于2025年1月13日向美国证券交易委员会提交

注册号：333-283964

 

 

 

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

 

 

第1号修正案至

表格S-1

注册声明

下

1933年《证券法》

 

 

Venture Global，Inc。

（其章程所指明的注册人的确切名称）

 

 

 

特拉华州		4924		93-3539083
（州或其他司法管辖区 成立法团或组织）		（初级标准工业 分类码号）		（I.R.S.雇主 识别号码）

1001 19th Street North，Suite 1500

弗吉尼亚州阿灵顿，22209

(202) 759-6740

（注册人主要行政办公室地址（包括邮编）及电话号码（包括区号）

 

 

迈克尔·萨贝尔

首席执行官、执行联席主席和创始人

Keith Larson

总法律顾问兼秘书

Venture Global，Inc。

1001 19th Street North，Suite 1500

弗吉尼亚州阿灵顿，22209

(202) 759-6740

（代办服务人员姓名、地址含邮编、电话号码含区号）

 

 

 

副本至：
Richard D. Truesdell，Jr.，ESQ。 Marcel R. Fausten，ESQ。 Joze Vranicar，ESQ。 Davis Polk & Wardwell LLP 列克星敦大道450号 纽约，纽约10017 (212) 450-4000		Michael J. Hong，ESQ。 David P. Armstrong，ESQ。 Ryan J. Dzierniejko，esq。 Skadden，Arps，Slate，Meagher & Flom LLP One Manhattan West，395 9th Ave， 纽约，纽约10001 (212) 735-3000

 

 

建议向公众出售的大致开始日期：于本登记声明生效日期后在切实可行范围内尽快完成。

如果根据1933年《证券法》第415条规则延迟或连续发售在此表格上登记的任何证券，请选中以下方框。☐

如果提交此表格是为了根据《证券法》第462（b）条为一项发行注册额外证券，请选中以下方框，列出同一发行的较早有效注册声明的《证券法》注册声明编号。☐

如果此表格是根据《证券法》第462（c）条规则提交的生效后修订，请选中以下方框，列出同一发行的较早生效登记声明的《证券法》登记声明编号。☐

如果此表格是根据《证券法》第462（d）条规则提交的生效后修订，请选中以下方框，列出同一发行的较早生效登记声明的《证券法》登记声明编号。☐

通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。见《交易法》第12b-2条中‘‘大型加速申报人’、‘加速申报人’、‘小型报告公司’和‘新兴成长型公司’的定义。

 

大型加速披露公司		☐		加速披露公司		☐
非加速披露公司		☒		较小的报告公司		☐
				新兴成长型公司		☐

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《证券法》第7（a）（2）（b）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

注册人特此在可能需要的一个或多个日期对本注册声明进行修订，以延迟其生效日期，直至注册人提交进一步修订，具体说明本注册声明此后应根据1933年《证券法》第8（a）节生效，或直至注册声明在委员会根据上述第8（a）节行事可能确定的日期生效。

 

 

 

本初步招股说明书中的信息不完整，可能会发生变更。在向证券交易委员会提交的登记声明生效之前，这些证券不得出售。本初步招股章程不是出售这些证券的要约，也不是在不允许要约或出售的任何司法管辖区购买这些证券的要约邀请。

 

待完成后，日期为2025年1月13日

初步前景

50,000，000股

 

Venture Global，Inc。

A类普通股

 

 

Venture Global，Inc.或该公司将发行50,000，000股A类普通股。

这是我们的首次公开发行，我们的A类普通股目前没有公开市场。我们预计，首次公开发行的价格将在每股40.00美元至46.00美元之间。

此次发行完成后，我们将拥有两类普通股，A类普通股和B类普通股。A类普通股每股有权投一票。每股B类普通股有权获得每股十票。我们的A类普通股和B类普通股的持有人在所有事项上作为单一类别一起投票，除非本招股说明书另有规定或适用法律要求。每一股已发行的B类普通股将在任何转让时自动转换为一股A类普通股，但我们修订和重述的公司注册证书中描述的某些例外情况和允许的转让除外。B类普通股由Venture 伙伴全球 II，LLC或VG Partners持有，将占此次发行后我们已发行普通股总合并投票权的约97.9%（如果承销商全额行使购买我们A类普通股额外股份的选择权，则约占我们已发行普通股总合并投票权的97.8%）。

我们已申请在纽约证券交易所或纽约证券交易所上市我们的A类普通股，代码为“VG”。”

本次发行完成后，VG Partners将继续实益拥有普通股，占我们有资格在董事选举中投票的已发行普通股总合并投票权的50%以上。因此，就纽交所上市要求而言，我们将成为一家“受控公司”。参见“管理层——纽交所上市标准下的“受控公司”地位。”

 

 

投资我们的A类普通股涉及风险。见"风险因素”，从第22页开始。

 

 

证券交易委员会和任何州证券监督管理委员会均未批准或不批准这些证券或确定本招股说明书是否真实或完整。任何相反的陈述都是刑事犯罪。

 

		每 分享				合计
公开发行价格		$				$
承销折扣和佣金(1)		$				$
费用前收益给我们		$				$

 

(1)	有关应付给承销商的补偿的更多信息，请参见标题为“承销”的部分。

承销商有权在30天内以首次公开发行价格减去承销折扣和佣金后向我们额外购买最多7,500，000股A类普通股。

承销商预计将在2025年左右将股票交付给购买者。

 

 

联合簿记管理人

 

高盛 Sachs & Co. LLC*		摩根大通*		美银证券
*(按字母顺序排列)

 

ING		加拿大皇家银行资本市场		加拿大丰业银行		瑞穗
桑坦德银行		SMBC Nikko		MUFG		BBVA

 

循环资本市场		法国外贸银行		德意志银行证券		富国银行证券				Truist证券

共同管理人

 

加拿大国家银行金融市场		雷蒙德·詹姆斯		地区证券有限责任公司		古根海姆证券		拓海兄弟

招股说明书日期，2025年

目 录

 

 

 

		页
市场和行业数据			二、
商标及服务标记			二、
股票分割			二、
列报依据			三、
某些重要条款			四、
招股说明书摘要			1
风险因素			22
关于前瞻性陈述的特别说明			96
所得款项用途			100
股息政策			101
大写			102
稀释			105
管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析			108
LNG行业概况			155
商业			175
管理			229
高管薪酬			237
若干关系及关联交易			254
主要股东			258
股本说明			260
物资融资情况说明			267
非美国普通股持有者的重大美国联邦收入和遗产税后果			282
符合未来出售资格的股份			285
承销			288
法律事项			298
专家			298
在哪里可以找到更多信息			299
综合财务报表索引			F-1

 

 

我们和承销商没有授权任何人提供本招股说明书或我们编制的任何自由编写的招股说明书所载内容以外的任何信息或作出任何陈述。我们和承销商对他人可能向您提供的任何其他信息不承担任何责任，也不能对其可靠性提供任何保证。我们和承销商仅在允许要约和出售的司法管辖区提出出售和寻求购买A类普通股的要约。本招股说明书所载信息仅在本招股说明书之日是准确的，无论本招股说明书的交付时间或任何A类普通股的出售时间。

对于美国以外的投资者：我们和承销商没有在任何需要为此目的采取行动的司法管辖区（美国除外）做任何允许本次发行、或拥有或分发本招股说明书的事情。拥有本招股说明书的美国境外人士必须自行了解并遵守与我们的A类普通股股份的发售和本招股说明书在美国境外的分配有关的任何限制。

通过并包括，2025年（本招股说明书日期后25天），所有购买、出售或交易我们的A类普通股的交易商，无论是否参与此次发行，都可能被要求交付招股说明书。这是交易商在担任承销商时以及就其未售出的配股或申购交付招股说明书的义务的补充。

 

i

市场和行业数据

本招股说明书包括行业和市场数据，包括我们的一般预期和市场地位、市场机会和市场规模，以及与我们的市场机会以及我们经营所在的行业和市场相关的未来增长率，这些数据基于行业出版物和第三方编制的其他已发布的行业来源，包括IGU世界液化天然气报告、标普全球 Global TERM0 Commodity Insights和美国能源Information Administration、环评、国际能源展望，以及我们所在行业的公众公司的备案和其他可公开获得的信息（包括来自政府和行业来源的信息）。在某些情况下，我们并没有明确提及这些数据的来源。行业出版物和调查一般指出，其中所载信息是从被认为可靠的来源获得的。尽管我们认为截至本招股说明书日期的行业和市场数据是可靠的，但这些信息可能被证明是不准确的。行业和市场数据可能是错误的，因为来源获得其数据的方法，以及由于原始数据的可用性和可靠性的限制、数据收集过程的自愿性质以及其他限制和不确定性，信息无法始终完全确定地得到核实。

此外，对我们未来业绩和我们经营所在行业未来业绩的预测、假设和估计，包括未来增长率和与我们经营所在行业和我们的市场地位、市场机会和市场规模相关的相关估计、预测和预测，本质上都是前瞻性的。任何此类预测、假设和估计必然受到多种因素的高度不确定性和风险的影响，包括本招股说明书其他部分标题为“风险因素”和“关于前瞻性陈述的特别说明”的章节中所述的因素。这些因素和其他因素可能导致结果以及任何此类预测、假设和估计与第三方和我们做出的预测、假设和估计中表达的内容存在重大差异。请注意，不要过度重视此类预测、假设和估计。

商标和服务标志

本招股说明书中出现的Venture Global标识，以及Venture Global的其他商号、商标、服务标识，均为Venture Global的财产。本招股说明书中出现的其他商号、商标、服务标记为其各自持有人的财产。仅为方便起见，本招股说明书中所指的商号、商标、服务标志出现时，无^®,^™，和SM符号，但这些引用无意以任何方式表明，根据适用法律，我们不会在最大程度上主张我们的权利，或者适用的所有者不会主张其对这些商品名称、商标和服务标记的权利。

股票拆分

在构成本招股说明书一部分的登记声明生效后，以及在将在紧接本次发行完成之前由VG Partners持有的所有A类普通股股份自动转换为同等数量的B类普通股股份之前，这将发生在本次发行完成之前，我们将对我们的A类普通股进行大约4,520.3317比1的远期股票分割或股票分割。股票分割时不得发行A类普通股的零碎股份。如果股票分割将导致任何零碎股份（在汇总持有人原本有权获得的与股票分割有关的所有零碎股份后），则该零碎股份将四舍五入到最接近的整股。本招股章程其他地方所载的经审核综合财务报表及未经审核简明综合财务报表及该等报表的相关附注并无就股份拆细作出调整。除非另有说明，本招募说明书中的所有其他股份和每股数据均已追溯调整（如适用），以反映股票分割，如同其发生在呈报的最早期间的开始。

 

二、

陈述的基础

我们对本招股说明书中包含的部分数字进行了四舍五入调整。因此，在某些表格中显示为总数的数字数字可能不是它们前面数字的算术汇总。除另有说明外，本招募说明书中所有提及的“美元”、“美元”和“$”均指美利坚合众国的法定货币。

 

三、

某些重要条款

除另有说明或文意另有所指外，如本招募说明书所用：

 

•

BCF是指十亿立方英尺；

 

•

BCF/d是指每天十亿立方英尺；

 

•

BCF/yr表示每年十亿立方英尺；

 

•

bolt-on expansion liquidation capacity是指由于我们现有或计划中的项目的潜在扩张，我们的项目可以产生的增量容量；

 

•

COD是指商业运营日期，该日期是相关COD后SPA具体定义的项目或项目的一个阶段（如适用）的商业运营的第一天，除非且直到：（i）构成相关项目或其阶段的所有设施均已完成并投入使用，包括任何爬坡期，（ii）该项目或其阶段能够交付足够数量和必要质量的液化天然气，以履行其在此类COD后SPA下的所有义务，（iii）适用的项目公司已根据COD后SPA通知客户；

 

•

商业运营是指项目或项目的一个阶段（如适用）发生COD后开始的生产期；

 

•

调试或调试阶段是指，就我们的液化天然气项目而言，我们的设施进行某些规定的性能和可靠性测试的开发阶段，其中包括（i）在施工期间安装某些关键设备（例如液化列车）的顺序启动和测试，以及（ii）在所有关键设备和模块通过各自的性能测试后，对全集成液化天然气项目进行测试和调校；

 

•

调试货物是指我们在液化天然气项目调试阶段生产的液化天然气货物，一旦项目生产出第一批液化天然气就开始，一旦项目或其阶段实现COD就结束。出售委托货物的收益在我们的财务报表中确认为在建工程成本基础的减少，直到资产从会计角度投入使用，其时间可能与COD不同。从会计角度看资产投入使用后，通过收入确认收益；

 

•

本公司指Venture Global，Inc.，但不是其子公司；

 

•

CP Express是指Venture Global CP Express，LLC；

 

•

CP2指Venture Global CP2 LNG，LLC；

 

•

CP3是指Venture Global CP3 LNG，LLC；

 

•

Delta指Venture Global Delta LNG，LLC；

 

•

Delta Express指Venture Global Delta Express，LLC；

 

•

DOE指美国能源部；

 

•

DPU是指在卸载的地方交付，就LNG SPA而言，这要求卖方在一个或多个指定目的地交付和卸载LNG；

 

•

EPC指工程、采购、施工；

 

•

EPC即工程、采购、施工管理，需要对EPC等施工接口工作进行一定的监督、管理、协调；

 

•

产能过剩或LNG过剩是指我国液化设施生产的LNG超过铭牌产能的量；

 

四、

•

FERC指联邦能源监管委员会；

 

•

FID是指与项目或其某个阶段的开发有关的最终投资决定，就液化天然气项目而言，该决定要求该项目已获得（i）全面建设、委托和运营该项目或其某个阶段所需的所有债务和股权融资安排，以及（ii）建设、运营和出口液化天然气所需的所有许可；

 

•

离岸价是指船上免费，就液化天然气SPA而言，这要求卖方在卖方的出口终端交付液化天然气并将其装载到买方的液化天然气罐车上；

 

•

FTA意味着自由贸易协定；

 

•

Gator Express指Venture Global Gator Express，LLC；

 

•

Henry Hub是指纽约商品交易所Henry Hub天然气期货合约在相关货物的交割窗口计划开始的月份的最终结算价（单位：美元/百万英热单位）；

 

•

Legacy VG Partners是指Venture 伙伴全球，LLC；

 

•

液化火车或火车是指将天然气冷却至液态的液化生产装置；

 

•

LNG是指液化天然气，即甲烷，过冷到-260 ° F并转化为液态，这将其降低到1/600第其原始量，使大量天然气能够通过LNG罐车装船发运；

 

•

McF/d表示每天百万立方英尺；

 

•

MMBTU是指百万英热单位；

 

•

MMT是指百万吨；

 

•

mtpa是指每年百万吨，这是LNG年产量的常用计量单位；

 

•

铭牌产能是指，除非上下文另有要求，保守衡量LNG生产能力，基于供应商保证我们每个设施的LNG产量；

 

•

天然气是指在标准温度和压力下呈气态的任何碳氢化合物；

 

•

NTP指根据我们的EPC合同、采购合同或其他施工合同（如适用）发出的正式进行通知；

 

•

纽约证券交易所是指纽约证券交易所；

 

•

峰值产能是指我们的液化设施预计生产的LNG总量，这是该设施的预期铭牌产能和过剩产能（或过剩LNG）的总和；

 

•

COD后SPA是指特定项目或其阶段发生COD后买卖LNG的SPA；

 

•

首次公开发行前股东是指VG合伙人以及在紧接本次发行完成之前我们已发行在外的普通股股份的彼此持有人；

 

•

再气化是指LNG从LNG运输船卸载后，加热LNG使其从液态转化为气态的过程；

 

•

SPA或LNG SPA是指LNG买卖协议；

 

•

棒建是指由非常庞大的劳动力将原材料、零部件运送到现场进行现场制造、装配和施工的传统劳动密集型施工方式；

 

v

•

股票分割是指我们的A类普通股的大约4,520.33 17比1的远期股票分割，我们将在本招股说明书构成部分的登记声明生效后和本次发行完成之前实施，如“股票分割”中所述。

 

•

TCF指万亿立方英尺；

 

•

TCP指TransCameron Pipeline，LLC；

 

•

总合同收入是指，截至某一特定日期，在我们当时有效的所有COD后SPA的剩余期限内，（i）每个项目或项目阶段的所有此类COD后SPA的固定设施收费部分的体积加权平均数乘以适用项目或项目阶段的所有此类COD后SPA的合同量，在每种情况下均经通货膨胀调整（假设在COD后的第一个完整年度之后，固定设施收费部分的17.5%每年增加2.5%的年通货膨胀率）的总和，（ii）所有此类COD后SPA将获得的解禁收入，假设仅为说明目的，根据每个此类COD后SPA签订的所有数量均按假定的每MMBTU的Henry Hub天然气价格每MMBTU 4.00美元每MMBTU解禁，在每种情况下使用MMBTU到mtpa的转换系数为52。请参阅“风险因素——与我们业务相关的风险——总合同收入基于某些假设，仅供说明之用，我们的SPA下的实际销售额可能与此类说明性经营业绩存在重大差异”；

 

•

触发日是指（i）VG合伙人及其允许的受让人共同不再实益拥有我们在董事选举中有权进行普遍投票的已发行普通股的合并投票权的50%以上，或（ii）我们未能符合适用的证券交易所规则下的“受控公司”（或类似）资格的首次；

 

•

Venture Global，we，our，us或类似术语是指Venture Global，Inc.及其子公司，统称；

 

•

VG Commodities是指Venture Global Commodities，LLC；

 

•

VG Partners是指Venture 伙伴全球 II，LLC，我们的控股股东；

 

•

VGCP指Venture Global Calcasieu Pass，LLC；

 

•

VGLNG或Venture Global LNG是指Venture Global LNG，Inc.；和

 

•

VGPL意为Venture Global Plaquemines LNG，LLC。

 

 

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风险因素

投资我们的A类普通股涉及高度风险。在对我们的A类普通股进行投资之前，您应该仔细考虑以下描述的风险和不确定性，以及本招股说明书中包含的所有其他信息。如果发生以下任何风险，我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流可能会受到重大不利影响。在这种情况下，我们A类普通股的交易价格可能会下降，您可能会损失全部或部分投资。

以下风险并不是我们公司面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能对我们造成损害或不利影响。我们强烈建议您在决定投资我们的A类普通股之前咨询您自己的专业顾问（包括税务和监管）。

与我们业务相关的风险

我们保持盈利能力和正的经营现金流的能力受到重大不确定性的影响。

在我们开发、建设和委托我们的项目时，我们将继续产生大量的资本和运营支出。我们保持盈利能力和正经营现金流的能力主要取决于我们通过出售液化天然气委托货物、出售超出我们液化天然气项目铭牌产能生产的多余液化天然气以及在特定项目发生COD后，通过根据我们的COD后SPA出售液化天然气的能力产生收益，进而产生净利润和经营现金流的能力，以及我们将其他资产（如管道、液化天然气罐车和下游再气化产能）货币化的能力。

我们销售液化天然气调试货物的能力取决于我们在实现COD之前在我们的每个项目调试期间成功营销、生产、装载以及在某些情况下交付调试货物的能力。尽管自2022年第一季度以来，我们已经从Calcasieu项目的委托货物销售中产生了收益，并且我们预计在调试期间我们的每个其他项目都会这样做，但在相关COD之前，此类委托货物销售的持续时间有限，并受到许多重大不确定性和风险的影响。此外，一旦发生相关COD，我们有义务停止销售委托货物。因此，因不可抗力事件而延长的Calcasieu项目的调试期持续时间，以及我们迄今为止从Calcasieu项目的调试货物销售中产生的收益金额，可能并不代表Calcasieu项目或我们任何其他项目的任何未来期间的调试期持续时间或此类销售的收益金额。见“—我们从销售委托货物中产生收益的能力受到此类收益的重大不确定性和波动性的影响。Calcasieu项目的此类销售的历史收益，由于我们正在进行补救的设备可靠性方面的意外挑战而延长了调试期，可能无法表明调试期的持续时间或任何未来期间或我们的任何其他项目的收益金额”和“业务——我们的液化和出口项目以及关键、互补资产—— Calcasieu项目”。

我们在每个项目产生COD后液化天然气销售的能力取决于我们在COD后SPA下成功开始和维持交付的能力。如果我们能够生产和销售超过我们项目的铭牌能力的液化天然气，就可以进一步补充这样的收入。在我们实现相关项目的COD之前，我们不会根据我们的COD后SPA（包括Calcasieu项目的六份20年期LNG买卖协议，或Calcasieu基金会SPA），或通过向第三方销售过剩的LNG产生任何收入或经营现金流。我们目前的目标是2025年5月Calcasieu项目的COD和2026年第三季度Plaquemines项目的COD，第一阶段和2027年中期的第二阶段。假设及时收到所需的监管批准，CP2项目的COD目前的目标是第一阶段在2029年年中发生，第二阶段在2030年年中发生。CP3项目和

 

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Delta项目仍处于早期开发阶段。假设及时收到所需的监管批准和某些其他因素，CP3项目的COD目前的目标是在2031年年中发生第1阶段和2032年年中发生第2阶段，而Delta项目的COD目前的目标是在2033年年中发生第1阶段和2034年年中发生第2阶段。然而，无法保证我们将在这些时间范围内或根本无法实现此类COD。请参阅“—与监管和诉讼相关的风险—我们的项目可能无法从政府和监管机构获得所需的批准和许可。”

因此，无法保证我们何时将开始根据我们的COD后SPA进行交付，因此，如果有的话，我们何时将开始从我们的COD后SPA或销售Calcasieu项目或我们的任何其他项目（如果有的话）生产的超过铭牌产能的液化天然气产生收入和经营现金流。此外，无法保证我们将能够在我们的项目中生产超过设施铭牌产能的过剩液化天然气，无论是在我们过剩液化天然气产量的目标水平上还是在根本上，也无法保证，即使生产了这种过剩的液化天然气，我们将能够将其全部转售给第三方客户。

我们将其他资产（包括我们的管道、液化天然气罐车和再气化设施容量）货币化的能力取决于多种因素，包括但不限于天然气和液化天然气行业的市场状况、所需的监管和政府批准，以及我们在实现COD之前在每个项目的调试期间成功营销、生产、装载和交付调试货物的能力，以及我们在每个项目的COD之后产生液化天然气销售的能力。具体地说，我们建设州际和州内管道并成功将其货币化的能力，除其他因素外，将取决于全球对液化天然气的需求，以及我们为目前正在开发的项目获得必要的监管批准。此外，虽然我们预计我们的几艘液化天然气油轮将为我们的单一DPU COD后SPA提供服务，但我们将剩余的液化天然气油轮船队货币化的能力将取决于液化天然气客户或潜在的其他租船人的需求，以及我们可能在交付基础上销售液化天然气的任何未来SPA对此类液化天然气油轮服务的需求。我们通过与Grain LNG和Alexandroupolis LNG接收站的协议获得的再气化设施能力的货币化能力将取决于英国和欧洲市场下游客户对LNG和再气化天然气的需求。

因此，我们保持盈利能力和正的经营现金流的能力存在重大不确定性。

我们仅有有限的业绩记录和历史财务信息，无法保证我们的业务将长期成功。

在2014年7月之前，我们没有开展任何业务或运营，也没有记录任何收入或支出。我们最初仅在2022年第一季度才从Calcasieu项目的委托货物销售中获得收益，在此之前，我们从运营中蒙受了重大损失，并从运营中产生了负现金流。

迄今为止，我们的活动包括与我们的项目和相关资产的开发和建设相关的组织努力，包括但不限于：

 

•

筹集资金；

 

•

确保租赁和租赁我们项目场地的选择权；

 

•

与各承包商就此类场地的开发和生产进行谈判和规划；

 

•

与购买者谈判SPA；

 

•

与建筑承建商谈判及订立建筑合约；及

 

•

采购气体运输和供应。

 

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此外，我们迄今为止所产生的几乎所有收益仅是销售Calcasieu项目的委托货物所产生的收益，可能无法表明Calcasieu项目或我们任何其他项目的调试期间的持续时间或此类销售的收益金额，或更广泛地表明我们未来的运营结果。见“—我们从销售委托货物中产生收益的能力受到此类收益的重大不确定性和波动性的影响。Calcasieu项目此类销售的历史收益，由于我们正在进行补救的设备可靠性方面的意外挑战而延长了调试期，可能无法表明调试期的持续时间或任何未来期间或我们任何其他项目的收益金额。”

我们有限的经营历史可能会限制您评估我们前景的能力，因为我们的历史财务数据有限，我们维持或增加盈利能力的能力未经证实，以及我们在解决可能影响我们管理液化设施和相关资产的建设、运营或维护能力的问题方面的经验有限。我们面临其他成长型业务普遍遇到的所有风险，包括竞争以及对额外资本和人员的需求。因此，您对我们当前业务所做的任何评估以及您对我们未来成功或生存能力所做的任何预测都可能不准确。无法保证我们的业务将长期成功。

我们从销售委托货物中产生收益的能力受到此类收益的重大不确定性和波动性的影响。Calcasieu项目的此类销售的历史收益，由于我们正在进行补救的设备可靠性方面的意外挑战而延长了调试期，可能无法表明调试期的持续时间或任何未来期间或我们的任何其他项目的收益金额。

我们业务战略的一个关键要素是，在相关项目实现COD之前，在我们项目的调试阶段，从我们每个项目的液化天然气销售中产生收益。

如本“风险因素”中所述，调试期的持续时间以及我们产生此类收益的能力受到与我们项目的开发、建设和调试相关的重大风险和不确定性的影响。特别是，根据我们的COD后SPA，以合理和审慎的方式承建和完成我们的项目或其阶段，这既是我们的意图，也是我们的义务，这可能会根据具体情况延长或缩短我们能够产生此类收益的此类项目或其阶段的投运期。此外，我们项目的开发或建设的某些延迟，以及我们项目建设的任何问题可能会延迟或以其他方式对我们在相关项目投产期间产生此类收益的能力产生不利影响。在我们的任何项目或其任何阶段，如果某些设备或综合设施的调试被推迟或COD发生的时间早于预期，我们能够从销售调试货物中产生收益的持续时间可能会缩短，这可能会对调试期间生产的液化天然气数量以及我们从销售调试货物中产生收益的能力产生不利影响。

由于我们正在进行补救的设备可靠性方面的意外挑战，Calcasieu项目的调试货物销售的历史收益已延长了调试期，可能无法表明调试期的持续时间或任何未来期间或我们的任何其他项目的收益金额。见“业务——我们的液化和出口项目和关键、互补资产—— Calcasieu项目。”尽管我们为我们的项目及其阶段列入了目标COD日期，但无法保证COD不会早于或晚于这些目标发生。见“业务——我们的液化和出口项目和关键、互补资产。”如果特定项目或其阶段的COD发生时间早于预期，将对我们从销售委托货物中产生收益的能力产生不利影响，根据市场情况，这些收益可能比我们在COD后SPA下赚取的收入更有价值。

 

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除了调试期的持续时间外，我们产生此类收益的能力取决于我们在每个项目的建设和调试阶段谈判销售的能力。无法保证我们将能够继续以我们可接受的条款成功谈判销售此类委托货物，或我们将能够在未来成功营销、生产、装载和交付此类委托货物，无论是来自Calcasieu项目还是任何其他项目。此外，由于委托货物不在COD后SPA下出售，而是以不同的条款出售，包括在某些情况下以远期基础出售，因此，这类委托货物的收益可能会有很大差异，这取决于国际液化天然气市场的价格和市场状况、全球液化天然气运费以及执行销售合同的时间等因素。因此，我们可能从销售委托货物中产生的任何收益金额以及我们与此类销售相关的盈利能力在很大程度上取决于国际液化天然气市场的实力，这主要反映在执行委托货物销售合同时液化天然气的现货价格上。从历史上看，液化天然气的现货价格变化很大，这影响了我们产生的收益金额。例如，美国墨西哥湾沿岸液化天然气的月末现货平均价格从2023年第一季度的16.38美元/百万英热单位下降到2024年第一季度的7.45美元/百万英热单位。同期，我们从Calcasieu项目的调试货物销售中获得的总收益从截至2023年3月31日的三个月期间的29亿美元（扣除为天然气支付的净现金后的净收益24亿美元，主要包括购买和运输原料气的净成本）降至截至2024年3月31日的三个月期间的14亿美元（扣除为天然气支付的净现金后的净收益10亿美元）。请参阅“—与液化天然气行业相关的风险—我们面临基于液化天然气国际市场价格的竞争”和“—与液化天然气行业相关的风险—液化天然气和天然气的需求和价格的周期性或其他变化可能会对我们的业务和客户的业绩产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景以及我们的A类普通股的价格产生重大不利影响。”

我们有时可能会在远期基础上承包委托货物，因此，这些委托货物的销售可能与现货液化天然气价格的变动不相关。例如，美国墨西哥湾沿岸液化天然气的月末现货平均价格从2023年第二季度的8.60美元/百万英热单位增加到2024年第二季度的8.61美元/百万英热单位。然而，在同一时期，我们从Calcasieu项目的调试货物销售中获得的总收益从截至2023年6月30日止三个月的22亿美元（扣除为天然气支付的净现金后的净收益为19亿美元）降至截至2024年6月30日止三个月的12亿美元（扣除为天然气支付的净现金后的净收益为9亿美元）。

因此，我们已经经历并预计在调试阶段的剩余时间内将继续经历我们从Calcasieu项目的调试货物销售中产生的收益的显着波动。自从我们在2022年第一季度开始通过出售调试货物产生收益以来，我们的季度总收益从截至2023年3月31日止三个月的最高29亿美元（扣除为天然气支付的净现金后的净收益24亿美元）波动到截至2023年9月30日止三个月的最低10亿美元（扣除为天然气支付的净现金后的净收益7亿美元）。因此，我们迄今为止从Calcasieu项目的调试货物的此类销售中产生的收益可能并不代表Calcasieu项目或我们任何其他项目的任何未来期间的调试期间的持续时间或此类销售的收益金额。因此，这些收益，以及我们更普遍的经营业绩，可能会在一个财政期间到下一个可比财政期间有很大差异。此外，如果我们未来无法从出售委托货物中产生与过去Calcasieu项目的此类收益相当的收益，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

 

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我们优化COD后液化天然气货物销售的能力受到此类销售产生的收益的重大不确定性和波动性的影响。

我们的业务战略包括回收一个项目的现金收益，为我们的后续项目提供资金，以减少我们对此类未来项目的大量长期COD后SPA的需求。反过来，这一战略旨在让我们能够优化COD后生产的液化天然气的销售。特别是，来自我们项目的没有其他承诺的产能可以在短期、中期或长期的基础上出售，包括在现货基础上，这可以提供灵活性来优化这类产能的定价，并可以帮助我们平衡利润、持续时间和风险。

我们优化销售未以其他方式承诺的液化天然气货物的能力将取决于我们谈判销售的能力，以满足我们平衡利润、持续时间和风险的目标。无法保证我们将能够以我们可以接受的条款成功谈判销售此类货物。此外，由于这类货物可能以不同的条款出售，包括在某些情况下以远期基础出售，这类货物的收益可能在不同时期和不同项目之间有很大差异，这取决于（除其他因素外）国际液化天然气市场的价格和市场状况、全球液化天然气运费以及销售合同执行的时间。此外，我们可能从此类销售中产生的任何收益金额，以及我们与此类销售相关的盈利能力，在很大程度上取决于国际液化天然气市场的实力，这主要反映在执行此类货物销售合同时液化天然气的现货价格上。从历史上看，液化天然气的现货价格变化很大，我们预计未来现货价格将继续变化很大，这将影响我们从此类销售中产生的收益金额。例如，美国墨西哥湾沿岸液化天然气的月末现货平均价格从2023年第一季度的16.38美元/百万英热单位下降到2024年第一季度的7.45美元/百万英热单位。请参阅“—与液化天然气行业相关的风险—我们面临基于液化天然气国际市场价格的竞争”和“—与液化天然气行业相关的风险—液化天然气和天然气的需求和价格的周期性或其他变化可能会对我们的业务和客户的业绩产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景以及我们的A类普通股的价格产生重大不利影响。”此外，我们有时可能会在远期基础上签订此类货物的合同，因此，此类销售可能与现货液化天然气价格的变动不相关。

因此，我们在未来项目中销售COD后液化天然气货物产生的任何收益可能会出现显着波动，特别是如果我们减少根据长期SPA承诺的此类货物的比例。此外，如果我们未来无法有效优化此类货物的销售，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们没有就CP2项目、CP3项目或Delta项目的预期铭牌总容量与客户订立SPA，而且我们未能就我们任何项目的预期铭牌容量的足够部分订立最终和具有约束力的合同，或以其他方式出售，可能对我们的前景产生重大不利影响。

