裝載的調試貨物銷售的液化天然氣終端成本的抵消。
我們在指定的使用年限內使用直線折舊法對我們的財產、廠房和設備進行折舊，但未折舊的土地除外。參考附註6--財產、廠房和設備，扣除累計折舊後的淨額以按資產類別對我們的有用壽命進行更多討論。當物業、廠房及設備報廢或以其他方式處置時，成本及相關累計折舊將從賬目中撇除，而由此產生的處置損益則記入其他營運成本及開支。
每當事件或環境變化顯示物業、廠房及設備的賬面金額可能無法收回時，管理層便會測試物業、廠房及設備的減值情況。為評估可回收性，資產按可識別現金流在很大程度上獨立於其他資產組現金流的最低水平分組。回收能力一般通過將資產的賬面價值與資產的預期未貼現未來現金流進行比較來確定。如該資產的賬面價值不可收回，則減值虧損金額按該資產的賬面價值超出其估計公允價值的部分(如有)計量。
我們做到了不記錄截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度內與財產、廠房和設備有關的任何重大減值。
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向服務提供商預付現金和轉讓資產
我們可能會將現金或實物資產轉移給服務提供商，以支持他們維護的基礎設施，這對於支持我們自己的運營是必要的。此類轉讓在我們綜合資產負債表的其他非流動資產中確認，並在我們的綜合經營報表上的折舊和攤銷費用中攤銷，以與服務提供商的安排的合同期限或實物資產的使用年限中較短的期限為準。這些資產的加權平均攤銷期限約為31截至2023年12月31日和2022年12月31日。
利息資本化
我們主要在我們的液化天然氣終端和相關資產的建設期間對利息成本進行資本化。於相關資產投入使用後，該等成本將於產生利息成本的相應資產的估計使用年限內折舊，但與土地相關的資本化利息則不計折舊。
衍生工具
我們使用衍生品工具來對衝因大宗商品價格和外匯兑換而產生的現金流波動(《外匯》)利率風險。衍生工具按公允價值入賬，並根據衍生工具的狀況及預期結算時間，作為流動或非流動資產或負債計入綜合資產負債表。當我們有合同權利和淨額結算意向時，衍生資產和負債按淨額報告。
我們衍生工具的公允價值變動計入收益。我們做到了不在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度內，是否有任何衍生工具被指定為現金流、公允價值或淨投資對衝。看見附註7-衍生工具有關我們的衍生工具的更多詳情，請參閲。
租契
我們確定一項安排在安排開始時是否為租約或包含租約。當我們確定該安排是或包含我們是承租人的租賃時，我們將該租賃分類為經營性租賃或融資租賃。營運及融資租賃於我們的綜合資產負債表中確認，方法是記錄租賃負債及使用權資產，租賃負債代表未來支付租賃款項的責任，使用權資產代表標的資產在租賃期內的使用權。
經營及融資租賃使用權資產及負債一般根據租賃期內最低租賃付款的現值確認。在確定最低租賃付款的現值時，我們使用租賃中的隱含利率(如果很容易確定)。在缺乏可隨時確定的隱含利率的情況下，我們使用相關子公司的遞增借款利率來貼現我們預期的未來租賃付款。遞增借款利率是對給定子公司在與租賃期類似的期限內以抵押方式借款所需支付的利率的估計。續訂租賃的選擇權包括在租賃期內，並被確認為使用權資產和租賃負債的一部分，只有在合理確定將被行使的範圍內。
我們選擇了實際的權宜之計，以(1)在我們的資產負債表上忽略初始期限為12個月或以下的租賃，以及(2)在計算所有類別租賃資產的使用權資產和租賃負債時，將安排中的租賃和非租賃部分結合起來。
經營租賃支付的租賃費用在租賃期內以直線法確認。融資租賃的租賃費用確認為在租賃期限內使用實際利息法對使用權資產進行直線攤銷和租賃負債利息的總和。
我們的某些租賃還包含可變付款，只有當付款是實質上的固定付款時，才包括在使用權資產和租賃負債中，而這些付款實際上是不可避免的。
當吾等確定該安排是或包含吾等為出租人或分租人的租賃時，吾等評估該租賃的類別為經營租賃、銷售型租賃或直接融資租賃。我們所有的安排都被評估為經營租約，並由分租人安排組成，在這些安排中，我們沒有解除主要的
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原租約規定的義務。我們的轉租人安排並未在我們的綜合資產負債表上確認，我們在轉租期內以直線方式確認來自這些安排的收入。
信用風險集中
可能使我們面臨集中信用風險的金融工具主要包括與我們的長期SPA和再融資合同相關的衍生工具和應收賬款以及合同資產，每一項都將在下文進一步討論。此外，我們在金融機構保持現金餘額，有時可能超過聯邦保險水平。到目前為止，我們還沒有發生與這些現金餘額相關的信貸損失。
衍生品工具的使用使我們面臨交易對手信用風險，即交易對手將無法履行其承諾的風險。我們的某些商品衍生產品交易是通過場外合約進行的，這些合約存在名義信用風險，因為這些交易是以每日保證金為基礎與投資級金融機構結算的。為該等合約存入的抵押品記入我們綜合資產負債表的保證金存款內。我們的外匯衍生工具被放置在我們認為是可接受的信用風險的投資級金融機構。我們持續監測交易對手的信譽；然而，我們不能預測交易對手的信譽突然發生變化。此外，即使這種變化不是突然的，我們緩解交易對手信用風險增加的能力可能也是有限的。如果這些交易對手中的一個不履行，我們可能無法實現我們的一些衍生品工具的好處。
我們已經根據SPA和IPM協議簽約了我們的預期生產能力。我們簽約的幾乎所有產能都來自合同條款超過10好幾年了。截至2023年12月31日，我們擁有初始期限為10年或更長時間的SPA，總共29不同的第三方客户。剔除條款不到10年的合同中的數量，以及合同上受目前正在建設或運營的液化能力以外的額外液化能力制約的數量，我們的水療中心和IPM協議大約有16截至2023年12月31日的加權平均剩餘壽命年數。我們通過我們的綜合營銷功能來營銷和銷售由液化項目生產的液化天然氣，這些液化項目沒有被CCL或SPL的客户承包。我們依賴於各自客户的信譽，以及他們根據各自協議履行義務的意願。
吾等與客户的安排包含若干條款以減低吾等的信貸損失風險，並在某些情況下包括客户抵押品、透過使用行業標準商業協議及如上所述向場外衍生工具市場的若干交易對手收取保證金存款，而此等保證金存款主要由獨立系統營運商及結算經紀商提供協助。當衍生產品的價值超過我們與交易對手預先設定的信用額度時，我們或交易對手根據頭寸要求支付保證金存款。對於非交易所交易衍生品，保證金存款在結算日或接近結算日時退還給我們(或交易對手)，對於交易所交易，我們每天交換追加保證金通知。
債務
我們的債務包括流動和長期有擔保和無擔保債務證券，以及與銀行和其他貸款人的信貸安排。這些債務發行由我們直接配售，或通過證券交易商或承銷商發行，由機構和散户投資者持有。
債務按面值計入綜合資產負債表，經未攤銷折價或溢價調整，並扣除與定期票據有關的未攤銷債務發行成本。債務發行費用主要包括安排費、專業費、律師費、印刷費，在某些情況下還包括承諾費。如果債務發行成本與信貸額度安排或未提取資金有關，債務發行成本將在我們的綜合資產負債表中作為資產列示。與發行債務直接相關的貼現、溢價和債務發行成本在債務期限內攤銷，並使用實際利息法計入利息支出，即資本化利息的淨額。
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我們根據合同到期日對綜合資產負債表上的債務進行分類，但以下情況除外：
•如果管理層有意願和能力用已執行的長期債務協議的未來現金收益為此類債務的當前部分進行再融資，我們將合同規定的一年內到期的定期債務歸類為長期債務。
•我們根據截至資產負債表日存在的事實和情況評估在資產負債表日之後但在財務報表發佈之前清償的長期債務的分類。
資產報廢債務
我們承認因資產的收購、建造、開發和/或正常使用而產生的與長期資產報廢相關的法律義務，以及有條件的ARO，其中結算的時間或方法取決於可能在我們控制範圍內或可能不在我們控制範圍內的未來事件。如果能夠對公允價值作出合理估計，ARO負債的公允價值在發生期間確認。負債的公允價值計入相關資產的賬面價值。這筆額外的賬面金額在資產的估計使用年限內折舊。
我們有不記錄了與Sabine Pass LNG終端相關的ARO。根據Sabine Pass LNG終端的不動產租賃協議，在租期屆滿時，我們必須交出處於良好工作狀態和維修狀態的LNG終端，預計會出現正常損耗和傷亡。我們在Sabine Pass LNG終端的物業租賃協議的條款最高可達90數年，包括續訂選項。我們已確定，在正常損耗和傷亡的情況下，交出狀況良好和維修良好的Sabine Pass LNG終端的成本並不重要。
我們有不記錄了與克里奧爾蹤跡管道或科珀斯克里斯蒂管道相關的ARO。我們認為，預測克里奧爾步道管道或科珀斯克里斯蒂管道提供的天然氣運輸服務何時不再使用是不可行的。此外，我們與克里奧爾步道管道和科珀斯克里斯蒂管道有關的通行權協議沒有規定的終止日期。我們打算運營克里奧爾小道管道和科珀斯克里斯蒂管道，只要美國存在天然氣供需，並打算定期維護。
基於股份的薪酬
我們以限制性股票、限制性股票單位、績效股票單位和影子單位的形式授予基於股份的薪酬。有關獎項及我們的相關會計政策，請參閲附註16--基於股份的薪酬.
外幣
我們所有子公司的功能貨幣是美元。我們的某些子公司以美元以外的貨幣進行交易，這導致了根據美元與外幣交易所用貨幣之間的匯率變化來確認交易損益。於截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度內，我們確認淨交易收益(虧損)合共$(20)1000萬，$601000萬美元和300萬美元33分別為2.5億美元，其中幾乎所有都與Cheniere Marketing執行的商業交易有關。該等商業交易的交易損益主要包括因出售貨物而產生的歐元計價應收賬款及相關外幣對衝的交易損益，該等交易損益在我們的綜合業務報表中的液化天然氣收入內列報。剩餘的交易損益主要在我們的綜合經營報表中的其他收入(費用)淨額中列報。
所得税
所得税撥備是基於本年度的應付或可退還税款以及資產和負債的計税基準與其在綜合財務報表中報告的金額之間的臨時差異而遞延繳納的税款。遞延税項資產和負債按現行頒佈的所得税税率計入我們的綜合財務報表，適用於預期實現或結算遞延税項資產和負債的期間。
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隨着税法或税率的變化，遞延税項資產和負債通過當期所得税撥備進行調整。
當我們的部分或全部遞延税項資產很可能無法變現時，計入估值準備以減少遞延税項資產的賬面價值。我們評估截至每個報告日期的遞延税項資產的變現能力，權衡所有積極和消極的證據。評估需要重大判斷，並在我們每個適用的司法管轄區進行。在作出這項決定時，我們考慮各種因素，例如歷史盈利能力、固定價格長期spa所支持的持續盈利能力的未來預測，以及現有遞延税項負債的沖銷。
我們確認税務狀況的財務報表影響，如果根據技術上的優點，該狀況更有可能在審查後得以維持。
我們在流通法下對我們的聯邦投資税收抵免進行核算。
《2022年降低通貨膨脹法案》(“愛爾蘭共和軍”)強加了一個152023年生效的CAMT百分比，這是基於15適用公司經調整的財務報表收入的%。我們已選擇考慮CAMT對遞延税項資產、結轉和產生期間的税收抵免的影響。
每股淨收益(虧損)
普通股股東應佔基本淨收益或每股虧損不包括攤薄，計算方法為將當期普通股股東應佔淨收益或虧損除以當期已發行普通股的加權平均數。攤薄後每股淨收益或每股虧損反映潛在攤薄，其計算方法是將當期普通股股東應佔淨收益(虧損)除以當期已發行普通股的加權平均數，再乘以如果潛在普通股已發行將會發行的額外普通股數量。然而，如果任何額外證券的影響是反攤薄的(即導致更高的每股淨收益或更低的每股淨虧損)，它們將被排除在稀釋淨收益或虧損的計算之外。非既得股的稀釋效應採用庫存股方法計算。
參考附註18--普通股股東每股淨收益(虧損)查看截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度計算的更多細節。
業務細分市場
我們已經確定，我們作為一個單一的運營和可報告的部門運營。我們幾乎所有的長期資產都位於美國。我們的首席運營決策者定期獲得綜合財務信息，以做出資源分配決策並評估向客户交付綜合液化天然氣來源的績效。定期向首席運營決策者提供的與公認會計原則最一致的財務指標是普通股股東應佔淨收益(虧損)和綜合資產總額，如我們的綜合財務報表所示。
最新會計準則
ASU 2020-04
2020年3月，FASB發佈了ASU第2020-04號，參考匯率改革(主題848)：促進參考匯率改革對財務報告的影響。該指導意見主要提供了臨時的、可選的權宜之計，簡化了由於市場從倫敦銀行間同業拆借利率向替代參考利率過渡而對現有合同進行的合同修改的會計處理。該標準下的臨時可選權宜之計於2020年3月12日生效，並將在隨後對該標準進行修訂後一直有效到2024年12月31日。
如中所述附註11--債務，我們所有現有的信貸安排都包括與SOFR掛鈎的浮動利率，通過修訂或替換在ASU 2020-04生效日期後的以前的信貸安排而納入。我們選擇將可選的權宜之計應用於某些經過修改或更換的設施；然而，
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應用可選權宜之計的影響並不重大，過渡到SOFR對我們的現金流也沒有重大影響。
ASU 2023-07
2023年11月，FASB發佈了ASU 2023-07號，分部報告(主題280)。本指引要求公共實體，包括具有單一可報告分部的實體，在年度和中期基礎上披露重大分部支出和其他分部項目，並在中期提供關於當前每年需要報告的分部損益和資產的所有披露。我們計劃採用該指引，並在截至2024年12月31日的年度報告中強制生效時，追溯遵守適用的披露。
ASU 2023-09
2023年12月，FASB發佈了ASU 2023-09號，所得税(話題740)。該指導意見進一步加強了所得税披露，主要是通過對税率調節類別和司法管轄區支付的所得税進行標準化和分類。我們計劃採納該指引，並在截至2025年12月31日的年度報告中強制生效時遵守披露要求。
注3-受限現金和現金等價物
截至2023年12月31日和2022年12月31日，我們擁有459百萬美元和美元1.1根據某些債務安排的要求，這些現金的使用或提取受到合同或法律上的限制，主要用於支付與液化項目有關的債務。
注4-貿易和其他應收款，扣除當前預期信貸損失後的淨額
貿易和其他應收款，扣除當前預期信貸損失，構成如下(以百萬計)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 應收貿易賬款 | | | | |
SPL和CCL | | $ | 525 | | | $ | 922 | |
| | | | |
Cheniere營銷 | | 451 | | | 917 | |
| 中國、日本、中國和其他國家 | | 4 | | | 4 | |
| 其他應收賬款 | | 126 | | | 101 | |
| 貿易和其他應收賬款總額，扣除當前預期信貸損失 | | $ | 1,106 | | | $ | 1,944 | |
注5-盤存
庫存包括以下內容(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 運輸中的液化天然氣 | | $ | 112 | | | $ | 356 | |
| 液化天然氣 | | 88 | | | 212 | |
| 材料 | | 207 | | | 194 | |
| 天然氣 | | 35 | | | 60 | |
| 其他 | | 3 | | | 4 | |
| 總庫存 | | $ | 445 | | | $ | 826 | |
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注6-物業、廠房及設備，扣除累計折舊
財產、廠房和設備，扣除累計折舊後，構成如下(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 航站樓及相關資產 | | | | |
| 終端和互連管道設施（1） | | $ | 34,069 | | | $ | 33,815 | |
| 土地 | | 463 | | | 451 | |
| 在建工程 | | 3,480 | | | 1,685 | |
| 累計折舊 | | (6,099) | | | (4,985) | |
| 碼頭及相關資產共計，扣除累計折舊 | | 31,913 | | | 30,966 | |
| 固定資產及其他 | | | | |
| 計算機和辦公設備 | | 37 | | | 33 | |
| 傢俱和固定裝置 | | 31 | | | 20 | |
| 計算機軟件 | | 125 | | | 121 | |
| 租賃權改進 | | 43 | | | 48 | |
| | | | |
| 其他 | | 21 | | | 20 | |
| 累計折舊 | | (183) | | | (191) | |
| 固定資產和其他資產總額，扣除累計折舊 | | 74 | | | 51 | |
| 融資租賃項下的資產 | | | | |
| 海洋資產 | | 532 | | | 533 | |
| 累計折舊 | | (63) | | | (22) | |
| 融資租賃項下總資產，扣除累計折舊 | | 469 | | | 511 | |
| 財產、廠房和設備，扣除累計折舊後的淨額 | | $ | 32,456 | | | $ | 31,528 | |
(1)包括位於德克薩斯州科珀斯克里斯蒂附近的發電設施和相關電力基礎設施，該設施是在截至2023年12月31日的年度內收購的，以降低與我們預期科珀斯克里斯蒂液化天然氣終端電力負荷增加相關的電價風險。
下表顯示了折舊費用和對LNG終端成本的抵銷(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 折舊費用 | | | | | | $ | 1,190 | | | $ | 1,113 | | | $ | 1,006 | |
| 對液化天然氣終端成本的補償(1) | | | | | | — | | | 204 | | | 319 | |
(1)我們確認與銷售調試貨物相關的液化天然氣終端成本的抵消，因為這些金額是在液化項目的各個列車在其建造的測試階段開始商業運營之前賺取或裝載的。
碼頭及相關資產
我們的終端和相關資產使用直線折舊法折舊，適用於使用壽命不同的LNG終端資產組。我們航站樓的可識別部件和相關資產的折舊壽命在6和50年份，詳情如下：
| | | | | | | | |
| 組件 | | 使用年限(年) |
| 液化天然氣儲罐 | | 50 |
| 天然氣管道設施 | | 40 |
| 海上泊位、電力、設施和道路 | | 35 |
| 輸水管道 | | 30 |
| 再氣化處理設備 | | 30 |
| 送出泵 | | 20 |
| 液化處理設備 | | 6-50 |
| 其他 | | 10-30 |
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固定資產和其他
我們的固定資產和其他資產按成本入賬，並根據個別資產或資產組的估計壽命按直線方法折舊。
融資租賃項下的資產
我們的融資租賃資產主要由符合融資租賃分類的某些拖輪和LNG船舶定期租賃組成。這些資產在各自的租賃期內按直線折舊。看見附註12-租契有關我們融資租賃的更多細節，請訪問。
注7-衍生工具
我們簽訂了以下衍生工具：
•商品衍生品，包括天然氣和電力供應合同，包括根據我們的IPM協議簽訂的合同，用於液化項目和擴建項目的開發、投產和運營，以及相關的經濟對衝(統稱為“液化供應衍生品”);
•我們在LNG衍生品中進行合同淨額結算，並對大宗商品市場的敞口進行經濟對衝，在大宗商品市場中，我們有合同安排購買或銷售實物LNG產品(統稱為，《液化天然氣交易衍生產品》)；及
