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我们拥有位于路易斯安那州卡梅伦教区萨宾山口的天然气液化和出口设施（the“Sabine Pass LNG接收站”），拥有天然气液化设施，总产能超 30 液化天然气mtpa（the“液化项目”）截至2026年3月31日止。Sabine Pass液化天然气接收站也有 五个 液化天然气储罐、蒸发器和 三个 海上泊位。我们还拥有并经营一家 94 -英里天然气供应管道，将Sabine Pass LNG接收站与几条大型州际和州内管道（the“Creole Trail Pipeline”).

我们正在开发一个扩建项目，以在液化项目附近提供额外的液化能力，我们正在商业化以支持与这一潜在扩建项目相关的额外液化能力。该项目或其他项目的发展，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，除其他外，将需要在我们的普通合伙人的董事会作出积极的FID之前，做出可接受的商业和融资安排。

我们做 不是 有员工，因此我们和我们的子公司在日常业务过程中与Cheniere的关联公司签订了各种服务协议，包括建设、运营和维护液化项目所需的服务，以及行政服务。见附注10 —关联交易有关截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月期间这些服务协议项下活动的更多详细信息。

截至2026年3月31日，Cheniere拥有 48.6 我们有限合伙人权益的百分比，形式为 239.9 百万我们的共同单位。Cheniere还拥有 100 %我们的普通合伙人权益和我们的激励分配权（“IDR”).

列报依据

随附的CQP未经审计的合并财务报表是根据中期财务信息的公认会计原则和S-X条例第10-01条编制的，并反映了所有正常的经常性调整，管理层认为，这些调整是公允列报的中期财务业绩报表所必需的。因此，这些合并财务报表不包括GAAP要求的完整财务报表的所有信息和脚注，应与我们的合并财务报表和附注一起阅读截至2025年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告.

截至2026年3月31日止三个月的业务结果不一定表明将在截至2026年12月31日止年度实现的业务结果。

我们不需要缴纳联邦或州所得税，因为我们的合作伙伴对他们在我们应税收入中的可分配份额单独征税。

最近的会计准则

ASU 2024-03

2024年11月，FASB发布ASU第2024-03号，损益表–报告综合收益–费用分类披露（子主题220-40）：损益表费用分类，由ASU第2025-01号于2025年1月澄清。该指引要求在年度和中期基础上对某些损益表费用细目项目进行分类披露。我们将继续评估本指引的规定对我们披露的影响，但计划前瞻性地采用本指引，并在其对我们截至2027年12月31日止年度的年度报告强制生效时符合披露要求。

 

共同单位代表我们的有限合伙人权益，这使单位持有人有权参与合伙分配，并行使有限合伙人根据我们的合伙协议可获得的权利和特权。尽管普通单位持有人没有义务为合伙企业的损失提供资金，但他们的资本账户继续分担损失，如果合伙企业被清算，将在分配其净资产时予以考虑。

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普通合伙人权益至少有权 2 占我们所有分配的百分比。此外，普通合伙人持有IDR，这使得普通合伙人可以在达到额外目标水平时从运营盈余中获得更高百分比的季度可用现金分配，但可以将这些权利与其普通合伙人权益分开转让。较高的百分比范围从 15 %至 50 %，含普通合伙人权益。

我们的合伙协议要求，在 45 在每个季度结束后的几天，我们分配所有可用现金，根据我们的合伙协议的定义，通常是我们在一个季度结束时的手头现金减去我们的普通合伙人建立的任何储备的金额。我们迄今为止支付的所有分配均来自合伙协议中定义的累计经营盈余。

截至2026年3月31日，我们以共同单位形式实益拥有的证券总额 48.6 % by Cheniere， 41.5 %由CQP Target Holdco L.L.C.（“CQP目标控股公司”）和黑石公司的其他关联公司（TERM0（“黑石”）和Brookfield Asset Management Inc.（“布鲁克菲尔德”）和 7.9 %由公众。我们所有的 2 %普通合伙人权益由Cheniere持有。CQP目标Holdco的股权为 50.0 由Blackstone的关联公司BIP Chinook Holdco L.L.C.和 50.0 由Brookfield的关联公司BIF IV Cypress Aggregator（Delaware）LLC持有其全部股权。CQP Target Holdco、Blackstone和Brookfield的所有权是基于它们最近向SEC提交的文件。

贸易和其他应收款，扣除当期预期信用损失后，包括以下各项（单位：百万）：

						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
应收账款						$	252					$	473
其他应收款						29						38
贸易和其他应收款总额，扣除当期预期信用损失						$	281					$	511