我们产生收入和现金流的能力部分是基于我们与客户就我们项目的预期铭牌容量达成长期SPA的能力。除其他因素外，与美国天然气价格和国际市场液化天然气价格相关的市场状况变化可能会对我们项目的竞争力和我们参与此类SPA的能力产生不利影响，从而可能对我们的潜在收入产生不利影响。请参阅“—与液化天然气行业相关的风险—从美国出口的液化天然气，包括从我们的项目出口的液化天然气，未能继续成为国际市场上具有竞争力的能源来源，可能会对我们客户的液化天然气业务产生不利影响，这可能对他们根据其与我们的COD后SPA或以其他方式与我们签订合同的能力和意愿产生重大不利影响，并对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。”

我们正在积极向国际领先的石油和天然气公司、国家和多国公用事业公司以及LNG投资组合交易营销CP2项目剩余预期铭牌产能的一部分

 

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公司。截至2024年9月30日，CP2项目在8个20年期SPA下已签约销售9.25公吨/年的液化天然气。根据这些COD后SPA提供LNG的义务自CP2项目第1阶段COD发生时开始。截至目前，我们尚未就CP3项目和Delta项目的预期铭牌产能订立任何SPA，也尚未开始积极营销此类项目的预期铭牌产能。虽然为特定项目采取FID受多种因素影响，但我们可能会选择继续为CP2项目、CP3项目或Delta项目或任何其他未来项目实施FID，前提是我们为此类项目执行具有约束力的SPA，这些SPA涵盖了我们认为足以支持此类项目的开发和融资的适用铭牌容量的目标部分。在这类项目中，我们还可能选择在暂时未签约的基础上保留一定的铭牌产能，同时进行建设活动，这将使我们在液化天然气设施的生命周期内更容易受到当时的现货、短期和中期价格的影响。如果我们无法长期出售我们任何项目的适用铭牌产能的目标部分，并且现行现货、短期和中期价格低于当前预测，我们的收入可能会受到不利影响，任何此类影响都可能是重大的。此外，我们很可能仍将被要求支付与预期生产此类剩余液化天然气相关的某些运营费用（例如管道运输成本），而不会产生任何相应的收入。如果我们无法就我们未来发展项目的预期铭牌产能的足够部分与客户订立长期合同，我们可能无法开发该项目，为该项目筹集足够的融资，或实现足够的现金流以使我们的业务保持盈利，这将对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们的A类普通股的价格产生重大不利影响。

如果我们无法生产和销售超过我们设施铭牌产能的液化产能，我们的收入和营业利润率可能会受到不利影响。

我们业务战略的一个关键要素是，在我们的每个项目实现COD后，销售我们每个项目生产的LNG产生的收入超过相关项目的铭牌产能。

根据某些合同，我们被要求尽最大努力建设和维护能够生产过剩产能的液化天然气设施，至少相当于每个设施保证铭牌产能的15%。然而，我们还致力于建设和维护我们的液化天然气设施，使其能够生产更大的过剩产能，在大多数情况下至少达到其保证铭牌产能的30%。正如这些“风险因素”中所讨论的，我们在每个项目中生产超过铭牌产能的液化天然气的能力受到与我们项目的开发、建设和投产有关的重大风险和不确定性的影响。尽管我们相信，我们的设计和配置将使我们能够生产过剩的液化天然气，而不会产生重大的额外运营费用或需要额外的资本投资，但我们可能会遇到额外的、不可预见的成本，导致运营费用或资本投资，这使得生产任何过剩的液化天然气变得不那么经济或潜在地不经济。我们的增量运营费用或资本投资的任何增加都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。因此，无法保证我们将在我们的任何项目中以一致和可靠的基础成功生产任何此类过剩的液化天然气，或者根本不会。

我们通常计划保留灵活性，以现货方式出售任何过剩的液化天然气，或在短期、中期或长期的基础上出售。我们销售任何此类液化天然气的能力将受到我们无法控制的若干风险和不确定性的影响，我们无法保证何时或以何种条件能够销售任何此类过剩的液化天然气，如果有的话。因此，根据国际液化天然气市场的价格和条件以及销售合同的执行时间，销售任何此类过剩液化天然气的收入可能会有很大差异，而这些合同的条款可能并不总是有利的。请参阅“—我们没有就CP2项目、CP3项目或Delta项目的预期铭牌总容量与客户订立SPA，我们未能就我们任何项目的预期铭牌容量的足够部分订立最终且具有约束力的合同，或以其他方式出售，可能会对我们的前景产生重大不利影响”，例如LNG现货价格的历史波动性以及由此导致的我们收入的可变性。

如果我们无法出售任何此类剩余液化天然气，我们的收入将受到不利影响，任何此类影响都可能是重大的。此外，我们很可能仍将被要求支付我们的某些运营费用

 

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与预期生产此类剩余液化天然气（例如管道运输成本）有关，但不会产生任何相应的收入。因此，任何此类短缺也会降低我们的营业利润率。上述任何情况都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

此外，VG Commodities已签约转售Calcasieu项目产生的超过其铭牌产能的至少50%的液化天然气（受交易对手方可选择的年度上限限制）。根据该协议，在某些情况下（包括但不限于当VG商品的违约事件已经发生且未根据与交易对手的该协议得到纠正时），交易对手有权根据适用的公司间过剩产能SPA转让VG商品的权利。此外，我们未来可能会就我们其他项目的过剩液化天然气达成类似安排。

我们的客户或我们可能会在某些条件未满足或其他原因下终止我们的SPA。

我们的每个SPA都包含或将包含各种终止权，允许我们当前和未来的客户在“业务—概述—我们的项目”中描述的情况下终止或免除其根据SPA承担的合同义务，包括但不限于：

 

•

就某些COD后SPA而言，某些先决条件未能在指定日期前得到满足或豁免，或COD发生的延迟超过指定时间段；

 

•

如果我们未能提供指定的预定货物数量；

 

•

在发生某些不可抗力的延伸事件时；

 

•

如果我们被追究的责任超过了某些责任上限，而我们没有同意增加相关SPA规定的此类责任上限；

 

•

我们未能在违约事件发生后和任何适用的补救期后履行我们的合同义务；和

 

•

控制的某些变化事件的发生。

例如，我们将COD的预期延迟通知了Calcasieu项目COD后SPA下的所有客户，表明这种延迟构成了不可抗力事件。由于此类指定，在此类SPA中实现COD的时间段将被延长，此类客户最早将在2025年6月之前不会因未能指定COD而有权终止。所有这些客户都质疑，并且大多数在仲裁程序中提出异议，认为延迟是否构成不可抗力事件，他们可以声称他们有权终止其SPA，因为到2024年3月没有发生COD。请参阅“—与监管和诉讼相关的风险—我们参与并可能在未来卷入纠纷和法律诉讼”和“—与监管和诉讼相关的风险—如果我们在当前和未来与客户的任何潜在仲裁程序中不成功，我们需要支付的金额可能很大，我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能会导致我们加速相关项目的所有债务。”

此外，CP2基金会SPA包括有利于客户和我们的终止权，如果某些先决条件在特定日期之前未被我们满足或客户放弃，包括我们在该日期之前收到所有液化天然气出口授权。由于FERC于2024年11月27日发布的重新审理令要求进行补充环境审查，以及在FERC发布进一步的案情命令以及“业务——政府监管—— DOE出口授权”中所述的暂时暂停向非FTA国家出口天然气的新授权之前，延迟发放继续进行CP2项目建设的授权，我们在CP2基金会SPA下的一些客户或如果相关先决条件在适用的截止日期前未得到满足，我们可能会选择终止此类SPA。这样的日期肯定已经在两个CP2基金会SPA中过去，并将在2025年3月在剩余的CP2基金会SPA中到来。虽然大部分客户都同意将原定期限延长至2025年3月，但我们正在协商

 

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与当前截止日期已过且尚未延期的CP2 Foundation SPA客户的延期。无法保证我们将与此类客户就延期达成协议，如果我们未达成协议，我们或此类客户可能会选择在适用的宽限期后终止其各自的SPA。此外，无法保证我们将能够以与CP2 Foundation SPA客户类似的条款获得任何必要的延期，或者如果未来的最后期限在进一步延迟或其他情况下未能满足，则根本无法保证。

虽然我们可能会替换任何被我们的客户或我们终止的SPA，但如果这些SPA被终止，我们可能无法以类似或优惠的条款替换这些SPA，或者根本无法替换。此外，根据某些融资协议，我们可能被要求维持特定项目的某些长期SPA的有效（取决于我们是否有能力取代它们），任何违反此类要求的行为都可能导致此类协议项下的违约事件，以及我们针对该项目的其他融资协议项下的交叉违约或其他情况。因此，终止某些SPA可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们在COD后SPA下产生现金的能力在很大程度上取决于数量有限的客户的表现，如果其中某些客户因任何原因未能履行其合同义务，我们可能会受到重大不利影响。

我们预计在COD后基础上向其销售LNG的客户数量有限。例如，截至2024年9月30日，我们已与20个客户就我们项目的液化天然气执行了39.25公吨的COD后SPA，如“业务—概述—我们的项目”中所述。这39.25公吨中的37.45公吨是在20年期固定价格SPA下签约的，而这39.25公吨中的1.8公吨是在中短期基础上签约的。截至2024年9月30日止九个月，我们来自个别外部客户的期内收入约73%集中于三个客户。此外，截至2024年9月30日止九个月，我们有一名客户，占同期收入约31%。

我们的客户履行其各自对我们的义务的能力将取决于我们无法控制的众多因素。我们未来的业绩、我们偿还可能产生的任何债务的能力以及我们的流动性在很大程度上取决于这些客户在其合同下的表现，以及这些客户履行其合同义务的持续意愿和能力。如果我们必须在担保项下寻求追索，我们也面临客户各自协议义务的任何担保人的信用风险。任何此类信用支持可能不足以在交易对手违约的情况下履行义务。此外，如果根据协议产生争议，导致对我们有利的判决，而交易对手在美国拥有有限的资产来满足此类判决，我们可能需要寻求在外国法庭执行最终的美国法院判决或仲裁裁决，这可能涉及更漫长和不太确定的过程，并且还会导致额外的费用。

我们现有的某些SPA限制，以及我们未来的SPA可能限制，相关客户或其担保人（或两者）的责任。因此，如果客户未能履行其在液化天然气销售合同下的义务（包括，例如，未能接受或支付液化天然气的合同量），我们向该客户或其义务的任何担保人追偿的能力将受到任何商定的责任限制的约束。此外，我们现有的SPA借口，我们预计我们未来的SPA将借口，在发生不可抗力事件时由我们的客户履行，例如某些严重的不利天气条件，其LNG油轮的故障或故障以及天灾。

我们的某些客户未能履行其义务，或我们无法向这些客户或适用的担保人追偿，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们的A类普通股价格产生重大不利影响。

 

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如果天然气价格下降，如果我们为原料气支付相对于我们向客户收取的合同现货价格的溢价，或者由于通胀压力，我们的营业利润率可能会受到不利影响。

我们的COD后和其他SPA通常要求，并且我们预计我们未来的SPA将要求，我们的客户支付相当于每MMBTU固定设施费用的费用，再加上根据适用的SPA等于（包括）包括原料气成本的Henry Hub价格的115%或更多的金额，旨在支付天然气运输成本和我们的某些其他运营费用。因此，原料气价格的任何下降都可能降低我们在SPA下的营业利润率。

此外，无法保证我们的SPA条款将通过我们为根据此类SPA生产LNG的原料气供应和运输支付的实际价格。虽然我们希望管理我们的天然气供应组合以匹配我们根据SPA向客户收取的Henry Hub价格，但无法保证我们将能够这样做，尤其是在天然气价格波动的时期。如果由于意外的市场因素或其他原因，我们被要求以相对于用于计算相关液化天然气销售合同项下费用的Henry Hub价格的溢价购买原料气，我们的营业利润率将会降低。

我们还预计，我们签订的某些COD后SPA将包括一项固定费用，该费用只会在合同期内根据通货膨胀进行部分调整。因此，随着时间的推移，通胀压力不会完全反映在我们根据COD后SPA向客户收取的价格中。同时，由于通胀压力，我们的运营费用很可能会增加。任何此类增长可能不会被我们COD后SPA下的任何部分通胀调整完全抵消，因此，通胀可能会降低我们的营业利润率。

由于这些因素，我们的营业利润率的任何减少都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们可能无法购买或接收足够的天然气实物交付，以履行我们在SPA下的交付义务，这可能对我们产生重大不利影响。

我们依赖第三方管道为我们的项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施提供天然气输送选择。我们与州际管道公司签订了几项先例和服务协议，为Calcasieu项目和Plaquemines项目提供天然气运输。我们已开始承包CP2项目的天然气运输需求，目前正在与其他天然气运输公司进行谈判，以提供CP2项目的进一步天然气运输需求以及CP3项目和Delta项目的天然气运输需求。我们将需要进入并确保CP2项目、CP3项目和Delta项目的额外管道运输能力，以便我们在这些项目上产生预期的铭牌和过剩的液化天然气能力。无法保证我们将能够以我们可以接受的条款签订必要的协议以确保天然气运输能力，或者根本无法保证，这将损害我们履行任何SPA义务的能力。即使我们为我们的项目签订了必要的协议，也无法保证我们将能够为我们的每个项目确保必要的天然气运输能力。

此外，我们依赖第三方天然气供应商提供所需的原料气，以在我们的项目中产生预期的铭牌和过剩的液化天然气产能。我们预计，我们将建立并维持一系列天然气供应协议或合同，以满足我们的要求，我们已开始为Calcasieu项目和Plaquemines项目提供这些协议或合同，但无法保证我们将在长期基础上取得成功。

我们也无法控制监管和许可批准或第三方的建设时间，无论是关于已确保的容量或将确保的容量。如果以及何时我们需要更换

 

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我们与这些相互连接的管道达成的一项或多项协议或签订额外协议，我们可能无法以商业上合理的条款或根本无法这样做，这反过来会损害我们履行我们在某些SPA下义务的能力。我们未能购买或接收足够数量的天然气实物交付可能会阻止我们履行我们在SPA下的义务，我们产生收入的能力将受到不利影响，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。此外，如果我们不能全额交付任何签约量，我们的客户一般将有权获得更换LNG的成本和费用报销。

总合同收入基于某些假设，仅供说明之用，我们的SPA下的实际销售额可能与此类说明性经营业绩存在重大差异。

我们在本招股说明书中列入了对总合同收入的某些计算，作为一个说明性指标，反映了截至特定日期，在所有此类COD后SPA的剩余期限内，我们的COD后SPA下可能产生的收入。这些计算是基于“某些重要术语”中包含的“总合同收入”定义中所述的某些假设。这些假设包括（其中包括）每个相关项目的开发、完成和投产（包括获得任何必要的监管批准）、每个项目现有COD后SPA的估计合同量、假设的通货膨胀率以及假设的每MMBTU Henry Hub天然气价格。这些假设是基于我们的管理层对市场可比数据和市场其他指示性定价的评估，并将受到各种因素的影响，包括相关SPA期限内的实际通货膨胀率和Henry Hub天然气价格、我们的客户在适用SPA下的表现，以及本“风险因素”部分所述的与我们每个项目的开发、建设、调试和运营（包括获得任何必要的监管批准）有关的各种风险和不确定性。例如，相关SPA任期内的实际通货膨胀率和实际Henry Hub天然气价格可能与此类计算中使用的假定通货膨胀率和假定Henry Hub天然气价格不同，任何此类差异都可能是重大的。因此，这些SPA下产生的实际收入很可能与本招股说明书中包含的总合同收入不同，任何此类差异都可能是重大的。投资者不应过分依赖我们对总合同收入的说明性计算。

我们可能无法成功地在我们目前的项目中寻求补强扩张机会，这将对我们的增长前景产生不利影响。

我们增长战略的一个关键要素是通过螺栓扩建增加我们某些项目的液化能力，这些扩建涉及在相关项目中增加增量液化列车和某些相关设备。我们追求任何此类补强扩张的能力受到许多风险和不确定性的影响，无法保证我们将能够完成我们目前预期的全部或部分补强扩张机会。

特别是，补强扩张机会须经监管部门批准，迄今为止，我们尚未就我们当前项目的任何此类扩张机会向必要的监管机构提交任何文件，包括DOE或FERC。此类监管批准受到“—与监管和诉讼相关的风险”中所述的众多风险和不确定性的影响，无法保证我们将成功获得任何此类监管批准。此外，我们的目标是使用经营现金流为任何补强扩张自筹资金，无法保证我们的项目将产生足够的现金收益来为我们在当前项目中确定的所有扩张机会提供资金。此外，任何补强扩张都将需要相关项目提供足够的额外天然气供应，并且无法保证我们将能够以我们可接受的条款或根本无法达成供应或运输所需天然气的协议。

此外，我们目前项目的任何附加扩建项目的开发和建设可能会对相关项目的正在进行的建设、调试或运营（如适用）产生不利影响

 

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项目。在任何项目处于建设、调试或满负荷运营的情况下，同时建设和随后调试任何项目的任何附加扩建机会，可能会使我们和我们的第三方承包商面临额外的安全风险，以及与管理这些安全隐患和额外所需的监管批准相关的额外成本。任何此类额外的安全或其他措施和批准都可能导致额外的成本，可能会推迟我们对任何此类扩张的计划，或者可能导致任何潜在的补强扩张机会的规模变小。

如果我们未能成功寻求我们在项目中确定的补强扩张机会，或者任何此类扩张机会仅在较小规模或延迟的时间线上执行，我们的增长将受到不利影响。上述任何情况都可能对我们的增长、财务状况、经营业绩、现金流、前景和我们A类普通股的价格产生不利影响。

季节性波动将导致我们的业务和经营业绩在各个季度有所不同，这可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响，进而可能对我们A类普通股的价格产生负面影响。

我们的经营业绩过去按季度波动，未来可能继续波动，原因包括但不限于天然气和液化天然气需求的季节性、第三方供应中断、欧洲和亚洲液化天然气指数之间的价差、液化天然气油轮的可用性以及相关的运费以及我们供应的市场的温度和天气条件，这可能对能源需求产生影响，从而对液化天然气产生影响。因此，在需求高和低的季度，收入的波动分别可能对我们全年的经营业绩产生不成比例的影响。因此，对我们在不同财政季度的经营业绩进行比较，可能并不是我们未来业绩的准确指标。对我们的业务结果进行年度或季度比较可能没有用，我们在任何特定时期的结果不一定表明未来任何时期的预期结果。虽然我们认为，由于我们业务的性质，我们的经营业绩和盈利潜力应该从更长远的角度进行分析，但这种波动可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响，从而可能对我们A类普通股的价格产生负面影响。

我们有限的多元化可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

基本上我们所有的预期收入都将取决于我们的液化天然气项目，目前所有这些项目都位于路易斯安那州南部。由于我们有限的资产和地域多元化，我们项目的终端或管道的不利发展（例如，包括影响路易斯安那州的自然或人为灾害，或重大的长期设备故障），或液化天然气行业的不利发展，将对我们的财务状况和经营业绩产生比我们保持更多样化的资产和经营区域更大的影响。

在我们的日常业务过程中，我们探索与我们的天然气液化和出口项目相关的天然气行业领域的收购和其他有针对性的投资，这可能会对我们的经营业绩产生负面影响，增加我们的债务或导致我们产生重大费用。

我们战略的一个要素是通过在与我们的天然气液化和出口项目相关的天然气行业领域进行有针对性的交易来支持我们的液化天然气增长。我们打算继续探索在天然气行业进行有针对性的投资和收购，以补充和加强我们的项目组合，并以具有商业吸引力的条件巩固天然气分子的获取和运输以及交付液化天然气的能力。见“业务——我们的业务和增长战略。”例如，我们在英国收购了欧洲最大的LNG再气化终端Grain LNG的坚定再气化设施产能，我们预计这将使我们能够从一开始每年进口42批LNG货物，具体取决于

 

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起始期，2029年10月1日至2030年4月1日期间的任何时间，至2045年7月14日止（2030年4月1日至2030年9月30日期间只能进口13批LNG货物的除外）。此外，从2025年开始，我们已经在希腊新的Alexandroupolis液化天然气接收站获得了大约1公吨/年的液化天然气再气化能力，为期五年。我们的运力将占Alexandroupolis码头总运力的约25%，即每年约12批货物。虽然我们认为，这些签约的再气化能力将使我们能够向当前和未来的下游客户直接向欧洲市场供应液化天然气和再气化天然气，并使我们能够继续扩大我们在欧洲市场的影响力，但我们不能保证对交付的液化天然气或再气化天然气的需求将符合我们的预期，以确保在关键进口市场获得额外的再气化能力。请参阅“—与我们的项目和其他资产相关的风险—我们的LNG油轮船队的管理和运营以及第三方船舶的分租将涉及重大风险。”

我们在通过收购或投资实现我们业务的此类扩张方面经验有限，这可能是在与我们的天然气液化和出口项目相关的业务领域。此类收购或投资可能会使我们面临业务目前未面临的新风险。如果我们进行任何收购，我们可能无法成功地将这些收购整合到我们现有的业务中，我们可能会承担未知或或有负债。此外，我们可能会与美国以外的交易对手达成协议，这将使我们面临政治、政府和经济不稳定、外汇汇率波动和腐败风险，所有这些都可能因我们缺乏在其他市场开展业务的经验而加剧。未来的任何收购还可能导致产生债务、可能违反我们债务工具中的契约、或有负债、获得的收入不足以抵消承担的负债、意外费用、资本回报不足、监管或合规问题、潜在侵权行为、难以将这些被收购公司整合到我们的运营中，以及在尽职调查或未来注销无形资产或商誉时未发现的其他未识别问题，其中任何一项都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。被收购公司的整合也可能会扰乱正在进行的运营，并需要管理资源，否则我们将专注于发展我们现有的业务和项目。我们可能会经历与投资其他公司相关的损失，我们可能无法实现任何收购、战略联盟或合资的预期收益。因此，如果这些举措不成功，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

恶劣天气事件、飓风或其他灾害可能导致我们的运营中断、项目完成的延迟、更高的建设成本以及我们有权根据任何SPA获得付款的日期推迟，所有这些都可能对我们产生不利影响。

包括飓风和冬季风暴在内的恶劣天气可能具有破坏性，导致施工延误、停电和财产损失，需要承担额外费用。此外，如果全球气候变化除其他情况外，导致气温和天气模式出现异常变化，导致更强烈、更频繁和更恶劣的天气事件、异常的降水量或海平面或海水温度的变化，我们的运营可能会受到不利影响，我们的有形设施可能面临损坏的风险。尽管我们每个项目目前的设计都包括了用于抵御风暴潮的围墙，但无法保证它们将有效地抵御任何这些事件。特别是，我们目前正在建设或开发的所有液化天然气项目都在路易斯安那州南部，该州历来受到恶劣天气事件和飓风的影响。例如，2020年8月和10月，飓风劳拉和德尔塔分别袭击了路易斯安那州海岸，飓风劳拉直接从Calcasieu项目现场上空掠过。

未来的风暴和相关的风暴活动和连带影响，或其他灾害，如爆炸、火灾、洪水或事故，可能会导致我们的项目或相关基础设施的损坏或运营中断，以及我们的项目的建设和开发以及在我们的项目完成后，我们的项目的运营中断的延迟或成本增加。全球气候变化

 

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可能会产生显着的物理影响，例如风暴、洪水和海平面上升的频率和严重程度增加。如果发生任何此类影响，它们可能对我们的沿海行动产生重大不利影响。

我们将无法为所有潜在风险投保，可能会受到高于预期的保险费的影响。此外，我们通过我们的专属保险保留了由于保险而产生的某些风险。

虽然我们已就Calcasieu项目、Plaquemines项目、第三方责任险、CP2项目以及我们的液化天然气油轮的标准船体和机械保险以及保护和赔偿保险获得保险，但我们目前没有就我们其他项目的开发、建设或运营的大部分方面保持保险。我们希望获得与行业标准一致的保险（以商业上合理条款的可用性为准），以防范某些建设、运营和其他风险，但并非所有风险都将得到保险或可投保（例如，由于不可抗力、自然或人为灾难、恐怖袭击或破坏或环境污染造成的损失可能根本无法获得或无法获得商业上合理的条款）。然而，无法保证未来将以商业上合理的条款或商业上合理的费率提供此类保险，或以与我们现有保险范围相同或基本相似的条款提供此类保险，或保险收益将足以支付设备和材料的维修或更换，支付我们项目的收入损失，或补偿任何伤害或生命损失。如果发生某些经营风险，或如果项目在未来出现全部或部分损失，则无法保证适用保单的收益将足以支付收入损失、增加的费用或维修或更换的费用。此外，如果我们根据我们的保单提出索赔，我们将受到保险人的信用风险。金融和信贷市场的波动和混乱可能会对我们的保险公司的信用质量产生不利影响，并影响其支付索赔的能力。索赔数量或严重程度的任何增加或我们的保险单未涵盖的任何此类损失都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们的A类普通股价格产生重大不利影响。

我们预计，由于寻求保险范围的液化天然气项目的需求持续增加，以及其他地区的其他无关项目已经出现或经历的损失和索赔或损失和索赔大到足以冲击更广泛的保险市场，液化天然气项目的保险费可能会增加。此外，我们预计，继2020年8月的飓风劳拉、2020年10月的飓风德尔塔、2021年8月的飓风艾达以及2022年9月的飓风伊恩之后，位于路易斯安那州的项目的保费可能会显着增加。除其他可能的情况外，全球气候的变化可能会导致气温和天气模式的异常变化，从而导致更强烈、更频繁和更恶劣的天气事件、异常的降水水平或海平面或海水温度的变化。未来的风暴和相关的风暴活动和连带影响，或爆炸、火灾、洪水或事故等其他灾害，可能会导致保险费进一步增加。溢价的任何此类增加都可能是重大的，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

此外，Calcasieu项目和Plaquemines项目各自维持一个命名的风暴保险计划，该计划的结构是一个分层计划，每个地点的限额为2.5亿美元，与VGLNG Insurance，LLC或VGLNG Insurance，我们的子公司之一。参见“商业—保险—命名为风暴险（NWS）。”

使用专属保险实体必然涉及保留某些风险，否则传统保险产品可能会涵盖这些风险。

与我们业务相关的重大健康和安全事故可能会造成潜在责任和声誉损失。

健康和安全性能对于我们业务所有领域的成功至关重要。任何健康和安全性能的不合格都可能导致人身伤害或伤害、财产损失、罚款或处罚

 

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不遵守相关监管要求或诉讼，以及导致重大健康和安全事故的失败很可能在潜在责任方面代价高昂。这种失败可能会引起公众关注，并对我们的声誉以及我们与相关监管机构和当地社区的关系产生相应影响，进而可能对我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

未能留住和吸引执行官和其他有技能的专业技术员工或劳动力成本增加可能会对我们的运营产生重大不利影响。

我们的业务战略取决于我们招聘、留住和激励员工的能力。我们各种业务和行政业务的熟练管理员工竞争激烈。此外，工程、建筑、运营和燃气运输领域对熟练的专业、技术和运营从业人员的需求较高。由于天然气需求增长、天然气生产发展导致天然气供应增加、基础设施项目增加以及对这些活动的监管加强，对这些雇员的需求很高。无法保证我们将成功招聘或留住合格人员，我们无法留住和吸引这些员工可能会对我们的业务和未来经营业绩产生不利影响。

此外，虽然我们的大多数执行官被要求将大部分时间用于我们的业务，但如果我们的执行联席主席的其他商业利益要求他们投入大量时间，这可能会限制他们将时间用于我们的业务的能力，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生负面影响。

我们的经营业绩在很大程度上取决于关键高级管理人员和技术人员的持续贡献。持续成功运营我们的项目和管理增长如果我们扩张需要，除其他外：

 

•

持续发展财务和管理系统；

 

•

对财务报告和披露控制和程序实施充分的内部控制；

 

•

新人员的聘用和培训；和

 

•

后勤、技术、会计、财务、信息技术、行政、商务人员的协调。

无法成功管理这些因素中的任何一个都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、流动性、融资要求、前景以及我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们依赖于我们的首席执行官、董事会执行联席主席和创始人Michael Sabel以及我们的执行联席主席、董事会执行联席主席和创始人Robert Pender的战略方向。

Sabel先生和Pender先生通过VG Partners是我们的控股股东，因此对我们的业务规划、战略和文化具有重大影响，并且是其驱动力。我们的成功在很大程度上取决于他们的领导力、长期愿景、人际关系、对行业的了解，以及执行我们整体业务战略的能力。如果Sabel先生或Pender先生因死亡、残疾或任何其他原因而停止为我们提供服务，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

 

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我们和我们的承包商，包括我们的EPC承包商，可能会遇到劳动力成本增加的情况，没有技术工人或我们未能吸引和留住合格人员可能会对我们产生不利影响。

在任何项目开始建设之前，我们和我们的承包商，包括我们的EPC承包商，需要雇用新的现场员工来管理每个项目的建设。我们聘请了EPC承包商来满足Plaquemines项目和CP2项目1期的部分施工劳务需求我们计划聘请EPC承包商来满足CP2项目2期、CP3项目、Delta项目以及我们开发的任何未来项目的部分施工劳务需求。此外，在我们的任何项目开始运营之前，我们需要雇用整个员工来运营适用的设施。因此，我们预计随着我们的增长，我们的人员数量和相关成本将继续显着增加。如果我们和我们的承包商，包括EPC承包商，无法吸引和留住合格人员，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们设施的建设、运营和维护需要高技能的人才。由于许多因素，包括为吸引和保留这类人员的服务而进行的激烈竞争，这类人员的供应可能有限。随着更多的液化天然气项目和其他大型基础设施项目在北美，特别是美国墨西哥湾沿岸地区的开发和建设，这种竞争可能会加剧。因此，我们和我们的承包商，包括EPC承包商，可能会面临建造、管理和运营我们设施的合格劳动力短缺、高于预期的劳动力成本或无法监控、激励和留住合格人员的问题。无法招聘和留住这些人可能会降低我们项目建设和运营的生产力。对熟练员工的竞争可能要求我们和我们的承包商，包括EPC承包商支付更高的工资，这也可能导致更高的劳动力成本。

此外，技术工人的劳动力储备短缺和其他普遍的通胀压力，我们和我们的承包商，包括EPC承包商，最近一直在经历并可能在未来经历，或者适用法律法规的变化可能会使吸引和留住合格人员变得更加困难，并可能需要增加所提供的工资和福利待遇，从而增加我们的运营成本。我们运营成本的任何增加都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们使用并正在计划使用路易斯安那州提供的各种税收优惠计划，这些计划可能不会继续提供或可能以减少的形式提供。

路易斯安那州制定了各种计划，以激励对该州的投资。其中包括销售退税或豁免、工资税抵免、投资税抵免、库存税抵免和物业税豁免。我们已在现有项目可用的情况下利用了此类税收优惠，并计划寻求这些税收优惠以及我们其他项目可用的任何其他税收优惠。然而，由于该州近年来面临的财政困难，其中一些项目受到了审查，因此，这些项目提供的福利减少了。此外，这些福利的申请人受到国家更严格的审查，在证明他们符合授予此类福利的标准（例如创造就业机会的要求）方面承受了更大的负担。此外，授予其中某些福利可能会在法庭上受到质疑。

如果此类诉讼胜诉，或者我们无法确保任何这些激励计划的利益，或者如果这些激励计划提供的利益进一步减少，财务业绩和运营结果以及我们的项目计划可能会受到不利影响。

 

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我们使用净经营亏损抵消未来应税收入的能力可能受到某些限制。

截至2023年12月31日，我们累计的联邦净营业亏损（NOL）结转金额为3.67亿美元，结转期限不定。我们还积累了约17亿美元的州净营业亏损结转（在应用州分摊因素后），其中4200万美元将在2037年到期。根据现行税法，在2017年12月31日之后开始的纳税年度发生的联邦NOL，可以无限期结转，但在2020年12月31日之后开始的纳税年度，这类联邦NOL的扣除额限制为应纳税所得额的80%。这些联邦和州NOL可能会在未来用于抵消所得税负债。此外，我们可能会在未来几年产生额外的NOL。NOL可能会受到单独的回报限制年或SRLY规则的限制。这些规则一般将NOL结转的使用限制为NOL生产实体在该年度内为合并应税收入贡献的应税收入金额。在早些时候所说的联邦NOL结转金额中，目前有4200万美元受SRLY规则的约束。受SRLY限制的NOL也可能受到下文所述的第382条限制。

一般来说，根据《守则》第382条或第382条，发生“所有权变更”的公司利用变更前NOL抵消未来应税收入的能力受到限制。为此，所有权变更一般是指一个或多个股东或特定股东群体在三年期间内对公司所有权发生超过50个百分点的变化，每个股东或特定股东群体拥有公司5%或以上的股份（在应用某些归属和分组规则后确定）。尽管我们不认为我们的任何NOL目前受到第382条的限制，但我们股票所有权的未来变化，包括由于此次发行或未来变化，其中一些可能超出我们的控制范围，可能会导致根据第382条的所有权变化，这可能会限制我们使用现有或未来NOL来抵消未来应税收入的能力。