•外幣兑換(《外匯》)合約對衝與美元以外貨幣計價的現金流相關的貨幣風險敞口(“外匯衍生品”)，與液化天然氣交易衍生品和在美國以外國家的業務有關。
我們確認我們的衍生工具為資產或負債，並按公允價值計量這些工具。無我們的衍生工具中的一部分被指定為現金流量、公允價值或淨投資對衝工具，公允價值的變化在我們的綜合經營報表中記錄，但不用於委託過程，在這種情況下，該等變化被資本化。
下表顯示了我們衍生工具的公允價值，這些工具要求按公允價值經常性計量，按公認會計原則規定的公允價值層次計算(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至公允價值計量 |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 活躍市場報價
(1級) | | 重要的其他可觀察到的投入
(2級) | | 無法觀察到的重要輸入
(3級) | | 總計 | | 活躍市場報價
(1級) | | 重要的其他可觀察到的投入
(2級) | | 無法觀察到的重要輸入
(3級) | | 總計 |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
液化供應衍生產品資產(負債) | $ | 25 | | | $ | 36 | | | $ | (2,178) | | | $ | (2,117) | | | $ | (66) | | | $ | (29) | | | $ | (9,924) | | | $ | (10,019) | |
液化天然氣交易衍生品資產(負債) | 30 | | | (20) | | | — | | | 10 | | | 1 | | | (47) | | | — | | | (46) | |
外匯衍生品責任 | — | | | (17) | | | — | | | (17) | | | — | | | (28) | | | — | | | (28) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
我們使用基於市場或期權的方法對我們的液化供應衍生品和液化天然氣交易衍生品進行估值，該方法根據需要結合現值技術，其中包括可觀察到的大宗商品價格曲線(如果有)以及其他相關數據。我們使用可觀察到的外匯匯率和其他相關數據，以市場方法對我們的外匯衍生品進行估值。
由於公允價值是通過使用包含重大不可觀察輸入的內部模型來制定的，我們將我們的液化供應衍生品的相當大一部分作為估值層次中的第三級。在無法獲得可觀測數據的情況下，會考慮市場參與者在評估資產或負債時可能使用的假設。在使用期權定價模型進行估值的程度上，我們認為不可觀測期間的能源單位的未來價格是估計公允價值淨額的重大不可觀測投入。在估計能源單位的未來價格時，我們對與商品指數的流動性和利用現有市場的波動性相關的市場風險做出判斷。
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數據。事實和情況或其他信息的變化可能會導致修正的估計和判斷，而實際結果可能與這些估計和判斷不同。我們根據觀察到的歷史上已結算的全球液化天然氣市場定價或公認的全球液化天然氣市場定價代理以及已結算的國內天然氣定價來得出我們的波動性假設。此類波動率假設還考慮了截至資產負債表日期的此類指數的可觀察遠期曲線數據，以及不斷變化的現有行業數據和獨立研究。
在制定我們的波動性假設時，我們承認，全球液化天然氣行業內在地受到各種事件的影響，如計劃外供應限制、地緣政治事件、異常氣候事件(包括乾旱和異常温和的氣候)、冬季和夏季，以及對全球能源基礎設施的實際或可能的破壞性運營影響。我們目前對波動性的估計包括了其他罕見事件的影響，除非我們相信市場參與者會因為他們斷言這些事件是我們公司特有的、被認為在我們控制之內而將這些事件排除在外。與適用於我們的天然氣供應合同一樣，我們的公允價值估計納入了與某些合同不確定性有關的基於市場參與者的假設，包括與交貨點的市場信息可獲得性有關的假設，以及對合同事件或事件狀態和交付開始的滿意時間。我們可能會通過收益確認公允價值的變化，如果這種不確定性得到解決，這些變化可能會對我們的運營結果產生重大影響。
我們液化供應衍生產品中天然氣頭寸的3級公允價值計量可能會受到某些天然氣和國際液化天然氣價格重大變化的重大影響。下表包括截至2023年12月31日我們的3級液化供應衍生品的不可觀察到的輸入的定量信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公允價值淨負債 (單位：百萬) | | 評價法 | | 無法觀察到的重要輸入 | | 重要不可觀測輸入的範圍/加權平均值(1) |
| 液化供應衍生產品 | | $(2,178) | | 結合現值技術的市場法 | | Henry Hub基差 | | $(1.090) - $0.505 / $(0.060) |
| | | | 期權定價模型 | | 國際液化天然氣價差，相對於Henry Hub(2) | | 87% - 379% / 196% |
(1)不可觀察到的投入由工具的相對公允價值加權。
(2)價差考慮以美元計價的定價。
單獨而言，基差或定價利差的增加或減少將分別減少或增加我們液化供應衍生品的公允價值。
下表顯示了我們的3級液化供應衍生品和液化天然氣交易衍生品的公允價值變動(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期初餘額 | | | | | | $ | (9,924) | | | $ | (4,036) | | | $ | 241 | |
計入淨收益(虧損)的公允價值收益(虧損)的已實現和變動(1)： | | | | | | | | | | |
| 包括在銷售成本、現有交易中(2) | | | | | | 5,685 | | | (5,120) | | | (2,509) | |
| 包括在銷售成本、新交易中(3) | | | | | | 15 | | | (1,373) | | | (1,796) | |
| 採購和結算： | | | | | | | | | | |
| 購買(4) | | | | | | — | | | — | | | (1) | |
| 定居點(5) | | | | | | 2,045 | | | 605 | | | 29 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 轉出第3層(6) | | | | | | 1 | | | — | | | — | |
| 期末餘額 | | | | | | $ | (2,178) | | | $ | (9,924) | | | $ | (4,036) | |
與期末仍持有的票據有關的公允價值的有利(不利)變化 | | | | | | $ | 5,700 | | | $ | (6,493) | | | $ | (4,305) | |
(1)不包括與通過實物交割結算的衍生工具相關的實現價值，因為結算等於自交易日期起的合同固定價格乘以合同成交量。
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(2)對期初存在並在期末繼續存在的交易的收益的影響。
(3)對報告期內達成並在期末繼續存在的交易的收益的影響。
(4)包括於報告期內就報告期內繼續存在的交易所確認的任何首日收益(虧損)，以及於購置日以非零價值從實體購入的任何衍生工具合約，例如報告期內轉讓或更新並於報告期結束時繼續存在的衍生工具。
(5)由於本期相關票據的結算，本公司綜合資產負債表上期末確認的金額在本期進行滾轉。
(6)由於相關天然氣購買協議有明顯的市場行情而轉出3級。
所有現有的交易對手衍生品合同都規定了在發生違約時無條件的抵銷權。我們已選擇按淨額報告與同一交易對手訂立的衍生工具合約所產生的衍生工具資產及負債，以及無條件的合約抵銷權。衍生工具的使用使我們面臨交易對手信用風險，或當我們的衍生工具處於資產狀況時，交易對手將無法履行其承諾的風險。此外，在我們的衍生工具處於負債地位的情況下，交易對手有可能無法履行我們的承諾。我們根據衍生品的位置在公允價值計量中同時計入我們自己的非履約風險和相應交易對手的非履約風險。在調整衍生工具合約的公允價值以計入非履行風險的影響時，我們已考慮任何適用的信用提升措施的影響，例如抵押品過帳、抵銷權及擔保。
商品衍生品
SPL和CCL持有液化供應衍生品，這些衍生品主要與天然氣市場和國際液化天然氣指數掛鈎。截至2023年12月31日，液化供應衍生品的剩餘固定期限約為15幾年，其中一些開始於對某些事件或事件狀態的滿意。
Cheniere Marketing歷史上曾進行過，也可能會不時進行提供合同淨額結算的液化天然氣交易。這類交易被視為液化天然氣交易衍生品，以及掉期或期貨形式的金融大宗商品合約。LNG交易衍生品的條款範圍最高約為一年.
下表顯示了我們的液化供應衍生品和液化天然氣交易衍生品的名義金額(合計，“商品衍生品”):
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 液化供應衍生產品(1) | | 液化天然氣交易衍生品 | | 液化供應衍生產品 | | 液化天然氣交易衍生品 |
| 名義金額，淨額(以TBtu為單位) | 14,019 | | | 49 | | | 14,504 | | | 50 | |
| | | | | | | |
(1)包括合同條件不滿足的合同項下的金額，不包括截至2023年12月31日不確定採取的延期選擇權。
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下表顯示了我們在綜合經營報表上記錄的商品衍生品的影響和位置(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 在合併經營報表中確認的損益 |
| 合併業務報表地點(1) | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | |
| 液化天然氣交易衍生品 | 液化天然氣收入 | | | | | | $ | 139 | | | $ | (387) | | | $ | (1,812) | |
| 液化天然氣交易衍生品 | 銷售回收(成本) | | | | | | (132) | | | (2) | | | 91 | |
| 液化供應衍生產品(2) | 液化天然氣收入 | | | | | | (5) | | | 2 | | | 3 | |
| 液化供應衍生產品(2) | 銷售回收(成本) | | | | | | 7,912 | | | (6,203) | | | (4,303) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
(1)與商品衍生活動相關的公允價值波動按經濟上對衝的項目以及衍生工具的性質和意圖進行分類和列報。
(2)不包括與通過實物交割結算的液化供應衍生品相關的實現價值。
外匯衍生品
Cheniere Marketing持有外匯衍生品，以防範可歸因於國際貨幣匯率變化的未來現金流波動。執行外匯衍生工具主要是為了在經濟上對衝現貨和金融液化天然氣交易的現金流所產生的外幣風險，這些現金流以美元以外的貨幣計價。外匯衍生品的條款範圍最高可達約一年.
我們外匯衍生品的名義總金額為$789百萬美元和美元619分別截至2023年12月31日和2022年12月31日。
下表顯示了我們在綜合經營報表上記錄的外匯衍生產品的影響和位置(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 在合併經營報表中確認的損益 |
| 合併業務報表 | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
外匯衍生品 | 液化天然氣收入 | | | | | | $ | (24) | | | $ | 57 | | | $ | 33 | |
| | | | | | | | | | | |
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衍生工具資產和負債的公允價值及其在合併資產負債表中的位置
下表列示我們的衍生工具在綜合資產負債表中的公平值及位置（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| 液化供應衍生產品(1) | | LNG交易衍生品（2） | | 外匯衍生品 | | 總計 |
| 合併資產負債表位置 | | | | | | | |
| 流動衍生資產 | $ | 49 | | | $ | 92 | | | $ | — | | | $ | 141 | |
| 衍生資產 | 863 | | | — | | | — | | | 863 | |
| 衍生工具資產總額 | 912 | | | 92 | | | — | | | 1,004 | |
| | | | | | | |
| 流動衍生負債 | (651) | | | (82) | | | (17) | | | (750) | |
| 衍生負債 | (2,378) | | | — | | | — | | | (2,378) | |
| 衍生負債總額 | (3,029) | | | (82) | | | (17) | | | (3,128) | |
| | | | | | | |
| 衍生資產（負債），淨額 | $ | (2,117) | | | $ | 10 | | | $ | (17) | | | $ | (2,124) | |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 液化供應衍生產品(1) | | LNG交易衍生品（2） | | 外匯衍生品 | | 總計 |
| 合併資產負債表位置 | | | | | | | |
| 流動衍生資產 | $ | 36 | | | $ | 84 | | | $ | — | | | $ | 120 | |
| 衍生資產 | 35 | | | — | | | — | | | 35 | |
| 衍生工具資產總額 | 71 | | | 84 | | | — | | | 155 | |
| | | | | | | |
| 流動衍生負債 | (2,143) | | | (130) | | | (28) | | | (2,301) | |
| 衍生負債 | (7,947) | | | — | | | — | | | (7,947) | |
| 衍生負債總額 | (10,090) | | | (130) | | | (28) | | | (10,248) | |
| | | | | | | |
| 衍生負債，淨額 | $ | (10,019) | | | $ | (46) | | | $ | (28) | | | $ | (10,093) | |
(1)不包括我們向交易對手提供的抵押品，金額為3百萬美元和美元111 於2023年及2022年12月31日，本集團的抵押品總額分別為100，000，000港元，已計入本集團綜合資產負債表的保證金存款，以及交易對手向本集團提供的抵押品總額為100，000，000港元。4百萬美元和零分別截至2023年12月31日和2022年12月31日，包括在我們綜合資產負債表上的其他流動負債中。
(2)不包括我們向交易對手提供的抵押品，金額為15百萬美元和美元23截至2023年12月31日和2022年12月31日，分別包括在我們綜合資產負債表上的保證金存款和交易對手向我們張貼的抵押品$31000萬美元和零分別截至2023年12月31日和2022年12月31日，包括在我們綜合資產負債表上的其他流動負債中。
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合併資產負債表演示文稿
下表顯示了我們的衍生工具在綜合資產負債表中按淨額列報的未償還衍生工具的毛利和淨額的公允價值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 液化供應衍生產品 | | 液化天然氣交易衍生品 | | 外匯衍生品 |
| | | |
| 截至2023年12月31日 | | | | | | |
| 總資產 | | $ | 1,272 | | | $ | 94 | | | $ | — | |
| 抵銷金額 | | (360) | | | (2) | | | — | |
| 淨資產(1) | | $ | 912 | | | $ | 92 | | | $ | — | |
| | | | | | |
| 總負債 | | $ | (3,095) | | | $ | (110) | | | $ | (17) | |
| 抵銷金額 | | 66 | | | 28 | | | — | |
| 淨負債(2) | | $ | (3,029) | | | $ | (82) | | | $ | (17) | |
| | | | | | |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | |
| 總資產 | | $ | 76 | | | $ | 87 | | | $ | — | |
| 抵銷金額 | | (5) | | | (3) | | | — | |
| 淨資產(1) | | $ | 71 | | | $ | 84 | | | $ | — | |
| | | | | | |
| 總負債 | | $ | (10,436) | | | $ | (132) | | | $ | (29) | |
| 抵銷金額 | | 346 | | | 2 | | | 1 | |
| 淨負債(2) | | $ | (10,090) | | | $ | (130) | | | $ | (28) | |
(1)包括#美元的流動和非流動衍生資產141百萬美元和美元863截至2023年12月31日，分別為百萬美元和120百萬美元和美元35截至2022年12月31日，分別為100萬。
(2)包括流動和非流動衍生負債#美元750百萬美元和美元2,378截至2023年12月31日，分別為百萬美元和2,301百萬美元和美元7,947截至2022年12月31日，分別為100萬。
注8-其他非流動資產淨額
其他非流動資產淨額包括以下各項（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 合約資產，扣除即期預期信貸虧損 | | $ | 244 | | | $ | 171 | |
| 預付給服務提供商的現金和轉讓資產，用於支持液化天然氣接收站的基礎設施，扣除累計攤銷 | | 175 | | | 170 | |
| 權益法投資（1） | | 111 | | | 16 | |
| | | | |
| 商譽 | | 77 | | | 77 | |
| 債務發行成本和債務貼現，扣除累計攤銷 | | 58 | | | 60 | |
| | | | |
| 與税務有關的預付款和應收款 | | 20 | | | 20 | |
| 其他，淨額 | | 74 | | | 92 | |
| 其他非流動資產合計，淨額 | | $ | 759 | | | $ | 606 | |
(1)包括與管道開發商和運營商的股權投資和產能協議，預計將支持向Corpus Christi第3階段項目的Corpus Christi LNG接收站交付天然氣原料。
注：9-非控股權益及可變權益實體
我們擁有一家48.6有限合夥人在CQP中的權益百分比，形式為 239.9百萬普通股單位，其餘非控股有限合夥人權益由Blackstone Inc.持有，布魯克菲爾德資產管理公司（“布魯克菲爾德”）和公眾。 我們還擁有 100普通合夥人權益的%和CQP中的激勵分配權。
