美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格
10-Q
已结束的季度期间
2025年9月30日
或
对于从 到
委托文件编号
001-33366
（在其章程中指明的注册人的确切名称）
|
|
|
||||
| （成立或组织的州或其他司法管辖区） | （I.R.S.雇主识别号） | ||||
（主要行政办公地址）（邮编）
(
713
)
375-5000
（注册人的电话号码，包括区号）
根据该法第12（b）节登记的证券：
| 各类名称 | 交易代码 | 注册的各交易所名称 | ||||||
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|
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用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。
有
否☐
用复选标记表明注册人在过去12个月（或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内）是否以电子文件方式提交了根据S-T条例第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份互动数据文件。
有
否☐
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。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
|
|
☒ | 加速披露公司 | ☐ | ||||||||||||||
| 非加速披露公司 | ☐ | 较小的报告公司 |
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| 新兴成长型公司 |
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如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。有
☐
没有
截至2025年10月24日，注册人已
484,052,623
共同单位优秀。
Cheniere Energy Partners, L.P.
目 录
i
定义
正如本季度报告所使用的，以下所列术语具有以下含义：
共同行业和其他术语
| ASU | 会计准则更新 | |||||||
| BCF/d | 每天十亿立方英尺 | |||||||
| BCFE | 十亿立方英尺当量 | |||||||
| 美国能源部 | 美国能源部 | |||||||
| EPC | 工程、采购和施工 | |||||||
| FASB | 财务会计准则委员会 | |||||||
| FERC | 联邦能源监管委员会 | |||||||
| FID | 最终投资决定 | |||||||
| 自由贸易协定国家 | 与美国有自由贸易协定的国家对天然气贸易规定国民待遇 | |||||||
| 公认会计原则 | 美国公认会计原则 | |||||||
| 亨利枢纽 | 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（以美元/MMBTU计） | |||||||
| IPM协议 | 综合生产营销协议，其中天然气生产商以全球LNG或天然气指数价格向美国销售天然气，减去固定液化费、运费和其他成本 | |||||||
| 液化天然气 | 液化天然气，一种天然气的产物，通过制冷过程，被冷却到液态，所占体积约为其气态的1/600 | |||||||
| MMBTU | 百万英热单位；一个英热单位测量将一磅水的温度提高一华氏度所需的能量 | |||||||
| mtpa | 每年百万吨 | |||||||
| NGA | 经修正的1938年《天然气法》 | |||||||
| 非FTA国家 | 与美国没有就天然气贸易规定国民待遇的自由贸易协定且允许与之进行贸易的国家 | |||||||
| SEC | 美国证券交易委员会 | |||||||
| SOFR | 有担保隔夜融资利率 | |||||||
| SPA | 液化天然气买卖协议 | |||||||
| TBTU |
万亿英热单位；一个英热单位测量将一磅水的温度提高一华氏度所需的能量
|
|||||||
| 火车 | 由一系列制冷剂压缩机回路组成的工业设施，用于将天然气冷却为液化天然气 | |||||||
| 途阿 | 终端使用协议 | |||||||
1
简称法人实体Structure
下图描述了我们截至2025年9月30日的简略法律实体结构，包括我们对某些子公司的所有权，以及本季度报告中使用的对这些实体的引用：
除非上下文另有要求，否则“CQP”、“合伙企业”、“我们”、“我们”和“我们的”均指Cheniere Energy Partners, L.P.及其合并子公司。
2
项目1。合并财务报表
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
综合业务报表
（百万，单位数据除外）
（未经审计）
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | |||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| LNG收入 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| LNG收入—附属公司 |
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| 再气化收入 |
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| 其他收入 |
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| 总收入 |
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| 运营成本和费用 | ||||||||||||||||||||||||||
| 销售成本（不含以下单独列示的运营维护费用和折旧摊销费用） |
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| 销售成本—附属公司 |
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| 运营和维护费用 |
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| 运营和维护费用—附属公司 |
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| 运营维护费—关联方 |
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| 一般和行政费用 |
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| 一般和行政费用——附属公司 |
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| 折旧和摊销费用 |
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| 其他经营成本和费用 |
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| 其他运营成本和费用—关联公司 |
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| 总运营成本和费用 |
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| 经营收入 |
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| 其他收入（费用） | ||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出，扣除资本化利息 | (
|
(
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(
|
(
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| 债务变更或消灭的损失 | (
|
|
(
|
(
|
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| 利息和股息收入 |
|
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| 其他收入—附属公司 |
|
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| 其他费用合计 | (
|
(
|
(
|
(
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| 净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
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|
每普通单位基本和摊薄净收益（1）
|
$ |
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$ |
|
$ |
|
$ |
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| 加权平均基本和稀释未偿还普通单位数 |
|
|
|
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(1)
在计算每普通单位的基本和稀释净收益时，净收益减去分配给除普通单位以外的参与证券的未分配净收益的金额，这是根据两类法的要求。见
附注11 —每个共同单位的净收入
.