与我们的项目和其他资产相关的风险

我们将需要大量额外资金来建设和完成我们的某些项目，我们可能无法以可接受的条款按时获得此类融资，或者根本无法获得，这可能会导致我们的建设延误，导致流动性不足并增加总体成本。

我们正在进行Calcasieu项目的调试、Plaquemines项目的建设和调试以及CP2项目、CP3项目和Delta项目的开发。根据我们的项目融资安排，完成Calcasieu项目和实现Calcasieu项目COD所需的预期金额在现金储备账户中持有，并在我们的财务报表中反映为受限金额。虽然我们相信我们有足够的项目级现金、现有项目级债务融资下的借贷能力，以及根据我们目前对项目总成本的估计获得大量调试货物收益来为Plaquemines项目的完成提供资金，但CP2项目、CP3项目和Delta项目，以及我们开发的任何未来项目，将需要大量额外资金。

我们目前估计，Plaquemines项目的项目总成本约为225亿美元至235亿美元，包括EPC承包商利润和应急费用、业主成本和融资成本，其中截至2024年9月30日已支付约177亿美元。截至2024年9月30日，我们在Plaquemines建筑定期贷款下有26亿美元的额外可用借款能力。此外，截至2024年9月30日，我们估计CP2项目、CP3项目和Delta项目的项目总成本将分别介于约270亿美元至280亿美元、440亿美元至450亿美元和370亿美元至380亿美元之间，每种情况包括EPC承包商利润和应急费用、业主成本和融资成本，基本上所有这些都尚未获得资金。这些估计主要基于我们在Calcasieu项目和Plaquemines项目的建设成本经验以及CP2第一阶段EPC合同中包含的定价，并反映了当前的通胀环境以及CP2项目、CP3项目和Delta项目的管道预计将比

 

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Calcasieu项目和Plaquemines项目的管道。CP3项目和Delta项目预计规模也将大于我们的前三个项目，预计铭牌产能分别为30.0 mtpa和24.4 mtpa。

此外，迄今为止，尚未就CP3项目或Delta项目进行任何实质性建设工作，我们尚未就CP2项目、CP3项目或Delta项目订立若干重大合同（包括CP2项目二期的EPC合同，或CP3项目或Delta项目的任何部分），而我们的实际成本可能与我们的初步估计有很大差异，具体取决于我们可能就这些合同同意的条款。无法保证我们将能够按照与Calcasieu EPC合同、Plaquemines EPC合同或CP2 Phase 1 EPC合同相同或基本相似的条款，订立建设CP2项目、CP3项目、Delta项目或我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施所需的合同。因此，我们的成本估算仅是CP2项目、CP3项目和Delta项目的实际建设和融资成本的近似值。与我们目前的估计相比，我们的实际项目成本可能更高，可能是实质性的，原因如下：“——我们对项目的估计成本一直并将继续因各种因素而发生变化。”例如，我们的成本估算可能会因以下因素而发生变化：我们的项目的建设或调试出现意外延迟、执行任何维修或保修工作以及更改订单或修改某些材料建造合同，包括此类项目的任何EPC合同的最终条款或修订，以及/或其他建造或供应合同。因此，我们将需要从一个或多个债务和股权融资来源获得大量额外资金，才能为我们的项目（Calcasieu项目除外）以及根据目前的估计，Plaquemines项目产生销售和/或收入。

我们的任何项目所需的项目级股权融资金额相对于项目级债务融资金额可能在我们的项目之间有所不同。通常，我们预计以项目层面的债务融资（可能包括有限追索权债务）为我们每个项目的预期项目成本的大约50%至75%提供资金，剩余的25%至50%以项目层面的股权（可能包括我们的股权贡献、股权融资交易、夹层融资和/或其他类似的融资替代方案）。然而，项目层面的债务与股权融资的比例将取决于各种因素，包括市场情况和相关项目的长期合同收入金额。因此，无法保证我们将以可接受的条款为特定项目提供的项目级债务融资的最终金额，这可能会对我们为相关项目融资的能力产生不利影响，并可能要求我们通过额外的债务、股权或股权挂钩融资在相关项目实体之上筹集额外的债务、股权或股权挂钩融资，包括可能在公司层面。我们目前没有任何关于CP2项目、CP3项目或Delta项目的承诺项目级债务或股权融资。我们可能会考虑为这些项目筹集资金的替代结构，因此，无法保证CP2项目、CP3项目、Delta项目或我们可能开发的任何未来项目的融资结构将与Calcasieu项目和Plaquemines项目所使用的类似。

额外资本可能无法以所需金额、以优惠条件或根本无法获得，并受到“——与我们的债务和融资相关的风险——我们的某些债务协议对我们的子公司施加了重大的经营和财务限制，我们子公司的优先股权也给予持有人一定的同意权利，所有这些都可能阻止我们利用商业机会或向公司支付股息。”此外，如果在我们开发项目的过程中的任何阶段发现任何不利的发现，这将使任何此类场地的一部分或全部不合适，或者我们发现了可能降低此类场地作为任何融资目的的抵押品的价值的缺陷，那么我们可能无法以优惠条件获得建设相关项目所需的融资，或者根本无法获得。例如，此类不利调查结果可能包括在相关项目现场发现需要调查、补救或对相关项目进行其他更改或使我们更难获得必要的监管批准的环境条件。

 

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此外，影响液化天然气竞争力的天然气需求的任何不利变化，或我们未能获得或遵守必要的许可或批准，也可能阻碍我们获得必要的额外资本或融资的能力。请参阅“—与液化天然气行业相关的风险—液化天然气和天然气的需求和价格的周期性或其他变化可能会对我们的业务和客户的业绩产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景以及我们A类普通股的价格产生重大不利影响”和“—与监管和诉讼相关的风险——我们可能无法为我们的项目从政府和监管机构获得所需的批准和许可。”

我们项目的建设延迟超过了估计的开发期，调试过程出现问题导致额外的维修和更换工作，以及更改某些材料建造合同和/或其他建造或供应合同的订单，可能会使完工成本超出我们估计的金额，并超出我们预期收到的销售调试货物当时可获得的收益，这可能要求我们获得额外的融资来源，为我们的运营提供资金，直到我们的项目完全完成（这可能会导致进一步的延误）。例如，我们在与某些必要的维修和更换相关的Calcasieu项目的调试方面经历了意外的延迟。因此，我们预计Calcasieu项目的COD将被推迟，而与调试、结转完成、整改和某些其他项目相关的重要工作正在完成，我们目前的目标是2025年5月Calcasieu项目的COD。此外，虽然我们正在Calcasieu项目产生调试货物收益，并计划在我们的其他每个项目中也出售调试货物，但这些调试货物收益可能会比我们目前的预期更低，可能是实质性的，这也可能要求我们获得额外的资本来源，为我们项目的开发、建设和调试提供资金。请参阅“—与我们业务相关的风险—我们从销售委托货物中产生收益的能力受到此类收益的重大不确定性和波动性的影响。Calcasieu项目此类销售的历史收益，由于我们正在进行补救的设备可靠性方面的意外挑战而延长了调试期，可能无法表明调试期的持续时间或任何未来期间或我们任何其他项目的收益金额。”

我们未来的流动性也可能受到与我们项目的建设成本和其他流出相关的融资时间和可用性以及与各种项目和运营费用的发生相关的SPA下收到现金流的时间的影响。此外，许多因素（包括我们无法控制的因素）可能导致流动性来源和现金需求之间的差异，包括施工延误和违反协议等因素。

我们获得提供额外资金可能需要的融资的能力将部分取决于我们无法控制的因素，不能保证我们将以商业条款或根本无法获得资金。例如，资本提供者或其适用的监管机构可能会选择停止为液化天然气项目或某些相关业务提供资金。因此，我们可能无法以我们可以接受的条款获得融资，或者根本无法获得融资。即使我们能够获得融资，我们可能不得不接受对我们不利或可能对我们的业务计划和相关项目的可行性产生不利影响的条款。未能获得任何必要的额外资金可能会导致我们的任何或所有项目被推迟或无法完成。施工的任何延误都可能使我们无法在我们预期的情况下开始运营，并可能使我们无法实现预期的现金流，所有这些都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们的A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们可能不会建造或运营我们所有拟议的液化天然气设施或管道或超出目前计划的任何额外液化天然气设施或管道，我们可能不会寻求我们在当前项目中确定的部分或任何附加扩张机会，这可能会限制我们的增长前景。

我们可能不会建造我们提议的一些液化天然气设施或管道，我们可能不会寻求我们在当前项目中确定的一些或任何补强扩张机会，在每种情况下，无论是由于

 

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缺乏商业利益、无法获得融资、无法获得足够的材料和设备供应以完成我们项目的建设、无法获得必要的监管批准（包括由于政治因素、环境问题或公众反对）或其他原因。我们开发更多液化设施或在我们的项目上寻求补强扩张机会的能力也将取决于北美和世界其他地方液化天然气和天然气的供应情况和定价。如果我们不能或不愿意在我们目前的项目中建设和运营额外的液化天然气设施或补充扩张机会，我们的增长前景将受到限制。

当完成后，我们的天然气液化和出口项目，包括Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目、Delta项目，以及我们开发的任何未来项目，都可能面临重大的运营风险。

正如在这些“风险因素”中更充分讨论的那样，Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目和Delta项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施都涉及运营风险，包括：

 

•

爆炸、污染、释放有毒物质；

 

•

设施的效率低于预期水平；

 

•

设备发生故障或故障；

 

•

天然气和液化天然气的国内和国际市场需求和供应的意外变化，这将部分取决于替代能源的供应和价格以及新的自然资源来源的发现；

 

•

船只或拖轮操作员操作失误；

 

•

美国或任何签约设施运营商的操作失误；

 

•

劳资纠纷；以及

 

•

与天气有关的运营中断、自然灾害、火灾、洪水、事故或其他灾难。

如果任何此类运营风险成为现实，可能会对我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们有多个采购和施工合同。一个承包商未能根据其适用的材料采购和/或施工合同履行可能导致其他承包商未能履行或延迟履行其施工合同项下的义务。

我们对每个项目的战略都涉及我们签订和管理多项采购和建设合同，这与美国开发的某些其他这种规模的液化天然气项目不同。

这些采购和/或施工合同的任何交易对手未能及时完成其合同义务，可能会导致我们的项目实现商业运营的能力出现重大延误。此外，任何上述交易对手的任何此类失败都可能影响其他建筑承包商的时间表和/或要求更改多个材料建筑合同的订单。虽然每个这类承包商的范围在其作为缔约方的适用材料合同中有定义，但如果出现延误或其他采购或施工问题，每个这类承包商可能会寻求将延误或其他问题的责任转移给其他承包商，从而导致成本增加或延误。

 

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我们依赖我们的承包商来成功完成我们的项目以及我们可能追求的项目的任何补强扩张机会，我们的承包商未能履行其合同义务可能会对我们的项目产生重大不利影响。

在中型天然气液化和出口设施的建设或运营方面，美国最近的行业经验有限。按照商定的规格及时和具有成本效益地完成我们的项目或我们项目的任何补强扩张机会高度依赖于我们的承包商根据他们与我们的协议的表现。而且，我们的建造战略涉及多个建造合同，这与美国开发的某些其他这种规模的液化天然气项目不同。一个承包商未能根据其适用的材料建造合同履行可能导致其他人未能履行或延迟履行其建造合同项下的义务。

我们项目的成功建设和运营，或我们项目的任何补强扩张，将取决于我们的承包商履约的充分性和及时性。我们的承包商未能按预期履约可能会对我们完成项目的能力产生重大不利影响，或对我们项目的任何补强扩张、对我们预期的时间表和预算产生重大影响，或者根本没有影响。此外，如果Calcasieu项目或Plaquemines项目的完成和商业运营日期延迟超过每个项目的特定约定日期，则可能发生Calcasieu Pass信贷便利、VGCP优先有担保票据和Plaquemines信贷便利下的违约事件。请参阅“—与我们的债务和融资相关的风险—一旦我们现有和未来的债务发生违约事件，我们的贷方和我们的债务证券持有人可以选择加速我们的全部或部分债务。Calcasieu项目或Plaquemines项目1期或2期的COD延迟超过一定期限也可能分别导致Calcasieu Pass信贷便利或Plaquemines信贷便利下的违约事件，和/或某些投资者行使介入权利以直接或间接控制我们的某些子公司和Calcasieu项目”和“——我们的项目建设延迟超过估计开发期可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性产生重大不利影响，前景和我们A类普通股的价格。”

此外，我们能否完成我们的项目，或在我们的项目上进行任何补强扩建，并在我们的每个项目上开始运营，或在我们的项目上进行任何补强扩建，取决于我们项目的建设完成情况，或我们项目上的任何补强扩建，根据我们的设计和质量标准。不符合这些标准的错误施工可能会对我们按预期时间表完成项目的能力产生重大影响，或对我们项目的任何附加扩建产生重大影响，也可能对设施的运营产生重大不利影响（例如，设备安装不当可能导致我们的设备寿命缩短、运营和维护成本增加或受影响设施的可用性或生产能力降低）。

按照商定的规范及时和具有成本效益地完成项目，或在我们的项目上进行任何补强扩建，是我们业务战略的核心，并且高度依赖于建筑承包商履行其在材料建筑合同下的义务。我们目前或有意承建商是否有能力按照我们的设计和质量标准以及我们的预期时间表完成我们的项目，取决于若干因素，包括此类建筑承包商是否有能力酌情：

 

•

保持自身的财务状况，包括充足的营运资金，以及偿债和其他负债的支付能力；

 

•

准确估计来自供应商和分包商等第三方的某些成本，包括材料、建造和制造成本；

 

•

应对设备故障、成本增加、交付延迟、进度变更和分包商不履约等困难，其中一些超出了他们的控制范围；

 

41

•

设计、设计、建造构成项目的设施按规范、按期运行；

 

•

聘请并留住第三方分包商，采购设备和用品；

 

•

吸引、发展和留住包括工程师在内的技术人才，并解决可能出现的任何劳工问题；

 

•

应对建筑行业的市场状况，包括近期人员短缺和近期运营成本增加；

 

•

解决与开始商业运营有关的可能出现的任何启动和运营问题；

 

•

张贴和维持所需的建设保证金或其他履约保证，并遵守其中的条款；和

 

•

对施工过程进行一般管理，包括与其他承包商、第三方承包商和监管机构进行协调。

尽管如果相关承包商未能履行其在适用协议下的义务，与我们承包商的协议可能会规定违约金，但这种失败可能会延迟或永久损害我们项目的运营，或我们项目的任何补强扩张。此外，我们可能有权获得的任何违约金可能会受到某些责任上限的限制，并且可能不足以支付我们遭受的损害，或者我们可能需要因任何此类延误或减值而向我们的客户或我们的贷方支付。此外，我们可能与我们当前或预期的承包商就施工过程或我们的施工合同的不同要素存在分歧，这可能导致根据相关合同主张权利和补救措施，从而导致项目成本增加，或我们项目的任何补强扩建，或该承包商不愿意在我们的项目上进行进一步的工作，或在我们的项目上进行任何补强扩建，或支付违约金。例如，我们与Kiewit就某些有争议的成本和奖金存在分歧，Kiewit是我们提交仲裁的Calcasieu项目的EPC承包商。此类纠纷在2024年得到完全解决，总共向Kiewit支付了约3.2亿美元。

此外，如果我们当前或有意的承包商，或其任何提供履约担保、信用证或类似信用支持的母公司或关联公司，完成任何重大收购、处置、重组或其他战略交易，或陷入破产或类似程序，我们根据我们的设计和质量标准并按照我们的预期时间表完成我们的项目或在我们的项目中进行任何补强扩张的能力，以及我们根据任何此类履约担保、信用证或类似信用支持进行追偿的能力，可能会受到不利影响。

例如，Plaquemines项目是根据我们与KZJV，LLC或KZJV（一家由家乐氏 Brown & Root LLC或KBR EPC成员拥有的有限责任公司）及Zachry Industrial，Inc.或Zachry Industrial订立的两份综合EPC合同（每期一份）或Plaquemines EPC合同进行建设。2024年5月，Zachry Industrial与Zachry Holdings，Inc.或Zachry Holdings（Plaquemines项目EPC合同下的母公司担保人之一）及其某些关联公司根据美国破产法第11章或Zachry破产申请破产保护。尽管根据我们的理解，KZJV、Zachry Industrial和KBR EPC成员致力于避免Plaquemines项目受到任何干扰，但无法保证Zachry破产不会对项目产生重大不利影响。特别是，破产法院可以授权Zachry Industrial和/或Zachry Holdings采取可能对KZJV、Plaquemines项目、Plaquemines EPC合同以及相关履约担保和母公司担保产生不利影响的各种行动，包括拒绝或以其他方式损害Zachry Holdings的母公司担保、寻求出售Zachry Industrial在KZJV的权益或以其他方式将其货币化，或以其他方式拒绝Zachry Holdings及其关联公司与Plaquemines EPC合同有关的任何合同义务。此外，Zachry

 

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破产可能导致行使与KZJV有限责任公司协议和任何相关安排有关的任何适用的终止权或介入权以及KBR EPC成员与Zachry Industrial或其母公司担保人之间关于KZJV合资企业及其各自与Plaquemines EPC合同有关的义务的纠纷，这可能会对KZJV、其成员或其母公司的担保人履行其与Plaquemines EPC合同和相关母公司担保有关的各自合同义务的意愿或能力产生不利影响。此类事件也可能构成Plaquemines EPC合同项下的违约事件。如果KZJV无法或不愿意按照Plaquemines EPC合同的协商条款和时间表履行，我们可能会决定聘请替代EPC承包商，这可能会导致材料成本增加和/或Plaquemines项目两个阶段实现商业运营的能力延迟。也无法保证我们将能够以类似条款与任何此类替代EPC承包商签订EPC合同，或者根本无法保证。此外，Zachry破产导致Plaquemines项目相关项目融资项下的违约事件。虽然相关贷方放弃了这类违约事件，但无法保证他们将放弃未来发生的任何进一步违约事件，而任何这类进一步违约事件的发生，如果不被放弃，将允许贷方加速此类项目融资并取消担保此类融资的抵押品的赎回权。上述任何情况都可能导致Plaquemines项目的实质性延误或终止，并可能对我们按预期时间表和预算完成Plaquemines项目的能力产生重大不利影响，或者根本不影响。此外，如果我们无法根据Zachry Holdings的母公司担保进行追偿，我们可能无法全额追偿我们根据Plaquemines EPC合同有权获得的任何损害赔偿或其他金额，即使KBR，Inc.和Zachry Holdings的母公司担保规定了连带责任。

如果任何承包商或供应商因任何原因不能或不愿意根据其各自协议的谈判条款和时间表履行或终止其协议，我们将被要求聘请替代承包商或供应商。这可能会导致重大的项目延误和成本增加，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们并未就CP2项目、CP3项目或Delta项目订立所有最终协议，因此无法保证我们将能够及时或按照我们可接受的条款这样做。

迄今为止，我们尚未与开发和建设CP2项目所需的主要供应商和承包商订立所有必要的最终协议，但与Baker Hughes美国能源服务 LLC或Baker Hughes LLC就CP2项目两个阶段的液化系统和动力岛系统签订的采购订单、CP2第一阶段EPC合同、与CB & I就CP2项目第一阶段签订的LNG储罐EPC合同、某些天然气前处理系统许可、工程和采购协议除外，和CP2项目围墙建设协议。此外，我们订立了Baker Hughes主协议，该协议就可用于（如适用）CP3项目、Delta项目以及我们未来可能开发的某些其他项目的液化系统和动力岛系统的潜在供应作出规定。此外，除Baker Hughes主协议外，我们并无与开发及建设CP3项目及Delta项目所需的主要供应商及承包商订立任何必要的最终协议。我们可能无法以我们可接受的条款或价格成功谈判CP2项目、CP3项目或Delta项目或我们未来可能开发的其他项目的未完成的必要最终合同。我们无法按照我们可接受的条款与这些承包商谈判和执行最终协议，可能会对我们完成CP2项目、CP3项目或Delta项目以及我们未来可能开发的任何项目的能力、我们预期的时间表和预算，或根本没有产生重大不利影响。

特别是，我们尚未就CP2项目二期、CP3项目或Delta项目订立EPC合同，因此无法保证我们将能够及时或完全这样做。如果我们

 

43

无法及时以我们可以接受的条款或与Calcasieu EPC合同、Plaquemines EPC合同和CP2 Phase 1 EPC合同中的条款类似的条款协商CP2项目2期、CP3项目或Delta项目的EPC合同，CP2项目2期的开发和建设可能会延迟或可能根本无法建造，以及CP2项目的建设成本，CP3项目或Delta项目可能比我们目前的估计更大。

上述任何情况都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们与项目开发和建设有关的某些合同安排包括终止权，如果行使这些权利，可能会对我们的项目产生重大不利影响。

我们与一个或多个项目的开发和建设有关的某些合同安排包括终止权或适用定价的变更，或将自动到期，如果某些条件未能在规定的截止日期前得到满足。

例如，根据Baker Hughes主协议，如果我们未能在某些相互商定的日期之前为我们未来的发展项目订立液化系统和动力装置的采购订单，或未能开始按期付款，那么Baker Hughes提供此类设备的义务将到期，除非Baker Hughes同意延长这些日期。此外，Baker Hughes已同意储备制造产能，用于制造将根据该协议供应的设备。虽然我们已执行Plaquemines项目和CP2项目的适用采购订单，但我们尚未执行任何CP3项目或Delta项目的此类采购订单。如果我们未在协议中的适用日期之前执行适用的采购订单，Baker Hughes可能会将相关制造产能用于其他目的，并且Baker Hughes根据协议交付的设备可能会延迟。根据我们预期的项目时间表，我们目前预计我们将能够在Baker Hughes主协议中的适用截止日期之前向Baker Hughes交付CP3项目的采购订单，以及Delta项目的采购订单，因为这些截止日期可能会不时修改。但是，如果某个项目因任何原因（包括本“风险因素”部分其他部分所述的原因）而延迟，则Baker Hughes对剩余交付设备的义务将到期，除非我们（i）交付适用的采购订单并开始按商定的时间表付款，或（ii）与Baker Hughes就延长协议项下适用的截止日期达成一致。无法保证我们将能够以我们可以接受的条款或根本无法谈判任何此类延期，或者我们将有财务资源在相关项目开始建设和融资之前就采购订单支付预定付款。

我们与承包商签订的任何最终协议的终止，或这些协议下定价的任何变化，都可能对我们按我们预期的时间表或预算完成Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目或Delta项目的能力产生重大影响，或者根本不影响。

我们对项目的估计成本一直是，并将继续是，由于各种因素而可能发生变化。

我们对液化天然气设施、相关设备和部件、天然气管道、液化天然气罐车以及其他天然气液化和出口设施的成本估算一直并将继续因我们无法控制的许多因素而发生变化。除其他外，这些因素包括：（i）通货膨胀因素，（ii）商品价格（特别是镍和钢铁）的变化，（iii）劳动力成本不断上升，（iv）供应链可用性，包括关键部件的可用性以及寻找和采购替代品的成本增加，（v）劳资纠纷，（vi）关税，（vii）施工或调试的意外延误，以及（viii）意外的维修、更换、整改或保修工作。这些因素在过去曾导致，并可能在未来导致（其中包括）施工或调试、维修或保修方面的延误

 

44

工作、成本超支和/或根据现有或未来建造合同更改订单或对其进行修订。此外，我们可能会决定或被迫对施工和/或供应合同进行修订，或向适用的承包商提交变更单，这可能会导致更长的工期、更高的成本或两者兼而有之。我们还可能决定或被迫花费额外资金，以维持建设计划、完成建设和调试，或遵守现有或未来的环境或其他法规。此外，我们对项目的估计成本不包括我们未来可能寻求的任何潜在补强扩张机会的估计成本。因此，实现完成液化天然气设施、相关设备和部件、天然气管道、液化天然气罐车以及其他天然气液化和出口设施的成本可能会比我们的成本估计高，可能是实质性的。如果我们遇到任何此类估计成本增加、延误或两者兼而有之的情况，完成一个液化天然气设施、其中一个阶段、相关设备和组件、天然气管道、液化天然气罐车以及其他天然气液化和出口设施所需的资金量，可能会超过我们的可用资金，并导致我们无法完成此类项目或资产，从而对我们的业务产生负面影响并限制我们的增长前景。

我们目前估计，Calcasieu项目的项目总成本将约为100亿美元，包括EPC承包商利润和应急费用、业主成本和融资成本。我们预计，实现Calcasieu项目COD的剩余项目成本将由我们根据项目融资安排在储备账户中持有的现金提供资金，这在我们的财务报表中反映为受限现金。然而，无法保证这些账户中持有的现金数量是否足以完成Calcasieu项目的建设并实现COD，包括，例如由于与正在进行的维修和更换相关的任何额外的意外费用或我们任何未决法律诉讼的不成功结果。请参阅“—我们将需要大量额外资金来建设和完成我们的某些项目，我们可能无法以可接受的条款按时获得此类融资，或者根本无法获得，这可能会导致我们的建设延误，导致流动性不足并增加总体成本”和“—与监管和诉讼相关的风险——如果我们在当前和未来与客户的任何潜在仲裁程序中不成功，我们需要支付的金额可能很大，并且我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能会导致我们加速偿还相关项目的所有债务。”

我们目前估计，Plaquemines项目的项目总成本约为225亿美元至235亿美元，包括EPC承包商利润和应急费用、业主成本和融资成本，其中截至2024年9月30日已支付约177亿美元。这一估计数部分基于根据Plaquemines EPC合同确定的目标成本，反映了与（其中包括）通货膨胀因素和维持项目进度的努力相关的增加，同时也保留了额外的应急资金（不影响可能用于项目成本的任何调试货物收益）。自Plaquemines项目2期的FID以来，VGLNG已向VGPL提供了几笔增量股权捐款，总额相当于23.5亿美元，以应对估计项目总成本的此类增加，如果项目总成本超过上述估计项目总成本范围的低端，并且这些费用超过可用的项目一级债务和股权融资以及出售委托货物的净收益，我们可能需要提供额外的增量股权捐款。根据Plaquemines信贷便利，如果此类捐款已用于支付Plaquemines项目的项目成本，则在满足Plaquemines建设定期贷款项下的某些条件后，由VGPL在我们的选举中向VGLNG偿还。完成Plaquemines项目的成本可能会进一步增加，这可能是重大的，原因是我们无法控制的许多因素，如上所述。因此，我们可能需要在未来作出额外的股权贡献或筹集额外的项目层面的股权融资或债务融资，以资助超出我们当前应急计划的任何此类估计项目总成本的增加，并且任何此类额外贡献或资金都可能是巨大的。

我们目前估计，CP2项目、CP3项目和Delta项目的总项目成本将分别介于约270亿美元至280亿美元、440亿美元至450亿美元和370亿美元至380亿美元之间，每种情况包括EPC承包商利润和应急费用、业主成本和融资成本，基本上所有这些都尚未获得资金。这些估算主要基于我们在Calcasieu项目和Plaquemines项目的建设成本经验，CP2 Phase 1中包含的定价

 

45

EPC合同，并反映了当前的通胀环境以及CP2项目、CP3项目和Delta项目的管道预计将比Calcasieu项目和Plaquemines项目的管道更长和更昂贵的事实。预计CP3和Delta项目的规模也将大于我们的前三个项目，预计铭牌产能分别为30.0 mtpa和24.4 mtpa。此外，迄今为止，尚未就CP3项目或Delta项目进行任何实质性建设工作，我们尚未就CP2项目、CP3项目或Delta项目订立若干重大合同（包括CP2项目二期的EPC合同，或CP3项目或Delta项目的任何部分），而我们的实际成本可能与我们的初步估计有很大差异，具体取决于我们可能就这些合同同意的条款。无法保证我们将能够按照与Calcasieu EPC合同、Plaquemines EPC合同或CP2 Phase 1 EPC合同相同或基本相似的条款，订立建设CP2项目、CP3项目、Delta项目或我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施所需的合同。因此，我们的成本估算仅是CP2项目、CP3项目和Delta项目的实际建设和融资成本的近似值。

此外，我们现有的EPC合同下的成本补偿安排规定，EPC承包商将获得与相关工作相关的所有可补偿成本的补偿，虽然EPC承包商的利润率将随着成本超支金额的增加而下降，但我们有义务向EPC承包商补偿根据EPC合同产生的所有可补偿成本。然而，我们未来订立的EPC合同可能不包括类似的成本保护，这可能导致我们的其他项目出现更大的成本超支。我们任何项目的建设成本的任何增加都可能对我们的业务计划和相关项目的可行性产生不利影响，并可能对我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。另见“—各种经济和政治因素，包括环境或其他公共利益团体的反对，可能对我们项目的时间安排或整体开发、建设和运营产生负面影响，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。”

我们对任何液化天然气设施、相关设备和组件、天然气管道、液化天然气罐车、再气化设施以及我们未来可能决定开发的其他天然气液化和出口设施（包括现有设施的任何扩建）的成本估计将受到类似的不确定性和潜在变化的影响。例如，随着我们与承包商就任何此类项目进行谈判并敲定协议，我们的成本估算可能会继续增加。我们任何项目的建设成本的任何增加都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们的项目建设延迟超过估计的开发期可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们的A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们目前完成项目的时间表可能最终无法实现。例如，我们按预期时间表完成项目的能力取决于我们收到和维持所需的监管批准和许可，以及我们的承包商正在完成的各种活动。请参阅“—我们依赖我们的承包商来成功完成我们的项目以及我们可能追求的项目的任何附加扩张机会，我们的承包商未能履行其合同义务可能会对我们的项目产生重大不利影响”和“—与监管和诉讼相关的风险——我们可能无法为我们的项目获得政府和监管机构所需的批准和许可。”任何重大的建设或调试延迟都可能增加相关项目的总成本，并将导致我们的项目建设完成的延迟，其中任何一项都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

 

46

此外，我们的项目建设延迟超过估计的开发期可能会对我们的合同产生重大不利影响。例如，我们在与某些必要的维修和更换相关的Calcasieu项目的调试方面经历了意外的延迟。因此，我们预计Calcasieu项目的COD将晚于最初的预测，同时与调试、结转完成、整改和某些其他项目相关的重要工作正在完成。尽管我们目前在开始商业运营之前通过销售Calcasieu项目的液化天然气调试货物产生收入，但在我们在该项目实现COD之前，我们不会在COD后SPA（包括公司间过剩产能SPA）下产生任何收入或现金流。此外，未能在某个日期实现项目的项目完成日期可能会导致相关项目融资项下的违约事件，并且基于交叉违约，可能会导致我们针对该项目的其他融资协议项下的违约事件或其他情况。任何此类违约事件将使适用的债务持有人有权行使某些补救措施，包括加速其各自债务工具下的债务义务，并取消为此类债务提供担保的所有抵押品的赎回权，这些抵押品基本上代表了相关项目的所有资产，这可能严重损害我们的业务并导致对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们的A类普通股价格产生重大不利影响。请参阅“——与我们的债务和融资相关的风险——一旦发生我们现有和未来债务下的违约事件，我们的贷方和我们的债务证券持有人可以选择加速我们的全部或部分债务。Calcasieu项目或Plaquemines项目的第1或2期的COD延迟超过特定期限也可能分别导致Calcasieu Pass信贷便利或Plaquemines信贷便利下的违约事件，和/或某些投资者行使直接或间接控制我们的某些子公司和Calcasieu项目的介入权利。”

项目生产和装载液化天然气以供销售的能力的任何延迟或我们的项目完成的延迟都可能导致延迟收到预计来自销售液化天然气委托货物和/或COD后SPA的收益，或在出现重大延迟的情况下导致一个或多个客户的损失。特别是，我们的每个COD后SPA都规定，如果此类项目未在相关截止日期前实现COD，交易对手可以终止该SPA，并且此类交易对手也可以就合同损害提出索赔。请参阅“—与监管和诉讼相关的风险—我们参与并可能在未来卷入纠纷和法律诉讼”和“—与监管和诉讼相关的风险—如果我们在当前和未来与客户的任何潜在仲裁程序中不成功，我们需要支付的金额可能很大，并且我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能会导致我们加速相关项目的所有债务。”

我们依赖第三方供应商和服务提供商为我们的项目提供某些服务和设备。

我们依赖第三方供应商和服务提供商向我们的项目提供某些服务、供应、产品和设备。我们与这些第三方就此类服务、供应、产品和设备订立了协议。然而，我们的第三方供应商和服务提供商根据其协议成功履行职责的能力取决于许多因素，包括他们能够：

 

•

保持自身的财务状况，包括充足的营运资金，以及偿债和其他负债的支付能力；

 

•

准确估算一定成本；

 

•

第三方设备达到质量或性能标准；

 

•

采购设备和用品；

 

•

高效地执行必要的工作和服务；和

 