一旦收回我们的应收款项，将立即限制现金用于支付与液化项目相关的负债。

库存包括以下（以百万计）：

						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
材料						$	130					$	123
液化天然气						13						31
天然气						7						24
其他						1						2
总库存						$	151					$	180

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固定资产、工厂及设备，净值累计折旧净额由以下各项（单位：百万）组成：

									3月31日，						12月31日，
									2026						2025
LNG接收站
终端和互联管道设施									$	20,490					$	20,480
在建工程									222						214
累计折旧									( 5,673 )						( 5,502 )
LNG接收站总数，扣除累计折旧									15,039						15,192
固定资产
固定资产									28						26
累计折旧									( 21 )						( 21 )
固定资产总额，扣除累计折旧									7						5
融资租赁项下资产
拖船									76						76
累计折旧									( 16 )						( 14 )
融资租赁项下资产总额，扣除累计折旧									60						62
固定资产、工厂及设备，净值累计折旧净额									$	15,106					$	15,259

折旧费用为$ 173 百万和 $ 170 截至二零二六年三月三十一日止三个月及二零二五年三月三十一日止三个月，分别为百万元。

我们有商品衍生品，包括天然气供应合同，包括我们的长期IPM协议，用于液化项目和扩建项目的运营，以及相关的经济对冲（统称为“液化供应衍生品”).

下表显示了我们的衍生工具的公允价值，这些工具需要以经常性的公允价值计量，以GAAP规定的公允价值等级进行区分（以百万计）：

			公允价值计量截至
			2026年3月31日																								2025年12月31日
			活跃市场报价 （1级）						重要的其他可观察输入 （2级）						重要的不可观察输入 （三级）						合计						活跃市场报价 （1级）						重要的其他可观察输入 （2级）						重要的不可观察输入 （三级）						合计
液化供应衍生品负债			$	—					$	( 6 )					$	( 1,161 )					$	( 1,167 )					$	—					$	( 23 )					$	( 500 )					$	( 523 )

我们根据需要使用结合现值技术的市场或基于期权的方法对液化供应衍生品进行估值，其中包括可观察的商品价格曲线（如果有）和其他相关数据。

我们将很大一部分液化供应衍生品列为估值层次结构中的第3级，因为公允价值是通过使用内部模型开发的，其中包含大量不可观察的输入。在无法获得可观察数据的情况下，将考虑市场参与者在对资产或负债进行估值时可能使用的假设。在使用期权定价模型估值的范围内，我们认为不可观察期间的能源单位未来价格是估计净公允价值的重大不可观察输入。在估算能源单位未来价格时，我们利用现有市场数据对商品指数流动性和波动性相关的市场风险进行判断。事实和情况的变化或补充信息可能导致修订的估计和判断，实际结果可能与这些估计和判断不同。我们根据观察到的历史结算的全球LNG市场定价或全球LNG市场定价的公认代理以及结算的国内天然气定价得出我们的波动性假设。此类波动性假设还考虑到，截至资产负债表日，此类指数的可观察远期曲线数据，以及不断演变的可用行业数据和独立研究。

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在制定我们的波动性假设时，我们承认，全球液化天然气行业固有地受到诸如计划外供应限制、地缘政治事件、包括干旱和异常温和在内的异常气候事件、历史标准、冬季和夏季以及对全球能源基础设施的真实或威胁的破坏性运营影响等事件的影响。我们目前对波动性的估计包括其他罕见事件的影响，除非我们认为市场参与者会因为他们声称这些事件是我们公司特有的并被认为在我们的控制范围内而将这些事件排除在外。我们的公允价值估计包含了基于市场参与者的与某些合同不确定性相关的假设，包括与交付点的市场信息可用性相关的假设，以及满足某些事件的满足时间或支持天然气收集和运输的基础设施发展的假设。如果这些不确定性得到解决，我们可能会通过收益确认公允价值的变化，这可能会对我们的经营业绩产生重大影响。

我们在液化供应衍生品中的天然气头寸的第3级公允价值计量可能会受到某些天然气和国际液化天然气价格的重大变化的重大影响。 下表包含截至2026年3月31日第3级液化供应衍生品不可观测投入的量化信息：

公允价值负债净额 （百万）

估值方法

重要的不可观察输入

显著不可观测输入范围/加权平均（1）

液化供应衍生品

$( 1,161 )