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
3
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并资产负债表
（百万，单位数据除外）
（未经审计）
| 9月30日， | 12月31日， | ||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 物业、厂房及设备 | |||||||||||
| 流动资产 | |||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 受限制现金和现金等价物 |
|
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| 贸易和其他应收款，扣除当期预期信用损失 |
|
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| 贸易和其他应收款—关联公司 |
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| 存货 |
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| 流动衍生资产 |
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| 预付费用 |
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| 其他流动资产，净额 |
|
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| 流动资产总额 |
|
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| 固定资产、工厂及设备，净值累计折旧净额 |
|
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| 经营租赁资产 |
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| 衍生资产 |
|
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| 其他非流动资产，净额 |
|
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| 总资产 | $ |
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$ |
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|
负债和合作伙伴的赤字
|
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| 流动负债 | |||||||||||
| 应付账款 | $ |
|
$ |
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| 应计负债 |
|
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| 应计负债—关联方 |
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| 流动债务，扣除未摊销贴现和债务发行成本 |
|
|
|||||||||
| 应付联属公司款项 |
|
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| 递延收入 |
|
|
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| 递延收入—关联公司 |
|
|
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| 流动衍生负债 |
|
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| 其他流动负债 |
|
|
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| 流动负债合计 |
|
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| 长期债务，扣除未摊销贴现和发债成本 |
|
|
|||||||||
| 衍生负债 |
|
|
|||||||||
| 其他非流动负债 |
|
|
|||||||||
| 其他非流动负债—关联公司 |
|
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| 负债总额 |
|
|
|||||||||
|
合作伙伴的赤字
|
|||||||||||
|
共同单位持有人的权益（
|
|
|
|||||||||
|
普通合伙人的权益（
|
(
|
(
|
|||||||||
|
伙伴赤字总额
|
(
|
(
|
|||||||||
|
负债总额和合作伙伴赤字
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
4
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合作伙伴赤字合并报表
（百万）
（未经审计）
| 截至2025年9月30日止三个月及九个月 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 共同单位持有人的权益 | 普通合伙人的利益 | 合作伙伴总赤字 | |||||||||||||||||||||||||||
| 单位 | 金额 | 单位 | 金额 | ||||||||||||||||||||||||||
| 2024年12月31日余额 |
|
$ |
|
|
$ | (
|
$ | (
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| 净收入 | — |
|
— |
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| 分配 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
普通单位，$
|
— | (
|
— | — | (
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| 普通合伙人单位 | — | — | — | (
|
(
|
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| 2025年3月31日余额 |
|
|
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | — |
|
— |
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 分配 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
普通单位，$
|
— | (
|
— | — | (
|
||||||||||||||||||||||||
| 普通合伙人单位 | — | — | — | (
|
(
|
||||||||||||||||||||||||
| 2025年6月30日余额 |
|
|
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||||||
|
净收入
|
— |
|
— |
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 分配 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
普通单位，$
|
— | (
|
— | — | (
|
||||||||||||||||||||||||
| 普通合伙人单位 | — | — | — | (
|
(
|
||||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日余额 |
|
$ |
|
|
$ | (
|
$ | (
|
|||||||||||||||||||||
| 截至2024年9月30日止三个月及九个月 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 共同单位持有人的权益 | 普通合伙人的利益 | 合作伙伴总赤字 | |||||||||||||||||||||||||||