•

吸引、发展和留住技术人才。

 

47

如果任何第三方供应商或服务提供商由于任何原因无法或不愿意根据其各自协议的条款履行或终止其协议，我们可能需要聘请替代供应商或服务提供商。这可能会导致重大的项目延误和成本增加，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

各种经济和政治因素，包括环境或其他公共利益团体的反对，可能对我们项目的时间安排或整体开发、建设和运营产生负面影响，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

我们在我们的项目（分别于2022年1月和2024年12月开始生产液化天然气的Calcasieu项目和Plaquemines项目除外）或我们可能决定在未来开发的任何其他天然气液化和出口设施（或现有设施的扩建）中开始液化作业和生产液化天然气的能力取决于相关设施的建设（或其扩建），这将需要花费可能超过我们估计的大量资本。我们的项目的开发和建设以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施（或现有设施的扩建）需要数年时间，并可能因以下因素而延迟：

 

•

我们从建设或运营相关项目所需的监管机构和第三方获得或维持必要的许可、执照和批准的能力；

 

•

我们就相关项目场地订立最终土地租赁的能力；

 

•

确定与相关项目现场有关的任何不利问题；

 

•

我们获得建造相关项目现场与天然气供应商互联所需管道所需的路权许可、服务或其他类似产权的能力；

 

•

我们有能力管理Plaquemines EPC合同、CP2第1期EPC合同，并成功地就CP2项目的第2期、CP3项目、Delta项目和我们开发的任何未来项目与EPC承包商谈判达成最终协议，以及就我们的每个项目及时与相关项目的开发和建设所需的其他顾问、承包商和顾问进行谈判；

 

•

我们有能力为CP2项目、CP3项目、Delta项目或我们为支持每个此类项目的FID而开发的任何未来项目的预期铭牌容量的足够部分维持或确保确定的COD后SPA；

 

•

我们有能力以令人满意的条件获得必要的额外资本或融资，或完全有能力开发CP2项目、CP3项目和Delta项目以及任何额外项目；

 

•

在相关项目现场发现需要对相关项目进行调查、整治或其他变更的环境状况；

 

•

我们的承包商未能履行其合同项下与相关项目的开发和建设有关的义务，或与其就合同义务存在分歧；

 

•

随着施工的进行，我们可能会决定或被迫向我们的承包商提交变更单，这可能会导致更长的施工周期和高于预期的施工费用；

 

•

不可抗力事件、自然或人为灾害、恐怖袭击或破坏；

 

•

材料短缺或材料交付延误；

 

•

气候条件和潜在气候变化、飓风、恶劣天气事件和其他灾难的影响，如爆炸、火灾、洪水和事故；

 

•

地方和一般经济和基础设施条件；

 

48

•

政治动乱或当地社区抵制或环境团体和其他倡导者的抵制或对土著人民的影响或土著人民因健康、安全、环境或安全或其他关切而对相关项目的发展产生的影响；

 

•

我们吸引足够熟练和非熟练劳动力的能力、任何劳资纠纷的存在、我们与承包商保持良好关系以便在预期参数范围内建设相关项目的能力以及这些承包商履行义务的能力；

 

•

经济衰退、利率上升或其他可能影响以商业上合理的条款为液化天然气项目提供充足融资的事件；

 

•

液化天然气价格下降，可能会降低与液化天然气项目投资相关的预期收益；和

 

•

液化天然气设施及其他天然气液化和出口设施的建设、扩建和运营所固有的其他风险。

其中许多因素是我们无法控制的。例如，在2023年12月11日致DOE的一封信中，一个由200多个环保组织组成的联盟呼吁DOE拒绝给予非FTA国家CP2项目的出口许可，理由是据称这不符合公共利益。2024年1月，拜登政府宣布暂时暂停向非自贸协定国家出口天然气的新授权，同时美国能源部开展研究，更新其关于出口是否“不违背公共利益”的分析。请参阅“—与监管和诉讼相关的风险—我们的项目可能无法从政府和监管机构获得所需的批准和许可。”

更普遍地说，许多液化天然气和天然气基础设施项目的监管批准过程变得越来越缓慢和更加困难，部分原因是联邦、州和地方对天然气勘探和生产、管道活动和相关环境影响的担忧，以及对天然气行业和相关基础设施的反对增加。此外，即使获得了监管批准和授权，也越来越多地受到活动人士的司法质疑，他们要求暂停、撤销和撤销已发布的批准和授权。越来越多的反对和监管挑战可能会损害我们获得和维持必要监管批准的能力。例如，2024年11月27日，针对项目反对者质疑FERC对CP2项目的授权，FERC发布了一项重审命令，该命令普遍驳回了反对CP2项目的论点，并指出其对授权令仍然充满信心，但决定部分“搁置”其先前的分析，以启动对该项目某些离散潜在影响的补充环境审查。因此，FERC表示，在FERC发布进一步的案情命令之前，不会颁发继续施工的授权。CP2项目的反对者也已就CP2项目的初步FERC授权向美国华盛顿特区巡回上诉法院提出上诉。

无法保证我们现有或未来的监管批准不会受到其他法律挑战，或此类批准不会被重新审查、撤销、推翻、更改或以其他方式修改，其方式不利于我们一个或多个项目的开发、建设或运营或更广泛地影响我们的业务。如果我们因现有监管批准的任何变化而被要求修改我们的活动，这种影响可能会增加我们的项目成本、延迟我们的项目时间表、影响我们完成计划项目的能力，或者如果我们无法履行我们在先前存在的商业协议下的承诺，则会导致第三方的索赔，所有这些都可能对我们的业务产生重大不利影响。我们项目完成的任何延迟，如果使我们无法在预期的情况下生产和装载液化天然气，也将导致延迟收到由此产生的收入，可能要求我们向与我们签订了最终SPA的选定客户支付损害赔偿，或者，如果出现超过某些时间段的重大延迟，允许客户终止其对我们的合同义务。请参阅“—我们的项目建设延迟超过预计开发期可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们的A类普通股价格产生重大不利影响。”

 

49

此外，我们项目的顺利完成还受到成本超支、进度延误、天气中断、劳资纠纷和其他因素的风险，其中任何一项都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。另见“—我们项目的建设，以及我们的运营，受到重大危险和未投保风险的影响，其中一项或多项可能会给我们造成重大负债和损失”和“—我们对我们项目的估计成本一直并将继续因各种因素而发生变化。”

如果我们没有获得权利，或者如果我们失去了将我们的任何项目的某些横向管道、长程管道或任何其他管道基础设施放置在第三方拥有的财产上的权利，或者如果我们没有及时完成这些管道的建设，我们的业务可能会受到重大不利影响。

我们希望通过我们计划作为这些项目的一部分建设的某些横向和更长距离的管道连接获得我们项目的运营和调试过程所需的天然气，每一个管道都将把相关的液化天然气设施连接到一个或多个第三方管道。虽然Calcasieu项目和Plaquemines项目的横向管道都已完成，但这些设想中的管道基础设施大部分尚未完成。由于我们正在通过CP2项目、CP3项目和Delta项目扩大我们的开发足迹，这些项目的生产能力将需要天然气量，这就需要建设更长的州际和州内管道，以提供来自二叠纪、海恩斯维尔、西海恩斯维尔、伊格尔福特、中大陆页岩和其他地层的增量接入和输送能力。在其预期的峰值产能下，我们预计这三个开发阶段项目将分别需要大约4.3、6.5和5.3 bcf/d的供气量。我们计划独立建设重要的48英寸压缩管道基础设施，并与某些合格的第三方合作建设，足以为这些项目主要从二叠纪、海恩斯维尔和西海恩斯维尔页岩区采购所需的天然气。及时完成此类管道将面临众多风险，例如与我们的第三方合作伙伴的接口风险、天气延误、事故、无法获得所需的通行权和服务以及监管批准。参见“业务—关键、互补资产—天然气供应与运输。”

我们预计不会拥有或租赁我们预计将在其上建造管道基础设施的绝大多数土地，这些基础设施将把我们的项目与第三方管道和其他天然气来源连接起来。因此，我们需要确保该管道基础设施建设所必需的服务、通行权和类似权利。尽管我们已就Calcasieu项目的TransCameron管道路线和Plaquemines项目的Gator Express管道路线上的所有土地获得永久服务，但我们已就其获得此类权利的某些区域目前承受着高于我们权利的抵押贷款。虽然我们获得的服务通常包含要求相关土地所有者使用商业上合理的努力向我们提供从属、不干扰和律师协议或SNDA的条款，但如果我们提出要求，则无法保证任何此类SNDA或我们采取的任何其他措施将导致我们对这些土地拥有足够的不动产权利。此外，就我们计划开发的其他管道而言，我们尚未获得建设预期将这些项目连接到第三方管道和其他天然气来源的管道基础设施所需的所有权利，并且无法保证我们将能够以我们满意的条款获得必要的产权，或者根本无法获得。

由于这些因素，我们的CP2项目、CP3项目和Delta项目的管道基础设施受制于获得必要的土地使用权的成本增加的可能性。如果我们无法获得这些权利，或者我们将失去与项目相关的任何此类权利，或者如果我们被要求搬迁我们的任何管道基础设施，我们的业务可能会受到重大不利影响。

 

50

无法保证我们的项目将获得建设所需的当地政府和社区支持。

我们项目的开发建设，需要对项目所在地有管辖权的地方政府的支持和批准，需要所在社区的支持。虽然我们相信我们在我们的项目所在的Cameron Parish和Plaquemines Parish拥有必要的当地政府和社区支持，但无法保证我们能够保持这种支持，或者我们将在未来可能开发的其他项目中获得这种支持。任何未能为我们的项目，或我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施获得或维持必要的当地政府和社区支持，都可能对我们按预期时间表开发和建设该项目的能力产生重大不利影响，或者根本没有影响。

我们在我们的项目或我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施的场地上的不动产权利可能会受到优于我们不动产权利设保人的其他权利的不利影响。

Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目、Delta项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施（包括现有设施的任何扩建）很可能位于受长期服务、租赁、路权和与土地所有者的类似协议约束的土地上。受这些服务期、租约、通行权和类似协议约束的土地所有权权益可能受制于抵押担保贷款或其他留置权（如税收留置权）以及在我们的服务期、租约和通行权之前创建的第三方的其他服务期、租赁权和通行权。因此，我们在这些奴役、租约或通行权下的某些权利可能受制于这些第三方的权利，并且从属于这些第三方的权利。

我们执行产权搜索、获得产权保险并签订非干扰协议，以保护自己免受这些风险的影响。然而，这些措施可能不足以保护我们的运营项目免受Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目、Delta项目或我们可能决定开发的任何未来天然气液化和出口设施所在土地的使用权遭受损失或损害的所有风险。

我们的项目或任何其他未来项目所在土地的使用权的任何此类损失或限制，以及此类土地到期租金的任何增加，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们的A类普通股价格产生重大不利影响，也可能对我们为相关项目获得必要的额外资本的能力产生不利影响。

我们在项目中使用的天然气液化系统和中型设计是我们和Baker Hughes开发的此类尺寸模块中的第一个，并且无法保证这些模块或我们的项目将在长期内实现我们预期的性能水平或其他收益。

我们正在使用由Baker Hughes提供的天然气液化系统来建设我们的项目，该系统部署在我们开发的独特的中型工厂建造配置中。虽然Baker Hughes之前已经开发出了利用更大和更小模块的液化系统，但我们现在使用的特定液化模块是Baker Hughes生产的这种尺寸模块中的第一个，因此这种尺寸模块的配置、生产、运输、安装和调试尚未在LNG项目中进行测试，除了Calcasieu项目和Plaquemines项目。因此，尽管Calcasieu项目目前生产液化天然气，但可能存在尚未确定的与此设计有关的问题，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。虽然Baker Hughes有义务确保液化系统满足最低履约保证，但不能保证液化系统能够满足最低履约保证或在设施的整个运营寿命期间保持此类履约保证。

 

51

根据Baker Hughes主协议，我们有权要求Baker Hughes就其提供的液化、动力和增压压缩机设备的长期维护、维修和保养就特定条款订立长期服务协议。虽然我们与Baker Hughes就Calcasieu项目订立了长期服务协议，根据该协议，Baker Hughes保证其提供的某些液化和动力系统的最低性能和操作可用性，但我们尚未就Plaquemines项目或任何其他项目的任何此类长期服务协议协商最终条款。尽管我们在Baker Hughes主协议下享有权利，但无法保证我们将按照我们目前预期的相同条款与Baker Hughes订立长期服务协议。如果我们在新技术方面遇到问题，例如，比我们目前预期的更高的运营或维护费用、更低的性能标准或更多的停机时间，我们的项目可能无法生产我们预期的液化天然气数量或数量，我们的项目可能会被推迟，我们项目的财务可行性可能会受到不利影响。任何这些因素都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们项目的分阶段调试启动将使我们面临额外的风险。

我们的液化天然气项目的独特配置要求我们的每个项目（及其阶段）都有一个分阶段的调试启动过程，这通常会导致更长的调试过程。任何调试过程的长度取决于与设备性能以及为该设备和整个设施建立可靠和安全操作的能力相关的许多因素。请参阅“与我们的项目和其他资产相关的风险——我们从销售委托货物中产生收益的能力受到此类收益的重大不确定性和波动性的影响。Calcasieu项目的此类销售的历史收益，由于我们正在进行补救的设备可靠性方面的意外挑战而延长了调试期，可能无法表明调试期的持续时间或任何未来期间或我们的任何其他项目的收益金额”。例如，一旦我们有足够的电力运行第一台前处理机组，并且为特定项目安装了第一台LNG储罐和第一台气体前处理机组，我们计划分阶段开始相关设备的调试启动。一个项目的液化块、动力岛系统、前处理系统等设备的这种顺序投运，存在几个风险，其中有些风险我们可能不知道。

例如，同时建设特定的液化天然气设施和在该设施生产液化天然气可能会使我们和我们的第三方承包商面临额外的安全隐患，以及与设施分阶段调试启动期间管理这些安全隐患相关的额外费用。为成功实施我们的分阶段调试启动，我们的EPC承包商将被要求制定和实施安全工作计划。此外，我们将需要FERC的额外监管批准，包括批准我们的EPC承包商的安全工作计划，以便在建设完成之前在一个设施实施我们的分阶段调试启动。在实施分阶段启动我们的设施所需的任何措施或获得任何必要的监管批准方面的任何延误，以及与分阶段启动我们的设施相关的任何额外成本，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们现在和将来都依赖第三方工程师来估计我们项目的未来产能评级和性能能力，这些估计可能被证明是不准确的。

我们现在和将来都依赖第三方，主要是建筑承包商，提供我们对我们项目的未来产能评级和性能能力估计所依据的设计和工程服务。如果我们的项目的任何液化设施在建成后未能达到我们预期的容量评级和性能能力，本招股说明书中所载的估计可能不准确。我们的项目的任何液化设施未能达到我们预期的产能评级和

 

52

履约能力可能会阻止我们满足在COD后SPA下实现COD开始日期所需的性能测试，并导致我们生产的液化天然气数量未能达到我们对客户的合同交付义务，并可能对我们的业务、合同、经营业绩、财务状况、现金流、流动性、融资要求、前景和我们的A类普通股价格产生重大不利影响。此外，在我们实现相关项目的COD之前，我们不会根据我们的COD后SPA（包括Calcasieu基金会SPA）或通过向第三方销售公司间过剩产能SPA涵盖的过剩产能而产生任何收入或现金流。

此外，未能在某个日期实现项目的项目完成日期可能会导致相关项目融资项下的违约事件，并且基于交叉违约，可能会导致我们针对该项目的其他融资协议项下的违约事件或其他情况。此外，根据某些融资协议，我们可能被要求（i）维持特定项目的所有重大项目协议，包括相关的EPC合同，并（ii）在所有重大方面遵守该项目的重大项目协议项下的付款和其他重大义务，并且在任何适用的补救期之后，任何违反此类要求的行为都可能导致我们根据该项目的其他融资协议或其他方式发生违约事件。任何此类违约事件都将使适用的债务持有人有权行使某些补救措施，包括加速履行各自债务工具下的债务义务。请参阅“—我们的项目建设延迟超过估计的开发期可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们的A类普通股价格产生重大不利影响。”

我们项目的天然气管道和横向管道连接的建设和运营受到多项监管批准、开发风险、运营危险和其他风险的影响，这可能导致成本超支和延误，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们的A类普通股价格产生重大不利影响。

我们仅完成了我们的一个天然气管道项目—— TransCameron管道的建设。我们的另一条管道，即Gator Express管道，在2023年10月实现机械完工后已接近完成，于2024年4月引入天然气进行调试活动，并于2024年5月和2024年12月将其支路投入使用。我们未来的建设和运营，为我们的项目规划的天然气管道和管道连接，包括正大快线天然气管道、CP3项目所需的管道和德尔塔快线天然气管道，受到众多因素导致的任何建设项目固有的延迟或成本超支的风险，包括但不限于以下因素：

 

•

未能获得并保持政府和监管机构的相关批准和许可；

 

•

在以合理条件获得或未能获得足够的股权或债务融资方面遇到困难或延误；

 

•

在为我们的任何项目聘请天然气管道和横向管道连接建设所需的合格承包商方面存在困难；

 

•

设备、材料或熟练劳动力短缺；

 

•

自然灾害和灾难，如飓风、爆炸、火灾、洪水、工业事故和恐怖主义；

 

•

订购物资交付出现计划外延误；

 

•

EPC生产力要素实现、停工和劳资纠纷；

 

•

在取得或未能取得足够的不动产权益方面遇到困难或延误，以建造和安置管道及相关设施；

 

53

•

对额外改进的意外或意外需求；

 

•

意外的额外材料数量和工时；和

 

•

不利的总体经济状况。

超出估计开发期的延误以及成本超支，可能会使完成成本超过目前估计的数额，这可能要求我们获得额外的资金来源来为这些活动提供资金。管道完工的任何延迟也可能导致我们的项目开始商业运营的延迟，即使这些项目已基本完成商业运营。因此，天然气管道和横向管道连接建设的任何重大建设延误，无论原因为何，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

如果与我们的管道和设施互联的第三方管道和其他设施无法或无法运输天然气，或者如果互联的第三方管道的容量或分配减少，这可能会导致运输到我们设施的数量减少，并可能对我们的业务、财务状况、经营业绩、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们依赖并将继续依赖与我们的项目相互连接的第三方管道和其他设施，为我们的液化和出口设施提供材料气体输送选择。我们已与多条管道就向Calcasieu项目和Plaquemines项目输送天然气订立多项协议。向Calcasieu项目和Plaquemines项目的天然气运输已通过大约20年的运输安排组合获得保障，包括与Texas Eastern Transmission LP、ANR Pipeline Company、Sabine、Columbia Gulf和Tennessee Gas Pipeline的协议。我们也正在为我们的其他项目承包或开发所需的运输能力。我们对这些管道或未来可能与我们的项目互联互通的某些其他第三方管道和管道设施的运营、开发、扩建或维护没有任何控制权。

天然气管道的设计、建设和运营属于高度规范的活动。建设和运营州际天然气管道需要根据NGA第7条获得FERC的批准，以及其他几项重要的政府和监管批准和许可，这些批准可能会受到司法上诉。我们和我们的SPA客户都无法控制第三方管道获得、维护或遵守任何此类监管批准和许可的能力。

此外，如果我们对项目设施进行扩建，互联管道上的容量可能不足以容纳我们可能建造的额外液化列车。此外，如果我们需要更换我们的一项或多项互联互通协议或签订额外协议，我们可能无法以商业上合理的条款或根本无法这样做。

如果我们无法确保任何必要的管道互连，或者如果由于未能获得或维持监管批准或许可、维修、设施损坏、缺乏能力或任何其他原因，我们目前所依赖的任何第三方管道或管道连接无法用于当前或未来的天然气量，我们继续从生产地区向我们的项目运送天然气的能力可能会受到限制，这可能会对我们的业务和运营以及我们根据SPA履行职责的能力产生重大不利影响。

新造或收购的液化天然气油轮的交付延迟，以及价格或建造成本的增加，可能会损害我们的经营业绩。

向我们交付新建液化天然气油轮可能会延迟、不会完成或取消，这将延迟或消除我们与寻求交付液化天然气的现货和定期客户优化合同的能力。The

 

54

如果造船商、卖方或我们未履行某些义务，包括未能支付此类协议要求的任何剩余金额，相关造船商或第三方卖方可能无法交付新建的液化天然气罐车，或者相关造船合同或收购协议可能被取消。此外，我们可能租用液化天然气罐车的第三方可能无法向我们交付此类液化天然气罐车，或者此类交付可能会延迟。如果目前签约收购的任何新建液化天然气油轮的交付，或我们与第三方签约包租的任何液化天然气油轮，或未来收购或包租的任何液化天然气油轮的交付出现重大延迟，可能会对我们的业务产生不利影响，我们可能无法实现运营我们的液化天然气油轮船队的预期收益。

我们接收新造船可能会被延迟、取消或以其他方式未能完成，原因包括：质量或工程问题或未能按照规格交付液化天然气油轮、政府法规或海事自律组织标准的变化、第三方供应商延迟交付设备、造船厂停工或其他劳资纠纷、造船厂破产或其他财务或流动性问题、造船厂订单积压、船舶建造所在国家或地区的政治或经济动荡、天气干扰或灾难性事件，短缺或延迟接收必要的建筑材料，如钢材，以及我们无力为购买液化天然气油轮提供资金。

此外，新建船舶的合同使我们面临交易对手风险。我们的每个交易对手履行与我们签订的合同项下义务的能力和意愿将取决于我们无法控制的若干因素，其中包括（其中包括）一般经济状况、液化天然气航运业的状况、我们交易对手的整体财务状况、液化天然气货物的现行价格、特定类型液化天然气油轮收到的费率以及各种费用。如果我们的交易对手未能履行其对我们的义务或试图重新谈判我们的协议，如果我们的交易对手未能按照相关合同条款交付LNG油轮，或者如果交易对手未能履行其在合同项下对我们的义务，我们可能会蒙受重大损失，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

此外，根据各自合同中包含的调整条款，我们签约收购的液化天然气油轮的最终成本可能会增加。截至2024年9月30日，根据我们现有的收购液化天然气油轮的合同，仍需支付总计约12亿美元。我们可能会决定筹集额外资金，以根据此类合同为我们剩余的付款承诺提供资金。我们获得可能用于提供额外资金以支付我们的液化天然气油轮所有成本的融资的能力将部分取决于我们无法控制的因素。因此，我们可能无法以我们可以接受的条款获得融资，或者根本无法获得融资，这可能会影响我们根据合同支付款项以在到期时购买液化天然气油轮的能力。任何未能根据任何现有或未来收购液化天然气罐车的合同支付款项都可能导致我们新建液化天然气罐车的交付延迟，或可能导致我们收购液化天然气罐车的合同项下的违约事件。此外，如果我们无法根据现有合同支付任何款项以在到期时购买液化天然气罐车，我们可能会失去我们获得此类液化天然气罐车的权利以及我们获得根据适用合同已支付的某些金额的退款的权利。

我们的液化天然气油轮船队的交付延迟，或建造和收购方面的短缺，可能要求我们包租或分包第三方液化天然气油轮，这可能使我们承担额外的责任，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。见“—我们的LNG油轮船队的管理和运营以及第三方船只的分租将涉及重大风险。”

我们的LNG油轮船队的管理和运营以及第三方船只的分租将涉及重大风险。

透过若干全资附属公司，除已交付的两艘新造液化天然气罐车外，我们已订立合约，以收购另外七艘液化天然气罐车，目前

 

55

正在建设中，并将在2025年和2026年滚动交付，这将用于向现货和定期客户提供额外的选择权，并为我们现有的单一COD后DPU SPA和未来以交付方式销售LNG的任何SPA提供服务。在交付每一艘液化天然气油轮后，我们计划通过我们的子公司管理和运营这类油轮。此外，我们已经包租，并预计我们将继续包租，液化天然气油轮，以补充我们的全资船队。我们正在建立我们的团队，以管理和运营我们的液化天然气油轮船队，因此，随着我们扩大该团队并扩大我们的液化天然气油轮船队，我们将面临各种新的运营风险。在我们分包第三方船只的情况下，我们也将面临运营风险。例如，我们将面临以下与液化天然气罐车运营有关的风险：

 

•

公司在管理和运营我们自己的液化天然气油轮船队方面的有限业绩记录；

 

•

执行低于预期水平的效率或能力或要求更改持续运营的规格；

 

•

设备出现故障或故障或物资短缺或延迟交付；

 

•

与我们运营中使用的油轮或拖船的运营商和服务商相关的风险；

 

•

我们或相关基础设施的任何承包设施、港口或其他运营商的操作错误。

 

•

未能维持所需的政府或监管机构批准、许可或其他授权；

 

•

事故、火灾、爆炸或其他事件或灾难；

 

•

缺乏足够和合格的人员来适当配备和操作液化天然气罐车；

 

•

潜在的劳动力短缺、停工或工会纠纷；

 

•

我们可能无法招募和保留一支团队来管理和运营我们的液化天然气油轮船队和任何分租的第三方船只；

 

•

与天气有关或自然灾害造成作业中断；

 

•

污染、释放或接触有毒物质或环境污染，包括海上事故和溢漏，影响作业；

 

•

任何车队相关协议的任何交易对手无法或未能履行其合同义务；

 

•

在我们收到我们的LNG油轮交付或分包第三方船只后，我们的客户对航运服务缺乏需求；

 

•

因定期或不定期维修而无法供应；和

 

•

沿海航运法的潜在变化可能会影响我们的液化天然气油轮和分租的第三方船只从事沿海贸易的能力。

因此，除了我们目前的运营风险外，我们还将面临与液化天然气罐车运营相关的风险，这些运营是复杂的、技术上具有挑战性的，并受到机械风险和问题的影响。特别是，海上液化天然气作业面临多种风险，其中包括海洋灾害、海盗行为、恶劣天气、机械故障、环境事故、流行病、搁浅、火灾、爆炸和碰撞、人为失误以及战争和恐怖主义。涉及我们的货物或我们的任何液化天然气油轮或分租的第三方船只的事故可能导致人员死亡或受伤、财产损失或环境损害；货物交付延误；收入损失；政府罚款、处罚或限制开展业务；更高的保险费率；以及对我们的声誉和客户关系的普遍损害。任何这些情况或事件都可能增加我们的成本或降低我们的收入。

如果我们的液化天然气油轮，或者我们分租的任何船只，因为这样的事件而受到损害，他们可能需要修理。LNG罐车的维修和保养成本难以预测，可能导致

 

56

高于预期的运营费用或需要额外的资本支出。在维修这些液化天然气罐车时分租替换罐车的收益或成本损失可能对我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

如果我们的一艘液化天然气油轮或我们分租的任何船只涉及潜在环境影响或污染风险的事故，由此产生的媒体报道和潜在责任，包括监管处罚、制裁、罚款和诉讼，可能会对我们的声誉、我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。我们的一艘液化天然气油轮发生事故也会分散我们管理团队的注意力。我们预计我们的海上运营费用将取决于多种因素，包括船员成本、供应、甲板和发动机储存和备件、润滑油、保险、维护和维修以及造船厂成本，其中许多超出我们的控制范围。其他因素，例如合格和有经验的航海船员的成本增加以及监管要求的变化，也可能增加运营支出。

如果我们在收购、建造或维护我们的液化天然气油轮船队方面达不到目标，我们可能会被要求从第三方分租船只。此外，我们从第三方分租船只的能力可能会受到全球液化天然气油轮潜在短缺的影响。请参阅“—与液化天然气行业相关的风险—全球范围内可能出现液化天然气油轮短缺的情况，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。”随着整体趋势转向更多监管和更严格的运营要求，我们面临的风险是，我们使用的分租船舶可能会不符合此类监管规定。我们为替代我们自己的液化天然气油轮船队的短缺而可能订立的任何租船协议的条款可能要求我们承担部分或全部相关成本，以维持对这些法规的遵守。虽然我们认为，鉴于我们自己的液化天然气油轮船队的建设，我们处于适当的位置，可以将这种风险降至最低，但我们无法向您保证，这些因素不会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

未来发生任何上述情况或任何其他类似或不相似性质的事件可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

我们项目的建设，以及我们的运营，都受到重大危险和未投保风险的影响，其中一项或多项可能会给我们造成重大的责任和损失。

我们的项目的建设和运营正在并将受到与这些类型的运营相关的固有风险的影响，其中包括：

 

•

爆炸、污染、释放有毒物质；

 

•

火灾、飓风和不利天气条件以及其他与天气有关的施工和/或运营中断；

 

•

设施的效率低于预期水平；

 

•

影响我们设备的故障、故障或机械问题；

 

•

船只或拖轮操作员操作失误；

 

•

美国或任何签约设施运营商的操作失误；和

 

•

劳资纠纷。

任何这些事件的发生都可能要求我们，或使我们的交易对手能够根据我们的材料建造合同或其他建造合同或SPA宣布不可抗力或以其他方式可能

 

57

导致重大延迟开始或中断运营和/或损坏或破坏我们的设施或损害人员和财产。此外，我们的行动以及我们行动所依赖的第三方的设施和船只面临与侵略或恐怖主义行为相关的可能风险。

我们不会，也不打算为所有这些风险和损失投保。我们可能无法在未来以我们认为合理的费率维持理想或需要的保险。未得到充分保险或赔偿的重大事件的发生可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们可能会达成某些安排，在项目之间共享设施的使用和运营，这将要求我们满足我们项目层面融资文件下的某些条件。尽管此类融资文件提供了保护，但目前尚不了解此类共享安排的性质，这可能会限制我们的运营灵活性、土地和/或设施的使用。

根据我们的某些项目级融资文件，我们被允许与一个或多个正在开发或拥有我们各个项目中的一个或多个液化火车和相关设施的实体达成共享安排。此类共享安排可能涉及在相关融资文件允许的范围内，与此类相邻项目业主共享土地和设施的用途和容量，包括汇集液化列车的容量，共享发电设施、储罐和泊位等共同设施，以及共享管道互连的容量。我们还可能在获得监管机构批准的情况下，转让和/或修改先前获得的许可和其他授权或申请，以便它们可以被我们可能与之有共享安排的其他项目所有者使用。

作为只有在情况出现时才能完全确定的未来安排，这些共享安排的全部范围和影响存在不确定性。我们的项目层面融资文件要求我们在此类共享安排方面满足某些条件。这些共享安排将受制于相关项目业主的安静享有权。

LNG行业相关风险

LNG行业竞争激烈，我们的某些竞争对手可能拥有比我们更多的资金、工程、营销等资源。

我们在液化天然气生产这一竞争激烈的领域开展业务，我们面临着来自独立、技术驱动型公司、国家石油公司以及主要独立石油和天然气公司和公用事业公司的激烈竞争。我们的某些竞争对手可能拥有比我们大得多的资金、工程、营销等资源，其中一些是完全整合的石油和天然气公司。其中某些竞争对手也比我们拥有更长的运营历史、更多的开发经验、更大的知名度、更大的员工队伍、更多的天然气和液化天然气供应渠道，以及比我们拥有更多的财务、工程、营销和其他资源。在某些情况下，它们可能还完全收回了其设施的开发和建设成本。我们竞争对手的优势资源或财务状况可以让他们成功地与我们竞争，包括通过增加他们的液化天然气产量、降低他们的液化天然气价格、提供液化天然气运输或其他方式。我们在这个竞争激烈的环境中竞争的能力将部分取决于我们成功开发、建设和运营我们的项目以及我们未来可能开发的任何其他天然气液化和出口设施的能力，以及我们进入SPA或以其他方式销售液化天然气的能力。我们的竞争对手增加液化天然气产量，或降低其液化天然气价格，可能会对我们计划中的任何项目的可行性以及我们与它们成功竞争的能力产生重大不利影响。如果我们无法与这些公司成功竞争，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。见“商业——竞争”。

 

58

我们面临着基于国际液化天然气市场价格的竞争。

当我们需要更换任何现有的COD后SPA时，我们的项目现在并将面临液化天然气价格竞争的风险，无论是由于自然到期、违约或其他原因，有时当我们寻求出售或订立额外的SPA时，我们各自项目的调试货物和液化天然气的生产量超过我们现有SPA要求的数量。与竞争有关的因素可能会阻止我们以与现有COD后SPA具有经济可比性的条款订立新的或替代的COD后SPA，或者根本不会。此类事件可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。可能对我们的项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施对液化天然气的潜在需求产生负面影响的因素多种多样，其中包括：

 

•

世界范围内液化天然气产能的增加和可用于市场供应的液化天然气的可用性；

 

•

低于预期的全球经济增长和对包括液化天然气在内的能源的需求减少，或对液化天然气的需求增加，但水平低于维持供应成本方面的价格平衡所需的水平；

 

•

向我们的项目供应天然气原料的成本增加（见“— LNG和天然气的需求和价格的周期性或其他变化可能会对我们的业务和客户的业绩产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景以及我们的A类普通股的价格产生重大不利影响。”）；