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CQP是我們於2006年成立的有限合夥企業，擁有和運營Sabine Pass液化天然氣終端及相關資產。我們的子公司Cheniere Partners GP是CQP的普通合夥人。2012年，CQP、Cheniere和Blackstone CQP Holdco LP(“Blackstone CQP Holdco”)簽訂了單位採購協議，據此出售CQP100.02000萬個B類單位以私募方式出售給Blackstone CQP Holdco。Cheniere Partners GP的董事會被修改為包括三由Blackstone CQP Holdco任命的董事，四由我們委任的董事及四獨立董事由Blackstone CQP Holdco和我們共同商定，並由我們任命。此外，我們向Blackstone CQP Holdco提供了維護一我們的董事會席位(我們的“董事會”)。Cheniere Partners GP董事的法定人數由所有董事的多數組成，至少包括二由Blackstone CQP Holdco任命的董事，二由我們委任的董事及二獨立董事。 如果Blackstone CQP Holdco在CQP中的所有權低於 20未償還普通股和附屬股的百分比。
作為CQP普通單位的持有人，我們沒有義務為CQP的損失提供資金。 然而，我們的資本賬户繼續分擔CQP的虧損，如果CQP被清算，我們將在分配CQP的淨資產時考慮資本賬户。 我們已確定Cheniere Partners GP是一個VIE，由於Blackstone CQP Holdco持有的權利，我們作為風險股權的持有人不擁有控股財務權益。 然而，由於Blackstone CQP Holdco有權在我們的董事會中保留一個董事席位，這在Blackstone CQP Holdco和我們之間建立了事實上的代理關係，因此我們繼續合併CQP。 GAAP要求，當存在事實上的代理關係時，事實上的代理關係的成員之一必須根據某些標準合併VIE。 因此，我們在合併財務報表中合併CQP。
下表呈列CQP的綜合資產及負債（以百萬計）概要，其已計入我們的綜合資產負債表。 下表中的資產僅可用於結算CQP的債務。 此外，我們對合並VIE的負債沒有追索權。 下表中的資產和負債僅包括CQP的第三方資產和負債，不包括CQP和Cheniere之間的公司間結餘，這些結餘在Cheniere的綜合財務報表中消除。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 資產 | | | | |
| 流動資產 | | | | |
| 現金和現金等價物 | | $ | 575 | | | $ | 904 | |
| 受限現金和現金等價物 | | 56 | | | 92 | |
| 貿易和其他應收款，扣除當前預期信貸損失後的淨額 | | 373 | | | 627 | |
| | | | |
| 其他流動資產 | | 215 | | | 269 | |
| 流動資產總額 | | 1,219 | | | 1,892 | |
| | | | |
| | | | |
| 財產、廠房和設備，扣除累計折舊後的淨額 | | 16,212 | | | 16,725 | |
| 其他非流動資產，淨額 | | 309 | | | 288 | |
| | | | |
| 總資產 | | $ | 17,740 | | | $ | 18,905 | |
| | | | |
| 負債 | | | | |
| 流動負債 | | | | |
| | | | |
| 應計負債 | | $ | 811 | | | $ | 1,384 | |
| 扣除貼現和債務發行成本後的經常債務 | | 300 | | | — | |
| 流動衍生負債 | | 196 | | | 769 | |
| 其他流動負債 | | 201 | | | 191 | |
| | | | |
| 流動負債總額 | | 1,508 | | | 2,344 | |
| | | | |
| 長期債務，扣除溢價、貼現和債務發行成本 | | 15,606 | | | 16,198 | |
| | | | |
| 衍生負債 | | 1,531 | | | 3,024 | |
| 其他非流動負債 | | 160 | | | 98 | |
| 總負債 | | $ | 18,805 | | | $ | 21,664 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
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注：10-應計負債
應計負債包括以下內容(以百萬計)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 購買天然氣 | | $ | 729 | | | $ | 1,621 | |
| | | | |
| 利息成本和相關債務費用 | | 399 | | | 383 | |
| 液化天然氣終端及相關管道成本 | | 235 | | | 240 | |
| 薪酬和福利 | | 266 | | | 245 | |
| 液化天然氣購買量 | | 23 | | | 88 | |
| | | | |
| 其他應計負債 | | 128 | | | 102 | |
| 應計負債總額 | | $ | 1,780 | | | $ | 2,679 | |
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
注11-債務
債務包括以下各項（百萬）：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
SPL： | | | | |
| 高級擔保票據： | | | | |
| | | | |
| | | | |
5.7502024年到期的百分比（ “2024年SPL高級債券”) | | $ | 300 | | | $ | 2,000 | |
5.6252025年到期的百分比 | | 2,000 | | | 2,000 | |
5.8752026年到期的百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
5.002027年到期的百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
4.2002028年到期的百分比 | | 1,350 | | | 1,350 | |
4.5002030年到期的百分比 | | 2,000 | | | 2,000 | |
4.7462037年到期的加權平均利率% | | 1,782 | | | 1,782 | |
SPL高級擔保票據合計 | | 10,432 | | | 12,132 | |
週轉金循環信貸和信用證償還協議 “SPL週轉基金”) | | — | | | — | |
循環信貸和擔保協議 “SPL循環信貸安排”) | | — | | | — | |
債務總額- SPL | | 10,432 | | | 12,132 | |
| | | | |
CQP： | | | | |
| 高級註釋： | | | | |
| | | | |
| | | | |
4.5002029年到期的百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
4.0002031年到期的百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
3.252032年到期的百分比 | | 1,200 | | | 1,200 | |
5.9502033年到期的百分比（ “2033年CQP高級票據”) | | 1,400 | | | — | |
CQP高級票據共計 | | 5,600 | | | 4,200 | |
信貸設施（ “CQP信貸服務”) | | — | | | — | |
循環信貸和擔保協議 “CQP循環信貸安排”) | | — | | | — | |
債務總額- CQP | | 5,600 | | | 4,200 | |
| | | | |
CCH： | | | | |
| 高級擔保票據： | | | | |
7.0002024年到期的百分比 | | — | | | 498 | |
5.8752025年到期的百分比 | | 1,491 | | | 1,491 | |
5.1252027年到期的百分比 | | 1,201 | | | 1,271 | |
3.7002029年到期的百分比 | | 1,125 | | | 1,361 | |
3.7882039年到期的加權平均利率% | | 2,539 | | | 2,633 | |
CCH高級擔保票據共計 | | 6,356 | | | 7,254 | |
定期貸款融資協議（ “CCH信貸安排”) | | — | | | — | |
週轉基金協定（週轉基金協定） “CCH營運資金安排”) (1) | | — | | | — | |
債務總額-衞生協調委員會 | | 6,356 | | | 7,254 | |
| | | | |
Cheniere： | | | | |
4.6252028年到期的優先債券百分比 | | 1,500 | | | 1,500 | |
| | | | |
| | | | |
循環信貸協議 “Cheniere循環信貸安排”) | | — | | | — | |
| | | | |
債務總額- Cheniere | | 1,500 | | | 1,500 | |
| | | | |
| | | | |
| 債務總額 | | 23,888 | | | 25,086 | |
| | | | |
| 扣除貼現和債務發行成本後的經常債務 | | (300) | | | (813) | |
| | | | |
| 貼現及債務發行成本的長期部分，淨額 | | (191) | | | (218) | |
| 長期債務總額，扣除貼現和債務發行成本 | | $ | 23,397 | | | $ | 24,055 | |
(1)CCH營運資金被歸類為短期債務，因為我們需要將未償還本金總額減少到零有一段時間五每年至少一次連續工作日。
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
高級附註
SPL高級擔保票據
SPL高級擔保債券是SPL的優先擔保債券，與SPL的其他現有和未來優先債務具有同等的償付權，這些債務由相同的抵押品擔保，並享有對其任何未來次級債務的優先償付權。在許可留置權的限制下，SPL高級擔保票據以平價通行證在第一優先權的基礎上，在SPL的所有成員權益和SPL的幾乎所有資產中擁有擔保權益。SPL可隨時按管理SPL高級擔保票據的契約中規定的指定價格贖回全部或部分SPL高級擔保票據，外加到贖回日為止的應計和未付利息(如果有)。將於2037年到期的SPL系列高級擔保票據將根據各自契約中規定的固定雕刻攤銷時間表進行全面攤銷。
CQP高級票據
除2033年CQP優先債券外，CQP優先債券由CQP的每家附屬公司(SPL除外)共同及各別擔保，而Sabine Pass LP及2033年CQP優先債券則由CQP現時及日後不時為CQP循環信貸安排提供擔保的每間附屬公司(每間均為CQP循環信貸安排提供擔保)聯名及各別擔保。“擔保人”總體而言，“CQP擔保人”)。CQP優先債券是CQP的優先債務，與CQP的其他現有和未來的非次級債務具有同等的償付權，並優先於其任何未來的次級債務。如果CQP的擔保債務和CQP擔保人的擔保債務(CQP高級債券或根據CQP基礎契約發行的任何其他系列債券除外)在任何時間的未償債務總額超過(1)或$1.51000億美元和(2)美元10有形資產淨值的百分比(或15就2033年CQP優先票據而言，CQP優先票據將以對CQP及CQP擔保人及CQP擔保人的幾乎所有現有及未來有形及無形資產及權利以及於CQP擔保人的股權的優先留置權(須受準許產權負擔規限)作為抵押。擔保CQP高級票據的留置權，如果適用，將與任何其他優先擔保債券的持有者平等和按比例分享(受許可留置權的約束)。CQP可隨時按管理CQP優先票據的契約中規定的指定價格贖回全部或部分CQP優先票據，外加到贖回日為止的應計和未付利息(如有)。
CCH高級擔保票據
CCH高級擔保票據由CCH的子公司CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC(各自為“CCH擔保人”總體而言，“CCH擔保人”)。CCH高級擔保票據是CCH的優先擔保債務，優先於CCH未來的任何和所有債務的支付權，這些債務從屬於CCH高級擔保票據，與CCH的其他現有和未來債務具有同等的支付權，並以相同的抵押品擔保CCH高級擔保票據。CCH高級擔保票據以CCH和CCH擔保人的幾乎所有資產的優先擔保權益為抵押。CCH可隨時按管理CCH高級擔保票據的各個契約中規定的價格贖回全部或部分CCH高級擔保票據，外加截至贖回日的應計和未付利息(如有)。將於2039年到期的CCH系列高級擔保票據將根據各自契約中規定的固定的雕刻攤銷時間表進行全面攤銷。
Cheniere高級註釋
Cheniere高級債券是我們的一般優先債務，其償付權優先於我們所有未來債務，而根據其條款，Cheniere高級票據的償付權明確從屬於Cheniere高級票據，並與我們所有其他現有和未來的非從屬債務同等享有償付權。Cheniere高級票據目前是無抵押的，但在某些情況下，由於我們產生了額外的有擔保債務，未來可能會有擔保。當需要時，Cheniere高級票據將通過留置權對我們在直接子公司(某些被排除的子公司除外)的幾乎所有資產和股權進行留置權優先擔保平價通行證擁有確保Cheniere循環信貸安排的留置權。截至2023年12月31日，Cheniere高級票據不受我們任何子公司的擔保。未來，為我們的任何重大債務提供擔保的任何子公司也將為Cheniere高級票據提供擔保。我們可隨時按管理Cheniere高級債券的契約所載指定價格贖回全部或部分Cheniere高級債券，另加截至贖回日的應計及未付利息(如有)。
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
以下是我們有義務在2023年12月31日就未償債務支付的未來本金付款時間表(以百萬為單位)：
| | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | | 本金支付 |
| 2024 | | $ | 300 | |
| 2025 | | 3,543 | |
| 2026 | | 1,607 | |
| 2027 | | 2,889 | |
| 2028 | | 3,091 | |
| 此後 | | 12,458 | |
| 總計 | | $ | 23,888 | |
信貸安排
以下是截至2023年12月31日我們承諾的未償還信貸安排摘要(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 特別提款權循環信貸安排(1)(2) | | CQP循環信貸安排(1)(3) | | CCH信貸安排(4) | | CCH營運資金安排(5) | | Cheniere循環信貸安排(6) | | |
| 設施總規模 | | | | | | | | $ | 1,000 | | | $ | 1,000 | | | $ | 3,260 | | | $ | 1,500 | | | $ | 1,250 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 更少： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未清償餘額 | | | | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 簽發的信用證 | | | | | | | | 280 | | | — | | | — | | | 155 | | | — | | | |
| 可用承諾 | | | | | | | | $ | 720 | | | $ | 1,000 | | | $ | 3,260 | | | $ | 1,345 | | | $ | 1,250 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 優先級排序 | | | | | | | | 高級安全保障 | | 高級無擔保 | | 高級安全保障 | | 高級安全保障 | | 不安全 | | |
| 可用餘額利率(7) | | | | | | | | SOFR加信用利差調整0.1%，外加1.0% - 1.75%或基本費率加0.0% - 0.75% | | SOFR加信用利差調整0.1%，外加1.125% - 2.0%或基本費率加0.125% - 1.0% | | SOFR加信用利差調整0.1%，外加1.5%或基本費率加0.5% | | SOFR加信用利差調整0.1%，外加1.0% - 1.5%或基本費率加0.0% - 0.5% | | SOFR加信用利差調整0.1%，外加1.075% - 2.20%或基本費率加0.075% - 1.2% | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未支取餘額的承諾費(7) | | | | | | | | 0.075% - 0.30% | | 0.10% - 0.30% | | 0.525% | | 0.10% - 0.20% | | 0.115% - 0.365% (8) | | |
| 到期日 | | | | | | | | 2028年6月23日 | | 2028年6月23日 | | (9) | | 2027年6月15日 | | 2026年10月28日 | | |
(1)於2023年6月，CQP及SPL進行再融資，並分別以CQP循環信貸融資及SPL循環信貸融資取代CQP信貸融資及SPL營運資金融資，導致到期日延長、借款能力修訂、適用的利率及承諾費降低，以及條款及條件的若干其他修訂。
(2)SPL在SPL循環信貸機制下的債務以SPL的幾乎所有資產以及在SPL和SPL的某些未來子公司的所有成員權益的質押為抵押。平價通行證以SPL高級擔保票據的優先留置權為基礎。特別提款權循環信貸安排包含延長信貸的慣常合同條件。
(3)CQP循環信貸安排下的債務由Cheniere Investments、SPLNG、CTPL、Sabine Pass LNG-GP、LLC、Sabine Pass Tug Services、LLC和Cheniere Pipeline GP Interest，LLC共同、個別和無條件擔保。
(4)CCH在CCH信貸安排下的債務以CCH及其子公司的幾乎所有資產的優先留置權以及CCH Holdco I質押其在CCH的有限責任公司權益為抵押。
(5)CCH在CCH營運資金機制下的義務由CCH和CCH擔保人的幾乎所有資產以及CCH和每個CCH擔保人在CCH中的所有會員權益作為抵押。平價通行證與CCH高級擔保票據和CCH信貸安排的基礎。
(6)2023年6月，我們修訂了Cheniere循環信貸安排，將指數利率更新為SOFR。Cheniere循環信貸安排包含一項金融契約，要求我們將非綜合槓桿率保持在不超過5.50：1.00截至任何財政季度結束時，如果(I)截至該財政季度最後一天，未償還貸款本金總額加上已提取和未償還的信用證的本金總額大於35的百分比
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
Cheniere循環信貸機制(a“)項下的總承付款聖約人觸發事件“)或(2)在上一個財政季度的最後一天發生並持續發生《公約》觸發事件，而截至該財政季度結束的最後一天，該《公約》觸發事件至少有一段時間沒有停止三十連續幾天。
(7)利率和承諾費用的差額可能會根據適用實體的信用評級而發生變化.