结合现值技术的市场方法

Henry Hub基差价差

$( 0.762 ) - $ 0.195 / $( 0.032 )

期权定价模型

国际LNG定价价差，相对Henry Hub（2）

60 % - 537 % / 190 %

(1) 不可观察的投入按工具的相对公允价值加权。

(2) 价差考虑以美元计价。

基差或定价价差的增加或减少，孤立地看，将分别减少或增加液化供应衍生品的公允价值。

下表为3级液化供应衍生品公允价值变动情况（单位：百万）：

												截至3月31日的三个月，
																		2026						2025
余额，期初																		$	( 500 )					$	( 1,307 )
计入净收益的已实现及公允价值变动损益（1）：
计入销售成本，现有交易（2）																		( 697 )						( 28 )
计入销售成本、新交易（3）																		( 7 )						14
采购和结算：
购买（4）																		—						—
定居点（5）																		43						46
转出3级（6）																		—						—
余额，期末																		$	( 1,161 )					$	( 1,275 )
与期末仍持有的工具有关的公允价值不利变动																		$	( 704 )					$	( 14 )

(1) 不包括与通过实物交割结算的衍生工具相关的已实现价值，因为结算等于自交易日起的合同固定价格乘以合同数量。请参阅本表中的结算行项目。

(2) 对期初存在并在期末继续存在的交易的收益影响。

(3) 对报告期内订立并在期末继续存在的交易的收益影响。

(4) 包括在报告所述期间就报告所述期间订立的交易确认的任何第一天收益（损失），这些交易在该期间结束时继续存在。

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(5) 由于在本期结算基础工具，我们在上一期末的合并资产负债表中确认的金额在本期滚存。

(6) 由于基础天然气购买协议的可观察市场而被转出第3级。

液化供应衍生品

我们持有液化供应衍生品，这些衍生品与Henry Hub、全球LNG或其他天然气价格指数挂钩。截至2026年3月31日，液化供应衍生工具的余下固定期限约 15 年，其中一些在满足某些事件或发展基础设施以支持天然气收集和运输时开始或加速。

液化供应衍生品的远期名义金额约为 5,134 TBTU和 5,028 截至2026年3月31日和2025年12月31日的TBTU，分别包括未满足合同条件的合同项下的金额，不包括截至2026年3月31日和2025年12月31日均不确定采取的延期选择。

下表显示了我们合并运营报表中记录的液化供应衍生品的影响和位置（单位：百万）：

																		合并经营报表中确认的收益（亏损）
综合经营报表地点（1）												截至3月31日的三个月，
																		2026						2025
LNG收入																		$	1					$	—
销售成本																		( 666 )						( 18 )

(1) 不包括与通过实物交割结算的液化供应衍生品相关的实现价值。与我们的衍生活动相关的公允价值波动按照经济对冲的项目以及衍生工具的性质和意图进行分类和列报。

下表显示了我们合并资产负债表上液化供应衍生品的公允价值和位置（单位：百万）：

						公允价值计量截至
合并资产负债表位置						2026年3月31日																		2025年12月31日
流动衍生资产						$	3																	$	—
衍生资产						464																		541
衍生资产总额						467																		541
流动衍生负债						( 447 )																		( 164 )
衍生负债						( 1,187 )																		( 900 )
衍生负债总额						( 1,634 )																		( 1,064 )
衍生负债，净额						$	( 1,167 )																	$	( 523 )

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合并资产负债表列报

下表按合同将我们的衍生资产和负债的公允价值按总额与我们合并资产负债表中列报的净额进行了核对，这些净额是根据主净额结算安排或GAAP下其他相关净额结算标准抵消与同一交易对手的任何余额后得出的（单位：百万）：

						液化供应衍生品
						2026年3月31日						2025年12月31日
总资产						$	576					$	663
抵销金额						( 109 )						( 122 )
净资产						$	467					$	541
总负债						$	( 1,662 )					$	( 1,084 )
抵销金额						28						20
净负债						$	( 1,634 )					$	( 1,064 )

下表显示了记录在其他流动资产、净额和未在我们的合并资产负债表中净额的其他流动负债中的抵押品余额（以百万计）：

			合并资产负债表位置						3月31日，						12月31日，
									2026						2025
液化供应衍生品			其他流动资产，净额						$	17					$	11
液化供应衍生品			其他流动负债						—						( 3 )

 

应计负债包括以下各项（单位：百万）：

						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
天然气采购						$	498					$	714
利息成本和相关债务费用						159						181
LNG接收站成本						62						86
其他应计负债						13						9
应计负债总额						$	732					$	990