 

•

煤炭、重质燃料油和柴油等天然气或替代燃料的竞争来源成本下降；

 

•

非美国液化天然气价格下降，包括与油价下降挂钩的合同导致的价格下降；

 

•

美国境外核电、可再生能源及相关设施的产能和利用率增加；

 

•

进口液化天然气的外国政局不稳，或使这些国家与美国关系紧张；以及

 

•

在目前无法获得这些能源的地方，通过新发现的天然气、管道天然气或替代燃料取代液化天然气。

从美国出口的液化天然气（包括从我们的项目中出口的液化天然气）未能继续成为国际市场上具有竞争力的能源来源，可能会对我们客户的液化天然气业务产生不利影响，这可能对他们根据其与我们的COD后SPA或以其他方式与我们签订合同的能力和意愿产生重大不利影响，并对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们项目的运营将取决于我们的客户从美国提供液化天然气供应的能力，包括我们的项目，这主要取决于液化天然气是国际上具有竞争力的能源来源。我们的商业计划和我们项目的商业运营，或我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施的成功，部分取决于液化天然气在相当长的时期内以相当大的数量从北美供应并以低于替代能源成本的价格输送到国际市场的程度。通过使用改进的勘探技术，可能会在美国境外发现更多的天然气来源，这可能会增加美国境外可用的天然气供应，并可能导致这些市场的天然气以低于出口到这些市场的液化天然气的成本获得。

进口或出口天然气的外国政局不稳，或这些国家与美国关系紧张，也可能阻碍液化天然气购买者或供应商的意愿或能力和

 

59

这些国家的商人从美国进口液化天然气。此外，一些液化天然气的外国购买者或供应商可能出于经济或其他原因，从非美国市场或从或向我们的竞争对手在美国的液化设施获取或将其液化天然气引导至非美国市场。相反，美国法律或法规未来的政策变化可能会限制或限制对某些国家或总体的天然气出口。

除天然气外，液化天然气还与其他能源竞争，包括煤炭、石油、核能、水电、风能和太阳能。来自我们项目的液化天然气还与其他液化天然气来源竞争，包括根据Henry Hub以外的指数定价的液化天然气。在某些市场，我们的项目可能会以比液化天然气更低的成本提供其中一些能源。来自美国的液化天然气供应成本，包括我们的项目，也可能受到美国天然气价格上涨的影响。尽管我们的客户可能会选择不通过不解除或选择不接收某些预定液化天然气货物来产生这些费用，但他们有义务为其预定数量支付相关SPA下的固定设施费用。然而，这种商业条件可能会导致客户寻求替代方案来满足其SPA下的这一义务。

由于这些因素和其他因素，液化天然气可能无法在国际上成为具有竞争力的能源来源。在我们的客户可进入的市场上，液化天然气未能成为当地天然气、石油和其他替代能源的竞争性供应替代品，可能会对我们的客户以商业方式从美国或我们的项目交付液化天然气的能力产生不利影响，这可能对他们根据其与我们的COD后SPA或就销售我们的委托货物或公司间过剩产能SPA涵盖的过剩产能与我们签订合同的能力和意愿产生重大不利影响。此外，任何此类对我们的客户从美国、或具体从我们的项目交付液化天然气的能力或意愿的重大障碍，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

液化天然气和天然气的需求和价格的周期性或其他变化可能会对我们的业务和客户的业绩产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景以及我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们的液化天然气业务以及国内液化天然气设施和项目的发展一般是基于对天然气和液化天然气的未来可用性和价格以及国际天然气和液化天然气市场前景的假设。特别是，供应给我们的项目或我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施的天然气价格的变化可能会影响我们的项目预计生产的液化天然气的需求和价格。天然气价格的变化也可能影响液化天然气作为能源来源的竞争力，这可能会对我们的客户或液化天然气的需求和价格产生不利影响。这些因素中的任何一个都可能反过来影响天然气液化和出口设施的可行性，例如我们提议建设的那些设施，并可能要求我们重新评估我们计划中的任何项目的可行性，并导致我们推迟或放弃我们目前的项目开发计划。天然气和液化天然气价格一直并可能继续波动，并因应以下一种或多种因素而出现宽幅波动：

 

•

北美具有竞争力的液化能力；

 

•

全球天然气液化或接收能力不足或供过于求；

 

•

LNG油轮运力不足；

 

•

天气状况，包括气候变化导致的气温波动，恶劣天气事件可能导致国际LNG供需平衡出现意外扭曲；

 

•

天然气需求减少、价格下降；

 

60

•

国内生产和进口天然气在相关市场的程度；

 

•

管道可交付的天然气产量增加，这可能会抑制对液化天然气的需求；

 

•

石油和天然气勘探活动减少，这可能会减少天然气产量，包括由于可能禁止通过水力压裂法生产天然气；

 

•

允许竞争对手以较低价格提供天然气液化能力的成本改进；

 

•

煤炭、石油、核能、水电、风能和太阳能等替代能源的供应和价格变化，可能会减少对天然气的需求；

 

•

有关进口或出口液化天然气、天然气或替代能源的监管、税收、环境或其他政府政策的变化，这可能会减少对进口或出口液化天然气和/或天然气的需求；

 

•

天然气产区政治状况，包括俄乌冲突、中东地区发生冲突等地缘政治事件；

 

•

由于自然灾害或公共卫生危机，包括大流行病的发生，以及其他灾难性事件，对液化天然气的需求突然减少；

 

•

与其他市场相比，对液化天然气的相对需求不利，这可能会减少北美的液化天然气出口；和

 

•

引起天然气需求变化的一般商业和经济状况的周期性趋势。

例如，天然气的重大价格波动可能会对我们的库存价值以及我们作为非流动资产核算的衬里和罐底产生重大影响。我们可能被迫推迟我们的一些资本项目，我们的客户可能陷入财务困境，可能会放慢决策、推迟计划中的项目或寻求与我们重新谈判或终止协议。如果我们的任何交易对手在任何此类重新谈判或终止中获得成功，我们可能无法获得对我们有利的新合同条款或替换已终止的合同。交易对手也可能被迫申请破产保护，在这种情况下，我们与这些交易对手的现有合同可能会被破产法院驳回。

影响上述任何这些因素的不利趋势或发展可能导致液化天然气和/或天然气价格下降，这可能对我们客户的液化天然气业务和我们项目的可行性产生不利影响，也可能对液化天然气的需求和价格产生不利影响，其中任何一项都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

全球范围内的液化天然气油轮可能出现短缺，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

建造和交付液化天然气油轮需要大量资金和较长的建造准备时间，而油轮（包括我们已签约收购的油轮）的可用性可能会延迟，从而损害我们的液化天然气业务和我们的客户，因此也损害我们的业务，因为：

 

•

建造液化天然气油轮的造船厂数量不足，这些造船厂的订单积压；

 

•

建造船只的国家发生政治或经济骚乱；

 

•

战争行为或海盗行为；

 

61

•

政府规章或海事自律组织的变化；

 

•

船厂停工或其他劳资风波；

 

•

造船商或船东破产或其他财务危机；

 

•

质量或工程问题；

 

•

海上运输路线中断；

 

•

天气干扰或灾难性事件，如大地震、海啸或火灾；以及

 

•

必要的建筑材料的短缺或延迟接收。

液化天然气罐车建造和交付的延迟或液化天然气罐车的其他短缺可能导致对液化天然气的需求减少，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们的A类普通股的价格产生重大不利影响。

技术创新可能会使我们预期的竞争优势或我们的工艺过时。

我们的成功将取决于我们在天然气液化行业创造和保持竞争地位的能力。特别是，我们正在使用我们认为为我们提供某些优势的技术（例如将由Baker Hughes提供的中型天然气液化火车）来建设我们的项目。然而，我们对我们将使用的任何技术没有任何排他性权利，我们的竞争对手可能正计划使用类似或优越的技术。

此外，我们在项目中正在使用或预期使用的技术可能会因技术进步、更高效和更具成本效益的流程或我们的一个或多个竞争对手或其他人开发的完全不同的方法而过时或不经济。我们与Baker Hughes现有的合同安排将限制我们在项目中利用任何此类技术进步的能力。此外，为纳入任何此类技术进步而对我们项目的设计进行的任何更改都可能对我们就这些项目向FERC提交的申请产生负面影响。因此，我们可能无法利用任何此类技术进步，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们的A类普通股的价格产生重大不利影响。

与我们的负债和融资有关的风险

我们的子公司产生了大量债务并发行了大量优先股，这可能会对我们的财务状况产生不利影响。

截至2024年9月30日，我们的子公司有大约272亿美元的未偿债务，其中包括VGLNG产生的110亿美元债务和大约162亿美元的项目级债务融资。此外，我们为Calcasieu项目的项目级股权投资子公司Calcasieu Holdings和Calcasieu Funding已发行优先股，总收益为13亿美元，截至2024年9月30日，未偿还的清算优先股总额约为21亿美元，其中一些要求我们在特定情况下向持有人进行优先现金分配。VGLNG还发行了9.00% A系列固定利率重置累积可赎回永久优先股，每股1,000美元清算优先股，或VGLNG A系列优先股，有权获得优先现金分配，截至2024年9月30日未偿还的清算优先股总额为30亿美元。见“材料融资情况说明”。截至2024年9月30日，根据我们现有的融资协议，我们的子公司拥有大约38亿美元的额外借款能力。这笔巨额债务和优先股可能对我们产生重要影响，包括：

 

•

使我们更难履行我们对现有债务和子公司现有优先股的义务；

 

62

•

限制我们为债务再融资的能力，或增加成本；

 

•

限制我们为营运资金、资本支出、偿债要求、执行我们的业务战略或其他目的借入额外金额的能力；

 

•

限制了我们在其他业务领域使用现金和资本资源的能力，因为我们必须将这些资金的很大一部分用于偿还债务和优先股；

 

•

增加了我们对普遍不利的经济和行业状况的脆弱性，包括利率上升，特别是考虑到我们的巨额债务以浮动利率计息；

 

•

限制我们对行业不断变化的市场条件、客户的业务和经济衰退做出反应的能力；

 

•

与其他债务可能要少得多的公司相比，限制了我们在我们的设施的任何扩张方面为SPA吸引未来客户的能力；

 

•

限制我们在规划或应对业务变化和未来商业机会方面的灵活性；

 

•

限制了我们利用商业机会和应对竞争压力的能力；和

 

•

如果我们无法根据需要偿还债务或获得额外资本，将对我们的业务、经营业绩和财务状况造成重大不利影响。

根据管理我们债务的某些协议条款，我们被允许承担额外债务，这可能会进一步加剧这些风险。

为我们的债务和优先股提供服务将需要大量现金，我们可能没有足够的现金、经营现金流和资本资源来为我们现有和未来的债务和优先股提供服务。

我们可能需要使用我们的大部分现金和资本资源来支付我们的债务的利息和本金，以及现金分配或我们子公司优先股权的其他必要付款。此类付款可能会减少我们可用于建设和完成Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目、Delta项目或我们可能开发的任何其他天然气液化和出口设施、收购我们的液化天然气油轮以及用于营运资金、资本支出和其他公司用途的资金，并限制我们获得额外融资的能力。这可能会反过来限制我们实施业务战略的能力，增加我们在业务、行业或整体经济低迷时的脆弱性，并限制我们在规划或应对业务和行业变化方面的灵活性。

我们可能没有足够的现金、经营现金流和资本资源来偿还我们现有和未来的债务和优先股。迄今为止，我们没有任何材料销售、经营现金流或经营历史，除了在开始商业运营之前从Calcasieu项目短期销售液化天然气调试货物，我们无法向您保证我们何时将开始从商业运营中产生任何经营现金流。我们偿还债务和优先股的能力将取决于（其中包括）我们未来的财务和经营业绩，这将受到当前经济状况以及金融、商业、政治、监管和其他因素的影响，其中一些因素超出了我们的控制范围。我们也无法向您保证，我们的业务将从运营中产生足够的现金流，或者我们未来可以获得的融资金额足以使我们能够及时支付我们的债务或优先股权所需的款项，或为我们的运营提供资金。

如果我们面临这样的流动性问题，我们可能会被迫减少或推迟投资和资本支出，或处置重大资产或运营，寻求额外的债务或股权资本，或重组或再融资我们的债务或优先股权。我们可能无法实施任何此类替代措施，如果

 

63

必要时，以商业上合理的条款或根本没有，即使成功，这些替代行动也可能不允许我们对我们的债务或优先股进行必要的支付。此外，有关我们现有债务和优先股权的某些协议以及此类未来协议或优先股权的条款也可能限制我们筹集债务或股权资本以在到期时用于偿还我们现有债务的能力。我们可能无法完成这些处置或获得足以在到期时支付我们的债务或优先股权所需款项的收益。如果我们的现金、经营现金流和资本资源不足以为这些债务提供资金，可能会导致此类债务下的违约事件，如果不加以纠正或豁免，可能会导致我们的全部或部分债务加速偿还。因此，我们的债务持有人将有权对担保此类债务的所有抵押品进行止赎，这些抵押品基本上代表了相关项目的所有资产。此外，如果Calcasieu Funding发行的优先单位的分配以增加资金面值的形式进行（如“材料融资说明—项目股权融资— Calcasieu Pass Funding，LLC优先单位”中所述），而不是在Calcasieu项目开始商业运营后的第一个完整季度连续六个日历季度以现金形式进行，则某些投资者可能会行使直接或间接控制我们的某些子公司和Calcasieu项目的介入权利。

作为一家控股公司，公司依赖其子公司向其转移资金以履行其义务的能力。

该公司是我们所有业务的控股公司，是独立于其子公司的法人实体。因此，公司依赖其附属公司提供贷款、支付股息和支付其他款项的能力，以产生公司履行其财务义务和向股东支付股息（如有）所需的资金。无法从其子公司获得股息可能会对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩以及我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

本公司的附属公司没有义务就本公司的任何负债支付到期款项或向本公司提供资金以支付该等款项。我们的子公司未来向公司支付股息或其他分配的能力将取决于（其中包括）其收益、税收考虑和任何融资或其他协议中包含的契约，例如管理我们子公司当前债务和优先股的契约。特别是，我们的子公司可能会产生额外的债务或发行额外的优先股，这可能会限制或禁止此类子公司向公司进行分配、支付股息或提供贷款。见“—我们的某些债务协议对我们的子公司施加了重大的经营和财务限制，我们子公司的优先股权也给予持有人一定的同意权，所有这些都可能阻止我们利用商业机会或向公司支付股息。”此外，此类付款可能因其债权人（包括供应商、供应商、出租人和雇员）对公司子公司的索赔而受到限制。

如果公司的子公司向公司支付股息或进行其他分配或付款的能力受到现金需求、破产或无力偿债的重大限制，或由于经营业绩或其他因素而受到限制，我们可能会被要求通过产生债务、发行股权或出售资产来筹集现金。然而，无法保证我们能够通过这些手段筹集到足够的现金。这可能对公司支付债务或支付股息的能力产生不利影响（如果有的话），这可能对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩以及我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

 

64

我们的某些债务协议对我们的子公司施加了重大的经营和财务限制，我们子公司的优先股权也给予持有人一定的同意权，所有这些都可能阻止我们利用商业机会或向公司支付股息。

Calcasieu Pass信贷便利、Plaquemines信贷便利和管辖VGCP优先有担保票据的契约包含各种限制我们某些子公司的能力的契约，其中包括：

 

•

产生或担保额外债务或发行不合格股票或优先股；

 

•

派发股息（包括向本公司）及作出其他分派、赎回或回购股本；

 

•

进行某些投资；

 

•

产生一定的留置权；

 

•

与关联公司进行交易；

 

•

合并或合并；

 

•

订立限制受限制附属公司向发行人支付股息或其他款项的能力的协议；

 

•

指定限制性子公司为非限制性子公司；和

 

•

转让或出售资产。

此外，管理Calcasieu Pass信贷便利的信贷协议要求VGCP在截至任何财政季度末的12个月期间保持1.15：1的历史偿债覆盖率。当达到某些里程碑时，类似要求适用于Plaquemines信贷便利下的VGPL。

Calcasieu Holdings优先单位（或根据其条款转换后的B类普通单位）的持有人有权选择和任命一名管理人员进入Calcasieu Holdings的管理委员会，除其他外，在以下情况之前需要获得该管理人员的同意：

 

•

修订重点项目合同；

 

•

产生超过7500万美元的任何额外债务，但某些例外情况除外；和

 

•

在特定情况下发行或赎回股权。

此外，除了Calcasieu Holdings出资以换取在Calcasieu Funding发行普通单位外，Calcasieu Funding不得在未经其优先单位持有人多数批准的情况下发行额外单位。

此外，管辖VGLNG优先有担保票据的契约包含各种限制我们某些子公司的能力的契约，其中包括：

 

•

产生或担保额外债务或发行不合格股票或某些优先股；

 

•

派发股利并进行其他分配或者回购股票；

 

•

设立或招致某些留置权；及

 

•

合并、合并或转让或出售其全部或几乎全部资产。

我们未能遵守上述限制性契约以及我们其他债务的其他条款和/或任何未来债务的条款，可能会导致违约事件，

 

65

如果不予以纠正或豁免，可能会导致我们被要求在到期日期之前偿还这些借款。如果我们被迫以较不利的条款为这些借款再融资或无法为这些借款再融资，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

此外，如果VGLNG不支付VGLNG A系列优先股的半年度股息，则VGLNG A系列优先股的某些条款将限制VGLNG支付股息、回购其普通股或发行某些类型证券的能力。此外，当任何VGLNG A系列优先股的任何股息连续三个或更多半年度股息期被拖欠时，VGLNG被要求将其董事会成员人数增加两名，直到所有过去股息期的所有应计股息全部支付完毕。

由于这些限制，我们将被限制如何开展业务，我们可能无法筹集额外的债务或股权融资以有效竞争，从我们的子公司向公司分配现金，或利用新的商业机会。我们可能产生的任何未来债务或我们可能筹集的股权融资的条款可能包括更多限制性契约。我们无法向您保证，我们将能够在未来保持对这些契约的遵守，如果我们未能这样做，我们将能够获得相关贷方或持有人的豁免和/或修订这些契约。

如果我们无法或选择不以现金支付控股优先单位的某些分配，我们在Calcasieu项目的普通股权益将被稀释。

截至2024年9月30日，第三方投资者目前持有Calcasieu Holdings 100%的优先单位或Holdings优先单位，后者是Calcasieu项目的间接母实体。我们可以选择以发行额外控股优先单位、或持有PIK单位的形式以实物或现金支付控股优先单位的分配。见“材料融资说明—项目股权融资— Calcasieu Pass Holdings，LLC优先股。”一旦Calcasieu项目发生COD，Holdings优先单位，包括任何尚未发行的Holdings PIK单位，将自动转换为Calcasieu Holdings的B类普通单位，或B类普通单位。假设我们以现金为控股优先单位的所有未来分配提供服务，直至COD开始，我们预计控股优先单位将自动转换为若干B类普通单位，相当于Calcasieu控股公司未偿还普通单位或控股普通单位总数的约23%，从而将我们在Calcasieu项目中的普通股本权益减少至约77%。但是，如果我们无法或选择不以现金方式支付所持有的PIK单位的款项，我们在Calcasieu项目中的普通股权益可能会进一步稀释。虽然我们预计将继续以现金方式对控股优先单位进行分配，但这是基于某些假设，这些假设可能受到我们无法控制的许多因素的影响。此外，我们可能会在未来就我们的其他项目订立类似的股权融资安排。进一步稀释我们在Calcasieu项目或任何其他项目中的普通股权益将减少我们对Calcasieu项目（或此类其他项目）的控制以及我们从Calcasieu项目（或此类其他项目）获得的现金分配金额，这可能对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩以及我们的A类普通股价格产生重大不利影响。

加息将增加我们偿还债务的成本，并可能降低我们的盈利能力。

Calcasieu Pass信贷便利和Plaquemines信贷便利下的未偿债务按浮动利率计息。虽然这类债务的很大一部分已通过利率掉期以固定利率进行对冲，但利率上升将增加我们子公司的偿债成本，即使借款金额保持不变，并可能大幅降低我们的综合盈利能力和现金流。由于我们子公司偿债成本的这种增加，我们的子公司可能无法向我们进行分配，这将对我们A类普通股的价格产生负面影响。

美国联邦储备委员会在2022年和2023年大幅提高联邦基金利率，并可能将利率维持在历史高位以对抗美国通胀的时间比预期更长，这

 

66

增加了我们浮动利率债务的借贷成本，并可能使我们产生的任何新债务的成本保持在如此增加的水平。任何联邦基金利率上调都可能反过来使我们的融资活动成本更高，并限制我们在现有债务到期时为其再融资的能力，或在再融资时支付更高的利率，并增加再融资债务的利息支出。

尽管目前我们的子公司发行的债务和优先股水平很高，但我们预计将产生大量额外债务，其中部分或全部可能是有担保的，以及为我们的项目的开发、建设和完成提供资金的股权融资。这可能会进一步加剧我们上述财务状况面临的风险。

尽管根据管理我们现有债务和优先股的协议条款，我们在额外债务和股权融资方面受到某些限制，但这些限制受到一些资格和例外的限制，并且为遵守这些限制而产生的额外债务和/或优先股可能是巨大的。我们预计将产生大量额外的债务和股权融资，以资助CP2项目、CP3项目、Delta项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施或其他项目的开发、建设和完成。截至2024年9月30日，我们的子公司以可用承诺的形式拥有约38亿美元的额外借款能力，其中包括Plaquemines信贷便利下约26亿美元的建设定期贷款、Plaquemines营运资金便利下约9.19亿美元的营运资金贷款（在根据Plaquemines营运资金便利签发的约12亿美元信用证生效后），以及Calcasieu Pass信贷便利下约3.01亿美元的营运资金贷款（在根据Calcasieu Pass营运资金便利签发的约2.54亿美元信用证生效后），所有这些都将得到保障。如果我们或我们的任何子公司产生或发行额外的债务和/或优先股（如适用），则上述风险因素中描述的风险将会增加。

一旦发生我们现有和未来债务项下的违约事件，我们的贷方和我们的债务证券持有人 可能会选择加速偿还全部或部分债务。Calcasieu项目或Plaquemines项目的第1或2期的COD延迟超过特定期限也可能分别导致Calcasieu Pass信贷便利或Plaquemines信贷便利下的违约事件，和/或某些投资者行使直接或间接控制我们的某些子公司和Calcasieu项目的介入权利。

如果我们无法为我们现有或未来债务项下的偿债义务提供资金或遵守限制性契约，则可能导致此类债务项下的违约事件，如果不予以纠正或豁免，可能会导致我们的部分或全部债务加速偿还。如果我们无法偿还这些金额，我们的贷方和我们的债务证券持有人可能会针对担保此类债务的抵押品进行止赎。任何此类止赎都可能对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩以及我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

特别是，我们根据Calcasieu Pass信贷便利向我们的某些贷方和VGCP优先有担保票据持有人授予（i）VGCP和TCP几乎所有现有和后获得的个人财产的第一优先完善担保权益，包括但不限于收益、保险单、协议、许可证和银行账户；（ii）VGCP的所有重要租赁权益和费用权益的抵押，包括但不限于Calcasieu项目场地；（iii）与Calcasieu项目有关的某些子公司的100%股权的第一优先完善担保权益；（iv）上述所有收益作为抵押品。此外，Calcasieu Pass Pledgor，LLC授予VGCP高级有担保票据的贷方和持有人在VGCP和TCP的所有股权中的第一优先完善担保权益。我们还根据Plaquemines信贷便利向我们的某些贷方授予（i）Plaquemines和Gator Express几乎所有现有和后获得的个人财产的第一优先完善担保权益，包括但不限于收益、保单、协议、许可证和银行账户；（ii）Plaquemines的所有重要租赁和费用权益的抵押，包括但不限于Plaquemines项目场地；

 

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（iii）Plaquemines及Gator Express的100%会员权益；及（iv）上述所有收益作为抵押品。因此，任何此类债务下的贷方可能会在发生违约事件后针对此类抵押品进行止赎，以确保适用的债务，这将对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩以及我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

此外，如果Calcasieu项目未在特定特定日期（目前为2025年6月1日）开始商业运营，则将发生Calcasieu Pass信贷便利项下的违约事件。见“物资融资说明——项目债权融资。”此外，如果Calcasieu项目未在Calcasieu Pass信贷便利下的特定日期之前45天的日期开始商业运营，Calcasieu Holdings的优先单位或B类单位的持有人或投资者将有权任命Calcasieu Holdings的董事会多数成员，或步入权。由于Calcasieu Holdings是全资拥有Calcasieu项目和TransCameron管道的实体的唯一成员，因此介入权不仅赋予投资者对Calcasieu Holdings以及对Calcasieu项目和TransCameron管道的重大控制权。投资者的利益可能与我们或我们的股东的利益不同，因此投资者可能不会总是以有利于我们或我们的股东的方式行使控制权，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩以及我们A类普通股的价格产生负面影响。见“材料融资说明—项目股权融资— Calcasieu Pass Holdings，LLC优先股—介入权利。”

我们使用对冲安排可能会对我们未来的经营业绩或流动性产生不利影响。

为帮助减轻我们对与购买天然气相关的价格、数量和时机风险波动的敞口，我们可能会使用在洲际交易所和纽约商品交易所或纽约商品交易所交易或清算的期货、掉期和期权合约，或与其他天然气商和金融机构进行的场外期权和掉期交易。任何对冲安排都会使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括在以下情况下：

 

•

预期供应量小于对冲量；

 

•

套期保值合约的交易对手违约履行合同义务；或者

 

•

套期保值协议中的标的价格与实际收到的价格之间存在预期差的变化。

使用衍生工具还可能需要向交易对手提供现金抵押品，这可能会在商品价格发生变化时影响营运资金。

《多德-弗兰克法案》的监管条款和其他条款以及根据该法案通过的规则以及其他非美国法规，包括EMIR和REMIT，可能会对我们对冲与我们的业务以及我们的经营业绩和现金流相关的风险的能力产生不利影响。

《多德-弗兰克法案》的条款以及CFTC、SEC和其他建立场外衍生品市场联邦监管的联邦监管机构以及像我们这样参与该市场的实体所采用和将要采用的规则，可能会对我们在成本有效的基础上管理我们的某些风险的能力产生不利影响。此类法律和法规还可能对我们执行战略的能力产生不利影响，这些战略涉及对冲我们因未来出售我们的液化天然气库存而导致的预期未来现金流的可变性风险，以及因未来购买将用作燃料的天然气以运营我们的液化天然气终端和确保我们的液化设施的天然气原料而导致的价格风险。

CFTC持仓限制规则限制了市场参与者可能持有的某些投机性期货合约，以及与包括Henry Hub天然气在内的某些实物商品可能持有的经济上等价的期权、期货和掉期交易的数量，但受限于某些善意的有限豁免

 

68

对冲头寸和其他类型的交易。这些要求的应用会影响整个衍生品市场，包括我们用来对冲或减轻商业风险的掉期类型的成本和可用性。

根据CEA及其下采用的规则，某些掉期可能需要通过DCO进行清算。虽然CFTC已指定某些利率掉期和指数信用违约掉期进行强制清算，但尚未采用指定任何实物商品掉期的规则，用于强制清算或强制交易所交易。此外，对于为对冲我们的商业风险而进行的任何掉期交易，我们有资格获得并依赖于来自强制清算和交易执行要求的最终用户例外。如果我们无法就我们订立的任何掉期获得该例外情况的资格，并且必须通过DCO清算该掉期，我们可能会被要求就此类掉期提供保证金（或比我们订立未清算的场外掉期提供更高的保证金），我们订立和维持此类掉期的成本可能会增加，并且我们将不会享有与我们订立的未清算的场外掉期所享有的已清算掉期条款相同的灵活性。此外，将强制清算和交易执行要求应用于其他市场参与者，例如我们的交易对手，可能会改变我们为对冲我们的商业风险而进入的掉期类型的市场成本和市场上的一般可用性，从而改变我们用于对冲的掉期的成本和可用性。

对于未清算掉期，CFTC和联邦银行监管机构已通过规则，要求某些市场参与者向其交易对手（即金融最终用户和某些注册掉期交易商和主要掉期参与者）收取和过账未清算掉期的初始和/或变动保证金。尽管我们认为我们将不会被要求就我们在未来订立的任何未清算掉期提供保证金，但如果我们在未来被要求就我们的未清算掉期提供保证金，我们订立和维持掉期的成本将会增加。此外，我们的一些交易对手受到对其施加资本要求的法规的约束，这可能会增加我们与他们进行掉期交易的成本，因为尽管根据保证金规则不需要向我们收取保证金，但我们的交易对手可能会以合同方式要求我们就此类掉期交易向他们提供抵押品，以抵消其增加的资本成本或降低其资本成本，以在其资产负债表上维持这些掉期交易。

虽然我们直接受制于我们衍生品的有限监管要求，但将这些要求应用于其他市场参与者，包括我们的交易对手，可能会影响整个掉期市场，包括我们可能用来对冲或减轻风险的掉期成本和可用性。如果由于上文讨论的掉期监管制度，我们减少使用掉期来对冲风险，我们的经营业绩和现金流可能会变得更加不稳定，否则可能会受到不利影响。

美国联邦储备委员会还提出了一些规则，将限制金融控股公司的某些实物商品活动。此类规则如果获得通过，可能会限制我们在某些类型交易中的可用交易对手，限制我们获得某些服务的能力，并减少实体和金融市场的流动性，从而对我们执行战略的能力产生不利影响。目前还不确定美联储关于金融控股公司实物商品活动的拟议规则是否、何时以及以何种形式成为最终和有效。

欧洲和英国的特定法规，包括但不限于EMIR、MiFID II、REMIT、MAR、FSMA和RAO，管理我们的交易活动，我们遵守这些法律可能会导致业务成本和风险增加，类似于上述对《多德-弗兰克法案》的影响。增加的成本也可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生不利影响。此外，任何违反上述法律法规的行为都可能导致调查，并可能导致罚款和处罚，在某些情况下还可能导致刑事犯罪。

此外，英国退出欧盟后，英国和欧盟金融监管制度之间可能出现分歧，这在市场参与者中造成了不确定性，并可能导致额外的监管风险和合规成本。虽然预计英国将维持类似的监管标准

 

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对欧盟的人来说，最近出现了技术分歧，随着时间的推移，这一趋势很可能会继续增加。

我们预计，我们的对冲活动将继续受到重要且正在发展的法规和监管监督的约束，未来这一监管制度的任何变化对我们业务的最终影响仍不确定。

与监管和诉讼相关的风险

我们可能无法为我们的项目从政府和监管机构获得所需的批准和许可。

构成我们项目的设施的设计、建设和运营，以及液化天然气的出口和天然气的运输，都是高度管制的活动。我们的某些开发项目仍需申请和/或收到若干重要的联邦、州和地方政府和监管批准和许可，如“商业——政府监管”中进一步描述的那样。FERC和DOE根据《天然气法》第3和7条或NGA的批准，以及其他几项重要的政府和监管批准和许可，包括根据《清洁空气法》或CAA和《清洁水法》或CWA的批准和许可，是建设和运营液化天然气设施和天然气管道以及出口我们项目生产的液化天然气所必需的。另见“商业——环境监管”。我们获得所需批准和许可的项目仍受到广泛监管。

从FERC、DOE和其他联邦和州监管机构获得的授权也包含持续的条件，这些机构可能会施加额外的批准和许可要求。美国能源部表示，它有权在必要或适当的情况下修改、修改或撤销根据NGA第3条颁发的现有液化天然气出口授权，以保护公众利益。此外，如果我们、我们的客户和/或他们的下游客户不遵守授权的条款和条件，或者如果DOE后来确定LNG出口有悖于公共利益，DOE可能会暂停或撤销我们的出口授权。

虽然我们已收到美国能源部化石能源和碳管理办公室的适用批准，授权出口用于铭牌产能的国产液化天然气以及直至Calcasieu项目和Plaquemines项目目前允许的液化产能的过剩产能，但我们要求增加这两个项目的授权出口量以反映峰值产量增加的请求仅在向自由贸易协定国家的出口方面获得批准，而与非自由贸易协定国家有关的请求仍在等待中。同样，美国能源部已授权CP2项目仅向FTA国家出口液化天然气，而我们对该项目的非FTA申请仍在等待中。我们尚未就CP3项目或Delta项目的任何天然气出口向DOE提交备案。此外，我们没有就我们任何项目的任何潜在补强扩张机会向DOE提交任何文件。