| 单位 | 金额 | 单位 | 金额 | ||||||||||||||||||||||||||
| 2023年12月31日余额 |
|
$ |
|
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$ | (
|
$ | (
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| 净收入 | — |
|
— |
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| 分配 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
普通单位，$
|
— | (
|
— | — | (
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| 普通合伙人单位 | — | — | — | (
|
(
|
||||||||||||||||||||||||
| 2024年3月31日余额 |
|
|
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | — |
|
— |
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 分配 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
普通单位，$
|
— | (
|
— | — | (
|
||||||||||||||||||||||||
| 普通合伙人单位 | — | — | — | (
|
(
|
||||||||||||||||||||||||
| 2024年6月30日余额 |
|
|
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | — |
|
— |
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 分配 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
普通单位，$
|
— | (
|
— | — | (
|
||||||||||||||||||||||||
| 普通合伙人单位 | — | — | — | (
|
(
|
||||||||||||||||||||||||
| 2024年9月30日余额 |
|
$ |
|
|
$ | (
|
$ | (
|
|||||||||||||||||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
5
CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司
合并现金流量表
（百万）
（未经审计）
| 截至9月30日的九个月， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 经营活动产生的现金流量 | |||||||||||
|
净收入
|
$ |
|
$ |
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| 调整以使经营活动产生的净收入与净现金保持一致： | |||||||||||
| 折旧和摊销费用 |
|
|
|||||||||
| 贴现和发债费用摊销 |
|
|
|||||||||
|
衍生工具总收益，净额
|
(
|
(
|
|||||||||
|
衍生工具结算提供的现金净额
|
|
|
|||||||||
| 其他，净额 |
|
|
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| 经营性资产负债变动情况： | |||||||||||
| 贸易和其他应收款 |
|
|
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| 贸易和其他应收款—关联公司 | (
|
|
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| 应收账款—关联方 |
|
|
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| 向附属公司垫款 | (
|
|
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| 存货 |
|
|
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| 应付账款和应计负债 | (
|
(
|
|||||||||
| 应付账款和应计负债—关联方 | (
|
|
|||||||||
| 递延收入总额 |
|
|
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| 其他，净额 | (
|
(
|
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| 其他，净额—附属公司 | (
|
(
|
|||||||||
|
经营活动所产生的现金净额
|
|
|
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| 投资活动产生的现金流量 | |||||||||||
| 物业、厂房及设备 | (
|
(
|
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| 其他，净额 | (
|
(
|
|||||||||
|
投资活动所用现金净额
|
(
|
(
|
|||||||||
| 筹资活动产生的现金流量 | |||||||||||
| 发行债务及借款所得款项 |
|
|
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| 赎回及偿还债务 | (
|
(
|
|||||||||
| 发债及其他融资成本 | (
|
(
|
|||||||||
| 分配 | (
|
(
|
|||||||||
| 其他 | (
|
(
|
|||||||||
|
筹资活动使用的现金净额
|
(
|
(
|
|||||||||
|
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物净减少额
|
(
|
(
|
|||||||||
| 现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物——期初 |
|
|
|||||||||
| 现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物——期末 | $ |
|
$ |
|
|||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
6
注1 —
业务性质和陈述依据
我们拥有位于路易斯安那州卡梅伦教区萨宾山口的天然气液化和出口设施（the“Sabine Pass LNG接收站”），拥有天然气液化设施，总产能超
30
液化天然气mtpa（the“液化项目”）截至2025年9月30日止。Sabine Pass液化天然气接收站也有
五个
液化天然气储罐、蒸发器和
三个
海上泊位。我们还拥有并经营一家
94
-mile天然气供应管道，将Sabine Pass LNG接收站与几条大型州际和州内管道连接起来（the“Creole Trail Pipeline”).
我们正在开发一个扩建项目，以在液化项目附近提供额外的液化能力，我们正在商业化以支持与这一潜在扩建项目相关的额外液化能力。该项目或其他项目的发展，包括支持天然气供应和液化天然气需求的基础设施项目，除其他外，将需要可接受的商业和融资安排，然后我们才能做出积极的FID。
我们没有员工，因此我们和我们的子公司在日常业务过程中与Cheniere的关联公司签订了各种服务协议，包括建设、运营和维护液化项目所需的服务，以及行政服务。见附注10 —关联交易有关截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月期间根据这些服务协议开展的活动的更多详细信息。
截至2025年9月30日，Cheniere拥有
48.6
我们有限合伙人权益的百分比，形式为
239.9
百万个我们的共同单位。Cheniere还拥有
100
%我们的普通合伙人权益和我们的激励分配权（“IDR”).