(8)於2023年4月，Cheniere循環信貸融資的承諾費用因達到若干環境、社會及管治指標而減少。
(9)CCH信貸機制在下列時間（以較早者為準）到期： 2029年6月15日或兩年在科珀斯克里斯蒂第三階段項目的最後一列列車基本完成後。
與終止與雪佛龍公司的協議有關的債務消滅損失
我們截至2022年12月31日止年度的債務修改或償還虧損包括償還預期付款責任的虧損$31 與支付給雪佛龍美國公司的溢價有關的100萬美元。（《雪佛龍》）終止與該公司根據碼頭航運服務協議所訂的收入分享安排。 看見附註13-收入進一步討論終止與雪佛龍的協議。
限制性債務契約
規管我們的優先票據的契約及與我們的債務相關的其他協議載有慣例條款及違約事件及若干契諾，該等契諾（其中包括）可能限制我們、我們的附屬公司及其受限制附屬公司進行若干投資或支付股息或分派的能力。 SPL和CCH一般不得根據關於其各自債務的協議進行分配，除非已設立適當的準備金，用於使用現金或信用證償還債務，並且歷史償債償付比率和預測償債償付比率至少為 1.251.00滿意。 於2023年12月31日，我們的綜合附屬公司受限制資產淨值約為$2031000萬美元。
截至2023年12月31日，各發行人均遵守與其各自債務協議相關的所有契諾。
利息支出
扣除資本化利息後的利息支出總額由以下部分組成(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 可轉換票據的利息成本： | | | | | | | | | | |
| 按合同利率計算的利息 | | | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 36 | |
| 債務貼現攤銷和債務發行成本 | | | | | | — | | | — | | | 10 | |
| | | | | | | | | | |
| 與可轉換票據相關的總利息成本 | | | | | | — | | | — | | | 46 | |
| 債務和融資租賃(不包括可轉換票據)的利息成本 | | | | | | 1,265 | | | 1,485 | | | 1,558 | |
| 總利息成本 | | | | | | $ | 1,265 | | | $ | 1,485 | | | 1,604 | |
| 資本化利息 | | | | | | (124) | | | (79) | | | (166) | |
| 扣除資本化利息後的利息支出總額 | | | | | | $ | 1,141 | | | $ | 1,406 | | | $ | 1,438 | |
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
公允價值披露
下表顯示了我們優先票據的賬面價值和估計公允價值(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | | 攜帶
金額 | | 估計數
公允價值(1) | | 攜帶
金額 | | 估計數
公允價值(1) |
高級筆記 | | $ | 23,888 | | | $ | 23,062 | | | $ | 25,086 | | | $ | 23,500 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
(1)截至2023年12月31日和2022年12月31日，3.0我們的優先票據的公允價值中有10億美元被歸類為3級，因為這些優先票據的估值是通過對類似條款、到期日和信用狀況的工具的交易或指示性出價產生的價格進行不可觀察的非流動性調整來進行的。我們的優先票據的其餘部分根據交易價格或工具的指示性報價被歸類為2級。
我們信貸安排的估計公允價值接近未償還本金，因為利率是可變的，反映了市場利率，而且債務可能在任何時候全部或部分償還，而不會受到懲罰。
注：12-租契
我們的租賃資產主要包括根據定期租賃租賃的液化天然氣船舶(“租船”)，此外還包括拖輪、辦公場所和設施以及陸地場地。我們所有的租賃都被歸類為經營租賃，但我們的某些船舶租賃、拖輪和海洋設備除外，它們被歸類為融資租賃。
下表顯示了我們綜合資產負債表中使用權資產和租賃負債的分類和位置(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | | | |
| 合併資產負債表位置 | | 2023 | | 2022 |
| 使用權資產--經營性 | 經營性租賃資產 | | $ | 2,641 | | | $ | 2,625 | |
| 使用權資產--融資 | 財產、廠房和設備，扣除累計折舊後的淨額 | | 469 | | | 511 | |
| 使用權資產總額 | | | $ | 3,110 | | | $ | 3,136 | |
| | | | | |
| 流動經營租賃負債 | 流動經營租賃負債 | | $ | 655 | | | $ | 616 | |
| 流動融資租賃負債 | 其他流動負債 | | 35 | | | 28 | |
| 非流動經營租賃負債 | 經營租賃負債 | | 1,971 | | | 1,971 | |
| 非流動融資租賃負債 | 融資租賃負債 | | 467 | | | 494 | |
| 租賃總負債 | | | $ | 3,128 | | | $ | 3,109 | |
下表顯示了我們的綜合業務報表中租賃成本的分類和位置(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 合併業務報表 | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 經營租賃費(A) | 經營成本和支出(1) | | | | | | $ | 783 | | | $ | 828 | | | $ | 621 | |
| 融資租賃成本： | | | | | | | | | | | |
| 使用權資產攤銷 | 折舊及攤銷費用 | | | | | | 50 | | | 12 | | | 3 | |
| 租賃負債利息 | 扣除資本化利息後的利息支出 | | | | | | 35 | | | 14 | | | 9 | |
| | | | | | | | | | | |
| 總租賃成本 | | | | | | | $ | 868 | | | $ | 854 | | | $ | 633 | |
| | | | | | | | | | | |
| (A)計入經營租賃成本： | | | | | | | | | | | |
| 短期租賃成本 | | | | | | | $ | 33 | | | $ | 122 | | | $ | 139 | |
| 可變租賃成本 | | | | | | | 17 | | | 18 | | | 21 | |
(1)在業務成本和費用內的適當項目中列報，與租賃資產的性質一致。
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
截至2023年12月31日，經營性和融資性租賃的未來年度最低租賃付款如下(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | 經營租約 | | 融資租賃 |
| 2024 | $ | 752 | | | $ | 67 | |
| 2025 | 612 | | | 72 | |
| 2026 | 480 | | | 75 | |
| 2027 | 383 | | | 77 | |
| 2028 | 228 | | | 73 | |
| 此後 | 638 | | | 355 | |
| 租賃支付總額(1) | 3,093 | | | 719 | |
| 減去：利息 | (467) | | | (217) | |
| 租賃負債現值 | $ | 2,626 | | | $ | 502 | |
(1)不包括大約$3.8截至2023年12月31日執行的具有法律約束力的船舶租賃最低付款10億美元，將在未來期間開始，固定最低租賃條款最高可達15好幾年了。
下表顯示了我們的經營性租賃和融資租賃的加權平均剩餘租期和加權平均貼現率：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 經營租約 | | 融資租賃 | | 經營租約 | | 融資租賃 |
| 加權平均剩餘租賃年限(年) | 6.3 | | 9.7 | | 5.9 | | 10.6 |
| 加權平均貼現率(1) | 4.7% | | 7.7% | | 4.2% | | 7.8% |
(1)加權平均折現率受在採用現行通用會計準則下的租賃準則之前已開始的若干融資租賃的影響。根據先前的會計指引，隱含利率以標的資產的公允價值為基礎。
下表包括我們的運營和融資租賃的其他量化信息(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 為計量租賃負債所包括的金額支付的現金： | | | | | |
| 來自經營租賃的經營現金流 | $ | 720 | | | $ | 713 | | | $ | 483 | |
| 融資租賃的營運現金流 | 35 | | | 14 | | | 10 | |
| 融資租賃產生的現金流 | 28 | | | 7 | | | — | |
| 以經營性租賃負債換取的使用權資產 | 646 | | | 1,220 | | | 1,736 | |
| 以融資租賃負債換取的使用權資產(1) | 8 | | | 473 | | | — | |
(1) 包括$88在截至2022年12月31日的年度內，由於基礎船舶租賃的修改，從經營租賃重新歸類為融資租賃。
液化天然氣船舶分租
我們將某些租來的液化天然氣船舶轉租給第三方，同時保留我們對原出租人的現有義務。我們所有的轉租安排都被評估為經營性租賃。下表顯示了在我們的合併經營報表的其他收入中確認的轉租收入(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 固定收益 | | | | | | $ | 446 | | | $ | 371 | | | $ | 72 | |
| 可變收入 | | | | | | 57 | | | 79 | | | 37 | |
| 分租收入總額 | | | | | | $ | 503 | | | $ | 450 | | | $ | 109 | |
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
截至2023年12月31日，從LNG船舶分租公司收到的未來年度最低分租付款如下(以百萬為單位)：
| | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | 轉租付款 |
| 2024 | $ | 158 | |
| 2025 | 5 | |
| |
| |
| |
| |
| 分租付款總額 | $ | 163 | |
注：13-收入
下表是收入的分類(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 與客户簽訂合同的收入 | | | | | | | | | | |
| 液化天然氣收入 | | | | | | $ | 19,459 | | | $ | 32,132 | | | $ | 17,171 | |
| 再氣化收入 | | | | | | 135 | | | 1,068 | | | 269 | |
| *其他收入。 | | | | | | 187 | | | 107 | | | 91 | |
| | | | | | | | | | |
| 與客户簽訂合同的總收入 | | | | | | 19,781 | | | 33,307 | | | 17,531 | |
導數淨收益(虧損)(1) | | | | | | 110 | | | (328) | | | (1,776) | |
| 其他(2) | | | | | | 503 | | | 449 | | | 109 | |
| 總收入 | | | | | | $ | 20,394 | | | $ | 33,428 | | | $ | 15,864 | |
(1)看見附註7-衍生工具有關我們的衍生品的更多信息。
(2)主要包括液化天然氣船舶分租的收入。看見附註12-租契獲取有關我們轉租的更多信息。
液化天然氣收入
我們已經與許多第三方客户簽訂了以FOB為基礎(在Sabine Pass LNG終端或Corpus Christi LNG終端交付給客户)或DAT基礎上(在客户指定的LNG接收終端交付給客户)銷售LNG的SPA。我們的客户一般購買液化天然氣的價格包括每MMBtu液化天然氣的固定費用(其中一部分受到通貨膨脹的年度調整)加上每MMBtu液化天然氣的浮動費用，通常等於115亨利·哈勃的股份。固定費用部分是無論客户取消或暫停液化天然氣交付都應向我們支付的金額。浮動費用部分是通常只有在交付液化天然氣時才向我們支付的金額，加上未來對固定費用的所有通脹調整。SPA和根據SPA提供的合同量不與特定列車捆綁在一起；但是，每個SPA的期限通常從指定列車首次商業交付之日開始。
我們打算主要使用來自我們的Sabine Pass LNG終端或Corpus Christi LNG終端的LNG來向我們的客户提供合同數量。然而，我們用從第三方採購的數量來補充這一液化天然氣。從第三方採購的液化天然氣確認收入為#美元。3591000萬，$7601000萬美元和300萬美元499分別為2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。
銷售液化天然氣的收入根據上述交付條款在液化天然氣交付給客户的時間點確認，該交付條款是指將所有權轉讓給客户的法律所有權、實際佔有權以及風險和回報。每個單獨的液化天然氣分子都被視為一項單獨的履行義務。我們在每個液化天然氣銷售安排中根據合同談判時每個履約義務的獨立銷售價格來分配合同價格(包括固定和可變費用)。我們的結論是，可變費用符合將可變對價分配給合同特定部分的例外情況。因此，這些合同的可變對價分配給每個不同的LNG分子，並在該不同的LNG分子交付給客户時確認。由於使用了例外，與LNG銷售相關的可變對價也不包括在交易價格中。
當我們在DAT基礎上銷售液化天然氣時，我們將所有運輸成本，包括租船、裝卸和運河費用，視為履行成本，而不是作為在安排內向客户提供的單獨服務，無論
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無論此類活動是否發生在客户獲得液化天然氣控制權之前或之後。除非GAAP另有規定，否則我們將按實際發生的金額計入履行費用。
根據SPA收到的費用只有在各自列車基本完工後才被確認為液化天然氣收入。在基本完工之前，調試階段產生的銷售額將抵消相應列車的建造成本，因為生產液化天然氣並將其從倉庫中移出是測試設施並使資產達到預期使用所需條件所必需的。
在向最終客户交付天然氣的過程中，我們得出結論認為我們作為委託人的天然氣銷售在我們的綜合經營報表中的收入中列報，而我們得出的結論是我們作為代理的天然氣銷售在我們的綜合經營報表中的銷售成本中計入淨額。
再氣化收入
Sabine Pass LNG終端的運營再氣化能力約為4Bcf/d約1Sabine Pass LNG終端的再氣化能力的bcf/d已根據與TotalEnergie Gas&Power North America，Inc.的長期TUA保留(“總能量”)，要求他們向SPLNG支付固定的月費，無論他們使用LNG終端，總金額約為$125每年5億美元，20從2009年開始的年度，這代表了合同中的固定對價。這項費用的一部分每年根據通貨膨脹進行調整，這被認為是可變的考慮因素。在2022年12月31日生效的取消之前，SPLNG也有一個TUA1Bcf/d與雪佛龍，如下所述。大致2薩賓帕斯液化天然氣終端再氣化能力的bcf/d已由SPL預留，相關收入在合併中被抵消。
由於SPLNG每天以相同的轉讓模式提供再氣化服務，因此我們得出結論，隨着時間的推移，SPLNG向其客户提供單一的履約義務。吾等已確定，基於已用時間的產出確認方法最能反映此項服務對客户的好處，因此，液化天然氣再氣化產能預留費用在各自的TUA期限內以直線方式確認為再氣化收入。
2012年，SPL與TotalEnergy簽訂了部分TUA分配協議，根據該協議，在SPL項目的第5列基本完成後，SPL獲得了TotalEnergy與SPLNG的TUA項下提供的幾乎所有能力和其他服務。該協議為SPL在Sabine Pass LNG碼頭提供了額外的停泊和存儲能力，可用於在管理LNG貨物裝卸活動方面提供更大的靈活性，並允許SPL更靈活地管理其LNG存儲能力。儘管TotalEnergie和SPL之間有任何安排，TotalEnergie需要向SPLNG支付的款項將繼續由TotalEnergy根據其TUA向SPLNG支付，我們繼續將從TotalEnergie收到的付款確認為收入。TotalEnergy產生的成本在運營和維護費用中確認。在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度內，SPL記錄了$1321000萬，$1311000萬美元和300萬美元129根據這項部分TUA轉讓協議，分別為運營和維護費用。
與雪佛龍的終止協議
2022年6月，雪佛龍與蘇人解簽訂了一項協議，規定提前終止TUA以及雙方與其關聯公司之間的相關碼頭海事服務協議(“終止協議”)，2022年7月生效，一次性收費$765300萬美元(“終止費”)。根據TUA和相關協議承擔的義務，包括雪佛龍向蘇人解能力付款共計#美元的義務1252023年至2029年期間每年1.5億歐元(經通脹調整)，在2022年12月31日SPLNG收到終止費後於2022年12月31日終止。我們分配了$765終止承諾的終止費為100萬美元，其中7962000萬可用於終止TUA的現金流入，在2022年7月6日至2022年12月31日期間按比例確認為我們綜合經營報表上的再氣化收入，以及抵銷的美元31100萬在收到終止費後，報告為我們綜合運營報表上的債務清償損失，可分配給雪佛龍的溢價，以終止與他們的收入分享安排，該安排被視為債務。
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合同資產和負債
下表顯示了我們的合同資產，扣除當期預期信貸損失，這些資產被歸類為其他流動資產、淨資產和其他非流動資產，在我們的綜合資產負債表上淨額(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 合約資產，扣除即期預期信貸虧損 | | $ | 250 | | | $ | 186 | |
合同資產代表我們在相關對價尚未到期時根據銷售合同條款將貨物或服務轉讓給客户的對價權利，還包括支付給我們客户的對價，這將減少在合同中剩餘履行義務得到履行時確認的收入金額。在截至2023年12月31日至2022年12月31日的年度內，合同資產的變化主要是由於在某些SPA下交付液化天然氣而確認的額外收入，相關對價尚未到期。
下表反映了我們合同負債的變化，我們將其歸類為綜合資產負債表上的遞延收入和其他非流動負債(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | |
| | |
| | 截至2023年12月31日的年度 | | |
| 遞延收入，期初 | | $ | 320 | | | |
| 收到但尚未在收入中確認的現金 | | 218 | | | |
| 從前期遞延確認的收入 | | (244) | | | |
| 遞延收入，期末 | | $ | 294 | | | |
在根據銷售合同條款將貨物或服務轉讓給客户之前，當我們收到對價或客户無條件支付此類對價時，我們會記錄遞延收入。 在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內，遞延收入的變化主要是由於收入確認的時間和收到與某些SPA下的液化天然氣交付相關的預付款之間的差異。
分配給未來履約義務的交易價格
由於我們的許多銷售合同都是長期的，根據合同，我們有權獲得尚未確認為收入的重大未來對價。下表披露了分配給尚未履行的履約義務的交易價格總額：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | 未令人滿意的交易價格(以十億計) | | 加權平均識別時間(年)(1) | | 未令人滿意的交易價格(以十億計) | | 加權平均識別時間(年)(1) |
| 液化天然氣收入(2) | | $ | 111.0 | | | 9 | | $ | 112.0 | | | 9 |
| 再氣化收入 | | 0.7 | | | 3 | | 0.8 | | | 4 |
| 總收入 | | $ | 111.7 | | | | | $ | 112.8 | | | |
(1)加權平均確認時間代表對我們將確認未令人滿意的交易價格的一半的年數的估計。
(2)我們可以簽訂液化天然氣銷售合同，條件是雙方一方或雙方達到某些里程碑，例如在特定的液化列車上達到FID，獲得融資或實現列車和任何相關設施的基本完工。就收入確認而言，該等合約被視為已完成合約，當認為可能符合條件且代價不受最終定價及收據限制時，該等合約計入上述交易價格。
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我們選擇了以下豁免，從上表中省略了某些潛在的未來收入來源：
(1)我們從上面的表格中省略了最初預期期限為一年或更短的合同中的所有履約義務。
(2)上表基本上排除了我們SPA和TUAS項下的所有可變考慮因素。在上面的表格中，我們省略了完全分配給完全未履行的履行義務或完全未履行的承諾的可變對價，當該履行義務符合串聯的條件時，轉讓構成單一履行義務一部分的獨特的貨物或服務。未包括在交易價格中的可變費用收入金額將根據整個合同條款中基礎可變指數(主要是Henry Hub)的未來價格以及消費者價格指數的調整而有所不同，前提是客户選擇接受其液化天然氣的交付。我們的某些合同包含基於或有事件結果和各種指數變動的額外可變對價。我們沒有在交易價格中計入這種可變對價，因為最終定價和收款的不確定性導致對價被認為是受限的。此外，我們排除了與合同上受當前建設或運營中液化能力以外的額外液化能力影響的容量相關的可變考慮因素。下表彙總了根據上表所列與客户簽訂的合同賺取的可變對價金額：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | |
| 液化天然氣收入 | | | | | 69 | % | | 72 | % | | |
| 再氣化收入 | | | | | 7 | % | | 2 | % | | |
注14-關聯方交易
以下是我們在正常業務過程中的關聯方交易摘要，這些交易在我們的綜合運營報表中報告(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 液化天然氣收入 | | | | | | | | | |
通過Brookfield與關聯方簽訂天然氣運輸和儲存協議(1) | | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1 | |
| | | | | | | | | |
| 其他收入 | | | | | | | | | |
與Midship管道公司的運營協議和建設管理協議(“船中管道”) (2) | | | | | 10 | | | 7 | | | 7 | |
| | | | | | | | | |
| 銷售成本 | | | | | | | | | |
| 天然氣供應協議(三) | | | | | — | | | — | | | 162 | |
通過Brookfield與關聯方簽訂天然氣運輸和儲存協議(1) | | | | | — | | | — | | | 1 | |
| | | | | | | | | |
| 銷售總成本 | | | | | — | | | — | | | 163 | |
| | | | | | | | | |
| 運維費用 | | | | | | | | | |
與船中管道簽訂天然氣運輸和儲存協議(2) | | | | | 9 | | | 9 | | | 9 | |
通過Brookfield與關聯方簽訂天然氣運輸和儲存協議(1) | | | | | 62 | | | 72 | | | 46 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
(1)該關聯方由Brookfield部分擁有，Brookfield間接擁有CQP的部分有限合夥人權益。
(2)Midship Pipeline是Midship Holdings，LLC的子公司，我們認為這是一種股權方法投資。
(3)包括與SPL和CCL與相關方簽訂的天然氣供應合同有關的記錄金額。2021年，當關聯方實體被非關聯方收購時，這些協議不再被視為關聯方協議。
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以下是我們在正常業務過程中在綜合資產負債表上報告的關聯方餘額摘要(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | | |
| 2023 | | 2022 |
| 貿易和其他應收款，扣除當前預期信貸損失後的淨額 | $ | 3 | | | $ | 1 | |
| | | | |
| 應計負債 | 6 | | | 1 | |
| | | |
| | | |
| | | | |
| | | |
| | | |
注：15-所得税
在我們的綜合經營報表中，所得税和非控股權益前收益(虧損)的管轄部分如下(以百萬計)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 美國 | | $ | 11,176 | | | $ | (1,575) | | | $ | (2,317) | |
| 國際 | | 3,402 | | | 4,669 | | | 39 | |
| 未計所得税和非控股利息的總收入(虧損) | | $ | 14,578 | | | $ | 3,094 | | | $ | (2,278) | |
包括在我們報告的淨收入中的所得税準備金(福利)包括以下內容(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 當前： | | | | | | |
| 聯邦制 | | $ | 130 | | | $ | 6 | | | $ | — | |
| 狀態 | | 1 | | | 2 | | | 3 | |
| 外國 | | (1) | | | 11 | | | 5 | |
| 總電流 | | 130 | | | 19 | | | 8 | |
| | | | | | |
| 延期： | | | | | | |
| 聯邦制 | | 2,377 | | | 320 | | | (633) | |
| 狀態 | | 15 | | | 118 | | | (89) | |
| 外國 | | (3) | | | 2 | | | 1 | |
| 延期合計 | | 2,389 | | | 440 | | | (721) | |
| 所得税撥備總額(福利) | | $ | 2,519 | | | $ | 459 | | | $ | (713) | |
我們的所得税税率與法定所得税税率並不存在慣常的關係。對聯邦法定所得税率的調整21對我國有效所得税率的影響如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 美國聯邦法定税率 | | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 不應向Cheniere徵税的收入 | | (3.1) | | | (8.2) | | | 7.2 | |
| 扣除聯邦福利後的州税 | | 0.1 | | | 0.5 | | | (2.5) | |
| 外國派生的無形收入扣除 | | (0.7) | | | (1.2) | | | — | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 估值免税額 | | — | | | 2.6 | | | 5.6 | |
| 其他 | | — | | | 0.1 | | | — | |
| 申報的實際税率 | | 17.3 | % | | 14.8 | % | | 31.3 | % |
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我們遞延税項資產和負債的重要組成部分如下(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 遞延税項資產 | | | | |
淨營業虧損(“NOL”結轉) | | | | |
| 聯邦制 | | $ | 915 | | | $ | 1,968 | |
| | | | |
| 狀態 | | 163 | | | 177 | |
| 聯邦和州税收抵免 | | 33 | | | 66 | |
| 衍生工具 | | 98 | | | 1,345 | |
| | | | |
| 經營租賃負債 | | 550 | | | 542 | |
| 其他 | | 298 | | | 311 | |
| 減：估值備抵（1） | | (147) | | | (143) | |
| 遞延税項資產總額 | | 1,910 | | | 4,266 | |
| | | | |
| 遞延税項負債 | | | | |
| 對夥伴關係的投資 | | (309) | | | (211) | |
| | | | |
| 財產、廠房和設備 | | (2,564) | | | (2,646) | |
| 經營性租賃資產 | | (538) | | | (536) | |
| 其他 | | (18) | | | (9) | |
| 遞延税項負債總額 | | (3,429) | | | (3,402) | |
| | | | |
| 遞延税項淨資產(負債) | | $ | (1,519) | | | $ | 864 | |
(1)估值備抵主要與國家NOL結轉遞延税項資產有關，增加$41000萬美元和300萬美元80 截至2023年及2022年12月31日止年度，本集團的流動資金分別為人民幣100，000，000元及人民幣100，000，000元，並減少人民幣100，000，000元。127 截至2021年12月31日止年度。
NOL和税收抵免結轉
截至2023年12月31日，我們有聯邦和州NOL結轉約$4.33億美元和3,000美元2.2分別為200億美元和200億美元。我們所有的NOL都有一個不確定的結轉期。
截至2023年12月31日，我們有聯邦和州税收抵免結轉$321000萬美元和300萬美元1將在2028年至2033年之間到期。截至2023年12月31日，所有聯邦税收抵免結轉都是外國税收抵免結轉。
我們的NOL和税收抵免結轉不受任何先前税收所有權變更的影響。我們繼續監控我們股票的公開交易活動，以確定可能影響我們利用此類屬性的時機和能力的潛在税收所有權變化。
未確認的税收優惠
截至2023年12月31日，我們有未確認的税收優惠，金額為731000萬美元。如果已識別，則$66100萬未確認的税收優惠將影響我們未來時期的有效税率。與所得税有關的利息和罰金被確認為所得税費用的一部分。確認為所得税準備金一部分的利息為#美元。41000萬美元和零截至2023年12月31日和2022年12月31日，累計應計利息為#美元41000萬美元和零分別截至2023年12月31日和2022年12月31日。有幾個不是與截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度記錄的未確認税收優惠的責任相關的罰款。我們預計，我們現有的未確認税收優惠金額在未來12個月內不會大幅增加或減少。
我們在美國以及各個州和外國司法管轄區都要納税，並定期接受税務機關的審計和審查。2017年後的聯邦和英國納税申報單以及2019年後的州納税申報單仍可供審查。税務機關可能有能力審查和調整在這些期間之前產生的結轉屬性，如果在開放納税年度使用的話。
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我們未確認的税收優惠的期初和期末金額對賬如下(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 年初餘額 | $ | 74 | | | $ | 65 | |
| 基於與本年度相關的納税頭寸的增加 | — | | | 10 | |
| | | |
| 前幾年的減税情況 | (1) | | | (1) | |
| | | |
| | | |
| 年終結餘 | $ | 73 | | | $ | 74 | |
注：16-基於股份的薪酬
根據經修訂的2011年激勵計劃，我們已向員工和非員工董事授予限制性股票、限制性股票單位、績效股票單位和影子單位(“2011計劃”)和2020年獎勵計劃(“2020計劃”)。2011年計劃和2020年計劃規定印發35.0 萬股和 8.02,000,000股我們的普通股，可能是由我們董事會薪酬委員會(“薪酬委員會”).