2024年1月，拜登政府宣布暂时暂停向非自贸协定国家出口天然气的新授权，同时美国能源部开展研究，更新其关于出口是否“不违背公共利益”的分析，以考虑有关宏观经济影响、国内能源价格、潜在温室气体、气候或其他环境影响以及国家安全影响的最新可用信息。2024年7月1日，路易斯安那州的一名联邦地区法官批准了多个州的初步禁令动议，认为DOE暂停似乎是非法的，并完全暂停暂停。尽管DOE的暂停被搁置，但DOE已对该决定提出上诉，并未对各种未决的出口授权采取行动。DOE确实在2024年8月31日为一个项目（NFE Altamira FLNG，一个2.8公吨/年的项目）颁发了非FTA出口授权，但将其期限限制为5年，裁定需要更完整的记录来评估更长的期限。

2024年12月17日，美国能源部公开发布了一份多卷研究报告，研究其对美国液化天然气出口对国内经济的潜在影响的看法；美国家庭和消费者；居住在附近的社区

 

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生产或出口天然气的地点；国内和国际能源安全，包括美国贸易伙伴的影响；以及环境和气候。DOE表示，它打算利用这项研究为其对非FTA国家出口的公共利益审查和未来决定提供信息。这项研究有60天的公众意见征询期，研究的最终确定以及它在未来决策中的任何应用将由新的总统行政当局决定。尽管当选总统特朗普在竞选总统期间反对DOE暂停出口授权，并主张迅速发放新的授权，但我们预计，大多数DOE的长期、非FTA授权将至少推迟到新政府上任后，并可能在此之后。虽然人们普遍预计即将上任的特朗普政府将支持液化天然气出口，但无法保证其对最近发布的DOE研究或其未来政策的看法，或这些政策对我们现有和未来项目的影响，包括我们的相关合同。请参阅“—与我们业务相关的风险—我们的客户或我们可能会在某些条件未满足或其他原因下终止我们的SPA。”

虽然FERC已授权Calcasieu项目和Plaquemines项目以及NGA第3和7节下相关管道的选址、建设和运营，但作为FERC对我们项目的持续监管的一部分，需要委员会和/或FERC工作人员（如适用）的额外授权，以继续为Plaquemines项目建造设施并完成调试并将设施投入商业服务。

FERC于2024年6月发布授权CP2项目的命令。2024年7月，一群主要由环保组织组成的反对者提出了重新审理FERC授权的请求，对FERC授权提出了多项挑战。在2024年8月29日发布的通知中，FERC拒绝通过法律运作进行重新听证。由众多环保组织和某些个人组成的项目反对者于2024年9月4日向美国华盛顿特区巡回上诉法院提交了申请，要求审查FERC的授权令。FERC于2024年10月1日拒绝了暂停其授权令的动议。华盛顿特区巡回法院于2024年11月8日拒绝了项目反对者提出的类似中止请求，并制定了一份时间表，规定在2025年4月之前进行简报。

2024年11月27日，FERC发布了一项关于重新审理的命令，该命令总体上驳回了反对CP2项目的论点，并指出其对授权令仍然充满信心，但决定部分“搁置”其先前对排放二氧化氮的累积空气影响的分析（NO₂）和小于2.5微米的颗粒物（PM_2.5），并准备一份关于该主题的补充环境影响声明，并在FERC预计不迟于2025年7月24日发布的未来命令中与某些其他空气质量问题一起解决该问题。FERC还宣布，由于其启动了补充环境审查，在FERC发布进一步的案情命令之前，将不会颁发继续建设的授权。为响应FERC的重审命令，华盛顿特区巡回法院于2024年12月13日批准了FERC提出的一项无人反对的动议，要求暂停上诉，这将推迟对华盛顿特区巡回上诉的简报。我们在2024年12月23日提交的一份文件中要求重新听取FERC关于进行补充环境影响声明和推迟建设授权的决定，该文件仍在FERC待决。

除了补充环境审查和上诉外，CP2项目的建设将受到FERC根据CP2项目FERC命令的条款和条件的持续监督和所需的额外授权。虽然我们已经开始为此目的提交实施计划，但截至本招股说明书日期，FERC尚未授权任何现场施工。无法保证补充环境审查的时间、FERC的进一步案情命令或FERC对任何现场施工的授权，因此无法保证我们何时能够开始CP2项目的现场施工。

我们无法预测我们的申请、批准或许可是否会招致重大反对，或者许可程序是否会因复杂性和上诉而延长，包括不确定和延迟DOE将为CP2项目颁发非FTA出口授权的时间表，以及增加Calcasieu和Plaquemines项目的峰值产量，以及FERC和DOE对CP3项目、Delta项目或任何潜在的补强扩张机会的未来申请采取行动

 

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在我们未来的项目中，环保组织和其他倡导者提起诉讼，关注我们的项目对气候变化和污染的影响以及当地社区因环境、健康和安全问题而产生的抵制。多个环保组织反对CP2项目所需的监管批准，以及增加Plaquemines项目的许可产能。例如，在2023年12月11日致DOE的一封信中，一个由200多个环保组织组成的联盟呼吁DOE拒绝给予非FTA国家的CP2项目出口许可，理由是由于据称LNG出口对气候和环境正义以及国内能源价格的影响，这不符合公共利益，DOE随后对上述新授权发布了“暂停”。此外，塞拉俱乐部和类似组织对最近FERC批准CP2项目提出了上诉，他们在某些情况下成功挑战了FERC授权其他液化天然气和天然气管道项目的订单。作为另一个上诉案例，2022年11月，三个环保组织在路易斯安那州一家法院提起诉讼，对该州不要求Plaquemines项目获得沿海使用许可的决定提出质疑，该决定随后以场地为由被驳回。

环保组织和其他倡导者对我们项目的反对可能会随着时间的推移而增加和加强。如上所述，CP2项目的反对者既寻求重新审理该项目的FERC授权，也提出上诉。这些实体可能会继续反对CP2项目及其监管授权，包括其对非FTA国家的出口授权。任何有关我们的许可或批准的上诉或诉讼可能会延迟我们的天然气液化和出口设施的开发。无法保证在FERC（如现有上诉）或DOE（一旦其发布非FTA授权）授予授权后可能进入的任何反对、上诉或其他诉讼将不会成功或不会延迟我们开发CP2项目、CP3项目或Delta项目的能力，任何对我们未来追求的任何项目的补强扩张，或我们可能寻求开发的任何其他项目。

我们不知道是否或何时可以获得我们所要求的任何批准或许可，是否任何现有或潜在的未来干预或第三方的其他行动将干扰我们获得和维持此类批准或许可的能力，是否任何此类批准和许可可能在未来被撤销或更改，或者我们是否能够遵守此类批准或许可可能施加的条件或要求。此外，监管机构要求提供额外信息或提交额外监管文件可能会延迟监管审批程序，也可能导致我们的项目设计发生变化。无法保证我们将获得并维持这些政府批准和许可，或我们将能够及时获得这些批准和许可。

拒绝对项目或附加扩张机会至关重要的申请、批准或许可或施加不切实际的条件将损害我们开发项目或附加扩张机会的能力。同样，我们的项目的审查和许可程序或补强扩张机会的延迟可能会损害或延迟我们开发相关项目或补强扩张机会的能力，或大幅增加成本，以致相关项目或补强扩张机会对我们不再具有财务吸引力。特别是，在建设CP2项目、CP3项目和Delta项目可以开始之前、在Plaquemines项目完成之前、在Calcasieu项目可以开始商业运营之前，以及在我们可以在我们的项目中寻求任何潜在的补强扩张机会之前，必须获得上述某些批准和许可。如果我们无法获得和维持必要的批准和许可或满足强加于我们的额外许可要求，我们可能无法按期完成我们的项目或运营它们并根据SPA向我们的客户提供服务，因此，未能获得和维持任何这些许可、批准或授权可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

未来，可能需要额外的监管批准，或由于反对、法律法规变化或其他原因造成的延误而产生重大成本。此外，分区、环境、健康和安全法律法规会定期修订或颁布，并可能随着时间的推移变得更加严格。因此，我们不能保证此类法律或法规不会

 

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改变或重新解释或新的法律或条例将不会被采纳。遵守未来法律法规的成本可能要求我们承担更高的成本。

无法保证我们现有或未来的监管批准不会受到其他法律挑战，或此类批准不会以不利于我们一个或多个项目的开发、建设或运营或更广泛地影响我们的业务的方式被重新审查、撤销、推翻、更改或以其他方式修改。如果我们因现有监管批准的任何变化而被要求修改我们的活动，这种影响可能会增加我们的项目成本，延迟我们的项目时间表，影响我们完成计划项目的能力，或者如果我们无法履行我们在先前存在的商业协议下的承诺，则会导致第三方的索赔，所有这些都可能对我们的业务产生重大不利影响。截至本招股说明书之日，我们尚未就CP3项目或Delta项目提交正式的FERC申请。我们没有就我们任何项目的任何潜在补强扩张机会向FERC提交任何文件。

我们的州际天然气管道及其FERC天然气关税受FERC监管。

我们提供州际运输的天然气管道受FERC根据NGA和1978年天然气政策法案或NGPA的监管。FERC对州际商业中的天然气运输进行监管，包括管道的建设和运营、费率、服务条款和条件以及设施的废弃。根据NGA，州际天然气管道收取的费率必须是公正合理的，我们被禁止在管道费率或服务条款和条件方面不适当地倾向于或不合理地歧视任何人。如果我们的州际天然气管道未能遵守所有适用的法规、规则、条例和命令，他们可能会受到重大处罚和罚款。见“—现有和未来的环境和类似法律及政府法规可能导致合规成本增加或额外的运营和/或建设成本和限制。”

由于我们的州际天然气管道受FERC监管，我们必须向FERC提交FERC天然气关税，以及不时对已提交的FERC天然气关税或与管道相关的协议的任何后续变更，以供我们的每条管道获得FERC批准。有关这些关税的更多信息，请参阅“业务——政府监管”。我们管道上任何新建、改造或扩建设施的建设和运营也可能需要FERC授权。无法保证FERC将按照预期的条款和时间表接受此类申请，或者根本不接受。见“—我们的项目可能无法从政府和监管机构获得所需的批准和许可。”

如果我们或我们拥有FERC管辖管道的任何适用子公司未能遵守所有适用的FERC管理的法规、规则、条例和命令，我们或该子公司可能会受到重大处罚和罚款。根据2005年《能源政策法案》（EPAct），FERC在NGA和NGPA下拥有民事处罚权力，可以对每项违规行为实施目前高达每天约155万美元的处罚（未来的变化与通货膨胀挂钩）。

管道安全完整性计划和维修可能会给我们带来巨大的成本和责任。

管道和危险材料安全管理局（PHMSA）拥有为陆上液化天然气设施和运输天然气等危险材料的管道建立和执行安全法规的专属权力。PHMSA定期检查液化天然气设施和运营商，以强制遵守适用的安全法规。在检查期间，PHMSA审查操作员记录，以确定设施设备是否得到适当维护，以及操作员是否制定并遵循了确保设施持续安全运行的操作、维护、安全和应急程序。遵守PHMSA要求可能会随着时间而改变，这可能会给我们带来额外的成本或责任，或对我们的运营产生不利影响。PHMSA强制执行其发现的违规行为，其中可能包括民事处罚或指示行动的命令。此外，如果PHMSA发现有危险的条件，可以要求关闭相关设施，并通过纠正行动令迅速纠正条件。

 

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PHMSA还要求管道运营商制定完整性管理计划，以全面评估其管道沿线的某些区域，并采取额外措施保护位于泄漏或破裂可能造成最大伤害的“高后果区域”的管道段。作为运营商，我们被要求：

 

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对管道完整性进行持续评估；

 

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识别并描述可能影响“高后果区域”的管道段所面临的适用威胁；

 

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完善数据采集，整合分析流水线数据；

 

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必要时对管道进行维修和修复；以及

 

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实施预防和缓解行动。

我们被要求维护旨在评估管道完整性的管道完整性测试程序。遵守诚信管理计划和其他PHMSA要求的成本可能难以预测。此外，随着PHMSA颁布新的或修订的法规以及国会修订现有的管道安全法，这些标准会受到定期的法定和监管修订，并且通常会随着时间的推移变得更加严格。如果这些标准在未来变得更加严格，可能会导致我们与其他类似情况的管道运营商一样，为运营我们的管道而产生更高的成本，为开发未来的项目而产生更高的成本，或者对我们的运营造成潜在的不利影响。例如，2023年5月4日，PHMSA发布了一项拟议的规则制定，实施国会授权，以减少新的和现有的天然气输送、受监管的集输管道、天然气储存和液化天然气设施产生的甲烷排放。拟议规则规定了强化的泄漏调查和巡逻要求、泄漏检测程序标准、泄漏分级和修复标准、修复时间表、缓解井喷排放的要求、调查故障的要求，以及降压装置的设计、配置和维护标准。因此，受最终规则影响的管道和设施的运营商一旦颁布，可能会被要求在其设施进行运营变更或修改，以满足超出当前要求的标准，这些变更或修改可能会导致额外的资本成本、可能的运营延迟和运营成本增加，在某些情况下，这可能是重大的。

任何修复、补救或延迟的补救、预防或缓解行动都可能需要大量的资本和运营支出，并可能使我们面临重大的声誉或财务风险。如果我们未能遵守适用的法规和PHMSA规则以及相关法规和命令，我们可能会受到重大处罚和罚款，这将对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

现有和未来的环境及类似法律和政府法规可能导致合规成本增加或额外的运营和/或建设成本和限制。

我们的业务正在并将受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规规范和限制（其中包括）向空气、土地和水的排放，特别是在保护环境和自然资源方面；处理、储存和处置危险材料、危险废物和石油产品；以及与危险物质排放相关的调查和补救。其中许多法律法规，例如CAA、油污法或OPA、CWA、综合环境响应、赔偿和责任法案或CERCLA、资源保护和回收法案或RCRA以及类似的州法律法规，限制或禁止与我们的项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施的建设和运营相关的可释放到环境中的物质的类型、数量和浓度，并要求我们保持许可，并向政府当局提供进入我们设施进行检查的权限，并提供与我们的合规相关的报告。此外，某些法律法规授权监管机构对我们的项目和相关管道的建设和运营具有管辖权，

 

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包括FERC、PHMSA、EPA和美国海岸警卫队，发布监管执法行动，这些行动可能会限制或限制运营或增加合规或运营成本。违反这些法律法规可能会导致重大责任、合规令、罚款和处罚、运营或建设限制、难以从监管机构获得和维持许可或与污染控制设备相关的资本支出和运营成本，这些可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资要求、流动性、前景和我们的A类普通股价格产生重大不利影响。

联邦和州法律规定，在不考虑过错或原始行为的合法性的情况下，对某些类型或数量的有害物质释放到环境中负有责任。作为拟议液化设施的所有者和经营者，我们可能对在我们的设施或从我们的设施释放到环境中的有害物质的调查和清理费用以及由此对自然资源造成的损害承担责任，包括与我们拥有和运营之前的有害物质释放有关的费用。

我们已对所有项目场地进行第一阶段环境研究，并不时在若干场地遇到我们可能须在使用有关项目场地前监测或处理的环境状况。此外，未来的研究和分析可能会揭示我们目前不知道的不利环境条件，我们可能会被要求调查和补救这些条件或对这些地点做出其他改变。任何发现需要对我们当前项目计划进行补救或其他更改的先前存在的或发生的新的环境条件可能会延迟或阻止该项目的建设，或要求我们支付罚款或罚款或以其他方式产生重大损失和责任，其中任何一项都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

2009年12月15日，美国环境保护署（EPA）公布调查结果称，二氧化碳、甲烷和其他“温室气体”的排放对人类健康和环境构成威胁，因为根据EPA的说法，这类气体的排放会导致地球大气层变暖和其他气候变化。联邦和州监管当局一直在推行一系列监管和政策举措，以减少美国各种来源的温室气体（简称GHG）排放，但这些举措可能会引起争议，并且可能会根据法律和政治发展而发生变化。例如，2015年10月，美国颁布了《清洁电力计划》，旨在减少美国现有发电厂的GHG排放，以及一项法规，该法规为新建、改造和重建的发电厂建立了GHG性能标准。美国最高法院在《清洁能源计划》颁布后不久就暂停实施该计划。2022年6月30日，该法院裁定，根据《清洁空气法》，美国环保署没有权力根据《清洁能源计划》规定的“发电转移”方法设定排放上限。2024年5月9日，美国环保署敲定了一项监管电力部门GHG排放的新规则，该规则将分阶段要求某些化石燃料发电厂实施GHG减排方法，其中包括安装系统以捕获和封存其碳排放。

我们的业务和运营可能会受到气候相关法规的影响。2023年12月，EPA发布了对碳的社会成本的估计，即联邦机构在评估监管行动的成本和收益时应考虑的GHG排放成本，2020年为每吨190美元。虽然很难预测这项措施的全面影响，但将这些成本包括在内有可能导致制定出对GHG排放者更具限制性和成本更高的法规。2021年2月19日，拜登政府正式重新加入《巴黎协定》，并于2021年4月22日在全球领导人气候峰会期间宣布了一项新目标，即到2030年将全经济体的净GHG排放量在2005年的基础上减少50-52 %。2023年12月，在COP28气候峰会上，包括美国在内的近200个国家的代表达成了一项协议，呼吁各国政府在能源系统中不再使用化石燃料，以便在2050年实现净零排放，但指出天然气（包括液化天然气）可以在减少排放方面发挥作用。2023年12月2日，EPA发布了一项最终规则，更新和扩大了对新的、

 

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修改和重建的油气源，包括油气井、控制器、泵、储存容器和压缩机站，旨在减少甲烷和挥发性有机化合物排放，并指导各州针对数十万现有油气源制定与这些要求大体平行的计划。该规则还包括一项超级排放物响应计划，根据该计划，合格的第三方可以记录超级排放物事件并通知受影响场地的所有者或运营商，要求他们调查并采取措施缓解甲烷排放。此外，2023年5月，PHMSA宣布了新的拟议规则，以加强和更新燃气管道的泄漏检测和修复标准，旨在到2030年将覆盖管道的甲烷排放量减少多达55%。这些规则可能会影响我们的运营以及上游供应链合作伙伴的运营。唐纳德·特朗普（Donald Trump）的当选——他普遍表示反对旨在限制石油和天然气业务的监管举措，并表示希望再次让美国退出《巴黎协定》——以及它将对这些举措中的任何一项产生的影响都无法预测。

2022年8月16日签署成为法律的《降低通胀法》第60113条规定，对每年报告二氧化碳当量排放量超过25,000公吨的石油和天然气部门运营的各种设施（包括液化天然气储存和液化天然气进出口设备）的过量甲烷排放收取费用。对于液化天然气设施，超额排放费（2024日历年报告的排放量为每吨900美元，从2026日历年开始，此类排放量升至每吨1500美元）是根据报告的甲烷排放量吨数计算的，该排放量超过从此类设施或通过此类设施送往销售的天然气的0.05%。我们预计，我们的设施将被征收这样的超额排放费用。

美国国会还考虑了其他限制或规范温室气体排放的立法。虽然目前尚不清楚国会是否能够在不久的将来就全面的气候立法达成一致，但能源立法和其他举措可能会寻求解决GHG排放问题或限制石油和天然气运营。除了联邦气候政策的不确定性之外，我们仍可能受到国际倡议、州倡议或未来联邦监管倡议的约束或影响，这些倡议可能包括直接的GHG排放法规、碳排放税或限额与交易计划。这些举措可能会影响我们在终端消费的天然气的需求或成本，或者可能会增加我们运营的合规成本。

其他联邦和州的举措，以及我们打算在哪些外国司法管辖区销售我们的产品的举措已经实施，正在考虑或将来可能考虑解决GHG排放以及其他气候和环境问题。这些措施可能包括但不限于条约承诺、直接监管、碳排放税、总量控制和交易方案或授权电力部门将一定比例的可再生能源纳入其投资组合。例如，欧盟通过了到2050年实现GHG净零排放的具有法律约束力的目标。此外，2024年8月，一项旨在减少与天然气、石油和煤炭进口相关的甲烷排放的欧盟法规开始生效，并就与产品相关的“生命周期”甲烷排放对进入欧盟的化石燃料进口商实施了监测、报告和核查标准。

此外，不时有人建议改变FERC在根据《国家环境政策法》（NEPA）和NGA审查申请时考虑GHG排放的方式。2022年2月，FERC发布了一份临时政策声明，供在天然气基础设施审查中考虑GHG排放，不过后来将其转换为一份声明草案，尚需进一步评论，且尚未最终确定。2023年1月，环境质量委员会（CEQ）发布了临时指南，以协助包括FERC在内的机构分析NEPA下的GHG排放和气候变化影响。此外，在2023年9月，白宫指示各机构在根据NEPA进行环境审查时考虑GHG排放的社会成本。2024年5月，CEQ公布了最终的“第2阶段”NEPA法规，其中包括在NEPA审查中考虑气候变化和环境正义影响的具体方向。环保组织旨在机构决策的行动主义，例如环保组织联盟于2023年12月发出的敦促DOE拒绝给予非FTA国家CP2项目出口许可的信函，可能会导致FERC和其他机构考虑项目的间接影响，例如

 

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作为我们对上游排放的GHG或者量化气候变化影响的经济效应与一个项目的GHG排放相关。此外，还提出了监管举措，要求公司公开披露与气候变化影响及其直接、间接和供应链GHG排放相关的信息，例如SEC关于气候相关风险的规定。这些举措可能会影响我们在终端消费的天然气的需求、可用性或成本，或者可能会增加我们运营的合规成本。曾表示支持国内石油和天然气生产的唐纳德·特朗普当选对这些倡议的影响无法预测。

可受监管的GHG排放（如二氧化碳和甲烷）包括（其中包括）与我们的发电、天然气液化和运输以及消费者或客户使用我们的产品相关的排放。其中许多活动，例如消费者和客户对我们产品的使用，以及我们的竞争对手为应对此类法律法规而采取的行动，都超出了我们的控制范围。对气候变化风险的关注还导致并可能继续导致投资界某些成员以及公共利益团体采取旨在阻止化石燃料生产、开发和消费的私人举措。

GHG排放相关法律和相关法规、消费者和投资者对化石燃料的偏好以及在潜在的碳受限环境中运营的影响可能会导致资本、合规、运营和维护成本大幅增加，除其他外，可能会减少对液化天然气的需求，使我们的产品更加昂贵，并对我们的销量、收入和利润率产生不利影响。

限制GHG排放的国际协议以及国家、地区和州立法和监管措施对我们的财务业绩产生的最终影响，以及这些影响的时间，将取决于许多因素。这些因素包括（其中包括）所涵盖的行业、所需的GHG减排以及我们能够在多大程度上通过在竞争激烈的市场上对我们的产品定价来收回所产生的成本。此外，GHG排放相关协议、立法、法规或私人举措对我们的财务业绩的最终影响是高度不确定的，因为对于众多的个别司法管辖区，公司无法确定性地预测政治决策过程的结果以及与此类过程及其时间安排相关的不可避免地发生的变量和权衡。

未来的其他立法和法规，例如与从我们的项目出口的液化天然气的运输和安全有关的立法和法规，可能会在我们的业务和我们的拟议建设中造成额外的支出、限制和延误，其程度无法预测，在某些情况下可能要求我们大幅限制、延迟或停止运营。导致合规成本增加或额外运营或建设成本和限制的修订、重新解释或额外法律法规可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

我们参与了，将来可能会卷入纠纷和法律诉讼。

我们参与并可能在未来卷入与公共当局、股东、供应商、承包商、客户和其他方面的纠纷和法律诉讼。鉴于我们业务的性质，这类纠纷和法律诉讼通常涉及高度复杂的法律和事实问题和裁决，在某些情况下，还会引入大量风险敞口。

例如，我们目前正根据与Calcasieu项目相关的COD后SPA与我们的某些客户进行仲裁程序。请参阅“—如果我们在当前和未来与客户的任何潜在仲裁程序中不成功，我们需要支付的金额可能很大，我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能会导致我们加速偿还相关项目的所有债务。”

 

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此外，在2024年，我们的某些前雇员提起诉讼，包括在弗吉尼亚州联邦法院，就涉嫌违反某些股票期权授予协议和相关事项寻求总计约2.14亿美元的损害赔偿。我们不同意这些诉讼程序中的每一项主张，并在适用的情况下为自己进行辩护并主张反诉。然而，不能保证我们将成功地为此类索赔进行辩护。

此外，我们可能不时成为各种行政、监管或其他法律程序的一方，其他人可能会指控我们违反或违反与环境有关的命令、法规、规则或条例、我们强加或同意的合规计划，或由各种地方、州或联邦机构为建设或运营我们的天然气液化设施而颁发的许可证。例如，英国石油公司此前于2023年12月向FERC提交了一份投诉，该投诉随后于2024年7月被撤回，声称Calcasieu项目实际上自2022年以来一直在使用，并且正在商业运营，寻求将投诉程序与正在进行的项目投产程序合并。此外，当我们于2024年2月向FERC提交申请，如果认为有必要，延长我们2019年2月FERC授权令中要求Calcasieu项目的“拟议液化设施”在订单五年内投入使用的条件时，我们的长期客户提交了许多响应性诉状，主要是寻求获得在保密基础上向FERC提交的信息，并干预正在进行的调试过程。我们在延长时间备案程序中对客户备案做出了回应，该程序在FERC之前仍然悬而未决。

鉴于所涉及的事实和法律的复杂性等因素，评估潜在结果以及我们可能因当前或未来的任何争议或法律诉讼而招致的潜在损害和其他损失本质上是困难的。尽管我们可能不同意在任何此类纠纷或法律诉讼中对我们提出的任何主张和索赔，但我们可能无法成功地针对此类索赔进行抗辩。如果针对我们的法律诉讼得到解决，或者如果我们进行庭外和解，我们可能有义务向其他方支付大量款项。即使我们最终在法律诉讼中获得成功，这类诉讼可能会分散我们的管理团队的注意力，我们也可能面临与案件相关的宣传对我们声誉的损害。此外，任何此类纠纷或法律诉讼都可能给我们带来与为此类索赔进行辩护相关的大量成本，并分散管理层的注意力，还可能影响我们完成我们的项目以及我们可能决定在未来按各自预期时间表和各自预期成本开发的任何天然气液化和出口设施的能力。

如果我们在当前和未来与客户的任何潜在仲裁程序中不成功，我们需要支付的金额可能很大，并且我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能会导致我们加速偿还相关项目的所有债务。

我们参与并可能在未来卷入与我们的SPA下的客户的争议和仲裁程序。例如，2022年12月，Calcasieu项目的一位长期客户根据我们与该客户之间COD后SPA的争议解决程序，向国际商会国际仲裁法院提交了仲裁请求，声称我们未能提供足够的信息或访问Calcasieu项目，并且在COD后SPA下延迟实现COD。长期客户寻求的补救措施是超过10亿美元的合同损害赔偿（这可能会随着时间的推移而增加，直到发生COD），而不是终止COD后的SPA。这一仲裁程序的初步案情听证会发生在2024年9月。

2023年5月，Calcasieu项目的另外两个长期客户根据与这些客户的相关COD后SPA的争议解决程序，分别向伦敦国际仲裁法院和国际商会国际仲裁法院提交了单独的仲裁请求，声称，除其他索赔外，我们在COD后SPA下延迟实现COD。此类长期客户寻求的补救措施是（a）要求我们立即通知相关长期客户Calcasieu项目发生COD的命令或

 

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以其他方式按适用的COD后SPA中规定的合同价格向相关长期客户交付液化天然气货物；以及（b）分别约15亿美元和17亿美元的合同损害赔偿（每一项都可能随着COD发生的时间推移而增加），而不是终止相关的COD后SPA。这两项仲裁程序的听证会分别发生在2024年10月和2024年11月。

2023年8月，Calcasieu项目的另外两个长期客户根据与这些客户的相关COD后SPA的争议解决程序分别向国际商会、国际仲裁法院提交了仲裁请求，声称，除其他索赔外，我们在相关COD后SPA下延迟实现COD。这两项仲裁程序的听证会已分别定于2025年6月和2025年7月举行。2023年12月，Calcasieu项目的另一名长期客户根据我们与该客户之间COD后SPA的争议解决程序，向国际商会、国际仲裁法院提交了仲裁请求，其中声称，我们在相关COD后SPA下延迟实现COD。第二组三个长期客户各自寻求的补救措施是：（a）要求我们立即将Calcasieu项目COD的发生通知相关长期客户的订单，或以其他方式按适用的COD后SPA中规定的合同价格向相关长期客户交付LNG货物；（b）金额将确定为超过2.5亿美元（在一个此类客户的情况下）或4亿美元（在两个此类客户的情况下）的合同损害赔偿，而不是终止相关的COD后SPA。

此外，2024年3月，Calcasieu项目的一名短期客户根据我们与该客户之间COD后SPA的争议解决程序，向国际商会、国际仲裁法院提交了仲裁请求。该客户提出了与上述仲裁程序基本相同的主张，并正在寻求2亿美元的合同损害赔偿（可能会随着COD发生的时间推移而增加），以及与未交付的委托货物有关的额外索赔。此外，所有声称我们延迟实现COD的此类客户也对延迟实现COD构成其仲裁程序背景下的不可抗力事件提出异议。我们不同意这些仲裁请求中的每一项主张，并且正在根据每个基础COD后SPA在仲裁程序中为自己辩护。我们还注意到，虽然我们认为每项仲裁请求中的上述主张都没有证据，但我们进一步认为，任何合同损害赔偿的裁决都将受到相关COD后SPA下的相关卖方总责任上限的约束。然而，无法保证我们将成功地为此类索赔进行辩护或确定任何此类索赔受制于相关COD后SPA下的责任上限。

此外，尽管已启动上述仲裁程序的COD后SPA客户均未在相关仲裁中寻求终止基础COD后SPA作为补救措施，但其中两名长期COD后SPA客户已通知Calcasieu项目项目融资的抵押代理人，其长期COD后SPA下的潜在终止事件已经发生或可能发生，补救措施可能包括终止或暂停相关的长期COD后SPA。

如果我们未能就上述任何索赔为自己辩护，我们可能被要求支付的金额可能是巨大的，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。此外，受这些索赔约束的任何相关长期COD后SPA的终止或暂停可能，取决于我们替换此类长期COD后SPA的能力，导致我们在Calcasieu项目下的未偿债务加速，并对担保此类债务的所有抵押品（基本上代表Calcasieu项目的所有资产）进行止赎，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

 

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我们还通知了Calcasieu Foundation SPA下的所有客户COD预期延迟，表示这种延迟是由于不可抗力事件造成的。由于此类指定，此类COD后SPA中COD的截止日期将被延长，此类客户将无权在2025年6月之前因未能指定COD而终止其各自的COD后SPA。所有这些客户都质疑（包括在适用的情况下，在上述COD后SPA仲裁程序中）延迟是否构成不可抗力事件，他们可以断言，尽管我们宣布了不可抗力，但他们有权终止其COD后SPA。与这些客户就这一不可抗力事件进行的讨论仍在进行中。此类客户还可能要求合同损害赔偿，一些此类客户已经就上述Calcasieu项目据称延迟实现COD的情况要求合同损害赔偿。任何此类索赔都可能是实质性的，不能保证我们将成功地为任何此类索赔进行辩护。

如果我们的任何客户成功终止他们与我们就Calcasieu项目进行的COD后SPA，我们将需要更换这些客户和/或修改我们现有的COD后SPA，这可能需要时间，并且无法保证我们能够及时以可比或更好的条款进入新的COD后SPA。请参阅“—与我们业务相关的风险—我们的客户或我们可能会在某些条件未满足或其他原因下终止我们的SPA。”另见“——与我们的债务和融资相关的风险——一旦在我们现有和未来的债务下发生违约事件，我们的贷方和我们的债务证券持有人可以选择加速我们的全部或部分债务。Calcasieu项目或Plaquemines项目1期或2期的COD延迟超过特定期限，也可能分别导致Calcasieu Pass信贷便利或Plaquemines信贷便利下的违约事件，和/或某些投资者行使直接或间接控制我们的某些子公司和Calcasieu项目的介入权利。”

与知识产权、数据隐私和网络安全相关的风险

敌对的网络入侵，或我们信息技术的其他问题，可能会严重损害我们的运营，导致机密信息泄露，损害我们的声誉，并以其他方式对我们的业务产生重大不利影响。

我们的项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施（包括现有设施的任何扩建）包括被FERC视为构成关键能源基础设施的资产，其运营依赖于我们的信息技术或IT系统。运行我们天然气液化和出口设施的IT系统并非完全与外部网络隔离。对将控制我们资产的系统进行成功的网络攻击可能会严重扰乱业务运营，使我们无法为客户提供服务或收取收入，并使我们面临其他风险。此外，对供应我们液化天然气设施的管道进行成功的网络攻击，可能会影响我们获得足够天然气的实物交付以满负荷运行的能力，或者根本没有影响。例如，Colonial Pipeline的运营商是一家不相关的第三方，由于2021年5月的一次网络攻击导致该管道瘫痪数日，该运营商被迫向黑客支付了440万美元的赎金。这次袭击还导致美国东海岸各地的汽油价格上涨和供应短缺。