列报依据
随附的CQP未经审计的合并财务报表是根据中期财务信息的公认会计原则和S-X条例第10-01条编制的，并反映了所有正常的经常性调整，管理层认为，这些调整是公允列报的中期财务业绩报表所必需的。因此，这些合并财务报表不包括GAAP要求的完整财务报表的所有信息和脚注，应与我们的合并财务报表和随附说明一起阅读截至2024年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告.
截至2025年9月30日止三个月和九个月的经营业绩并不一定表明截至2025年12月31日止年度将实现的经营业绩。
我们不需要缴纳联邦或州所得税，因为我们的合作伙伴对他们在我们的应税收入中的可分配份额单独征税。
最近的会计准则
ASU 2024-03
2024年11月，FASB发布ASU第2024-03号，损益表–报告综合收益–费用分类披露（子主题220-40）：损益表费用分类，由ASU第2025-01号于2025年1月澄清。该指引要求在年度和中期基础上对某些损益表费用细目项目进行分类披露。我们将继续评估本指引的规定对我们披露的影响，但计划前瞻性地采用本指引，并在其对我们截至2027年12月31日止年度的年度报告强制生效时符合披露要求。
注2 —
单位持有人的权益
共同单位代表我们的有限合伙人权益，这使单位持有人有权参与合伙分配，并行使有限合伙人根据我们的合伙协议可获得的权利和特权。尽管普通单位持有人没有义务为合伙企业的损失提供资金，但他们的资本账户继续分担损失，如果合伙企业被清算，将在分配其净资产时予以考虑。
7
普通合伙人权益至少有权
2
占我们所有分配的百分比。此外，普通合伙人持有IDR，这使得普通合伙人可以在达到额外目标水平时从运营盈余中获得更高百分比的季度可用现金分配，但可以将这些权利与其普通合伙人权益分开转让。较高的百分比范围从
15
%至
50
%，含普通合伙人权益。
我们的合伙协议要求，在
45
每个季度结束后的几天，我们分配所有可用现金，根据我们的合伙协议的定义，通常是我们在一个季度结束时的手头现金减去我们的普通合伙人建立的任何储备的金额。我们迄今为止支付的所有分配均来自合伙协议中定义的累计经营盈余。
截至2025年9月30日，我们以共同单位形式实益拥有的证券总额
48.6
% by Cheniere，
41.5
%由CQP Target Holdco L.L.C.（“CQP目标控股公司”）和黑石公司的其他关联公司（TERM0“黑石”）和Brookfield Asset Management Inc.（“布鲁克菲尔德”）和
7.9
%由公众。我们所有的
2
%普通合伙人权益由Cheniere持有。CQP目标Holdco的股权为
50.0
由Blackstone的关联公司BIP Chinook Holdco L.L.C.和
50.0
由Brookfield的关联公司BIF IV Cypress Aggregator（Delaware）LLC持有其全部股权。CQP Target Holdco、黑石集团和布鲁克菲尔德公司的所有权是基于它们最近向SEC提交的文件。
注3 —
贸易和其他应收款，扣除当期预期信贷损失
贸易和其他应收款，扣除当期预期信用损失后，包括以下各项（单位：百万）：
| 9月30日， | 12月31日， | ||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 应收账款 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 其他应收款 |
|
|
|||||||||
| 贸易和其他应收款总额，扣除当期预期信用损失 | $ |
|
$ |
|
|||||||
注4 —
存货
库存包括以下（以百万计）：
| 9月30日， | 12月31日， | ||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 材料 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 天然气 |
|
|
|||||||||
| 液化天然气 |
|
|
|||||||||
| 其他 |
|
|
|||||||||
| 总库存 | $ |
|
$ |
|
|||||||
8
附注5 —
财产、厂房和设备，扣除累计折旧后的净额
固定资产、工厂及设备，净值累计折旧净额由以下各项组成（单位：百万）：
| 9月30日， | 12月31日， | ||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| LNG接收站 | |||||||||||
| 终端和互联管道设施 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 在建工程 |
|
|
|||||||||
| 累计折旧 | (
|
(
|
|||||||||
| LNG接收站总数，扣除累计折旧 |
|
|
|||||||||
| 固定资产 | |||||||||||
| 固定资产 |
|
|
|||||||||
| 累计折旧 | (
|
(
|
|||||||||
| 固定资产总额，扣除累计折旧 |
|
|
|||||||||
| 融资租赁项下资产 | |||||||||||
| 拖船 |
|
|
|||||||||
| 累计折旧 | (
|
(
|
|||||||||
| 融资租赁项下资产总额，扣除累计折旧 |
|
|
|||||||||
| 固定资产、工厂及设备，净值累计折旧净额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
折旧费用为$
172
百万美元
169
截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月，分别为百万元及$
511
百万美元
505
截至2025年9月30日止九个月及2024年9月30日止九个月，分别为百万元。
附注6 —
衍生工具
我们有商品衍生品，包括天然气供应合同，包括我们的IPM协议，用于液化项目和扩建项目的运营，以及相关的经济对冲（统称为“液化供应衍生品”).