我們最初根據獎勵的估計公允價值確認基於股份的薪酬。
對於股權分類股份補償獎勵，補償成本根據授予日期的公允價值確認，除非進行修改，否則不會隨後重新計量。對於現金結算或包括選擇現金結算的負債分類的基於股份的薪酬獎勵，薪酬成本按公允價值通過結算或到期重新計量。
除包含市場條件的獎勵外，授權日的公允價值是根據授權日的股票價格估計的。包含市場條件的獎勵的授予日期公允價值是使用本文進一步描述的公允價值模型來估計的。
對於包含分級歸屬期間的獎勵，公允價值使用直線基礎確認為費用(根據公認會計原則的任何資本化淨額)，通常在整個獎勵期限內確認，除非修改可能需要加速方法。對於包含懸崖歸屬期間的獎勵，公允價值在必要的服務期內採用直線基礎確認為費用(根據公認會計原則的任何資本化淨額)。
對於既有時間條件又有績效條件的獎勵，我們根據每個報告期內績效條件的可能結果確認薪酬成本。
按份額計算的報酬費用的確認期間從適用的服務開始日或授權日開始，並持續到整個必要的服務期。
我們會在罰沒發生時對其進行核算。
基於股份的總薪酬包括以下內容(以百萬為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 所得税前基於股份的薪酬成本： | | | | | | | | | | |
| 股權獎勵 | | | | | | $ | 100 | | | $ | 112 | | | $ | 105 | |
| 賠償責任 | | | | | | 155 | | | 97 | | | 40 | |
| 基於股份的總薪酬 | | | | | | 255 | | | 209 | | | 145 | |
| 資本化股份薪酬 | | | | | | (5) | | | (4) | | | (5) | |
| 所得税前基於股份的薪酬成本總額 | | | | | | $ | 250 | | | $ | 205 | | | $ | 140 | |
| 與基於股份的薪酬成本相關的税收優惠 | | | | | | $ | 54 | | | $ | 48 | | | $ | 33 | |
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
截至2023年12月31日，與非既得性基於股份的薪酬安排有關的未確認薪酬成本總額包括：
| | | | | | | | | | | |
| 未確認的補償成本
(單位：百萬) | | 在加權平均期間內確認
(年) |
| | | |
| 限制性股票單位獎和績效股票單位獎 | $ | 181 | | | 1.4 |
| | | |
股權分類獎
限制性股票獎勵
限制性股票獎勵是授予我們董事會成員的普通股獎勵，以表彰他們的服務，受轉讓限制的限制，如果接受者在限制失效之前與我們沒有關聯，則有被沒收的風險。這些獎項授予一名一-服務年限。有幾個標稱截至2023年12月31日未償還的非既有限制性股票獎勵。
截至2023年12月31日止年度歸屬的限制性股票獎勵的公允價值為$11000萬美元。
限售股單位
限制性股票單位是一種股票獎勵，其分級歸屬期限最長可達三年而且，除對某些人員的獎勵包含現金結算選項外，如責任-分類獎勵在下面, 將在歸屬時進行股票結算，但受轉讓限制的限制，如果接受者在限制失效前終止與我們的僱傭關係，則有被沒收的風險。
下表提供了與我們的股權分類限制性股票單位相關的活動摘要(單位為百萬，但每單位信息除外)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 單位 | | 每單位加權平均授予日期公允價值 |
截至2023年1月1日未歸屬 | | 2.3 | | | $ | 92.52 | |
| 授與 | | 0.8 | | | 150.59 | |
| 被沒收 | | (0.1) | | | 118.77 | |
| 修改為責任賠償(1) | | (0.2) | | | 115.26 | |
| 既得利益(2) | | (1.2) | | | 84.12 | |
截至2023年12月31日未歸屬 | | 1.6 | | | $ | 123.24 | |
(1)有關詳細信息，請參閲責任-分類獎勵下面。
(2)歸屬股份的總公允價值為$183在截至2023年12月31日的一年中，
績效股票單位
績效股票單位在一段時間後計入懸崖歸屬三年在定義的業績期間，股息取決於與預先設定的業績目標相比較的指標的完成情況，包括由每股累計可分配現金流組成的業績狀況，以及在某些情況下，由絕對股東總回報(“ATSR”)我們的普通股。所有績效股票單位都將以股票結算，但對某些人員的獎勵除外，這些獎勵包含現金結算功能，如所述授予或修改責任-分類獎勵下面。
在適用情況下，對包含ATSR市況的績效股票單位的補償是基於截至授予日使用蒙特卡羅模型分配給市場指標的公允價值，該模型利用第三級投入，如預計股票波動率和預計無風險利率，並在股權結算成分的歸屬期內保持不變。
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
根據績效指標的預期成績，歸因於績效指標的薪酬成本將因要賺取的單位的估計發生變化而有所不同。在歸屬期結束時可賺取的單位數量範圍為0最高百分比300目標獎勵金額的%。
對於包含現金結算功能的績效股票單位，現金結算部分的補償成本在每個報告期重新計量，如中所述責任-分類獎勵在下面.
下表提供了在估計包含市場狀況的未歸屬授標的公允價值時所用的假設，這些未授授標包含各期間終了時的市場狀況，且執行期尚未結束：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 公允價值假設： | | | | | | | | | | |
| 股息率(1) | | | | | | — | % | | — | % | | — | % |
| 預期波動率(2) | | | | | | 27.5% - 32.7% | | 36.4% - 40.2% | | 27.0% - 41.0% |
| 無風險利率(2) | | | | | | 4.2% - 4.8% | | 4.4% - 4.7% | | 0.7% - 1.4% |
| 加權平均預期剩餘期限，以年為單位 | | | | | | 1.5 | | 1.4 | | 1.5 |
(1)在業績期間，績效股票單位有權獲得股息等價物。因此，在計算模擬收益時，我們採用的年度股息率為零百分比。
(2)表示與各個歸屬年份關聯的範圍。
下表提供了與我們的股權分類績效股票單位相關的活動摘要(單位為百萬，但單位信息除外)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 單位 | | 每單位加權平均授予日期公允價值 |
截至2023年1月1日未歸屬 | | 0.6 | | | $ | 92.11 | |
| 已批准(1) | | 0.2 | | | 163.04 | |
| 已實現增量單位(2) | | 0.3 | | | 72.05 | |
| 被沒收 | | (0.1) | | | 107.61 | |
| 修改為責任賠償(3) | | (0.3) | | | 106.25 | |
| 既得利益(4) | | (0.2) | | | 55.26 | |
截至2023年12月31日未歸屬 | | 0.5 | | | $ | 124.19 | |
(1)包括0.12023年授予某些人員的績效股票單位，其現金結算上限為$31000萬美元。
(2)表示作為最終績效度量或估計度量的結果而確認的增量單位。
(3)有關詳細信息，請參閲責任-分類獎勵下面。
(4)歸屬股份的總公允價值為$36截至2023年12月31日的年度.
責任-分類獎勵
在薪酬委員會批准後，授予某些高級職員的限制性股票單位和績效股票單位可以現金代替股票結算，以限制與我們長期資本分配計劃下的股票回購計劃一致的股權授予的稀釋，前提是我們有足夠的流動性這樣做，並且高級職員保持某些股票所有權要求。薪酬委員會還獲得董事會的授權，允許某些官員選擇現金結算他們預計將於2025年歸屬的賺取的業績股票單位，以及預計將於2025年和2026年歸屬的限制性股票單位。儘管這些獎勵包含現金結算選項，但授予某些人員的績效股票單位包含現金結算上限為#美元。31000萬美元。
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
總計0.5在截至2023年12月31日的一年中，由於對某些員工進行了修改，以現金代替股票支付某些獎勵，因此將100萬個單位從股權重新歸類為負債。根據公認會計準則，修改被視為將原來的裁決換成新的裁決。在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度內，我們確認了861000萬，$561000萬美元和300萬美元18因修改而分別增加的支出1億美元，歸因於六, 六，以及五員工分別受到了影響。
在截至2023年12月31日的年度內，我們支付了841000萬美元，以了結總計0.52000萬負債--分類賠償，接近於結算日賠償的公允價值，幷包括遞增支付0.3根據已實現的最終業績衡量標準計算的業績存量單位。
如上所述，基於責任分類的股份薪酬獎勵通過和解或到期按公允價值重新計量。非既有負債分類獎勵的公允價值為#美元。1651000萬美元和300萬美元98分別截至2023年12月31日和2022年12月31日，包括0.2未歸屬的限制性股票單位和0.6截至2023年12月31日的未歸屬績效股票單位0.2未歸屬的限制性股票單位和0.1截至2022年12月31日，未歸屬績效股票單位為1.8億股。
注：17-員工福利計劃
我們有一個確定的供款計劃(“401(K)計劃”)，允許符合條件的員工繳納最多75他們薪酬的%，最高可達美國國税局的最高限額。我們將每位員工的延期(繳費)匹配到6%的補償，並可由我們酌情作出額外的貢獻。員工會立即受益於我們做出的貢獻。我們對401(K)計劃的貢獻是$171000萬，$161000萬美元和300萬美元15在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度中，分別為2.5億美元。我們已經做出了不是迄今對401(K)計劃的可自由支配繳款。
注：18-普通股股東每股淨收益(虧損)
下表核對了基本和稀釋加權平均已發行普通股和宣佈的普通股股息(單位為百萬，每股數據除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 普通股股東應佔淨收益(虧損) | | | | | | $ | 9,881 | | | $ | 1,428 | | | $ | (2,343) | |
| | | | | | | | | | |
| 加權平均已發行普通股： | | | | | | | | | | |
| 基本信息 | | | | | | 241.0 | | | 251.1 | | | 253.4 | |
| 稀釋性未歸屬股票 | | | | | | 1.6 | | | 2.3 | | | — | |
| | | | | | | | | | |
| 稀釋 | | | | | | 242.6 | | | 253.4 | | | 253.4 | |
| | | | | | | | | | |
普通股股東每股淨收益(虧損)--基本情況(1) | | | | | | $ | 40.99 | | | $ | 5.69 | | | $ | (9.25) | |
普通股股東每股淨收益(虧損)-稀釋後(1) | | | | | | $ | 40.72 | | | $ | 5.64 | | | $ | (9.25) | |
| | | | | | | | | | |
| 每股普通股支付的股息 | | | | | | $ | 1.62 | | | $ | 1.385 | | | $ | 0.33 | |
(1)由於四捨五入的原因，表格中的每股收益可能不會重新準確計算，因為它是基於整數計算的，而不是所提供的舍入數字。
2024年1月26日，我們宣佈季度股息為$0.435普通股每股，於2024年2月23日支付給2024年2月6日收盤時登記在冊的股東。
目錄表
Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
未包括在稀釋後每股淨收益(虧損)計算中的潛在攤薄證券如下(單位：百萬)，因為它們的影響是反攤薄的：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 未歸屬股票(1) | | | | | | — | | | — | | | 1.8 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
4.252045年到期的可轉換優先票據百分比(“2045 Cheniere可轉換優先票據”) (2) | | | | | | — | | | 0.3 | | | — | |
| 潛在攤薄的普通股總數 | | | | | | — | | | 0.3 | | | 1.8 | |
(1)包括包含業績條件的未歸屬股份的影響，只要基本業績條件基於各自期間結束日期的實際業績得到滿足。
(2)2045年Cheniere可轉換優先票據已於2022年1月5日贖回或轉換為現金。然而，2022年1月1日通過的ASU 2020-06要求推定股票結算，以計算在2022年票據流通期內對稀釋後每股收益的影響。 這種影響是反稀釋的，因為報告的2022年期間普通股股東的淨虧損。
注：19-股份回購計劃
2021年9月7日，我們的董事會批准將先前存在的股票回購計劃重置為$1.0200億美元，包括截至2021年9月30日前授權下的任何剩餘金額，用於額外三年從2021年10月1日開始。2022年9月12日，我們的董事會批准將現有的股票回購計劃增加$4.030億美元，用於額外的三年，從2022年10月1日開始。下表提供了根據我們的股票回購計劃回購的普通股的相關信息(單位為百萬，每股數據除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 回購的股份總數 | | | | | 9.54 | | | 9.35 | | | 0.10 | |
| 加權平均每股支付價格 | | | | | $ | 155.50 | | | $ | 146.88 | | | $ | 87.32 | |
| 回購總成本(1) | | | | | $ | 1,484 | | | $ | 1,373 | | | $ | 9 | |
(1)金額不包括相關的佣金和消費税，這些費用不包括回購計劃下的成本。
截至2023年12月31日，我們大約有2.1根據我們的股票回購計劃剩餘的10億美元。從2023年12月31日到2024年2月16日，我們回購了大約2.9700萬股，價格超過1美元4501000萬美元。
注：20-承付款和或有事項
承付款
我們在已執行合同下有各種未來承諾，包括無條件購買義務和截至2023年12月31日不符合負債定義的其他承諾，因此不在我們的綜合財務報表中確認為負債。
EPC合同
CCL與Bechtel Energy Inc.(Bechtel Energy Inc.)簽訂了一份一次性交鑰匙合同。《貝克特爾》)用於科珀斯克里斯蒂第三階段項目的工程、採購和施工。EPC合同的合同總價約為#美元。5.7200億美元，包括截至2023年12月31日根據變更單發生的金額。截至2023年12月31日，我們大約有2.9這份合同下的剩餘債務為200億美元。
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合併財務報表附註--續
天然氣供應、運輸和儲存服務協議
SPL和CCL擁有實物天然氣供應合同，分別為SPL項目和CCL項目確保天然氣原料。截至2023年12月31日，這些合同的剩餘固定條款範圍為15若干年，某些合同有續簽選擇權，其中一些合同在某些事件或事態得到滿足後開始續簽。
此外，SPL和CCL分別為SPL項目和CCL項目簽訂了天然氣運輸和儲存服務協議。天然氣運輸協議的初始固定條款最高可達20若干年，某些合同有續簽選擇權，其中一些合同在某些事件或事態得到滿足後開始續簽。天然氣儲存服務協議的初始固定期限最長為10好幾年了。
截至2023年12月31日，根據天然氣供應、運輸和儲存服務協議，符合或目前預計滿足合同條件的合同的SPL和CCL的義務如下(以十億計)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | | 應付第三方款項(1)(2) | | 應付關聯方款項(1)(3) |
| 2024 | | $ | 6.2 | | | $ | 0.1 | |
| 2025 | | 6.3 | | | 0.1 | |
| 2026 | | 5.9 | | | 0.1 | |
| 2027 | | 5.3 | | | 0.1 | |
| 2028 | | 4.3 | | | 0.1 | |
| 此後 | | 29.5 | | | 0.8 | |
| 總計 | | $ | 57.5 | | | $ | 1.3 | |
(1)天然氣供應協議的定價基於截至2023年12月31日的預估遠期價格和基差。IPM協議的定價是基於全球天然氣市場價格減去固定液化費用和我們產生的某些成本。全球天然氣市場價格基於截至2023年12月31日的估計，在遠期價格不可用的範圍內，並在協議下可選價格的情況下假設最高價格。 我們的一些合同可能沒有作為為提供天然氣供應、運輸和儲存服務的基礎資產安排融資的一部分進行談判。
(2)包括$0.810億美元的天然氣供應協議，但合同條件未得到滿足。
(3)包括$1.030億美元，根據天然氣運輸和儲存服務協議，合同條件未得到滿足。
其他協議
根據SPL與TotalEnergy的部分TUA分配協議和其他協議，我們有某些固定承諾，金額為$1.41000億美元。看見注13--收入以進一步討論部分TUA任務。
我們大約有$3.810億美元具有法律約束力的最低付款，主要針對截至2023年12月31日簽署的船舶租賃，將在未來時期開始，固定最低租賃期限為15好幾年了。看見附註12-租契以進一步討論我們的租賃，包括截至2023年12月31日尚未開始的船舶租賃。
環境和監管事項
我們的液化天然氣終端和管道受到聯邦、州和地方法規、規則、法規和法律的廣泛監管。這些法律要求我們與適當的聯邦和州機構進行協商，並獲得和維護適用的許可證和其他授權。不遵守這些法律可能會導致法律訴訟，其中可能包括鉅額罰款。我們相信，根據目前已知的信息，遵守這些法律法規不會對我們的運營結果、財務狀況或現金流產生實質性的不利影響。
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Cheniere能源公司及附屬公司
合併財務報表附註--續
法律訴訟
我們現在是，將來也可能以當事人的身份參與各種法律程序，這些程序是正常業務過程中附帶的。我們定期分析當前信息，並在必要時為最終處置這些事項可能產生的負債提供應計項目。我們確認與法律和監管事項相關的法律成本，因為它們發生了。雖然這些訴訟事項和申索的結果不能肯定地預測，但我們相信這些事項可能造成的合理損失，無論是個別或整體而言，都不是重大的損失。此外，我們相信這類事件可能的最終結果不會對我們的經營業績、財務狀況或現金流產生實質性影響。
注：21-客户集中度
我們的客户信用風險超過總收入和/或貿易和其他應收款的10%，扣除當前預期信用損失和合同資產，扣除當前預期信用損失，情況如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 外部客户總收入的百分比 | | 來自外部客户的貿易和其他應收款、淨資產和合同資產的百分比 |
| | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： | | 十二月三十一日， |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 客户A | | | | | | * | | * | | 12% | | * | | * |
| 客户B | | | | | | * | | * | | 12% | | * | | * |
| 客户C | | | | | | * | | * | | 10% | | * | | * |
| 客户D | | | | | | * | | * | | * | | 13% | | * |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
*低於10%
下表顯示了可歸因於收入所在國家的外部客户的收入(以百萬為單位)。我們將外部客户的收入歸因於適用協議當事人的主要營業地所在的國家。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 來自外部客户的收入 |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 新加坡 | $ | 3,407 | | | $ | 3,273 | | | $ | 1,740 | |
| 英國 | 2,908 | | | 4,642 | | | 1,246 | |
| 美國 | 2,868 | | | 5,213 | | | 1,340 | |
| 愛爾蘭 | 1,596 | | | 2,726 | | | 1,838 | |
| 韓國 | 1,503 | | | 2,225 | | | 1,680 | |
| 西班牙 | 1,357 | | | 2,226 | | | 1,577 | |
| 印度 | 1,166 | | | 2,109 | | | 1,375 | |
| 瑞士 | 534 | | | 1,725 | | | 582 | |
| 德國 | 131 | | | 1,747 | | | 507 | |
| 其他國家 | 4,924 | | | 7,542 | | | 3,979 | |
| 總計 | $ | 20,394 | | | $ | 33,428 | | | $ | 15,864 | |
目錄表
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合併財務報表附註--續
注：22-補充現金流量信息
下表提供了現金流量信息的補充披露(單位：百萬)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期內為債務利息支付的現金，扣除資本化金額 | $ | 1,032 | | | $ | 891 | | | $ | 1,365 | |
| 繳納所得税的現金，淨額 | 117 | | | 30 | | | 4 | |
| 非現金投資活動： | | | | | |
| 不動產、廠房和設備、淨資產和其他非流動資產的未付購入額 | 204 | | | 181 | | | 117 | |
| 以股份為基礎的薪酬資本化為財產、廠房和設備 | 5 | | | 4 | | | 5 | |
| | | | | |
| 轉讓財產、廠房和設備以換取其他非流動資產 | — | | | 17 | | | — | |
| | | | | |
| 以其他非流動資產出資換取權益法投資 | 30 | | — | | | — | |
| 非現金融資活動： | | | | | |
| 對未歸屬普通股宣佈的未支付股息 | 3 | | | 4 | | | 1 | |
| 未支付的庫存股回購，包括消費税 | 23 | | | — | | | — | |
看見附註12-租契獲取與我們的租賃相關的補充現金流信息。
項目9.報告會計和財務披露方面的變化和與會計人員的分歧
沒有。
項目9A：管理控制和程序
信息披露控制和程序的評估
披露控制和程序包括但不限於控制和程序，旨在確保我們根據交易所法案提交或提交的報告中要求披露的信息在美國證券交易委員會規則和表格中指定的時間段內被記錄、處理、彙總和報告，並且這些信息被積累並傳達給我們的管理層，包括我們的首席執行官和首席財務官，以便及時做出有關要求披露的決定。
根據他們對截至2023年12月31日的財政年度結束的評估，我們的首席執行官和首席財務官得出結論，我們的披露控制和程序(如交易法下規則13a-15(E)和15d-15(E)所定義)是有效的，以確保我們根據交易法提交或提交的報告中要求披露的信息是：(1)積累並傳達給我們的管理層，包括我們的首席執行官和首席財務官(視情況而定)，以便及時做出關於所需披露的決定；以及(2)記錄、處理、在美國證券交易委員會規則和表格規定的期限內彙總上報。
在最近一個財政季度內，我們對財務報告的內部控制沒有發生重大影響或合理地可能對我們的財務報告內部控制產生重大影響的變化。