其他暴露于各种类型的网络攻击，例如恶意软件、勒索软件、病毒、拒绝服务攻击、社会工程、密码喷涂、凭证填充、网络钓鱼或其他恶意或欺诈行为，以及人为错误或渎职，也可能会扰乱我们的运营。此类安全威胁的频率和复杂程度正在增加，并对我们IT系统的安全性以及我们处理和维护的信息的保密性、可用性和完整性构成风险。我们还可能容易受到火灾、自然灾害、电力损失、电信故障、互联网故障和其他灾难性事件的干扰和破坏。我们可能会遇到偶尔的系统中断和延迟，导致我们的IT系统无法使用或响应缓慢，包括我们的IT系统与第三方的交互。

网络安全威胁具有持久性，且演变速度很快，我们将来可能会遇到此类威胁。这些威胁近年来在频率、范围和潜在影响方面都有所增加，因为扩散

 

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包括人工智能在内的新技术，以及网络攻击肇事者的数量、复杂程度和活动增加。由于用于获得未经授权访问或破坏IT系统的技术经常发生变化，并且通常在它们针对目标发射后才被识别，我们可能无法预测这些技术或实施足够的预防措施。重大网络事件可能会导致调查和修复安全漏洞或系统损坏的大量费用，并可能导致诉讼、罚款、其他补救行动、加强监管审查以及损害我们的声誉和客户关系。我们维护和更新网络安全计划，以保护我们的IT系统，包括那些运行并连接到运行我们天然气液化和出口设施的IT系统的系统。如果不能继续有效地这样做，可能会使我们的IT系统面临更大的成功网络攻击的风险。

我们还依赖于我们的第三方服务提供商、业务合作伙伴、供应商和供应商的安全实践，这可能不在我们的直接控制范围内。这些第三方，以及这些第三方提供的服务，其中可能包括基于云的服务，都面临同样的风险，并且已经经历了上述中断、其他故障和安全漏洞。我们所依赖的第三方提供的IT系统也可能由于其复杂性而难以与其他工具集成，导致数据高度不一致和不兼容。如果这些第三方未能遵守适当的安全做法，或遭遇其系统遭到破坏，我们的员工、消费者和业务伙伴的信息可能会被不当访问、使用、披露或以其他方式处理，我们可能会根据某些法律或合同义务对我们的第三方提供商的作为或不作为承担责任或被指控承担责任。我们的IT系统或第三方提供的服务的任何丢失或中断都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

我们维持财产和意外伤害保险，可能涵盖潜在网络安全事件造成的某些损害。然而，由此类事件引起的其他损害和索赔可能不在承保范围内，或可能超过在“——与我们的业务相关的风险——我们将无法为所有潜在风险投保，并可能会受到高于预期的保险费的影响。此外，我们通过专属保险保留了保险带来的某些风险。”因此，涉及我们的业务或运营控制系统或相关基础设施或与我们有业务往来的第三方管道的重大网络事件可能会对我们的运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，延迟财务或合规报告或以其他方式扰乱我们的业务。这些影响可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

与数据隐私和安全相关的法律、规则或法规的变化，或我们实际或认为未能遵守此类法律、规则和法规，或与数据隐私和安全相关的合同或其他义务，可能会对我们的业务产生不利影响。

我们正在并可能越来越多地受到与我们经营所在司法管辖区的数据隐私和安全相关的各种法律、指令、行业标准、规则和条例以及合同义务的约束。与数据隐私和安全相关的监管环境日益严格，有新的和不断变化的要求，并且在可预见的未来很可能仍然存在不确定性。这些法律、规则和条例可能会随着时间的推移和不同司法管辖区的不同而得到不同的解释和适用，并且有可能以可能对我们的经营业绩、财务状况和现金流量产生重大不利影响的方式对其进行解释和适用。

在美国，各种联邦和州监管机构，包括像联邦贸易委员会这样的政府机构，已经通过或正在考虑通过有关个人信息的法律、规则和条例。某些州法律在个人信息方面可能比联邦、国际或其他州法律更严格或范围更广，或提供更大的个人权利，这类法律可能彼此不同，所有这些都可能使合规工作复杂化。其他州的多项类似法律已经生效或将于近期生效。州法律正在迅速变化，国会正在讨论一项新的综合联邦数据保护法，这可能会增加额外的复杂性、要求的差异、限制和潜在的法律风险。

 

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所有这些不断变化的合规和运营要求都给我们带来了巨大的成本，随着时间的推移，这些成本可能会增加。我们未能或被认为未能遵守与数据隐私和安全相关的任何适用的联邦、州或类似外国法律、规则和法规，可能会导致我们的声誉和我们与客户的关系受损，以及政府机构或个人的诉讼或诉讼，包括某些司法管辖区的集体诉讼隐私诉讼，这可能会使我们受到巨额罚款、制裁、裁决、处罚或判决、运营变化以及负面宣传，从而可能对我们的声誉、运营结果和财务状况产生不利影响。

如果我们无法获得、维护、保护和执行我们的知识产权，我们的业务可能会受到不利影响。

我们依靠知识产权，包括专有技术和商业秘密的组合，来建立、维护和保护我们的知识产权和其他专有权利。例如，根据我们与Baker Hughes的协议，我们拥有与液化系统相关方面的某些专有技术和商业秘密，包括液化模块内管道和阀门的路线安排和其他模块设计的优化，单个液化列车之间的配套设备共享，以及液化过程中混合制冷剂的管理。

我们不能保证我们获得、维护、保护和执行这些权利的努力是充分的，或者我们已经或将能够为我们使用或依赖的所有知识产权获得适当的许可或保护。此外，任何此类知识产权都可能受到质疑、无效、规避、侵犯、挪用或以其他方式侵犯。对我国知识产权的任何质疑都可能导致其范围缩小或被宣布为无效或不可执行。此外，其他方可能会自主开发与我们实质上相似或优于我们的技术，我们可能无法阻止这些方使用这些自主开发的技术与我们竞争。如果我们未能充分获得、维护、保护和执行我们的知识产权，我们可能会在我们竞争的市场中失去重要优势。虽然我们寻求与我们的雇员、承包商和其他第三方（如适用）订立保密、知识产权转让和竞业禁止协议，但我们可能无法与所有相关方订立此类协议，此类协议可能无法自动执行或强制执行，我们可能会受到此类当事人盗用其前雇主或其他第三方的商业秘密或其他知识产权或所有权的索赔。此外，如果发生未经授权的使用或披露，这些协议可能无法为我们的商业秘密和专有技术提供有意义的保护。

我们还可能被迫向第三方提出索赔，以确定我们视为我们的知识产权的所有权，或针对第三方的侵权、盗用或其他侵权行为强制执行我们的知识产权。此外，第三方可能会提起法律诉讼，指控我们侵犯、盗用或以其他方式侵犯他们的知识产权。这类知识产权相关诉讼的结果往往是不可预测的。无论任何此类诉讼是否以有利于我们的方式解决，此类诉讼都可能导致我们产生大量费用，并可能分散我们的人员对其正常责任的注意力。此外，我们的知识产权以及此类权利的执行或辩护可能会受到与知识产权相关的法律、规则和法规的发展或不确定性的影响。上述任何情况都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

与本次发行相关的风险和我们A类普通股的所有权

在此次发行后，VG Partners将继续对我们拥有重大影响，包括对需要他们批准的决策的控制权，这可能会限制您影响关键交易（包括控制权变更）结果的能力。

我们的B类普通股每股有十票，我们的A类普通股，也就是我们在此次发行中发行的股票，每股有一票。我们B类普通股的股份持有人将投票

 

82

除法律另有规定外，与我们的A类普通股作为单一类别的持有人一起就股东有权普遍投票的所有事项进行投票。见“股本说明——普通股。”此次发行后，VG Partners将实益拥有1,968，604,458股B类普通股或当时已发行的B类普通股全部股份的100%。因此，如果承销商充分行使购买我们A类普通股额外股份的选择权，并且能够影响或控制需要我们的股东批准的事项，包括选举董事和批准合并或其他非常交易，VG合伙人将持有我们A类普通股和B类普通股合并投票权的约97.9%，或总合并投票权的约97.8%。此外，由于我们可能决定不时进行的已发行A类普通股的任何回购，或者控制VG Partners的VG Partners或我们的创始人对我们A类普通股的任何收购（包括在归属或行使股权奖励时），未来VG Partners持有的合并投票权份额可能会增加。此外，根据特拉华州法律以及我们修订和重述的公司注册证书以及修订和重述的章程，VG Partners将能够在获得我们普通股合并投票权的大多数书面同意的情况下采取某些行动，而无需召开股东大会。此外，作为我们普通股合并投票权多数的持有人，VG Partners最初将拥有选举董事会的唯一能力。我们A类普通股的其他持有人，只要他们不拥有合并投票权的多数，在影响我们业务的事项上将只拥有少数投票权。

VG合作伙伴的利益可能与我们其他股东的利益不一致，包括在进行收购、资产剥离以及他们认为可能会增强其股权投资的其他交易方面的利益，即使此类交易可能会给我们的其他股东带来风险。无论他人是否认为交易符合我们的最佳利益，VG Partners将对我们进行此类公司交易的决定拥有有效控制权。这种投票控制权的集中可能会产生延迟、阻止或阻止我们控制权变更的效果，可能会剥夺股东作为出售我们的一部分而获得其A类普通股溢价的机会，并可能最终影响我们A类普通股的市场价格。见“股本说明”。

我们A类普通股的活跃、流动性交易市场可能不会发展或持续，我们A类普通股的价格存在大幅波动的可能性。

在此次发行之前，我们的A类普通股股票一直没有公开市场。我们无法预测投资者对我们公司的兴趣将在多大程度上导致纽交所活跃交易市场的发展，也无法预测该市场的流动性。如果一个活跃的交易市场没有发展起来，我们A类普通股股票的市场和流动性可能会受到不利影响，您可能难以出售您购买的任何我们的A类普通股。我们A类普通股股票的首次公开发行价格是或将由我们与承销商协商确定，可能不代表本次发行完成后的价格。我们A类普通股股票的市场价格可能会低于首次公开发行的价格，您可能无法以或高于首次公开发行的价格转售您的我们A类普通股股票。我们无法向您保证：

 

•

我们的A类普通股出现活跃市场的可能性；

 

•

任何此类市场的流动性；

 

•

您出售A类普通股的能力；

 

•

您的A类普通股可能获得的价格；

 

•

如果一个活跃的市场确实发展起来了，我们无法向你保证这样的市场将持续多久，如果有的话；

 

•

液化天然气和天然气价格；

 

•

建设和运营我们的项目所需的监管批准程序的完成情况以及任何此类完成的时间安排；

 

83

•

我司项目开工建设、按时竣工；

 

•

我们的季度或年度收益或我们行业其他公司的收益；

 

•

任何客户根据我们可能订立的任何液化天然气销售合同实际或潜在不履约；

 

•

我们或我们的竞争对手关于重大合同的公告；

 

•

会计准则、政策、指引、解释或原则的变更；

 

•

市场行情在更广泛的股票市场一般，或特别是在我们的行业；

 

•

证券分析师未能在此次发行后覆盖我们的A类普通股或分析师对财务或其他估计的变化；

 

•

未来出售我们的A类普通股；

 

•

监管动态；

 

•

诉讼和政府调查；和

 

•

这些“风险因素”和本招股说明书其他地方描述的其他因素。

这些因素和其他因素可能会导致我们A类普通股的市场价格和需求大幅波动，这可能会限制或阻止投资者轻易出售他们持有的我们A类普通股的股份，并可能对我们A类普通股的流动性产生负面影响。因此，任何投资者都可能亏损或其在美国的投资，并可能被要求无限期持有其股份。此外，在过去，当某只股票的市场价格波动较大时，该股票的持有人会对发行该股票的公司提起证券集体诉讼。如果我们的任何股东对我们提起诉讼，我们可能会产生大量的诉讼辩护费用。这样的诉讼也可能会转移我们管理层对我们业务的时间和注意力。

我们A类普通股的交易市场也将受到行业或证券分析师发布的关于我们或我们业务的研究和报告的影响。如果这些分析师中的一位或多位停止对我们公司的报道或未能定期发布关于我们的报告，我们可能会在金融市场上失去知名度，进而可能导致我们的股价或交易量下降。此外，如果覆盖我们的一位或多位分析师下调我们的股票评级，或者如果我们的经营业绩没有达到他们的预期，我们的股价可能会下滑。

如果我们成为美国不动产控股公司，或USRPHC，非美国股东可能会因处置我们A类普通股的股份而被征收美国联邦所得税。

尽管如此，如果我们在出售或其他处置之前的五年期间（或非美国持有人的持有期，如果更短）内的任何时间是USRPHC，我们的A类普通股的非美国持有人可能会就此类出售或其他处置的收益缴纳美国联邦所得税。一般来说，如果一家美国公司的“美国不动产权益”（如经修订的1986年《国内税收法》或该法典和适用的财政部条例所定义）的公平市场价值等于或超过其全球不动产权益及其用于贸易或业务的其他资产的总公平市场价值的50%，则该公司即为USRPHC。根据我们目前的资产构成，我们认为我们目前不是USRPHC。然而，由于（i）在任何时候确定我们是否为USRPHC取决于我们的美国不动产相对于当时其他业务资产的公平市场价值的公平市场价值，以及（ii）确定我们的某些资产，包括我们的不动产、厂房和设备是否构成守则中定义的美国不动产权益可能具有不确定性，因此无法保证我们在未来任何时候都不会成为USRPHC。如果我们要成为一个

 

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USRPHC在（i）出售或其他处置前的五年期间和（ii）非美国持有人的持有期中较短者的任何时间，以及（1）我们的A类普通股在出售或处置发生的日历年内没有在已建立的证券市场上定期交易，或（2）非美国持有人在相关期间的任何时间拥有或被视为拥有超过5%的我们的A类普通股，根据适用于美国人的常规累进美国联邦所得税税率，非美国持有人将对出售或其他处置的净收益征税，并且在某些情况下，可以按已实现金额的15%的税率进行预扣。见“非美国普通股持有者的重大美国联邦所得税和遗产税后果。”

我们A类普通股的新投资者将在此次发行后立即经历大幅的账面价值稀释。

我们A类普通股的首次公开发行价格将高于发行后立即发行的已发行A类普通股的每股备考有形净账面价值。根据假定的每股43.00美元的首次公开发行价格（本招股说明书封面规定的价格区间的中点）和我们截至2024年9月30日的有形账面净值，如果您在此次发行中购买我们的A类普通股，您将为您的股票支付的金额超过我们现有股东为其股票支付的金额，您将立即遭受每股约39.56美元的备考有形账面净值稀释。由于这种稀释，在本次发行中购买股票的投资者在发生清算时可能获得的收益大大低于其为本次发行中购买的股票支付的全部购买价格。

在此次发行时，假设在此之前没有未行使的股票期权到期，我们预计将有大约297,455，908份未行使的股票期权购买A类普通股，加权平均行权价为3.32美元，包括我们预计根据新的综合激励计划或2025年计划向我们的某些员工授予的与此次发行相关的IPO赠款，每股行权价等于首次公开发行的价格。在这些期权被行使的情况下，还会有进一步的稀释。

我们无法预测我们的双重类别结构可能对我们的A类普通股的市场价格产生的影响，特别是考虑到某些指数提供商对具有多个类别结构的公司的限制。

我们无法预测我们的双重类别结构是否会导致我们的A类普通股的市场价格更低或更波动、负面宣传或其他不利后果。某些指数提供商已宣布限制将具有多个类别股票结构的公司纳入其某些指数。例如，富时罗素不允许大多数利用双重或多类别资本结构的新上市公司被纳入其指数，而标普道琼斯指数此前不允许在其某些指数中拥有多个类别股票结构的公司，但此后它们宣布，拥有多个股票类别结构的公司将被视为有资格参与标普综合1500及其成份指数，包括标普 500、标普 MidCap 400和标普 SmallCap 600，前提是它们符合所有其他资格标准。

在这些政策下，我们的双重阶级资本结构将使我们没有资格被纳入这类指数。鉴于投资资金持续流入寻求追踪某些指数的被动策略，将其排除在股票指数之外可能会阻止许多此类基金的投资，并可能降低我们的A类普通股对其他投资者的吸引力。此外，代理咨询公司已表示反对双重类别的股份结构，表示他们将建议对具有这种双重类别的股份结构和不平等投票权的公司的管理层投反对票，因为这些公司没有规定此类结构的合理日落。因此，我们A类普通股的市场价格可能会受到重大不利影响。

 

85

我们修订和重述的公司注册证书和修订和重述的章程的某些条款可能具有反收购效果，这可能会限制投资者未来可能愿意为我们的A类普通股支付的价格。此外，特拉华州法律可能会禁止对我们的收购，并可能限制我们参与某些战略交易的能力，我们的董事会认为这将符合股东的最佳利益。

我们经修订和重述的公司注册证书和经修订和重述的章程的某些条款将在本次发行完成后生效，这可能会阻止股东可能认为符合其最佳利益的主动收购提议。除其他事项外，我们经修订及重列的成立法团证明书及经修订及重列的附例将包括以下条文，其中包括：

 

•

规定分类董事会，任期三年交错（但在触发日期之前，我们的董事会将由单一类别的董事组成，每一类别的任期为一年）；

 

•

允许董事仅因由被我们的股东从董事会中除名，并获得我们当时已发行普通股合并投票权至少75%的赞成票（但在触发日期之前，董事可被我们的股东在有或没有原因的情况下除名）；

 

•

不允许在董事选举中进行累积投票，否则将允许少于多数的股东选举董事候选人；

 

•

授权发行“空头支票”优先股，无需股东采取任何行动；

 

•

限制股东召集股东特别会议或以书面同意代替会议行事的能力（但在触发日期之前，持有我们当时已发行普通股合并投票权多数的股东可以召集股东特别会议，股东行动可以以书面同意代替会议）；

 

•

要求获得我们当时已发行普通股的至少75%的合并投票权的赞成票，作为单一类别投票，以修订我们的公司注册证书的某些条款（但在触发日期之前，此类修订仅需要普通股已发行股份的大多数的赞成票）；和

 

•

对提名参选我们的董事会成员或提出可能由股东在股东大会上采取行动的事项建立提前通知要求；但在任何时候，当VG合伙人及其允许的受让方合计实益拥有我们普通股合并投票权的至少5%时，该提前通知程序将不适用于VG合伙人及其允许的受让方。

上述因素，以及VG Partners拥有大量普通股，可能会阻碍合并、收购或其他业务合并，或阻止潜在投资者对我们的普通股提出要约收购，在某些情况下，这可能会降低我们A类普通股的市场价值。见“股本说明”。

此外，我们已明确选择不受《特拉华州一般公司法》第203条“业务合并”条款的管辖，或DGCL，直至（i）VG合伙人及其允许的受让方不再实益拥有我们当时已发行普通股的至少15%的合并投票权和（ii）我们的董事会确定我们将受DGCL第203条的约束并向VG Partners发出书面通知，即TERM2 Partners及其允许的受让方不受DGCL第203条的约束，以较早者为准。DGCL第203条一般禁止特拉华州公司在该股东成为感兴趣的股东之日后的三年内与任何感兴趣的股东进行任何范围广泛的业务合并。如果我们在任何时候成为受制于DGCL第203条的规定，这些规定将禁止大股东，

 

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特别是拥有15%或以上已发行投票权的股东，自该股东获得超过15%的已发行有投票权股票的交易之日起的三年期间内完成与我们公司的合并或合并，除非该股东收到董事会对该交易的批准或66²/₃我们当时未由股东拥有的已发行普通股的合并投票权的百分比批准合并或交易。特拉华州法律的这些规定可能具有延迟、推迟或阻止控制权变更的效果，并可能阻止以高于我们市场价格的价格对我们的A类普通股进行投标。

我们无法保证我们将在未来为我们的A类普通股支付更多股息，因此，您实现投资回报的能力将取决于我们的A类普通股价格的升值。

虽然我们目前已宣布某些仍需支付的现金股息，并预计我们将不时就我们的普通股宣布并支付额外的现金股息，但我们无法保证我们将在未来就我们的A类普通股支付股息。该公司是一家控股公司，没有直接经营业务。我们所有的业务运营都是通过我们的子公司进行的。我们无法向您保证，我们将在未来以与以前的股息相同的金额或频率支付任何股息，或者根本不会。任何未来的股息支付均在我们董事会的绝对酌情权范围内，并将取决于（其中包括）我们的经营业绩、营运资金需求、资本支出需求、财务状况、负债水平、与支付股息有关的合同限制、商业机会、预期现金需求、适用法律的规定以及我们董事会可能认为相关的其他因素。因此，你实现投资回报的能力可能取决于我们A类普通股的升值。因此，你不应该在收到现金红利的期望下购买我们的普通股股票。

此外，特拉华州法律要求，股息只能从“盈余”中支付，“盈余”的定义是我们净资产的公允市场价值减去我们规定的资本；或者从当前或前一年的收益中支付。此外，我们支付股息的能力受到管理我们的债务和优先股的工具中规定的一系列限制和限制。更多详情见“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——流动性与资本资源，”“风险因素——与我们的债务和融资相关的风险——我们的某些债务协议对我们的子公司施加了重大的经营和财务限制，我们子公司的优先股权也给予持有人一定的同意权，所有这些都可能阻止我们利用商业机会或向公司支付股息”和“风险因素——与我们的债务和融资相关的风险——作为一家控股公司，公司取决于其子公司向其转移资金以履行其义务的能力。”

如果我们、VG合作伙伴或某些其他股东在此次发行后出售额外的A类普通股股份，或被公开市场视为有意出售，我们A类普通股的市场价格可能会下降。

在公开市场上出售大量我们A类普通股的股票，或认为可能发生此类出售，可能会损害我们A类普通股股票的现行市场价格。这些出售，或这些出售可能发生的可能性，也可能使我们更难在未来以我们认为适当的时间和价格出售我们的A类普通股股票。

完成此次发行后，如果承销商全额行使购买我们A类普通股额外股份的选择权，我们将拥有总计430,937，394股已发行的A类普通股或438,437，394股，其中380,937，394股将由我们的IPO前股东持有，50,000，000股（如果承销商全额行使购买我们A类普通股额外股份的选择权，则为57,500，000股）将在此次发行中出售，我们预计将有大约297,455，908份尚未行使的购买A类普通股的股票期权（假设没有到期

 

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本次发行完成前尚未行使的股票期权）。在此次发行中出售的我们A类普通股的所有股份将由我们的“关联公司”以外的人根据经修订的1933年《证券法》或《证券法》自由交易，不受限制或进一步登记，该术语根据《证券法》第144条规则定义。见“符合未来出售条件的股票”。

此外，此次发行完成后，我们将有总计1,968，604,458股的B类普通股发行在外，所有这些股票将由VG Partners持有。所有此类B类普通股可随时根据持有人的选择以一对一的方式转换为我们的A类普通股。

我们预计，在此次发行后，VG Partners将继续被视为关联公司，因此，在我们的B类普通股转换后发行的我们的A类普通股的股份可能不会在没有根据《证券法》进行登记的情况下出售，除非可以获得登记豁免，包括规则144中包含的豁免。

我们、我们的董事和高级职员以及我们的IPO前股东受到锁定限制，根据这些限制，除某些例外情况外，他们不得在本招股说明书之日起180天内直接或间接提供、质押、出售、合同出售、出售任何购买期权或合同、购买任何出售期权或合同、授予任何购买、出借或以其他方式转让或处置我们的任何A类普通股股份或可转换为或可交换为我们的A类普通股股份（包括我们的B类普通股）的证券，除非获得承销商代表对本次发行的事先书面同意。见“承销”。此外，购买紧接本次发行结束前已发行的A类普通股（IPO赠款除外）的期权持有人须根据2023年计划遵守某些市场僵持条款，自本招股说明书之日起180天内，除非事先获得我们或承销商的书面同意。在此类锁定安排和市场对峙条款到期后，所有此类股份将有资格在公开市场上转售，但就我们的关联公司持有的股份而言，须遵守第144条规定的数量、出售方式和其他限制。我们预计，根据其预期的份额所有权，在锁定期届满后，VG Partners将继续被视为关联公司。但是，在锁定期届满或豁免的情况下，VG合伙人以及其他IPO前股东将有权在某些例外情况和条件下，要求我们根据《证券法》登记他们的A类普通股股份，他们将有权参与我们未来的证券登记。对任何这些已发行普通股进行登记将导致此类股份在登记声明生效后不遵守规则144而成为可自由交易的股票。见“符合未来出售条件的股份——登记权”和“某些关系和关联人交易——现有股东协议”。

本次发行的承销商代表可全权酌情随时全部或部分解除受上述锁定安排约束的证券；但如果为我们的高级职员或董事之一的股东授予了解除，则本次发行的承销商代表将代表承销商至少在解除或放弃前三个工作日通知我们即将解除或放弃，并且我们已同意在释放或豁免生效日期至少两个工作日前宣布即将释放或豁免。

我们打算根据《证券法》在表格S-8上提交一份或多份登记声明，以登记根据我们的已发行股票期权发行的A类普通股的股份，以购买A类普通股和根据2025年计划保留发行的A类普通股的股份。任何该等表格S-8登记声明将于提交时自动生效。因此，根据此类登记声明登记的股票将可在公开市场上出售。如果A类普通股的此类股份被出售或被认为将在公开市场上出售，我们A类普通股的交易价格可能会下降。这些销售也可能阻碍我们筹集未来资金的能力。

您可能会因未来增发A类普通股而被稀释，包括与我们的激励计划、收购、转换我们的B类普通股或其他有关。

此次发行后，我们将拥有约40亿股已获授权但未发行的A类普通股。我们经修订和重述的公司注册证书授权我们发行这些A类股份

 

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普通股和与A类普通股相关的期权、权利、认股权证和增值权作为对价，并根据我们董事会全权酌情确定的条款和条件，无论是与激励计划、收购或其他方面有关。有关2023年计划下的奖励（包括在本次发行时尚未兑现的奖励）以及2025年计划下的奖励（包括我们打算就本次发行授予的奖励）的更多信息，请参阅“摘要——此次发行”。

此外，我们的B类普通股的股份可根据持有人的选择在一对一的基础上转换为我们的A类普通股的股份。此外，未来的转让，除了我们修订和重述的公司注册证书中描述的某些允许的转让外，由VG合伙人进行的B类普通股股份的转让通常会导致这些股份在一对一的基础上自动转换为A类普通股股份。由于此类交换或转让而将B类普通股转换为A类普通股将稀释A类普通股的持有人，包括在此次发行中购买的股份的持有人，就A类普通股的流通股数量和A类普通股内的投票权而言。

我们发行的任何A类普通股，包括根据我们现有的股权激励计划或我们未来可能采用的其他股权激励计划，将稀释在此次发行中购买A类普通股的投资者所持有的所有权百分比。例如，就此次发行而言，我们打算根据《证券法》在表格S-8上提交一份或多份登记声明，以登记根据我们的已发行股票期权发行的A类普通股的股份，以购买A类普通股和根据我们的2025年计划保留发行的A类普通股的股份。预计在本次发行完成后，根据2025年计划和我们未来可能采用的其他股权激励工厂，将不时向我们的员工和董事授予额外的股权奖励。

我们无法确定地预测我们的A类普通股未来发行的规模或未来发行和出售我们的A类普通股股票对我们普通股股票市场价格的影响（如果有的话）。任何此类发行都可能导致我们现有股东的大幅稀释。

我们可能会发行优先股，其条款可能会对我们A类普通股的投票权或价值产生重大不利影响。

我们经修订和重述的公司注册证书将授权我们在不经我们的股东批准的情况下发行一个或多个类别或系列的优先股，这些优先股具有我们的董事会可能决定的指定、优先权、限制和相关权利，包括在股息和分配方面对我们的A类普通股的优先权。一个或多个类别或系列优先股的条款可能会对我们A类普通股的投票权或价值产生不利影响。例如，我们可能会授予优先股持有人在所有事件中或在特定事件发生时选举一定数量的董事的权利或否决特定交易的权利。同样，我们可能赋予优先股持有人的回购或赎回权或清算优先权可能会影响A类普通股的剩余价值。见“股本说明”。

如果我们对关键会计政策的估计或判断是基于发生变化的假设或被证明不正确的估计，我们的经营业绩可能会受到不利影响，这可能会导致我们A类普通股的价格下跌。

按照公认会计原则编制财务报表要求管理层做出影响我们财务报表及其附注中报告的金额的估计和假设。我们的估计基于历史经验和我们认为在当时情况下合理的各种其他假设，其结果构成对从其他来源不易看出的资产、负债、权益、收入和费用的账面价值作出判断的基础。涉及估计和假设的解释、行业实践和指导可能会演变或改变

 

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时间。如果我们的假设发生变化，或者如果实际情况与我们的假设不同，我们的经营业绩可能会受到不利影响，这可能会导致我们的A类普通股价格下跌。

我们在使用本次发行的净收益方面拥有广泛的酌处权，可能无法有效使用这些收益。

我们的管理层将在应用此次发行的净收益方面拥有广泛的酌处权，并可能以不会改善我们的经营业绩或提高我们A类普通股价值的方式使用收益。我们的股东可能不同意我们的管理层选择分配和使用净收益的方式。我们的管理层未能有效运用这些资金可能导致财务损失，这可能对我们的业务产生重大不利影响，并导致我们的A类普通股价格下跌。在它们被使用之前，我们可能会以不产生收入或失去价值的方式投资我们此次发行的净收益。见“所得款项用途”。

由于成为一家上市公司，我们将产生增加的成本，并受到额外的法规和要求的约束，这可能会降低我们的利润，使我们的业务运营更加困难，或转移管理层对我们业务的注意力。

作为一家上市公司，我们将被要求投入大量资源和管理时间并关注作为一家上市公司的要求，这将导致我们产生作为一家私营公司尚未产生的重大法律、会计和其他费用，包括与上市公司报告要求相关的成本。我们还将产生与经修订的1934年《证券交易法》或《交易法》、2002年《萨班斯-奥克斯利法案》或《萨班斯-奥克斯利法案》、《多德-弗兰克华尔街改革和保护法》以及美国证券交易委员会（SEC）和纽约证券交易所实施的相关规则相关的成本，遵守这些要求将对我们的法律、会计和财务人员以及我们的会计、财务和信息系统提出重大要求。尽管我们有许多董事、高级职员和雇员在遵守适用于上市公司的这些要求方面具有经验，但无法保证我们将成功地遵守这些要求。公众公司一般为报告和公司治理目的而产生的费用一直在增加。我们预计这些规则和条例将增加我们的法律和财务合规成本，并使一些活动更加耗时和昂贵，尽管我们目前无法以任何程度的确定性估计这些成本。这些法律法规还可能使我们更难或成本更高地获得某些类型的保险，包括董事和高级职员责任保险，我们可能会被迫接受降低的保单限额和承保范围、更高的保留，或者为获得相同或相似的承保范围而产生显着更高的成本。这些法律法规也可能使我们更难吸引和留住合格的人在我们的董事会、董事会委员会或作为我们的执行官任职。此外，如果我们无法履行作为上市公司的义务，我们可能会被A类普通股除牌、罚款、制裁和其他监管行动以及潜在的民事诉讼。

由于我们是一家上市公司，我们有义务制定和维持对财务报告的适当和有效的内部控制，任何未能保持这些内部控制的充分性都可能对投资者对我们公司的信心产生不利影响，从而影响我们A类普通股的价值。

根据《萨班斯-奥克斯利法案》第404条，我们被要求由管理层提交一份报告，其中包括我们对截至2025年12月31日的财政年度财务报告的内部控制的有效性。这一评估将需要包括披露我们的管理层在我们对财务报告的内部控制中发现的任何重大缺陷。此外，我们的独立注册公共会计师事务所将被要求在我们要求向SEC提交的截至2026年12月31日的财政年度的年度报告中证明我们对财务报告的内部控制的有效性。我们最近开始了成本高昂且具有挑战性的过程，即汇编系统和处理必要的文件，以执行遵守《萨班斯-奥克斯利法案》第404节所需的评估，但一旦启动，我们可能无法及时完成我们的评估、测试和任何必要的补救措施。

 

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我们遵守《萨班斯-奥克斯利法案》第404条将要求我们承担大量费用并花费大量管理努力。我们目前没有内部审计小组，我们将需要雇用更多具有适当上市公司经验和技术会计知识的会计和财务人员，并编制必要的系统和流程文件，以执行符合《萨班斯-奥克斯利法案》第404条所需的评估。