下表显示了我们的衍生工具的公允价值，这些工具需要以经常性的公允价值计量，以GAAP规定的公允价值等级进行区分（以百万计）：
| 公允价值计量截至 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 活跃市场报价 （1级） |
重要的其他可观察输入 （2级） |
重要的不可观察输入 （三级） |
合计 | 活跃市场报价 （1级） |
重要的其他可观察输入 （2级） |
重要的不可观察输入 （三级） |
合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
液化供应衍生品资产（负债）
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ | (
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
我们根据需要使用结合现值技术的市场或基于期权的方法对液化供应衍生品进行估值，其中包括可观察的商品价格曲线（如果有）和其他相关数据。
我们将很大一部分液化供应衍生品列为估值层次中的第3级，因为公允价值是通过使用内部模型开发的，其中包含了大量不可观察的输入。在无法获得可观察数据的情况下，将考虑市场参与者在评估资产或负债时可能使用的假设。在使用期权定价模型估值的范围内，我们认为不可观察期间的能源单位未来价格是估计净公允价值的重大不可观察输入。在估算能源单位未来价格时，我们利用现有市场数据对商品指数流动性和波动性相关的市场风险进行判断。事实和情况的变化或补充信息可能导致修订的估计和判断，实际结果可能与这些估计和判断不同。我们根据观察到的历史结算的全球LNG市场定价或全球LNG市场定价的公认代理以及结算的国内天然气定价得出我们的波动性假设。此类波动性假设还考虑到，截至资产负债表日，此类指数的可观察远期曲线数据，以及不断演变的可用行业数据和独立研究。
9
在制定我们的波动性假设时，我们承认，全球液化天然气行业固有地受到诸如计划外供应限制、地缘政治事件、包括干旱和异常温和在内的异常气候事件、历史标准、冬季和夏季以及对全球能源基础设施的真实或威胁的破坏性运营影响等事件的影响。我们目前对波动性的估计包括其他罕见事件的影响，除非我们认为市场参与者会因为他们声称这些事件是我们公司特有的并被认为在我们的控制范围内而将这些事件排除在外。如适用于我们的天然气供应合同，我们的公允价值估计包含了基于市场参与者的与某些合同不确定性相关的假设，包括与交付点的市场信息可用性相关的假设，以及满足某些事件或发展基础设施以支持天然气收集和运输的时间。如果这些不确定性得到解决，我们可能会通过收益确认公允价值的变化，这可能会对我们的经营业绩产生重大影响。
我们在液化供应衍生品中的天然气头寸的第3级公允价值计量可能会受到某些天然气和国际液化天然气价格的重大变化的重大影响。
下表包含截至2025年9月30日第3级液化供应衍生品不可观测投入的量化信息：
|
公允价值负债净额
（百万）
|
估值方法 | 重要的不可观察输入 | 显著不可观测输入/加权平均的范围（1） | |||||||||||||||||||||||
| 液化供应衍生品 | $(
|
结合现值技术的市场方法 |
Henry Hub基差价差
|
$(
|
||||||||||||||||||||||
| 期权定价模型 |
国际LNG定价价差，相对Henry Hub（2）
|
|
||||||||||||||||||||||||
(1)
不可观察的投入按工具的相对公允价值加权。
(2)
价差考虑以美元计价。
基差或定价价差的增加或减少，孤立地看，将分别减少或增加液化供应衍生品的公允价值。
下表为3级液化供应衍生品公允价值变动情况（单位：百万）：
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | |||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 余额，期初 | $ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
||||||||||||||||||
|
计入净收益的已实现及公允价值变动损益（1）：
|
||||||||||||||||||||||||||
| 计入销售成本，现有交易（2） | (
|
|
(
|
|
||||||||||||||||||||||
| 计入销售成本、新交易（3） | (
|
|
(
|
|
||||||||||||||||||||||
| 采购和结算： | ||||||||||||||||||||||||||
| 购买（4） |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 定居点（5） |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 转出3级（6） | (
|
|
(
|
|
||||||||||||||||||||||
| 余额，期末 | $ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
||||||||||||||||||
|
与期末仍持有的工具有关的公允价值有利（不利）变动
|
$ | (
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
||||||||||||||||||
(1)