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债务包括以下（以百万计）：

						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
SPL：
高级有担保票据：
5.875 2026年到期百分比						$	—					$	200
5.00 2027年到期百分比						1,500						1,500
4.200 2028年到期百分比						1,350						1,350
4.500 2030年到期百分比						2,000						2,000
2037年到期，加权平均费率为 4.748 %和 4.747 分别为2026年3月31日和2025年12月31日的百分比（1）						1,677						1,730
SPL高级有担保票据总额						6,527						6,780
循环信贷和担保协议（the“SPL循环信贷工具”)						—						—
总债务-SPL						6,527						6,780
CQP：
高级笔记：
4.500 2029年到期百分比						1,500						1,500
4.000 2031年到期百分比						1,500						1,500
3.25 2032年到期百分比						1,200						1,200
5.950 2033年到期百分比						1,400						1,400
5.750 2034年到期%						1,200						1,200
5.550 2035年到期%						1,000						1,000
CQP优先票据合计						7,800						7,800
循环信贷和担保协议（the“CQP循环信贷工具”)						—						—
总债务-CQP						7,800						7,800
总债务						14,327						14,580
流动债务，扣除未摊销贴现和发债成本（1）						( 1,606 )						( 306 )
未摊销贴现和发债成本						( 109 )						( 113 )
长期债务总额，扣除未摊销贴现和发债成本						$	12,612					$	14,161

(1) 包括根据各自契约中规定的固定摊销时间表进行摊销的票据。

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信贷便利

以下是截至2026年3月31日我们未偿还的信贷额度摘要（单位：百万）：

												SPL循环信贷机制						CQP循环信贷额度
设施总规模												$	1,000					$	1,000
减：
未结余额												—						—
签发的信用证												169						—
可用承诺												$	831					$	1,000
优先排序												高级担保						高级无抵押
可用余额利率（1）												SOFR加信用利差调整 0.1 %，加上保证金 1.0 % - 1.75 %或基本利率加 0.0 % - 0.75 %						SOFR加信用利差调整 0.1 %，加上保证金 1.125 % - 2.0 %或基本利率加 0.125 % - 1.0 %
未提取余额承诺费（1）												0.075 % - 0.30 %						0.10 % - 0.30 %
信用证手续费（1）												1.0 % - 1.75 %						1.125 % - 2.0 %
到期日												2028年6月23日						2028年6月23日

(1) 利率、承诺费和信用证费用的保证金根据适用主体的信用等级而变动。

限制性债务契约

管理我们和SPL债务的协议包含惯常的违约条款和事件以及某些契约，除其他外，这些条款和事件可能会限制我们和SPL进行某些投资或支付分配的能力。例如，SPL一般被限制根据管理其债务的协议进行分配，直到除其他要求外，为使用现金或信用证还本付息建立了适当的准备金，以及历史和预计的还本付息覆盖率至少为 1.25 ：1.00满意。

截至2026年3月31日，我们和SPL遵守了与我们各自的债务协议相关的所有契约。

利息费用

扣除资本化利息后的总利息支出包括以下各项（单位：百万）：

												截至3月31日的三个月，
																		2026						2025
总利息成本																		$	183					$	192
资本化利息																		( 2 )						( 2 )
总利息支出，扣除资本化利息																		$	181					$	190

公允价值披露

下表显示了我们优先票据的账面金额和估计公允价值（单位：百万）：

						2026年3月31日												2025年12月31日
						携带 金额（1）						估计数 公允价值（2）						携带 金额（1）						估计数 公允价值（2）
高级笔记						$	14,327					$	14,228					$	14,580					$	14,637

(1) 账面金额不包括未摊销的贴现和发债成本。

(2) 截至2026年3月31日和2025年12月31日，$ 1.2 十亿美元 1.3 我们的优先票据的公允价值中分别有10亿被归类为第3级，因为这些优先票据的估值是通过对具有类似条款、期限和信用状况的工具的交易或指示性出价得出的价格应用不可观察的非流动性调整进行的。根据交易或工具指示性出价得出的价格，我们的优先票据公允价值的剩余部分被归类为第2级。

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根据我们的信贷安排，任何未偿还借款的估计公允价值近似于未偿还的本金金额，因为利率与市场利率挂钩，债务可能随时全部或部分偿还而不会受到处罚。