管理層關於財務報告內部控制的報告
我們的管理層關於財務報告內部控制的報告已包括在我們的合併財務報表中，並通過引用併入本文。
項目9B：提供其他資料
《交易法》下的規則10b5-1提供了一種肯定的抗辯，使預先安排的證券交易能夠避免在可能擁有重大非公開信息的情況下在未來日期啟動交易的擔憂。我們的內幕交易政策允許我們的董事和高管制定符合規則10b5-1的交易計劃。在截至2023年12月31日的三個月期間，無我們的高級管理人員或董事中，有多位採用或終止了規則10b5-1的交易計劃，或採用或終止了非規則的10b5-1交易安排(定義見S-K規則第408(C)項)。
第9項C.禁止披露妨礙檢查的外國司法管轄區
不適用。
第三部分
根據Form 10-K的一般指示G第3段，本報告第三部分第10至13項所要求的信息通過參考納入Cheniere的最終委託書，該委託書將在Cheniere截至2023年12月31日的財政年度結束後120天內根據第14A條提交。
項目14.支付總會計師費用和服務費
我們的獨立註冊會計師事務所是畢馬威會計師事務所, 休斯敦，得克薩斯州，審計師事務所ID185.
本項目所需的其餘信息通過引用納入Cheniere的最終委託書，該委託書將在Cheniere截至2023年12月31日的財政年度結束後120天內根據第14A條提交。
第四部分
項目15.清單、展品和財務報表附表
(A)列出財務報表、明細表和展品
(1)以下財務報表-Cheniere Energy，Inc.及其子公司：
| | | | | |
Cheniere Energy，Inc.管理層向股東提交的報告 | 52 |
獨立註冊會計師事務所報告 | 53 |
合併業務報表 | 56 |
合併資產負債表 | 57 |
合併股東權益報表(虧損) | 58 |
合併現金流量表 | 59 |
合併財務報表附註 | 60 |
(二)財務報表明細表：
所有財務報表明細表都被省略，因為它們不是必需的、不適用的，或者所要求的信息已包括在本表格10-K所包括的合併財務報表和附註中。
(三)以下展品：
作為本表格10-K證物提交的某些協議包含協議各方的陳述、保證、契諾和條件，這些陳述、保證、契諾和條件是完全為協議各方的利益而訂立的。這些陳述、保證、契諾和條件：
•在所有情況下都不應被視為對事實的明確陳述，而是在事實證明不準確的情況下將風險分攤給一方當事人的一種方式；
•可能受到與協議談判有關的向其他當事方作出的披露的限制，而這些披露不一定反映在協議中；
•可適用與合理投資者不同的重要性標準；以及
•僅在協定中規定的日期作出，並視隨後的事態發展和情況變化而定。
因此，這些陳述和保證不得描述截至其作出之日或在任何其他時間的實際情況。包括這些協議是為了向您提供有關其條款的信息，而不是為了提供有關公司或協議其他各方的任何其他事實或披露信息。投資者不應依賴它們作為事實陳述。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 2.1 | | 由CQP、Cheniere管道公司、Grand Cheniere管道公司、有限責任公司和本公司修訂和重新簽署的買賣協議，日期為2012年8月9日 | | CQP | | 8-K | | 10.2 | | 8/9/2012 | |
| 3.1 | | 重述的公司註冊證書 | | Cheniere | | 10-Q | | 3.1 | | 8/10/2004 | |
| 3.2 | | 公司重新註冊成立證書修訂證書 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 2/8/2005 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 3.3 | | 公司重新註冊成立證書修訂證書 | | Cheniere (美國證券交易委員會第333-160017號文件) | | S-8 | | 4.3 | | 6/16/2009 | |
| 3.4 | | 公司重新註冊成立證書修訂證書 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 6/7/2012 | |
| 3.5 | | 公司重新註冊成立證書修訂證書 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 2/5/2013 | |
| 3.6 | | 2015年12月9日修訂和重述的公司章程 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 12/15/2015 | |
| 3.7 | | 2016年9月15日修訂和重新調整的公司章程第1號修正案 | | Cheniere | | 8-K | | 3.1 | | 9/19/2016 | |
| 4.1 | | 公司普通股證書式樣 | | Cheniere (美國證券交易委員會第333-10905號文件) | | S-1 | | 4.1 | | 8/27/1996 | |
| 4.2 | | 契約，日期為2013年2月1日，由SPL、可能不時成為契約一方的擔保人和作為受託人的紐約梅隆銀行簽署 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 2/4/2013 | |
| 4.3 | | 第一補充契約，日期為2013年4月16日，由SPL和紐約梅隆銀行作為受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1.1 | | 4/16/2013 | |
| 4.4 | | 第二份補充契約，日期為2013年4月16日，由SPL和紐約梅隆銀行作為受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1.2 | | 4/16/2013 | |
| 4.5 | | 第三補充契約，日期為2013年11月25日，由SPL和紐約梅隆銀行作為受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 11/25/2013 | |
| 4.6 | | 第四份補充契約，日期為2014年5月20日，由SPL和紐約梅隆銀行作為受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 5/22/2014 | |
| 4.7 | | 2024年到期的5.750釐高級抵押票據表格(作為上文附件A-1至附件4.6) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 5/22/2014 | |
| 4.8 | | 第五份補充契約，日期為2014年5月20日，由SPL和紐約梅隆銀行作為受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 5/22/2014 | |
| 4.9 | | 第六份補充契約，日期為2015年3月3日，由SPL和紐約梅隆銀行作為受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/3/2015 | |
| 4.10 | | 2025年到期的5.625釐高級擔保票據表格(作為上文附件A-1至附件4.9) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/3/2015 | |
| 4.11 | | 第七份補充契約，日期為2016年6月14日，由SPL和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/14/2016 | |
| 4.12 | | 2026年到期的5.875釐高級抵押票據表格(作為上文附件A-1至附件4.11) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/14/2016 | |
| 4.13 | | 第八份補充契約，日期為2016年9月19日，由SPL和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/23/2016 | |
| 4.14 | | 第九次補充契約，日期為2016年9月23日，由SPL和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/23/2016 | |
| 4.15 | | 2027年到期的5.00%高級擔保票據表格(作為上文附件A-1至附件4.14) | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/23/2016 | |
| 4.16 | | 第十份補充契約，日期為2017年3月6日，由SPL和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/6/2017 | |
| 4.17 | | 2028年到期的4.200釐高級擔保票據表格(作為上文附件A-1至附件4.16) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/6/2017 | |
| 4.18 | | 第十一次補充契約，日期為2020年5月8日，由SPL和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 5/8/2020 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 4.19 | | 2030年到期的4.500釐高級抵押票據表格(作為上文附件A-1至附件4.18) | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 5/8/2020 | |
| 4.20 | | 第十二次補充契約，日期為2022年11月29日，由SPL和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 11/29/2022 | |
| 4.21 | | 2037年到期的5.900%高級擔保攤銷票據表格(作為上文附件A-1至附件4.20) | | SPL | | 8-K | | 4.1 | | 11/29/2022 | |
| 4.22 | | 契約，日期為2017年2月24日，由SPL(可能不時成為契約一方的擔保人)和紐約梅隆銀行(作為契約受託人)簽訂 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 2/27/2017 | |
| 4.23 | | 2037年到期的5.00%高級擔保票據表格(作為上文附件A-1至附件4.22) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 2/27/2017 | |
| 4.24 | | 作為受託人，SPL和紐約梅隆銀行之間的契約，日期為2021年12月15日 | | Cheniere | | 10-K | | 4.24 | | 2/24/2022 | |
| 4.25 | | 2037年到期的2.95%高級抵押票據表格(作為上文附件A-1至附件4.24) | | Cheniere | | 10-K | | 4.24 | | 2/24/2022 | |
| 4.26 | | 作為受託人，SPL和紐約梅隆銀行之間的契約，日期為2021年12月15日 | | Cheniere | | 10-K | | 4.26 | | 2/24/2022 | |
| 4.27 | | 於2037年到期的3.17%高級抵押票據表格(載於上文附件A-1至附件4.26) | | Cheniere | | 10-K | | 4.26 | | 2/24/2022 | |
| 4.28 | | 第一份補充契約，日期為2021年12月15日，由SPL和紐約梅隆銀行作為受託人 | | Cheniere | | 10-K | | 4.28 | | 2/24/2022 | |
| 4.29 | | 2037年到期的3.19%高級抵押票據表格(作為上文附件A-1至附件4.28) | | Cheniere | | 10-K | | 4.28 | | 2/24/2022 | |
| 4.30 | | 第二份補充契約，日期為2021年12月15日，由SPL和紐約梅隆銀行作為受託人 | | Cheniere | | 10-K | | 4.30 | | 2/24/2022 | |
| 4.31 | | 2037年到期的3.08%高級抵押票據表格(載於上文附件A-1至附件4.30) | | Cheniere | | 10-K | | 4.30 | | 2/24/2022 | |
| 4.32 | | 第三補充契約，日期為2021年12月15日，由SPL和紐約梅隆銀行作為受託人 | | Cheniere | | 10-K | | 4.32 | | 2/24/2022 | |
| 4.33 | | 2037年到期的3.10%高級抵押票據表格(作為上文附件A-1至附件4.32) | | Cheniere | | 10-K | | 4.32 | | 2/24/2022 | |
| 4.34 | | 作為發行人的公司和作為受託人的紐約梅隆銀行之間的契約，日期為2020年9月22日 | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 9/22/2020 | |
| 4.35 | | 作為發行人的公司和作為受託人的紐約梅隆銀行之間的第一份補充契約，日期為2020年9月22日 | | Cheniere | | 8-K | | 4.2 | | 9/22/2020 | |
| 4.36 | | 2028年到期的4.625釐高級抵押票據表格(載於上文附件A-1至附件4.35) | | Cheniere | | 8-K | | 4.2 | | 9/22/2020 | |
| 4.37 | | 契約，日期為2016年5月18日，CCH作為發行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作為擔保人，紐約梅隆銀行作為受託人 | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 5/18/2016 | |
| 4.38 | | 第一份補充契約，日期為2016年12月9日，CCH作為發行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作為擔保人，紐約梅隆銀行作為受託人 | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 12/9/2016 | |
| 4.39 | | 2025年到期的5.875%優先擔保票據格式（包括在上文附件A-1至附件4.39中） | | Cheniere | | 8-K | | 4.1 | | 12/9/2016 | |
| 4.40 | | 第二份補充契約，日期為2017年5月19日，CCH作為發行人，CCL、CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作為擔保人，紐約梅隆銀行作為受託人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 5/19/2017 | |
| 4.41 | | 2027年到期的5.125%優先擔保票據格式（包括在上文附件A-1至附件4.41中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 5/19/2017 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 4.42 | | 第三份補充契約，日期為2019年9月6日，CCH作為發行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作為擔保人，紐約梅隆銀行作為受託人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 | |
| 4.43 | | 第四份補充契約，日期為2019年11月13日，CCH作為發行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作為受託人，紐約梅隆銀行作為受託人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 11/13/2019 | |
| 4.44 | | 2029年到期的3.700%票據格式（包括在上文附件A-1至附件4.44中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 11/13/2019 | |
| 4.45 | | 第五份補充契約，日期為2021年8月24日，CCH作為發行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作為受託人，紐約梅隆銀行作為受託人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/24/2021 | |
| 4.46 | | 2039年到期的2.742%優先擔保票據格式（包括在上文附件A-1至附件4.46中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/24/2021 | |
| 4.47 | | 契約，日期為2020年8月20日，CCH作為發行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作為受託人，紐約梅隆銀行作為受託人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/21/2020 | |
| 4.48 | | 2039年12月31日到期的3.52%優先擔保票據格式（包括在上文附件A-1至附件4.48中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 8/21/2020 | |
| 4.49 | | 契約，日期截至2019年9月27日，CCH作為發行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作為受託人，紐約梅隆銀行作為受託人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 9/30/2019 | |
| 4.50 | | 2039年12月31日到期的4.80%優先票據格式（包括在上文附件A-1至附件4.50中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 9/30/2019 | |
| 4.51 | | 契約，日期為2019年10月17日，CCH作為發行人，CCL，CCP和Corpus Christi Pipeline GP，LLC作為受託人，紐約梅隆銀行作為受託人 | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 10/18/2019 | |
| 4.52 | | 2039年12月31日到期的3.925%優先票據格式（包括在上文附件4.52的附件A中） | | CCH | | 8-K | | 4.1 | | 10/18/2019 | |
| 4.53 | | 契約，日期為2017年9月18日，由CQP、擔保人一方CQP和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/18/2017 | |
| 4.54 | | 第一份補充契約，日期為2017年9月18日，由CQP、擔保人一方CQP和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.2 | | 9/18/2017 | |
| 4.55 | | 第二份補充契約，日期為2018年9月11日，由CQP、其擔保方和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2018 | |
| 4.56 | | 第三份補充契約，日期為2019年9月12日，由CQP、其擔保方和紐約梅隆銀行作為該契約的受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 | |
| 4.57 | | 2029年到期的4.500釐優先債券表格(載於上文附件A-1至附件4.57) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/12/2019 | |
| 4.58 | | 第四份補充契約，日期為2020年11月5日，由CQP、擔保方CQP和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | Cheniere | | 10-Q | | 4.4 | | 11/6/2020 | |
| 4.59 | | 第五份補充契約，日期為2021年3月11日，由CQP、其擔保方和紐約梅隆銀行作為該契約的受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/11/2021 | |
| 4.60 | | 2031年到期的4.000釐優先債券表格(載於上文附件A-1至附件4.60) | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 3/11/2021 | |
| 4.61 | | 第六份補充契約，日期為2021年9月27日，由CQP、擔保人一方和紐約梅隆銀行作為契約受託人 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/27/2021 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 4.62 | | 2032年到期的3.25%優先票據格式（包括在上文附件A-1至附件4.62中） | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 9/27/2021 | |
| 4.63 | | 第七份補充契約，日期為2021年9月27日，由CQP、契約方和紐約梅隆銀行（作為契約項下的受託人）簽署 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 10/1/2021 | |
| 4.64 | | 第八份補充契約，日期為2023年6月21日，由CQP、契約方和紐約梅隆銀行（作為契約下的受託人）簽署 | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/21/2023 | |
| 4.65 | | 2033年到期的5.950%優先票據格式（包括在上文附件A至附件4.65中） | | CQP | | 8-K | | 4.1 | | 6/21/2023 | |
4.66* | | 根據1934年《證券交易法》第12條登記的註冊人證券説明 | | | | | | | | | |
| 10.1† | | Cheniere能源公司2020年激勵計劃 | | Cheniere(SEC（第333-238261號） | | S-8 | | 4.9 | | 5/14/2020 | |
| 10.2† | | Cheniere Energy，Inc.下的限制性股票授予表格2020年激勵計劃（董事） | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 8/5/2021 | |
| 10.3†* | | Cheniere Energy，Inc.2020激勵計劃(NEO)下限制性股票單位獎勵協議的格式(2022) | | | | | | | | | |
| 10.4† | | Cheniere Energy，Inc.2020激勵計劃(NEO)下限制性股票單位獎勵協議的格式(2023) | | Cheniere | | 10-K | | 10.43 | | 2/23/2023 | |
| 10.5†* | | Cheniere Energy，Inc.2020激勵計劃(NEO)下限制性股票單位獎勵協議的格式(2024) | | | | | | | | | |