不包括与通过实物交割结算的衍生工具相关的已实现价值，因为结算等于自交易日起的合同固定价格乘以合同数量。请参阅本表中的结算行项目。
(2)
对期初存在并在期末继续存在的交易的收益影响。
(3)
对报告期内订立并在期末继续存在的交易的收益影响。
(4)
包括在报告所述期间就在报告所述期间订立的交易确认的任何第一天收益（损失），这些交易在该期间结束时继续存在。
10
(5)
由于在本期结算基础工具而在上一期末在我们的合并资产负债表中确认的金额在本期滚存。
(6)
由于基础天然气购买协议的可观察市场而被转出第3级。
液化供应衍生品
我们持有液化供应衍生品，这些衍生品与Henry Hub、全球LNG或其他天然气价格指数挂钩。截至2025年9月30日，液化供应衍生工具的剩余固定期限最多约
15
年，其中一些在满足某些事件或发展基础设施以支持天然气收集和运输时开始或加速。
液化供应衍生品的远期名义金额约为
5,283
TBTU和
5,500
截至2025年9月30日和2024年12月31日的TBTU，分别包括未满足合同条件的合同项下的金额，不包括截至2025年9月30日和2024年12月31日均不确定采取的延期选择。
下表显示了我们合并运营报表中记录的液化供应衍生品的影响和位置（单位：百万）：
|
合并经营报表中确认的收益（亏损）
|
||||||||||||||||||||||||||
|
合并运营报表地点（1）
|
截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| $ | (
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
(1)
不包括与通过实物交割结算的液化供应衍生品相关的实现价值。与我们的衍生活动相关的公允价值波动按照经济对冲的项目以及衍生工具的性质和意图进行分类和列报。
下表显示了我们合并资产负债表上液化供应衍生品的公允价值和位置（单位：百万）：
| 公允价值计量截至 | ||||||||||||||
| 合并资产负债表位置 | 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||
| $ |
|
$ |
|
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|
|
|
|||||||||||||
| 衍生资产总额 |
|
|
||||||||||||
| (
|
(
|
|||||||||||||
| (
|
(
|
|||||||||||||
| 衍生负债总额 | (
|
(
|
||||||||||||
| 衍生负债，净额 | $ | (
|
$ | (
|
||||||||||
11
合并资产负债表列报
下表按合同将我们的衍生资产和负债的公允价值按总额与我们合并资产负债表中列报的净额进行了核对，这些净额是根据主净额结算安排或GAAP下其他相关净额结算标准抵消与同一交易对手的任何余额后得出的（单位：百万）：
|
液化供应衍生品
|
||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||
| 总资产 | $ |
|
$ |
|
||||||||||
| 抵销金额 | (
|
(
|
||||||||||||
| 净资产 | $ |
|
$ |
|
||||||||||
| 总负债 | $ | (
|
$ | (
|
||||||||||
| 抵销金额 |
|
|
||||||||||||
| 净负债 | $ | (
|
$ | (
|
||||||||||
我们的抵押品余额为$
14
百万美元
13
分别截至2025年9月30日和2024年12月31日在我们的合并资产负债表中记录在其他流动资产净额和未净额中的百万。
注7 —
应计负债
应计负债包括以下各项（单位：百万）：
| 9月30日， | 12月31日， | |||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||
| 天然气采购 | $ |
|
$ |
|
||||||||||
| 利息成本和相关债务费用 |
|
|
||||||||||||
| LNG接收站及相关管道费用 |
|
|
||||||||||||
| 其他应计负债 |
|
|
||||||||||||
| 应计负债总额 | $ |
|
$ |
|
||||||||||
12
附注8 —
债务
债务包括以下（以百万计）：
| 9月30日， | 12月31日， | |||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||
|
SPL：
|
||||||||||||||
| 高级有担保票据： | ||||||||||||||
|
|
$ |
|
$ |
|
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|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
||||||||||||
|
2037年到期，加权平均费率为
|
|
|
||||||||||||
|
SPL高级有担保票据总额
|
|
|
||||||||||||
|
循环信贷和担保协议（the“SPL循环信贷工具”)
|
|
|
||||||||||||
|
总债务-SPL
|
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|