下表是收入的分类（百万）：

												截至3月31日的三个月，
																		2026						2025
与客户签订合同的收入
LNG收入																		$	2,702					$	2,267
LNG收入—附属公司																		846						671
再气化收入																		34						34
其他收入																		17						17
与客户签订的合同收入总额																		3,599						2,989
衍生工具净收益（见注6)																		1						—
总收入																		$	3,600					$	2,989

合同负债

下表反映了我们的合同负债的变化，这些变化包含在我们合并资产负债表的递延收入和其他非流动负债中（单位：百万）：

						截至2026年3月31日止三个月
递延收入，期初						$	216
已收到但尚未确认收入的现金						83
从前期递延中确认的收入						( 111 )
递延收入，期末						$	188

下表反映了我们对关联公司的合同负债的变化，这些变化包含在我们合并资产负债表上的其他流动负债——关联公司和其他非流动负债——关联公司中（单位：百万）：

						截至2026年3月31日止三个月
递延收入—关联公司，期初						$	10
已收到但尚未确认收入的现金						1
从前期递延中确认的收入						( 5 )
递延收入—关联公司，期末						$	6

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分配给未来履约义务的交易价格

由于我们的许多销售合同具有长期期限，我们根据合同有权获得重大的未来对价，我们尚未将其确认为收入。 下表披露了分配给尚未履行的履约义务的交易价格合计金额：

						2026年3月31日												2025年12月31日
						不满意 交易价格 （十亿）						加权平均识别时序（年）（1）						不满意 交易价格 （十亿）						加权平均识别时序（年）（1）
LNG收入						$	40.2					7						$	41.0					7
LNG收入—附属公司						0.4						1						0.5						1
再气化收入						0.4						2						0.4						2
总收入						$	41.0											$	41.9

(1) 加权平均确认时点表示对我们应已确认未满足交易价格的一半的年数的估计。

根据我们选择的豁免，上表中省略了以下潜在的未来收入来源：（1）属于原始预期期限为一年或更短的合同一部分的所有履约义务，以及（2）我们的SPA和TUI项下的几乎所有可变对价，完全分配给完全未履行的履约义务或完全未履行的承诺，当该履约义务符合系列条件时，转让构成单一履约义务一部分的可明确区分的货物或服务。不包括在交易价格中、可分配给完全未履行的未来履约义务或以其他方式受到限制的可变费用的收入金额将根据（1）基础可变指数（主要是Henry Hub）在整个合同条款中的未来价格而变化，前提是客户选择接收其液化天然气，（2）对消费者价格指数的调整，以及（3）某些或有事件的结果，包括实现某些合同下液化天然气交付所依据的里程碑。

下表汇总了上表所列与客户的合同项下赚取的可变对价百分比：

									截至3月31日的三个月，
															2026						2025
LNG收入															69		%				63		%
LNG收入—附属公司															75		%				75		%
再气化收入															8		%				8		%

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以下是我们的关联方交易的摘要，均在日常业务过程中，如我们的合并经营报表所报告的（以百万计）：

						截至3月31日的三个月，
						2026						2025
LNG收入—附属公司
SPA和信函协议						$	846					$	671
销售成本—附属公司
SPA和信函协议						44						—
天然气及液化天然气买卖合约						2						—
销售总成本—联营公司						46						—
运营和维护费用—附属公司
服务协议（见注1)						48						44
运营维护费用—关联方
天然气运输和储存协议（1）						—						15
一般和行政费用——附属公司
服务协议（见注1)						24						23
其他收入—附属公司
服务协议（见注1)			1						—

(1) 这些安排是与间接拥有我们有限合伙人部分权益的投资管理公司部分拥有的一方进行的，并且，由于该实体出售此类权益自2025年5月13日起生效，截至该日期，该方不再被视为关联方。

上表中提及的与关联公司和其他关联方的协议所产生的资产和负债在我们的合并资产负债表中分别归类为关联公司和关联方。

与联属公司收入合约下有关未来代价的披露载于附注9 —收入.