| 10.6† | | Cheniere Energy，Inc.2020年激勵計劃(NEO)下績效股票單位獎勵協議的格式(2022) | | Cheniere | | 10-K | | 10.44 | | 2/24/2022 | |
| 10.7† | | Cheniere Energy，Inc.2020年激勵計劃(NEO)下績效股票單位獎勵協議的格式(2023) | | Cheniere | | 10-K | | 10.46 | | 2/23/2023 | |
| 10.8†* | | Cheniere Energy，Inc.2020年激勵計劃(NEO)下績效股票單位獎勵協議的格式(2024) | | | | | | | | | |
| 10.9†* | | 修訂和重新啟動Cheniere Energy，Inc.Key高管離職薪酬計劃(自2023年11月17日起生效)和概要計劃説明 | | | | | | | | | |
| 10.10† | | 董事延期補償計劃(2022年2月10日生效) | | Cheniere | | 10-K | | 10.46 | | 2/24/2022 | |
| 10.11† | | 董事延期補償計劃下延期股票型單位獎勵協議格式 | | Cheniere | | 10-K | | 10.47 | | 2/24/2022 | |
| 10.12† | | 公司與傑克·A·富斯科簽訂的僱傭協議，日期為2016年5月12日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 5/12/2016 | |
| 10.13† | | 公司與Jack Fusco的僱傭協議修正案，日期為2019年8月15日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 8/15/2019 | |
| 10.14† | | 公司與Jack Fusco的第二次僱傭協議修正案，日期為2021年8月11日 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 8/13/2021 | |
| 10.15†* | | Cheniere Energy，Inc.修訂和重新確定了退休政策，生效日期為2021年1月1日 | | Cheniere | | 10-K | | 10.49 | | 2/25/2020 | |
| 10.16† | | 公司高級職員的彌償協議格式 | | Cheniere | | 8-K | | 10.2 | | 5/20/2020 | |
| 10.17† | | 公司董事彌償協議的格式 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 5/20/2020 | |
| 10.18† | | 公司與Aaron Stephenson於2023年2月15日簽署的信函協議 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 2/15/2023 | |
| 10.19 | | 高級循環信貸和擔保協議，由SPL作為借款人、本公司的某些子公司、豐業銀行作為高級貸款代理、法國興業銀行作為共同擔保受託人、發證行和貸款人不時與其他參與方簽訂 | | SPL (美國證券交易委員會第333-273238號文件) | | S-4 | | 10.46 | | 7/13/2023 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.20 | | 第四次修訂和重新簽署的共同條款協議，由SPL作為借款人、有擔保債務持有人集團代表方、有擔保對衝代表方、有擔保天然氣對衝代表方和法國興業銀行作為共同擔保託管人和債權人間代理人 | | SPL (美國證券交易委員會第333-273238號文件) | | S-4 | | 10.44 | | 7/13/2023 | |
| 10.21 | | SPL、SPL的某些子公司、法國興業銀行作為共同安全受託人，以及北卡羅來納州花旗銀行作為賬户銀行之間的第三次修訂和重新簽署的賬户協議 | | SPL | | 8-K | | 10.3 | | 3/23/2020 | |
| 10.22 | | 第二次修訂和重新簽署的定期貸款協議，日期為2022年6月15日，由CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、CCL、貸款方和法國興業銀行作為定期貸款代理達成 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/22/2022 | |
| 10.23 | | 第二次修訂和重新簽署的共同條款協議，日期為2022年6月15日，由CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC，CCL、法國興業銀行作為定期貸款機構代理，豐業銀行作為營運資金機構代理，法國興業銀行作為債權人間代理，以及任何其他貸款機構不時簽訂 | | Cheniere | | 8-K | | 10.3 | | 6/22/2022 | |
| 10.24 | | 2022年6月15日第二次修訂和重新簽署了CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC，CCL、高級債權人小組代表、法國興業銀行作為債權人間代理、法國興業銀行作為證券託管人和瑞穗銀行作為賬户銀行之間的共同擔保和賬户協議 | | Cheniere | | 8-K | | 10.4 | | 6/22/2022 | |
| 10.25 | | 修訂和重新簽署了2018年5月22日CCH HoldCo I和法國興業銀行作為安全託管人的質押協議 | | Cheniere | | 8-K | | 10.4 | | 5/24/2018 | |
| 10.26 | | 修訂並重新簽署2018年5月22日CCH與公司之間的股權出資協議 | | Cheniere | | 8-K | | 10.5 | | 5/24/2018 | |
| 10.27 | | CCH、CCP、Corpus Christi Pipeline GP，LLC、CCL、不時的貸款人、不時的開證行、不時的週轉額度貸款人、週轉額度貸款人、豐業銀行作為營運資金安排代理人和法國興業銀行作為證券託管人之間於2022年6月15日第二次修訂和重新修訂的營運資本安排協議 | | Cheniere | | 8-K | | 10.2 | | 6/22/2022 | |
| 10.28 | | 第二次修訂和重新簽署的循環信貸協議，日期為2021年10月28日，由公司、貸款人和開證行一方、三井住友銀行作為ESG協調人和法國興業銀行作為行政代理簽訂 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 11/1/2021 | |
| 10.29 | | 第二次修訂和重新簽署的循環信貸協議的第一修正案，日期為2023年6月15日，由公司、貸款人和開證行一方、三井住友銀行作為ESG協調人、法國興業銀行作為行政代理 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 8/3/2023 | |
| 10.30 | | 本公司、貸款方、法國興業銀行（作為行政代理人）以及其他代理人和貸款方之間於2020年6月18日簽訂的信貸協議 | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/19/2020 | |
| 10.31 | | CQP（作為借款人）、CQP的某些子公司（作為子公司擔保人）、貸款方（不時為其中一方）、法國興業銀行、Natixis、三井住友銀行、新斯科舍銀行和富國銀行（作為發行銀行）、MUFG銀行（作為行政代理人和協調牽頭行）於2023年6月23日簽訂的信貸和擔保協議，以及某些參與者 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.4 | | 8/3/2023 | |
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| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.32 | | SPL和Bechtel Oil，Gas and Chemicals，Inc.於2018年11月7日簽訂的Sabine Pass LNG第4階段液化設施的工程、採購和施工的一次性交鑰匙協議。（根據保密處理的要求，本附件的部分內容已被省略，並單獨提交給證券交易委員會。） | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 11/9/2018 | |
| 10.33 | | SPL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.於2018年11月7日簽署的Sabine Pass LNG第4階段液化設施工程、採購和施工總包協議變更單：變更指令CO-00001保險語言變更指令的修改，日期為2019年6月3日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 8/8/2019 | |
| 10.34 | | SPL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.於2018年11月7日簽署的Sabine Pass LNG第4階段液化設施工程、採購和施工總包協議變更單：(i)變更指令CO-00002燃料暫定金額關閉（日期：2019年7月8日），（ii）變更指令CO-00003貨幣暫定金額關閉（日期：2019年7月8日），（iii）變更指令CO-00004外貿區（日期：2019年7月2日），（iv）變更指令CO-00005 NGPL大門訪問安全協調暫定金額，日期為2019年7月17日，（v）變更單CO-00006 Adams Valves替代品，日期為2019年8月14日，（vi）變更單CO-00007 E-1503 HRU永久排水管道，日期為2019年8月14日，（vii）變更單CO-00008不同地下土壤條件-6列ISBL，日期為8月27日，2019年，（viii）變更指令CO-00009 LNG泊位3，日期為2019年9月25日和（ix）變更指令CO-00010冷箱重新設計和甲烷冷箱檢查箱的添加，日期為2019年9月16日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.10 | | 11/1/2019 | |
| 10.35 | | SPL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.於2018年11月7日簽署的Sabine Pass LNG第4階段液化設施工程、採購和施工總包協議變更單：(i)變更指令CO-00011保險暫定金額中期調整（日期：2019年10月1日）和（ii）變更指令CO-00012用預應力混凝土樁替換木樁（日期：2019年10月30日） | | Cheniere | | 10-K | | 10.88 | | 2/25/2020 | |
| 10.36 | | SPL和Bechtel石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的關於Sabine Pass液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設的一次性總價交鑰匙協議的更改單：(I)2020年2月10日的符合SPL FTZ的變更單CO-00013費用(僅限AG管軸的自貿區條目、保税運輸和收據)；(Ii)2020年2月10日的變更單CO-00014通往第三泊位的永久通道；(Iii)日期為2020年2月10日的變更單CO-00015對時間表獎金語言的修改(Iv)日期為2020年1月31日的CO-00016液化天然氣泊位3號LNTP第3號更改單和(V)日期為2020年3月18日的CO-00017建造文件護欄和液化石油氣超壓聯鎖更改單 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 4/30/2020 | |
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| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.37 | | SPL和Bechtel石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的關於Sabine Pass液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設的一次性總承包協議的變更訂單：(I)2020年4月2日的CO-00018 GTG電網改造電氣研究變更訂單；(Ii)2020年4月30日的變更訂單CO-00019第三泊位-更換5千伏電力線路；(Iii)2020年5月4日的變更訂單CO-00020液化天然氣泊位3 LNTP第4號。(4)變更訂單CO-00021列車6 P1601 A/B/法蘭，日期為2020年5月27日；和(V)變更訂單CO-00022列車6硫化氫滑動裝置對液位變送器的修改和PT-573A/B的GTG壓力範圍變更，日期為2020年6月4日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.9 | | 8/6/2020 | |
| 10.38 | | SPL和Bechtel石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的關於Sabine Pass液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設的一次性總價交鑰匙協議的變更訂單：(I)日期為2020年6月22日的CO-00023第三鋪位蒸汽圍欄臨時總和範圍拆除和關閉變更訂單，(Ii)日期為2020年6月22日的CO-00024列車6熱井升級變更訂單，(Iii)日期為2020年6月22日的變更訂單CO-00025第三鋪位氣泡幕(4)2020年7月14日的CO-00026第三泊位燃料臨時關閉更改令；(V)2020年7月20日的CO-00027第三泊位貨幣臨時關閉更改令；(Vi)2020年8月11日的CO-00028列車6次熱油WHRU PSV繞行更改令；和(Vii)2020年8月25日的CO-00029法律變更--海上船舶低硫排放監管變更 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/6/2020 | |
| 10.39 | | SPL和貝克特爾石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的關於薩賓帕斯液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設的一次總付協議的變更單：(I)2020年9月16日的變更單CO-00030第三卧土壤準備臨時總和臨時調整變更單；(Ii)2020年10月2日的變更單CO-00031臨時總和固結(税費和保險)；(Iii)2020年10月2日的變更單CO-00032對新冠肺炎的影響(4)變更單CO-00033第三泊位--碼頭大樓(00A-4041)--清潔劑系統，日期為2020年11月2日；和(V)變更單CO-00034凡妮莎備用閥，日期為2020年11月18日 | | Cheniere | | 10-K | | 10.88 | | 2/24/2021 | |
| 10.40 | | 薩賓通道液化天然氣第四階段液化設施的工程、採購和建造工程、採購和建造的一次性交鑰匙協議的變更單，日期為2018年11月7日，由SPL和Bechtel石油、天然氣和化學品公司執行，日期為2018年11月7日：(I)變更單CO-00035來自颶風勞拉和三角洲的影響，日期為2020年12月22日；(Ii)變更單CO-00036第三個泊位-增加液體和混合動力SVT裝載臂頂點上的氮氣連接，日期為2020年12月22日；(Iii)變更單CO-00037第三個泊位設計船舶更新，日期為2020年12月22日(Iv)日期為2021年1月21日的CO-00038列車6號列車PV-16002和FV-15104閥門配飾升級變更單，(V)日期為2021年2月11日的CO-00039第三泊位設計更新變更單，以供應加油燃料，(Vi)日期為2021年2月11日的CO-00040液化天然氣基準7標高變更單，(Vii)日期為2021年2月12日的符合SPL FTZ(不包括管軸)的變更單CO-00041費用和(Viii)日期為2021年3月12日的CO-00042新冠肺炎變更單影響2021年第一季度 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 5/4/2021 | |
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| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.41 | | SPL和Bechtel石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的關於Sabine Pass液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設的一次總付協議的變更訂單：(I)日期為2021年4月9日的CO-00043第三泊位SVT裝載臂備件變更訂單；(Ii)日期為2021年4月9日的變更訂單CO-00044第三泊位U/G定向鑽井和陰極保護臨時關閉；(Iii)日期為2021年4月9日的變更訂單CO-00045冬季風暴影響(4)日期為2021年6月15日的CO-00046 NGPL安全臨時總和臨時調整變更單；(V)日期為2021年6月15日的CO-00047 80英畝大橋變更單；和(Vi)日期為2021年6月15日的貧溶劑超壓CO-00048 AGRU增加變更單 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.4 | | 8/5/2021 | |
| 10.42 | | SPL和貝克特爾石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的關於Sabine Pass液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設一次總付協議的變更單：(I)2021年7月6日的CO-00049新冠肺炎影響2021年第二季度的變更單；(Ii)2021年7月6日的CO-00050第三鋪位加油船改裝-基礎投資前；(Iii)2021年9月8日的CO-00051熱氧化器控制變更；(Iv)2021年9月8日的CO-00052第三泊位備用信標和額外電纜橋架的變更2021年和(V)CO-00053列車6號變速箱總成更換1411號機組，日期為2021年9月24日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 11/4/2021 | |
| 10.43 | | SPL和Bechtel石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的關於Sabine Pass液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設的一次性總付協議的變更單：(I)2021年11月30日的CO-00054 80英畝橋樑信貸變更單；(Ii)2021年12月15日的CO-00055許可證變更法-水處理過濾器清洗；(Iii)2021年12月15日的颶風艾達對CO-00056的影響；以及(Iv)2021年12月15日尼古拉斯颶風對CO-00057的影響 | | Cheniere | | 10-K | | 10.99 | | 2/24/2022 | |
| 10.44 | | SPL和貝克特爾石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的關於薩賓帕斯液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設的一次總付協議的變更單：(I)日期為2022年1月6日的CO-00058新冠肺炎影響2021年第三季度的變更單，(Ii)日期為2022年1月11日的CO-00059溢漏遏制系統SIL2聯鎖，(Iii)日期為2022年3月15日的CO-00060第三泊位土壤準備臨時關閉變更單，(Iv)日期為2022年3月15日的變更單CO-00061新冠肺炎影響2021年第四季度2022年和(V)變更單CO-00062 FERC條件61，日期為2022年3月15日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 5/4/2022 | |
| 10.45 | | SPL和Bechtel石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的《Sabine Pass液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設一次總付協議》的變更單：(I)2022年5月6日的CO-00063 FERC條件78變更單；(Ii)2022年6月14日的CO-00064 FERC對管道安裝的影響變更單；(Iii)2022年6月15日的CO-00065泄漏遏制SIL2聯鎖變更單和(Iv)2022年6月16日的CO-00066海洋疏浚和管理監督臨時關閉變更單 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 8/4/2022 | |
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| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.46 | | SPL和貝克特爾石油天然氣化工股份有限公司之間於2018年11月7日簽署的關於Sabine Pass液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設的一次總付總承包協議的變更單：(I)2022年8月18日的變更單CO-00067業績和考勤獎金臨時結算、(Ii)2022年8月18日的變更單CO-00068業績和考勤獎金臨時結算(對CO-00067的調節)和(Iii)2022年8月29日的變更單CO-00069新冠肺炎影響2022年第一季度和第二季度2022年 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 11/3/2022 | |
| 10.47 | | SPL和Bechtel石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月7日簽署的關於Sabine Pass液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設的一次性總價交鑰匙協議的變更單：(I)CO-00070 80英畝大橋變更單，日期為2022年10月28日；(Ii)CO-00071繫泊系統低壓通用警報變更單，日期為2022年10月31日；(Iii)CO-00072 FERC碳氫化合物許可條件變更單，日期為2022年10月31日；(Iv)CO-00073 BN#2信標樁搬遷變更單，日期為2022年10月31日2022年和(V)變更單CO-00074 FERC條件56：ISA 84氣體檢測，日期為2022年10月31日 | | Cheniere | | 10-K | | 10.92 | | 2/23/2023 | |
| 10.48 | | 薩賓通道液化天然氣第四階段液化設施工程、採購和建設工程、採購和建設的一次性交鑰匙協議的變更訂單，日期為2018年11月8日，由SPL和貝克特爾石油、天然氣和化學品公司之間提出的：變更訂單CO-00075第232條關税(最終結算自由貿易區)，日期為2022年12月16日 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 5/2/2023 | |