CQP：
|
||||||||||||||
| 高级笔记： | ||||||||||||||
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|
|
|
|
||||||||||||
|
CQP优先票据合计
|
|
|
||||||||||||
|
循环信贷和担保协议（the“CQP循环信贷工具”)
|
|
|
||||||||||||
|
总债务-CQP
|
|
|
||||||||||||
| 总债务 |
|
|
||||||||||||
| 流动债务，扣除未摊销贴现和发债成本（1） | (
|
(
|
||||||||||||
| 未摊销贴现和发债成本 | (
|
(
|
||||||||||||
| 长期债务总额，扣除未摊销贴现和发债成本 | $ |
|
$ |
|
||||||||||
(1)
包括根据各自契约中规定的固定摊销时间表进行摊销的票据。
(2)
于2025年7月根据与其他CQP优先票据相同的基础契约发行，并由第十次补充契约补充。见
截至2024年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告
有关CQP优先票据的担保、证券和赎回选择权的更多信息。
13
信贷便利
以下是截至2025年9月30日我们未偿还的信贷额度摘要（单位：百万）：
|
SPL循环信贷机制
|
CQP循环信贷工具
|
|||||||||||||
| 设施总规模 | $ |
|
$ |
|
||||||||||
| 减： | ||||||||||||||
| 未结余额 |
|
|
||||||||||||
| 签发的信用证 |
|
|
||||||||||||
| 可用承诺 | $ |
|
$ |
|
||||||||||
| 优先排序 | 高级担保 | 高级无抵押 | ||||||||||||
| 可用余额利率（1） |
SOFR加信用利差调整
|
SOFR加信用利差调整
|
||||||||||||
| 未提取余额承诺费（1） |
|
|
||||||||||||
| 信用证手续费（1） |
|
|
||||||||||||
| 到期日 |
|
|
||||||||||||
(1)
利率、承诺费和信用证费用的保证金根据适用主体的信用等级而变动。
限制性债务契约
管理我们和SPL债务的协议包含惯常的违约条款和事件以及某些契约，除其他外，这些条款和事件可能会限制我们和SPL进行某些投资或支付分配的能力。例如，SPL一般被限制根据管理其债务的协议进行分配，除非除其他要求外，为使用现金或信用证偿债建立了适当的准备金，以及历史和预计的偿债覆盖率至少为
1.25
：1.00满意。
截至2025年9月30日，我们和SPL遵守了与我们各自的债务协议相关的所有契约。
利息费用
扣除资本化利息后的总利息支出包括以下各项（单位：百万）：
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | |||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 总利息成本 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
| 资本化利息 | (
|
(
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||||
| 总利息支出，扣除资本化利息 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
公允价值披露
下表显示了我们优先票据的账面金额和估计公允价值（单位：百万）：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||
| 携带 金额（1） |
估计数 公允价值（2） |
携带 金额（1） |
估计数 公允价值（2） |
|||||||||||||||||||||||
| 高级笔记 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
(1)
账面金额不包括未摊销的贴现和发债成本。
(2)
截至2025年9月30日和2024年12月31日，$
1.3
我们的优先票据公允价值中有10亿被归类为第3级，因为这些优先票据的估值是通过对具有类似条款、期限和信用状况的工具的交易或指示性出价得出的价格应用不可观察的非流动性调整进行的。根据交易或工具指示性出价得出的价格，我们的优先票据公允价值的剩余部分被归类为第2级。
14
我们信贷融资的估计公允价值近似于未偿还的本金金额，因为利率与市场利率挂钩，债务可能随时全额或部分偿还而不会受到处罚。
注9 —
收入
下表是收入的分类（百万）：
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | |||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 与客户签订合同的收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| LNG收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
| LNG收入—附属公司 |
|
|
|
|