在我们内部控制的评估和测试过程中，如果我们发现我们对财务报告的内部控制存在一个或多个重大缺陷，我们将无法证明我们对财务报告的内部控制是有效的。我们无法向您保证，未来我们对财务报告的内部控制不会存在重大弱点或重大缺陷。任何未能保持对财务报告的内部控制都可能严重阻碍我们准确报告财务状况或经营业绩的能力。如果我们无法得出我们对财务报告的内部控制是有效的结论，或者如果我们的独立注册会计师事务所确定我们对财务报告的内部控制存在重大弱点或重大缺陷，我们可能会失去投资者对我们财务报告的准确性和完整性的信心，我们A类普通股的市场价格可能会下降，我们可能会受到SEC或其他监管机构的制裁或调查。未能纠正我们对财务报告的内部控制方面的任何重大缺陷，或未能实施或维持上市公司所要求的其他有效控制制度，也可能会限制我们未来进入资本市场的机会。

一旦我们的A类普通股在纽约证券交易所上市，我们将成为纽约证券交易所规则含义内的“受控公司”，因此，我们将有资格获得某些公司治理要求的豁免。如果我们未来依赖此类豁免，您将无法获得对受此类要求约束的公司的股东提供的相同保护。

此次发行完成后，VG Partners将继续控制我们已发行普通股的多数投票权，我们将是纽约证券交易所公司治理标准含义内的“受控公司”。根据纽交所规则，超过50%的投票权由另一人或共同行事的一组人持有的公司属于“受控公司”，可以选择不遵守纽交所的某些公司治理要求，包括以下要求：

 

•

董事会过半数成员由独立董事组成；

 

•

提名和公司治理委员会完全由独立董事组成，并有书面章程说明委员会的宗旨和职责；

 

•

薪酬委员会完全由独立董事组成，并附有说明委员会宗旨和职责的书面章程；和

 

•

对提名和公司治理及薪酬委员会进行年度绩效评估。

根据这些豁免，在完成此次发行时，我们将不会有独立的薪酬委员会或独立的提名和公司治理委员会。因此，您可能无法获得为受所有纽交所公司治理要求约束的公司的股东提供的相同保护。

我们经修订和重述的公司注册证书将指定特拉华州衡平法院或美利坚合众国联邦地区法院（如适用）作为我们的股东可能发起的某些类型的诉讼和程序的唯一和排他性论坛，这可能会限制我们的股东就与公司或公司董事、高级职员或其他雇员的纠纷获得有利的司法论坛的能力。

我们经修订和重述的公司注册证书将规定，除非我们同意选择替代法院，否则特拉华州衡平法院将在法律允许的最大范围内，

 

91

成为以下情况的唯一和排他性法院：（i）代表我们提起的任何派生诉讼或程序；（ii）声称违反公司任何现任或前任董事、高级职员、股东或雇员对公司或我们的股东所承担的信托义务的任何诉讼；（iii）根据特拉华州一般公司法或DGCL对我们提出索赔的任何诉讼，我们的公司注册证书或我们的章程，或DGCL授予特拉华州衡平法院管辖权的证书；或（iv）根据内政原则对我们提出索赔的任何诉讼。

这些规定将不适用于为执行《交易法》产生的义务或责任而提起的诉讼。此外，《证券法》第22条规定，联邦法院和州法院对为执行《证券法》或其下的规则和条例所产生的任何义务或责任而提起的所有诉讼同时拥有管辖权。因此，州法院和联邦法院都有权受理这类索赔。为防止必须在多个司法管辖区就索赔提起诉讼以及不同法院做出不一致或相反裁决的威胁，除其他考虑因素外，我们经修订和重述的公司注册证书将进一步规定，美利坚合众国联邦地区法院将是解决任何声称根据《证券法》产生的诉讼因由的投诉的唯一论坛，包括针对此类投诉的任何被告提出的所有诉讼因由。虽然特拉华州法院已确定此类选择法院地条款在表面上是有效的，但股东仍可寻求在专属法院地条款中指定的场所以外的场所提出索赔，并且无法保证这些条款将由这些其他司法管辖区的法院执行。在这方面，股东可能不会被视为放弃遵守联邦证券法及其下的规则和条例，包括《证券法》第22条。

任何个人或实体购买或以其他方式获得我们股本的任何股份的任何权益，应被视为已通知并已同意我们经修订和重述的公司注册证书中的法院地条款。这一诉讼地选择条款可能会限制股东在不同司法法院提起索赔的能力，包括其可能认为有利于或方便与公司或公司董事、高级职员、其他股东或雇员发生特定类别纠纷的索赔，这可能会阻止此类诉讼。或者，如果法院裁定我们经修订和重述的公司注册证书的这一规定对一种或多种特定类型的诉讼或程序不适用或不可执行，我们可能会产生与在其他司法管辖区解决此类事项相关的额外费用，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响，并导致我们的管理层和董事会的时间和资源被转移。

一般风险因素

全球经济状况，包括通货膨胀和供应链中断，可能会继续对我们的运营产生不利影响。

一般的全球经济衰退和宏观经济趋势，包括通货膨胀加剧、资本市场波动、利率和汇率波动以及经济放缓或衰退，可能会导致不利的情况，从而可能对我们的产品的需求产生负面影响，并加剧影响我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资要求、流动性、前景和我们的A类普通股价格的一些其他风险。国内和国际市场在2022和2023财年都经历了显着的通胀压力，美国以及我们经营所在的其他国家的通胀率可能在短期内保持在较高水平。此外，美国联邦储备委员会和各国其他央行已经提高并可能再次提高利率，以应对通胀担忧，再加上政府支出减少和金融市场波动，可能会产生进一步增加经济不确定性和加剧这些风险的效果。加息或政府为降低通胀而采取的其他行动也可能导致世界许多地区面临衰退压力。此外，货币汇率在最近特别不稳定，这些货币波动已经并可能继续影响我们的资产和负债的报告价值，以及我们的现金流。

 

92

我们的全球供应链也经历了重大挑战，包括完成项目建设的材料和设备供应短缺。尽管迄今为止，我们已经能够在不对我们的业务造成重大干扰的情况下应对与这些延误和短缺相关的挑战，但无法保证这些努力将继续取得成功。此外，全球信贷市场状况的恶化可能会限制我们以对我们有利的条件获得外部融资以资助我们的运营和资本支出的能力，或者可能会增加成本，如果有的话。如果我们无法以我们满意的条件获得足够的融资或融资，当我们需要时，我们将不得不大幅减少支出、推迟或取消我们的项目建设或大幅改变我们的公司结构，我们可能没有足够的资源按预期开展或支持我们的业务，这将对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们的A类普通股的价格产生重大不利影响。请参阅“—与我们的项目和其他资产相关的风险—我们将需要大量额外资本来建设和完成我们的某些项目，我们可能无法以可接受的条款按时获得此类融资，或者根本无法获得，这可能会导致我们的建设延误，导致流动性不足并增加整体成本。”

恐怖袭击，包括网络恐怖主义，或军事行动可能会对我们的业务产生不利影响。

恐怖主义，包括网络恐怖主义，或军事事件影响液化天然气设施，包括我们的项目，可能会导致建设延误，这可能会使我们的项目完成成本超过我们估计的金额。请参阅“—与我们的项目和其他资产相关的风险—我们对我们的项目的估计成本一直并将继续因各种因素而发生变化。”包括网络恐怖主义在内的恐怖主义事件也可能导致我们的任何项目暂时或永久关闭，这可能会增加我们的成本并减少我们的现金流，具体取决于关闭的持续时间和时间。我们的运营也可能受到更多的政府审查，这可能会导致额外的安全措施，而我们为此付出了显着的增量成本。此外，包括网络恐怖主义在内的恐怖主义威胁以及军事行动的影响可能导致天然气价格持续波动，这可能会对我们的业务和客户产生不利影响，包括他们根据我们的商业协议履行对我们的义务的能力。由于恐怖主义，包括网络恐怖主义、战争、地震和其他自然或人为灾难、流行病、信贷危机、经济衰退或其他因素造成的金融市场不稳定，可能会增加保险成本，也可能导致美国经济显着下滑，还可能对我们筹集资金的能力产生重大不利影响。这些发展的持续可能会使我们的建设和运营面临更大的风险以及成本增加，并且根据其最终规模，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

税法或税务裁决的变化，或对我们税务状况的审查，可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大影响。

我们须在我们经营和交易的辖区内缴纳因正常业务运营而产生的各类税款。当地、国内或国际税收法律法规或其解释和适用的任何变化，包括具有追溯效力的变化，都可能影响我们未来的纳税义务、盈利能力和现金流。此外，由于我们无法控制的政治或经济因素，我们经营所在的各个司法管辖区的税率可能会发生重大变化。我们现有的公司结构和公司间安排以我们认为符合现行现行税法的方式实施。此外，美国和我们开展业务的其他司法管辖区的税务机关会定期检查收入和其他纳税申报表，我们预计他们可能会检查我们的收入和其他纳税申报表。这些考试的最终结果无法确切预测。我们不断监测和评估可能对我们的业务产生负面影响的拟议税收立法。

2022年8月16日颁布的《降低通膨法案》包括对调整后的财务报表收入实施新的15%的企业替代最低税，或CAMT，以适用

 

93

公司，自2022年12月31日后开始的纳税年度生效。CAMT是一种新颖的公司纳税义务计算方法。对于CAMT的操作细则将如何落地和解读，仍有许多悬而未决的问题。CAMT可能导致我们的现金缴税义务出现波动，尤其是在我们的衍生工具的公允价值可能发生变化导致商品、货币或金融市场发生重大波动的时期。

我们面临着有关国际贸易协定未来的不确定性以及美国对国际贸易立场的相关风险。

第一届特朗普政府的某些政策和声明可能会在第二届特朗普政府中延续，这给国际贸易协定的未来以及美国在国际贸易问题上的立场带来了不确定性。例如，第一届特朗普政府对来自中国的一系列产品征收关税，这导致中国也对某些美国商品征收关税作为报复，其中包括对美国进口的液化天然气征收25%的关税。此外，候任总统唐纳德·特朗普表示，他打算征收关税，包括对从中国进口的商品征收60%的关税，对所有其他美国进口商品征收20%的关税，这可能导致对来自中国和受此类关税影响的任何其他国家的美国企业征收报复性关税。目前，尚不清楚第二届特朗普政府是否会采取此类措施，以及这些国家（如果有的话）是否会给美国企业带来额外负担作为回报。截至2024年9月30日，我们在所有项目中与中国客户签订了总计9.5mtpa的长期、COD后SPA。美国与中国或其他主要液化天然气进口国的贸易关系未来的任何变化，包括通过征收进一步的关税，都可能对此类SPA和我们营销项目剩余产能的能力产生不利影响，因为这类客户减少了对美国液化天然气出口的需求。此外，第二届特朗普政府在贸易伙伴关系和关系的未来方面的政策的不确定性，包括增加或增加关税的可能性，可能会降低我们在可能受到这些政策影响的国家的竞争力，例如中国，无论第二届特朗普政府最终是否采取任何此类行动。任何这些因素都可能对我们营销项目剩余产能的能力产生不利影响，这可能对我们项目的可行性以及我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生重大不利影响。

任何传染病或其他疾病的爆发，包括新冠肺炎及其变种，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性、前景和我们A类普通股的价格产生不利影响。

我们面临与传染病爆发相关的风险，包括新冠肺炎及其变种。传染病或其他疾病，包括新冠肺炎的爆发，可能在多大程度上影响我们的业务、运营和财务业绩，取决于我们无法准确预测的众多因素，包括：任何传染病的持续时间和范围；政府，企业和个人为应对任何传染病而采取的行动以及对经济活动的相关影响；对全球天然气需求水平的影响；石油和天然气市场的地缘政治发展；我们从第三方采购业务运营所需材料和服务的能力；对劳动力市场的影响，包括工人短缺或与供应链中断有关的影响；我们提供服务的能力，包括由于我们的员工和我们在服务中使用的第三方员工的旅行限制；关键高管或员工生病的可能性；以及如果客户的业务因任何传染病而遭受损失，我们的客户有能力为我们的服务付费。

上述因素可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。此外，我们的某些建筑承包商和供应商可能会试图寻求合同救济，以应对新冠肺炎大流行或任何未来大流行对其业绩的影响。此类请求引起的任何变化都可能导致延误或增加成本，这可能对我们的业务产生重大不利影响。

 

94

我们无法估计任何传染病或大流行病直接导致的潜在社会、经济和劳动力不稳定的程度和持续时间。如果这些潜在影响中的任何一个持续较长时间，将对我们的服务需求产生负面影响，并对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。此外，上述因素也可能会提高本文描述的其他一些风险因素的效果。

与俄罗斯和乌克兰之间持续不断的战争以及中东持续不断的冲突相关的事态发展可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生不利影响。

俄罗斯是全球石油和天然气市场的主要参与者之一。因此，任何可能损害或增强其在此类市场竞争能力的事件都可能对我们经营所在的行业和我们项目的运营产生影响。自俄罗斯入侵乌克兰开始以来，寻求限制俄罗斯从石油和天然气出口中获利的乌克兰盟友实施了制裁，俄罗斯作为回应采取了某些报复性措施（例如禁止向某些国家销售）。此外，有人公开威胁要增加针对任何国家或组织的关键基础设施的黑客活动，这些国家或组织对俄罗斯的入侵进行报复。这一入侵，以及中东持续的冲突，包括以色列-哈马斯冲突和该地区其他敌对行动所导致的冲突，目前都处于领先地位，并将在未知的一段时间内继续导致地方、区域、国家和全球市场和经济受到影响的混乱。入侵和此类冲突造成的这些干扰已经包括并可能继续包括政治、社会和经济中断以及某些商品价格的不确定性和实质性上涨，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景以及我们A类普通股的价格产生不利影响。

 

95

关于前瞻性陈述的特别说明

我们在“招股说明书摘要”、“风险因素”、“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”、“业务”、“液化天然气行业概览”以及本招股说明书中其他部分的标题下进行了前瞻性陈述。除历史事实陈述外，此处包含的所有陈述均为“前瞻性陈述”。在某些情况下，前瞻性陈述可以通过诸如“可能”、“可能”、“将”、“可能”、“应该”、“预期”、“计划”、“项目”、“打算”、“预期”、“相信”、“估计”、“预测”、“潜在”、“追求”、“目标”、“继续”等术语来识别，这些术语或其他类似术语的否定。

这些前瞻性陈述受有关我们的风险、不确定性和假设的影响，可能包括对我们未来财务业绩的预测、对我们项目的开发、建设、调试和完成的预期、对我们项目成本的估计以及建设和调试我们项目的时间表、我们预期的增长战略和影响我们业务的预期趋势。这些陈述只是基于我们目前对未来事件的预期和预测的预测。有一些重要因素可能导致我们的实际结果、活动水平、业绩或成就与前瞻性陈述中明示或暗示的结果、活动水平、业绩或成就存在重大差异，包括在题为“风险因素”的标题下讨论的那些因素。这些因素包括以下方面：

 

•

我们潜在无法保持盈利能力，保持正的经营现金流并确保未来充足的流动性；

 

•

我们的业绩记录和历史财务信息有限，并且缺乏对我们的业务将继续取得成功的保证；

 

•

我们需要大量额外资本来建设和完成一些未来的项目，并且我们可能无法以可接受的条款获得此类融资，或者根本无法获得；

 

•

我们可能无法建造或运营我们提议的所有液化天然气设施或管道或超出目前计划的任何额外液化天然气设施或管道，这可能会限制我们的增长前景；

 

•

与我们的天然气液化和出口项目相关的重大运营风险，包括Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目、Delta项目、我们开发的任何未来项目、我们的LNG罐车以及我们的再气化终端使用权；

 

•

我们可能无法准确估计我们项目的成本，以及由于各种因素对我们的估计的潜在变化；

 

•

我们的项目建设可能出现超出预计开发期的延迟；

 

•

我们可能无法及时或以我们可接受的条款订立建设CP2项目、CP3项目或Delta项目的必要合同；

 

•

我们与我们项目的开发和建设有关的某些合同安排中的交易对手可能行使其现有终止权的可能性；

 

•

我们的承包商可能无法履行我们多个采购和施工合同项下的义务；

 

•

我们可能无法与客户就CP2项目、CP3项目、Delta项目或我们开发的任何未来项目的总预期铭牌容量的足够部分进行COD后SPA或以其他方式出售；

 

•

我们依赖我们的EPC和其他承包商成功完成我们的项目并交付我们的液化天然气油轮；

 

96

•

我们在向我们的项目提供某些服务和设备方面依赖第三方供应商和服务提供商，以及他们可能无法根据适用协议的条款履行义务；

 

•

各种经济和政治因素，包括环境或其他公共利益团体的反对，可能对我们项目的时间或整体开发、建设和运营产生负面影响；

 

•

FERC监管对我国州际天然气管道及其FERC天然气关税的影响；

 

•

我们可能无法确保将我们的任何项目所需管道放置在第三方拥有的财产上的权利或丧失将其放置的权利的潜在风险，或我们可能无法及时完成这些管道的建设；

 

•

我们项目建设所需的潜在缺乏当地政府和社区支持；

 

•

我们在我们项目的场地上的不动产权利或我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施可能受到优于我们不动产权利设保人的其他人权利的不利影响的可能性；

 

•

我们在项目中使用的天然气液化系统和中型设计无法达到我们预期的性能水平或其他收益的风险；

 

•

我们项目的持续时间和分阶段调试启动所产生的潜在额外风险；

 

•

我们可能无法留住和吸引执行官和其他有技能的专业技术员工；

 

•

我们对创始人战略方向的依赖；

 

•

风险我们或我们的承包商，包括我们的EPC承包商，可能会遇到劳动力成本增加，以及无法获得技术工人或我们可能无法吸引和留住合格人员；

 

•

如果某些条件未得到满足或由于其他原因，我们的客户或我们可能终止我们的SPA的潜在风险；

 

•

由于我们依赖数量有限的客户的表现，我们可能无法在COD后SPA下产生现金；

 

•

由于液化天然气市场的波动性和可变性，我们产生收益的能力以及将定期从销售委托货物和超额货物中收到的收益金额存在重大不确定性；

 

•

天然气价格的潜在下降及其对我们支付天然气运输成本的能力的相关影响、我们相对于我们向客户收取的合同价格支付的原料气溢价，或通胀压力导致的对天然气价格的其他影响；

 

•

我们可能无法出售未签约或过剩的液化产能，或生产超过我们设施铭牌产能的液化天然气；

 

•

我们依赖第三方工程师来估计我们项目未来的产能评级和性能能力，这可能被证明是不准确的；

 

•

我们可能无法购买或接收足够的天然气实物交付，以履行我们在SPA下的交付义务；

 

•

季节性波动对我们业务的潜在负面影响；

 

•

我们有限的多元化；

 

97

•

我们可能无法获得、维持或遵守我们项目建设所依赖的政府和监管机构的必要许可或批准，包括由于环境和其他公共利益团体的反对；

 

•

我司项目的天然气管道及管道连接的建设和运营出现成本超支及与取得监管批准相关的延误的风险、开发风险、运营隐患等风险；

 

•

由于与我们的管道和设施相互连接的任何第三方管道和其他设施无法运输天然气或遭受相互连接的第三方管道的能力或分配给我们的设施的任何减少，导致运输到我们设施的天然气数量减少的风险；

 

•

管道安全完整性计划和维修可能导致成本和负债增加；

 

•

我们目前和可能参与的争议和法律程序，包括目前未决的针对我们的仲裁和其他程序，以及任何此类争议或程序产生负面结果的可能性及其对我们的经营业绩、流动性和我们现有合同的潜在影响；

 

•

为支持我司液化天然气项目的运营和扩建能力而开发和/或承包额外的天然气运输能力的相关风险；

 

•

与租用、收购和/或建造液化天然气油轮有关的风险，包括延迟交付的风险、租船、价格或建造成本的增加，以及筹集任何必要资金以资助租用、收购和/或建造任何液化天然气油轮的能力；

 

•

我公司LNG油轮船队管理运营及未来再气化码头使用权相关风险；

 

•

我们计划利用的路易斯安那州提供的各种税收激励计划的潜力可能无法提供或以减少的形式提供；

 

•

关于国际贸易协定未来的不确定性和美国对国际贸易的立场；

 

•

可能导致我们的运营中断的恶劣天气事件、飓风或其他灾害、我们的项目完成的延迟、更高的建设成本以及我们有权根据任何SPA获得付款的日期推迟；

 

•

我们可能无法为所有潜在风险投保，以及我们可能受到高于预期保险费的风险，以及与我们的专属保险公司相关的风险；

 

•

敌对网络入侵的可能性；

 

•

我们建设液化天然气设施的能力，这些设施以超过其铭牌产能的数量生产液化天然气，以及我们营销和销售我们的液化天然气设施以超过其铭牌产能的数量生产的任何此类数量的能力；

 

•

液化天然气行业的竞争以及我们的许多竞争对手可能拥有比我们更大的资金、工程、营销和其他资源的潜力；

 

•

基于LNG国际市场价格的竞争；

 

•

美国出口的液化天然气未能继续成为国际市场具有竞争力的能源来源的潜力；

 

•

俄乌持续战争和中东持续冲突相关事态发展的潜在风险；

 

98

•

LNG和天然气需求和价格的周期性或其他变化；

 

•

全球液化天然气油轮的潜在短缺；

 

•

技术创新可能使我们预期的竞争优势或我们的工艺过时的潜力；

 

•

现有和未来的环境和类似法律和政府法规对合规成本、运营和/或建设成本和限制的潜在影响；

 

•

我们的A类普通股可能缺乏一个活跃、流动性强的交易市场，以及我们的A类普通股价格可能出现大幅波动；

 

•

我们的负债水平，以及我们可能能够承担更多的负债这一事实，这可能会增加我们的大量负债所造成的风险；

 

•

评级机构授予我们的评级被下调、暂停或撤销的风险可能会影响我们的资本成本；

 

•

由于我们的普通股的双重类别结构和VG合伙人对我们的B类普通股的所有权，对我们的管理、事务和需要与VG合作伙伴一起获得股东批准的事项的控制权集中；

 

•

与VG合作伙伴或其任何高级职员、董事、代理人、股东、成员、合作伙伴、关联公司或子公司（美国除外）的潜在利益冲突；和

 

•

与本招募说明书“风险因素”项下讨论的其他因素相关的风险。

你应该特别考虑“风险因素”下概述的众多风险。此外，当我们在竞争非常激烈和瞬息万变的商业环境中运营时，新的风险不时出现。我们的管理层不可能预测所有风险，我们也无法评估所有因素对我们业务的影响或任何因素或因素组合可能在多大程度上导致实际结果与我们可能做出的任何前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异。鉴于这些不确定性，您不应过分依赖这些前瞻性陈述。

所有这些因素都难以预测，包含可能对实际结果产生重大影响的不确定性，并且可能超出我们的控制范围。新的因素不时出现，管理层不可能预测所有这些因素或评估每一个这样的因素对我们的影响。

任何前瞻性陈述仅在作出此类陈述之日发表，我们不承担更新任何前瞻性陈述以反映作出此类陈述之日之后的事件或情况的任何义务，除非联邦证券法要求。如果这些或其他风险或不确定性中的一项或多项成为现实，或者如果我们的基本假设被证明是不正确的，我们的实际结果可能与我们可能通过这些前瞻性陈述所表达或暗示的内容存在重大差异。我们提醒您，您不应过分依赖我们的任何前瞻性陈述。在做出购买我们A类普通股的投资决定之前，您应该特别考虑本招股说明书中确定的可能导致实际结果不同的因素。此外，新的风险和不确定性不时出现，我们无法预测这些事件或它们可能如何影响我们。

 

99

收益用途

我们估计，在扣除估计的承销折扣和佣金以及估计的发行费用后，假设首次公开发行价格为每股43.00美元（本招股说明书封面所列范围的中点），如果承销商行使其全额购买额外股份的选择权，则本次发行给我们的净收益将约为20.540亿美元，或约为23.636亿美元。

此次发行的主要目的是支持我们业务的持续增长和发展，增加我们的财务灵活性，并为我们的A类普通股建立一个公开市场。我们打算将此次发行的净收益用于一般公司用途，包括但不限于为我们在CP2项目、CP3项目和Delta项目、我们的持续运营、我们的LNG油轮里程碑付款以及我们的管道开发项目方面的预期FID前资本支出提供资金。我们不打算将此次发行的净收益的任何部分用于支付我们在“股息政策”中描述的已宣布但未支付的股息。

根据我们目前的计划和业务状况，本次发行所得款项净额的预期用途代表我们的意向。然而，我们目前没有关于我们将用于上述预期用途的所得款项金额的具体计划，我们也无法确定地预测本次发行所得款项的所有特定用途。因此，我们的管理层在运用此次发行的净收益方面将拥有广泛的酌处权。我们实际支出的时间和金额将基于许多因素，包括来自运营的现金流和我们业务的预期增长。请参阅“风险因素——与此次发行和我们的A类普通股所有权相关的风险——我们在使用此次发行的净收益方面拥有广泛的酌处权，可能无法有效使用它们。”

每股公开发行价格每增加（减少）1.00美元，扣除估计的承销折扣和佣金后，我们的净收益将增加（减少）4800万美元（假设本招股说明书封面所载我们提供的A类普通股的股份数量保持不变，并假设承销商没有行使购买额外股份的选择权）。我们也可能会增加或减少我们发行的股票数量。我们发行的A类普通股股票数量增加（减少）100万股将使我们的净收益（扣除估计的承销折扣和佣金）增加（减少）4130万美元（假设公开发行价格保持不变，并假设没有行使承销商购买额外股票的选择权）。

 

100

股息政策

2024年9月13日，我们的董事会宣布向我们的股东支付总额为1.6亿美元的现金股息，根据适用法律，将在连续四个日历季度的最后一个工作日以4,000万美元的4次等额股息支付的方式，在适用的记录日期按比例向我们已发行普通股的记录持有人支付。这次现金分红的目的，就是为了给我们的股民分配利润。

前两次此类股息支付分别于2024年9月30日和12月31日支付给截至2024年9月13日和12月12日在册的已发行普通股持有人。此次发行股票的购买者将无权获得这两笔股息支付，因为这两笔股息支付的记录日期发生在此次发行完成之前。我们预计将在截至2025年3月31日和2025年6月30日的每个日历季度的最后一个工作日，按可按比例向我们已发行普通股的持有人支付剩余的两笔股息，该记录日期将由我们确定，并在适用的股息支付日期之前宣布。我们预计，这两笔股息支付的记录日期将在此次发行完成之后。我们经修订和重述的公司注册证书将在本次发行完成后生效，授权A类普通股和B类普通股，并规定我们的A类普通股持有人和B类普通股持有人将在任何股息方面在每股基础上获得平等和按比例分配的待遇（除非对某一类别的股份的不同待遇得到了受到不利对待的适用类别普通股的大多数已发行股份持有人的赞成票的批准，作为一个班级单独投票）。因此，在本次发行中的A类普通股股份的购买者，如果在适用的记录日期持有已宣布股息的其余两次股息支付，则将有权获得此类股息支付。其余两笔股息支付不以此次发行完成为条件。

我们目前预计，我们将不时就我们的普通股宣布并支付额外的现金股息。然而，我们无法向您保证，我们将在未来以与以前的股息相同的金额或频率支付任何股息，或者根本不支付。任何未来的股息支付均在我们董事会的绝对酌情权范围内，并将取决于（其中包括）我们的经营业绩、营运资金需求、资本支出需求、财务状况、负债水平、优先股义务、与支付股息有关的合同限制、一般经济业务状况、行业惯例、商业机会、预期现金需求、适用法律的规定以及我们董事会可能认为相关的其他因素。因此，您实现投资回报的能力可能取决于我们A类普通股的升值。你不应该带着收到现金红利的期望购买我们的普通股股票。请参阅“风险因素——与本次发行和我们的A类普通股所有权相关的风险——我们无法保证我们将在未来为我们的A类普通股支付更多股息，因此，您实现投资回报的能力将取决于我们的A类普通股价格的升值。”此外，特拉华州法律规定，股息只能从“盈余”中支付，“盈余”的定义是我们净资产的公允市场价值减去我们规定的资本；或者从当前或前一年的收益中支付。此外，我们支付股息的能力受到管理我们的债务和优先股的工具中规定的一系列限制和限制。更多详情见“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——流动性与资本资源，”“风险因素——与我们的债务和融资相关的风险——我们的某些债务协议对我们的子公司施加了重大的经营和财务限制，我们子公司的优先股权也给予持有人一定的同意权，所有这些都可能阻止我们利用商业机会或向公司支付股息”和“风险因素——与我们的债务和融资相关的风险——作为一家控股公司，公司取决于其子公司向其转移资金以履行其义务的能力。”

 

101

资本化

下表列出了我们截至2024年9月30日的现金、现金等价物和资本化情况：

 

•

在实际基础上；

 

•

在备考基础上，使（1）紧接第（2）款所述自动转换之前的股票分割生效；（2）将紧接本次发行完成之前由VG Partners持有的我们A类普通股的所有流通股自动转换为1,968，604,458股我们的B类普通股；以及（3）我们经修订和重述的公司注册证书的备案和有效性，每一项均将在紧接本次发行完成之前发生；和

 

•

在经调整的备考基础上，以反映我们在本次发行中以假定的首次公开发行价格每股43.00美元、即本招股说明书封面所载区间的中点出售50,000，000股A类普通股，扣除估计的承销折扣和佣金以及估计的发行费用，以及按“所得款项用途”项下所述向我们应用的所得款项净额。

每股公开发行价格每增加（减少）1.00美元，扣除估计的承销折扣和佣金后，我们的现金和现金等价物、总股东权益和总资本将增加（减少）4800万美元（假设我们提供的A类普通股的股份数量保持不变，如本招股说明书封面所述，并假设承销商没有行使购买额外股份的选择权）。我们也可能会增加或减少我们发行的股票数量。我们发行的A类普通股股票数量增加（减少）100万股将使我们的现金和现金等价物、股东权益总额和资本总额（扣除估计的承销折扣和佣金）增加（减少）4130万美元（假设公开发行价格保持不变，并假设没有行使承销商购买额外股票的选择权）。

本表应与“所得款项用途”、“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”、“重大融资说明”以及本招股说明书其他地方出现的经审计综合财务报表及其附注一并阅读。

 

102

		截至2024年9月30日
		实际				备考				备考 经调整
		（百万）
现金及现金等价物		$	4,562			$	4,562			$	6,616
受限制现金、流动和非流动			1,073				1,073				1,073
合计		$	5,635			$	5,635			$	7,689
债务：
项目层面债务(1)(2)		$	16,230			$	16,230			$	16,230
VGLNG债务(1)(3)			11,000				11,000				11,000
总债务			27,230				27,230				27,230
子公司可赎回股票(4)			1,492				1,492				1,492
股权(5):
优先股，每股面值0.01美元，实际授权100万股，经调整后的2亿股备考和备考，无实际发行在外的股份，经调整后的备考和备考			—				—				—
A类普通股，每股面值0.01美元，实际授权100万股，经调整授权备考44亿股，经调整已授权备考44亿股，实际流通519,772股(6)，经调整后的380,937，394股已发行备考股份及430,937，394股已发行备考股份			—				4				4
B类普通股，每股面值0.01美元，实际授权100万股，经调整后为30亿股备考授权和30亿股备考授权，实际无流通股，经调整后为1,968，604,458股备考已发行和1,968，604,458股备考已发行			—				20				20
额外实收资本			531				508				2,561
留存收益			1,673				1,673				1,673
累计其他综合损失			(252	)			(252	)			(252	)
Total Venture Global，Inc.股东权益			1,952				1,952				4,006
非控股权益(7)			3,475				3,475				3,475
总资本		$	34,149			$	34,149			$	36,203

 

(1)	VGLNG优先有担保票据、Calcasieu Pass信贷便利、VGCP优先有担保票据和Plaquemines信贷便利的余额反映了这些债务的全部未偿本金金额，未减少未摊销的溢价、折扣和债务发行成本。

(2)	截至2024年9月30日，我们在Calcasieu Pass信贷便利的高级担保定期贷款便利下没有可用的额外借款能力，在此项下已签发和未结清的信用证约为2.54亿美元，我们在Calcasieu Pass信贷便利的营运资金便利下有约3.01亿美元的未使用借款能力。截至9月30日，我们在Plaquemines信贷便利下有约26亿美元的未提取定期贷款承诺，在此项下已签发和未偿还的信用证约为120万美元，在此项下有约9.19亿美元的未提取营运资金承诺。

(3)	由VGLNG高级有担保票据组成。

(4)	代表公司子公司Calcasieu Pass Funding，LLC因发行可赎回股票而产生的净资产中的第三方权益，据此，与Stonepeak Infrastructure Partners相关的基金有权在发生某些事件时将其权益赎回为现金，当前赎回价值按合同规定的分配金额调整，该分配金额在每个报告期内确认为截至2024年9月30日的合并经营报表上归属于子公司可赎回股票的净收入约为15亿美元。见“材料融资说明—项目股权融资— Calcasieu Pass Funding，LLC Preferred Units。”

(5)	A类普通股的实际股份数量不会使在本招股说明书构成部分的登记声明生效后至本次发行完成前生效的股票分割生效。

(6)	A类普通股的实际流通股数不会使股票分割生效。

 

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