| 10.49 | | SPL和貝克特爾石油天然氣和化學品公司之間於2018年11月8日簽署的關於Sabine Pass LNG第四階段液化設施工程、採購和建設的一次性總付協議的變更單：(I)2023年5月5日的變更單CO-00076補充FERC條件80要求，(Ii)2023年6月16日的變更單CO-00077路易斯安那州銷售和使用税臨時總和關閉，(Iii)2023年6月22日的變更單CO-00078天然氣管道(NGPL)安全協調臨時總和關閉，(4)日期為2023年7月27日的CO-00079保險臨時收款變更單和(V)日期為2023年9月6日的CO-00080借入物品變更單 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 11/2/2023 | |
| 10.50 | | 科珀斯克里斯蒂液化第三階段項目的工程、採購和建設的固定價格分離交鑰匙協議，日期為2022年3月1日，由CCL第三階段和貝克特爾能源公司簽署(根據保密處理請求，本展覽的部分內容已被省略並單獨提交給美國證券交易委員會) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 5/4/2022 | |
| 10.51 | | CCL第三階段與貝克特爾石油天然氣和化學品公司之間於2022年3月1日簽署的Corpus Christi液化第3階段項目工程、採購和建設工程、採購和施工的一次性總付協議的變更單：(I)2022年3月28日的CO-00001高架地面照明彈維修變更單，(Ii)2022年4月29日的CO-00002套餐7號列車投資前(未進行現場施工)變更單，以及(Iii)2022年6月13日的CO-00003保險語言修改變更單(本展覽的部分內容已被省略) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.7 | | 8/4/2022 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.52 | | CCL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.於2022年3月1日簽署的Corpus Christi液化第3階段項目工程、採購和施工總包協議的變更單：(i)變更指令CO-00004貨幣兑換，日期為2022年6月27日，（ii）變更指令CO-00005燃料調整，日期為2022年7月15日，（iii）變更指令CO-00006拆除堆放場範圍選項，日期為2022年8月2日，（iv）變更指令CO-00007拆除空氣橋範圍選項，日期為8月22日，2022，（v）變更指令CO-00008酸性氣體火炬K/O罐，日期為2022年8月16日，和（vi）變更指令CO-00009包7A（無現場工作），日期為2022年8月16日（已省略該附件的部分內容） | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/3/2022 | |
| 10.53 | | CCL和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.於2022年3月1日簽署的Corpus Christi液化第3階段項目工程、採購和施工總包協議的變更單：(i)變更指令CO-000010保險暫定金額中期調整（日期：2022年9月13日）和（ii）變更指令CO-000011第6包內容和移交給所有人（日期：2022年9月14日）（已省略本附件的部分內容） | | Cheniere | | 10-K | | 10.96 | | 2/23/2023 | |
| 10.54 | | Corpus Christi Liquefication Stage III，LLC和Bechtel Oil Gas and Chemicals，Inc.之間於2022年3月1日簽訂的Corpus Christi Liquefication Stage III項目工程、採購和施工總包協議的變更單：(i)變更指令CO-00012圖表許可費暫定金額結算，日期為2022年9月16日，（ii）變更指令CO-00013 HRU噴嘴和塊集管，日期為2022年9月21日，（iii）變更指令CO-00014添加氮氣接收器，日期為2022年12月13日，（iv）變更指令CO-00015第6包原料氣管道接口，日期為2022年12月14日，（v）變更指令CO-00016老宣偉建築安全，日期為2022年11月23日，（vi）變更指令CO-00017混合製冷劑（MR）壓縮機遠程監控診斷，日期為2022年12月14日，（vii）變更指令CO-00018 EFG包#1，日期為2023年1月9日，（viii）變更指令CO-00019 2022年第三季度商品價格漲跌（ATT MM），日期為2023年1月17日，（ix）變更指令CO-00020 ICSS供應商選擇和EPC保修（Yokogawa），日期為2022年9月21日，以及（x）變更指令CO-00021擱置開發包，日期為2023年2月6日（本附件的部分內容已被省略）。 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 5/2/2023 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.55 | | Corpus Christi Liquefaction，LLC和Bechtel Energy，Inc.於2022年3月1日簽署的Corpus Christi液化第3階段項目工程、採購和施工總包協議的變更令：(i)變更指令CO-00022製冷劑儲存包1和2，日期為2023年2月13日，（ii）變更指令CO-00023 EFG包2，日期為2023年2月21日，（iii）變更指令CO-00024除霜改進（冷箱），日期為2023年2月23日，（iv）變更指令CO-00025雜項設計改進，日期為2023年2月23日，（v）變更指令CO-00026 EFG包#3，日期為2月23日，2023，（vi）變更指令CO-00027，在變壓器上增加86個閉鎖繼電器，日期為2023年2月14日，（vii）變更指令CO-00028，額外管道組，日期為2022年9月15日，（viii）變更指令CO-00029，2022年FERC支持時間中期調整，日期為2023年3月13日，（ix）變更指令CO-00030排水毯（A Street），日期為2023年4月6日，（x）變更指令CO-00031製冷劑儲存接口包#3，日期為2023年4月7日，（Xi）變更指令CO-00032 2022年第4季度商品價格漲跌（ATT MM），日期為2023年4月24日，（xii）變更單CO-00033升降機業主提供的杜瓦瓶系統（氮氣接收設施），日期為2022年3月1日，（xiii）變更單CO-00034 HAZOP包#1 -油霧消除器通風口添加阻火器，日期為2023年4月25日，以及（xiv）變更單CO-00035 EFG包#4（水管道管橋），日期為2023年5月19日（此展品的部分已被省略。 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.1 | | 8/3/2023 | |
| 10.56 | | CCL和Bechtel Energy，Inc.之間於2022年3月1日簽署的Corpus Christi液化第三階段項目工程、採購和建設工程、採購和建設一次性交鑰匙協議的變更單：(I)2023年6月19日的變更單CO-00036付款里程碑更新(時間表C-1)；(Ii)2023年6月20日的變更單CO-00037土工土壤勘探期和安全責任變更；(Iii)2023年6月29日的變更單CO-00038電力監控系統(ETAP HMI)和(Iv)2023年6月29日的變更單CO-00039 EFG Firewater Connection，日期為2023年6月30日(本展覽的部分內容已被省略。) | | Cheniere | | 10-Q | | 10.2 | | 11/2/2023 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.57* | | CCL和Bechtel Energy，Inc.之間於2022年3月1日簽署的Corpus Christi液化第三階段項目工程、採購和施工一次性總承包協議的變更單：(I)2023年8月29日的變更單CO-00040 Q1 2023年商品價格上漲和下跌(ATT MM)；(Ii)2023年8月29日的變更單CO-00041 Q2 2023年商品價格上漲和下跌(ATT MM)；(Iii)2023年7月5日的變更單CO-00042 HAZOP Package#2-附加IPL(過濾器上的壓力變送器)(V)日期為2023年8月31日的CO-00044 FERC套裝1 ISA 84(可容納250個火災和氣體探測器)，日期為2023年8月31日；(Vi)日期為2023年8月31日的更改訂單CO-00045將液化天然氣排出管路止回閥旁路尺寸增加到六(6)英寸；(Vii)日期為2023年9月13日的更改訂單CO-00046在31XV-13071左右增加手動旁通閥，(Viii)日期為2023年9月8日的變更單CO-00047重新定位現有的16英寸工藝水線並提供接頭(Ix)日期為2023年9月12日的變更單CO-00048未來HRU旁路接頭和温度井更新，(X)日期為2023年9月5日的火炬桶用CO-00049蝶閥變更單(Xi)日期為2023年9月12日的變更單CO-00050凝結水護罩(藍色工程報告)，(十二)日期為2023年9月8日的變更單CO-00051 EFG包#5(138KV饋線電纜)，(Xiii)日期為2023年8月7日的水泥防火變更單CO-00052缺陷修正期(Xiv)日期為2023年10月5日的變更單CO-00053海圖過渡接頭備件(Xv)日期為2023年9月19日的變更單CO-00054 CCL儲罐(S)“A”和“C”配合研究和長期鉛件採購，日期為2023年9月19日(Xvi)日期為2023年9月13日的變更單CO-00055 FERC Package#2 Firewater佈局，(Xvii)變更單CO-00056 HAZOP包#3-不鏽鋼C和D通道管道/每列兩個温度變送器，日期為2023年2月14日(Xviii)變更單CO-00057 HAZOP包#4(“第二階段項目”)，日期為2023年10月10日(Xix)變更單CO-00058 E-HAZOP包#1(“LV MCC順風車”)，日期為2023年9月8日(Xx)液化冷箱內立管上的CO-00059液位變送器，日期為2023年10月13日(Xxii)日期為2023年10月10日的變更單CO-00061遠程輸入/輸出(RIO)接線盒接地變更單，日期為2023年8月31日的CO-00062土工膜襯裏和土工格室的變更單，2023年8月31日的變更單(Xxiv)日期為2023年8月7日的變更單CO-00063永久工廠道路的分階段鋪設(Xxv)日期為2023年7月24日的變更單CO-00064臨時總和-時間表KK-1 12個月COVID對策，日期為2023年7月24日(Xxvii)日期為2023年6月2日的變更單CO-00066附件B(合同交付品)(Xxviii)日期為2023年10月5日的變更單CO-00067板樁接頭密封310Q02油底殼(Xxix)日期為2023年10月19日的變更單CO-00068 E-HAZOP包裝#2(“第一階段項目”)，日期為2023年10月19日(Xxxx)變更單CO-00069包裝6饋氣管道和清管器DMM，日期為2023年8月3日(Xxxi)日期為2023年10月5日的變更單CO-00070乾式火炬爆破鼓溢流墊排水規範變更(Xxxii)日期為2023年10月18日的變更單CO-00071觀景臺樁(Xxxiii)日期為2023年11月2日的變更單CO-00072現場平面圖更新包#1-重新佈線承包商的公用事業水和氮氣管道，並向氮氣連接點提供電力和光纖電纜(本展覽的部分內容已被省略)。 | | | | | | | | | |
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| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 10.58 | | 2011年11月21日，SPL(賣方)與Gas Natural AProvisionamientos SDG S.A.(後來轉讓給Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited)之間的液化天然氣買賣協議(FOB)(買方) | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 11/21/2011 | |
| 10.59 | | 2013年4月3日SPL(賣方)與Gas Natural AProvisionamientos SDG S.A.(後來轉讓給Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited)簽訂的液化天然氣買賣協議(FOB)第1號修正案(買方) | | CQP | | 10-Q | | 10.1 | | 5/3/2013 | |
| 10.60 | | SPL(賣方)與Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited(Gas Natural AProvisionamientos SDG S.A.的受讓人)於2017年1月12日簽署的液化天然氣買賣協議(FOB)修正案(買家) | | SPL (美國證券交易委員會第333-215882號文件) | | S-4 | | 10.3 | | 2/3/2017 | |
| 10.61 | | SPL和Naturgy LNG GOM，Limited(天然氣天然氣供應公司SDG S.A.的受讓人)關於將2023年6月8日的LIBOR改為SOFR的書面協議，到2011年11月21日的LNG買賣協議，經修訂 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.13 | | 8/3/2023 | |
| 10.62 | | 修訂並重新簽署了2012年1月25日SPL(賣方)與英國天然氣墨西哥灣沿岸LLC(買方)之間的LNG買賣協議(FOB) | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 1/26/2012 | |
| 10.63 | | 關於將2023年5月18日的LIBOR更改為SOFR的書面協議，改為2012年1月25日SPL和BG墨西哥灣沿岸LNG，LLC之間的LNG買賣協議，經修訂 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.10 | | 8/3/2023 | |
| 10.64 | | CCL(賣方)和Gas Natural Fenosa LNG SL(後來轉讓給Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited)(買方)於2014年6月2日簽署的液化天然氣買賣協議(FOB) | | Cheniere | | 8-K | | 10.1 | | 6/2/2014 | |
| 10.65 | | CCL(賣方)與Gas Natural Fenosa LNG GOM，Limited(買方)於2018年2月27日簽署的液化天然氣買賣協議(FOB)第1號修正案 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.6 | | 5/4/2018 | |
| 10.66 | | CCL和Naturgy LNG GOM，Limited(天然氣天然氣Fenosa LNG SL的受讓人)關於將2023年6月8日的LIBOR改為SOFR的書面協議，到2014年6月2日的LNG買賣協議，經修訂 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.9 | | 8/3/2023 | |
| 10.67 | | 合作奮進協議&Cheniere Marketing，Inc.與SPLNG之間於2007年10月23日與卡梅倫教區11個税務當局簽訂的税收協議的Lieu付款 | | Cheniere | | 10-Q | | 10.7 | | 11/6/2007 | |
| 10.68 | | 投資者和註冊權協議，日期為2012年7月31日，由公司、Cheniere Energy Partners GP，LLC，CQP、Cheniere Class B Units Holdings，LLC，Blackstone CQP Holdco LP和其他投資者不時簽署 | | CQP | | 8-K | | 10.1 | | 8/6/2012 | |
| 10.69 | | 2017年2月14日第四次修訂和重新簽署的CQP有限合夥協議 | | CQP | | 8-K | | 3.1 | | 2/21/2017 | |
| 10.70 | | 修訂和重新簽署Cheniere GP Holding Company，LLC有限責任公司協議，日期為2013年12月13日 | | Cheniere Holdings | | 8-K | | 10.3 | | 12/18/2013 | |
| 21.1* | | 本公司的附屬公司 | | | | | | | | | |
| 23.1* | | 畢馬威有限責任公司同意 | | | | | | | | | |
| 31.1* | | 《交易法》第13a-14(A)條和第15d-14(A)條規定的首席執行官的證明 | | | | | | | | | |
| 31.2* | | 《交易法》第13a-14(A)條和第15d-14(A)條要求首席財務官出具證明 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 證物編號： | | | | 以引用方式併入(1) | |
| 描述 | | 實體 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 | |
| 32.1** | | 首席執行官依據《美國法典》第18編第1350條所作的證明，該條款是根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906條通過的 | | | | | | | | | |
| 32.2** | | 首席財務官依據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906條通過的《美國法典》第18編第1350條的證明 | | | | | | | | | |
| 97* | | Cheniere Energy Inc.追回政策 | | | | | | | | | |
| 101.INS* | | XBRL實例文檔 | | | | | | | | | |
| 101.Sch* | | XBRL分類擴展架構文檔 | | | | | | | | | |
| 101.卡爾* | | XBRL分類擴展計算鏈接庫文檔 | | | | | | | | | |
| 101.定義* | | XBRL分類擴展定義Linkbase文檔 | | | | | | | | | |
| 101.實驗所* | | XBRL分類擴展標籤Linkbase文檔 | | | | | | | | | |
| 101.前期* | | XBRL分類擴展演示文稿Linkbase文檔 | | | | | | | | | |
| 104* | | 封面交互數據文件(格式為內聯XBRL，包含在附件101中) | | | | | | | | | |
| | | | | |
| (1) | 展品通過參考Cheniere(美國證券交易委員會檔案號：001-16383)、CQP(美國證券交易委員會檔案號：001-33366)、Cheniere Energy Partners LP Holdings，LLC(“Cheniere Holdings”)(美國證券交易委員會案卷第001-36234號)、標準普爾(美國證券交易委員會案卷第333-192373號)、中國華信股份有限公司(美國證券交易委員會案卷第333-215435號)和蘇寧公司(美國證券交易委員會案卷第333-138916號)，視適用情況而定，除非另有説明。 |
| * | 現提交本局。 |
| ** | 隨信提供。 |
| † | 管理合同或補償計劃或安排。 |
項目16. 表格10-K總結
沒有。
根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節的要求，登記人已正式安排由正式授權的下列簽署人代表其簽署本報告。
| | | | | | | | | | | |
| | Cheniere能源公司 |
| | (註冊人) |
| | | |
| | 發信人： | /S/傑克·A·福斯科 |
| | | 傑克·A·福斯科 |
| | | 總裁與首席執行官
(首席行政主任) |
| | 日期： | 2024年2月21日 |
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根據1934年《證券交易法》的要求，本報告已由以下人員以登記人的身份在指定日期簽署。
| | | | | | | | |
| 簽名 | 標題 | 日期 |
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| | |
| /S/傑克·A·福斯科 | 總裁與董事首席執行官(首席執行官) | 2024年2月21日 |
| 傑克·A·福斯科 | |
| | |
| /發稿S/扎克·戴維斯 | 常務副總裁兼首席財務官(首席財務官) | 2024年2月21日 |
| 扎克·戴維斯 | |
| | |
| 撰稿S/David鬆懈 | 總裁副祕書長兼首席會計官
(首席會計主任) | 2024年2月21日 |
| David鬆弛 | |
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| /S/G.安德里亞·博塔 | 董事會主席 | 2024年2月21日 |
| G·安德里亞·博塔 | | |
| | |
| /s/帕特里夏·K·科勞恩 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 帕特里夏·K·科勞恩 | | |
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| /S/布萊恩·E·愛德華茲 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 布萊恩·愛德華茲 | | |
| | |
| 撰稿S/丹尼斯·格雷 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 丹尼斯·格雷 | | |
| | |
| 撰稿S/Lorraine Mitchelmore | 董事 | 2024年2月21日 |
| 洛林·米切爾莫爾 | | |
| | |
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| /S/小唐納德·F·羅比拉德 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 小唐納德·F·羅比拉德 | | |
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| /發稿S/馬修·朗克爾 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 馬修·朗克爾 | | |
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| /S/尼爾·A·謝爾 | 董事 | 2024年2月21日 |
| 尼爾·A·謝爾 | | |
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