看我们的截至2025年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告有关上表中提及的协议的更多信息，以及我们与关联公司的其他协议的描述，包括码头海事服务协议。根据这项协议，拖船服务公司分配了$ 2 百万美元 1 分别在截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月内向Cheniere Terminals支付的百万美元，在我们的合并合伙人权益报表（赤字）中确认为向我们的普通合伙人权益持有人分配的一部分。

 

特定时期每普通单位的净收入是基于我们就报告期间的收益或亏损向普通单位持有人产生的分配加上基于合伙协议条款的未分配净收益或亏损的分配，除以未偿还的普通单位的加权平均数。我们在该期间宣布的分配在合伙人权益（赤字）合并报表中列报。2026年4月28日，我们宣布派发现金 $ 0.790 截至2026年5月8日登记在册的单位持有人的每普通单位，以及相关的普通合伙人分配，将于2026年5月15日就截至2026年3月31日的三个月支付。这些分配包括一个基本数额$ 0.775 每单位和可变金额$ 0.015 每单位。

两级法规定，一段时期的净收入应减去将就该时期分配的可用现金金额，代表未分配净收入的任何剩余金额应分配给普通单位持有人和其他参与单位持有人，但前提是每个单位可以分享净收入，就好像该时期的所有净收入已根据合伙协议进行了分配一样。未分配收入分配给

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基于合伙协议中规定的可用现金的分配瀑布的参与证券。未分配损失（包括因分配超过净收益而产生的损失）根据合伙协议的规定按比例分配给普通单位和其他参与证券。即使现金分配不一定来自当期收益，但在计算当期每普通单位收益时，分配被视为已分配收益。

下表提供了净收入和分配给共同单位、普通合伙人单位和IDR的净收入的对账，用于计算每单位基本和稀释净收入（以百万计，每单位数据除外）。由于四舍五入，表格中的金额可能无法准确重新计算，因为它是根据整数计算的，而不是所提供的四舍五入数字。

						合计						有限合伙人共同单位																		普通合伙人单位						IDR
截至2026年3月31日止三个月
净收入						$	186
减：申报分派（1）						482						382																		10						90
假设分配未分配净亏损（2）						$	( 296 )					( 290 )																		( 6 )						—
假定分配净收入												$	92																	$	4					$	90
加权平均未偿还单位												484
每单位基本和摊薄净收益												$	0.19
截至2025年3月31日止三个月
净收入						$	641
减：申报分派（1）						511						397																		10						104
假设分配未分配净收益（2）						$	130					128																		3						—
假定分配净收入												$	525																	$	13					$	104
加权平均未偿还单位												484
每单位基本和摊薄净收益												$	1.08

(1) 表示就所列相应期间的收益宣布的分配。

(2) 根据我们的合伙协议，IDR仅在实际申报的现金分配金额范围内参与净收入，从而将IDR排除在参与未分配净收入（亏损）之外。

 

我们已确定，我们作为单一经营和可报告分部运营。定期向主要经营决策者提供的损益计量（“CODM”）与GAAP最一致的是净收入，如我们的合并运营报表所示。这项措施有助于首席财务官评估业绩和资源分配，其中包括监测预算与实际结果、确定薪酬和决定资本分配优先事项。定期向主要经营决策者提供并计入损益计量的重大费用是销售成本、运营和维护费用以及一般和行政费用，如我们的综合运营报表所报告。还定期向主要经营决策者提供我们的衍生工具的公允价值变动，其中包括重要的非现金项目，这些项目为$ 640 百万 和$ 41 截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月的亏损分别为百万。利息收入，包括在我们合并运营报表的利息和股息收入中，为$ 3 百万美元 4 截至二零二六年三月三十一日止三个月及二零二五年三月三十一日止三个月的证券变动月报表分别为百万元。

分部资产的计量在我们的合并资产负债表中作为总资产报告。我们几乎所有有形的长期资产，包括不动产、厂房和设备，都位于美国。用于增加长期资产的总支出在我们的综合现金流量表中报告。

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下表显示了我们的客户信用风险集中度为与外部客户的合同和/或贸易应收款总收入的10%或以上，扣除当期预期信用损失和合同资产，扣除当期预期信用损失。共同控制下的客户视为单一客户。

												占外部客户合同总收入的百分比																		应收贸易账款净额和合同资产净额占外部客户净额的百分比
												截至3月31日的三个月，																		3月31日，						12月31日，
																		2026						2025												2026						2025
客户A																		25 %						24 %												33 %						28 %
客户B																		14 %						14 %												*						19 %
客户C																		14 %						14 %												*						12 %
客户D																		13 %						13 %												19 %						21 %
客户e																		11 %						11 %												11 %						*

*低于10%

 

下表补充披露了实质性现金流信息（百万）：

			截至3月31日的三个月，
			2026						2025
期间为债务利息支付的现金，扣除资本化金额后的净额			$	192					$	216
非现金投资活动：
未付款购买物业、厂房及设备（1）			6						23

(1) 反映截至每一期间终了时在有关期间确认的资产和负债的未支付部分。

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