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| 再气化收入 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 其他收入 |
|
|
|
|
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| 与客户签订的合同收入总额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月和九个月，我们没有任何在我们的综合经营报表中按净额列报的重大收入安排。
合同负债
下表反映了我们的合同负债的变化，这些变化包含在我们合并资产负债表的递延收入和其他非流动负债中（单位：百万）：
| 截至2025年9月30日止九个月 | ||||||||
| 递延收入，期初 | $ |
|
||||||
| 已收到但尚未确认收入的现金 |
|
|||||||
| 从前期递延中确认的收入 | (
|
|||||||
| 递延收入，期末 | $ |
|
||||||
下表反映了我们对关联公司的合同负债的变化，这些变化包含在我们合并资产负债表的递延收入——关联公司和其他非流动负债——关联公司中（单位：百万）：
| 截至2025年9月30日止九个月 | ||||||||
| 递延收入—关联公司，期初 | $ |
|
||||||
| 已收到但尚未确认收入的现金 |
|
|||||||
| 从前期递延中确认的收入 | (
|
|||||||
| 递延收入—关联公司，期末 | $ |
|
||||||
分配给未来履约义务的交易价格
由于我们的许多销售合同具有长期期限，我们根据合同有权获得重大的未来对价，我们尚未将其确认为收入。
下表披露了分配给尚未履行的履约义务的交易价格合计金额：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||
| 不满意 交易价格 （十亿） |
加权平均识别时间（年）（1） | 不满意 交易价格 （十亿） |
加权平均识别时间（年）（1） | |||||||||||||||||||||||
| LNG收入 | $ |
|
|
$ |
|
|
||||||||||||||||||||
| LNG收入—附属公司 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 再气化收入 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 总收入 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||
(1)
加权平均确认时点表示对我们将确认一半未满足交易价格的年数的估计。
15
根据我们选择的豁免，上表中省略了以下潜在的未来收入来源：（1）属于原始预期期限为一年或更短的合同一部分的所有履约义务和（2）我们的SPA和TUI项下的几乎所有可变对价，完全分配给完全未履行的履约义务或完全未履行的承诺，当该履约义务符合一系列条件时，转让构成单一履约义务一部分的可明确区分的商品或服务。不包括在交易价格中、可分配给完全未履行的未来履约义务或以其他方式受到限制的可变费用的收入金额将根据（1）基础可变指数（主要是Henry Hub）在整个合同条款中的未来价格而变化，前提是客户选择接收其液化天然气，（2）对消费者价格指数的调整，以及（3）某些或有事件的结果，包括实现某些合同下的液化天然气交付所依据的里程碑。
下表汇总了上表所列与客户的合同项下赚取的可变对价百分比：
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| LNG收入 |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% | |||||||||||||||
| LNG收入—附属公司 |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% | |||||||||||||||
| 再气化收入 |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% | |||||||||||||||
注10 —
关联方交易
以下是我们的关联方交易摘要，均在正常业务过程中，如我们的合并经营报表所报告的（以百万计）：
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| LNG收入—附属公司 | |||||||||||||||||||||||
|
与Cheniere Marketing，LLC（“Cheniere Marketing”)
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 销售成本—附属公司 | |||||||||||||||||||||||
| Cheniere营销协议 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 运营和维护费用—附属公司 | |||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 运营维护费—关联方 | |||||||||||||||||||||||
| 天然气运输和储存协议（1） |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 一般和行政费用——附属公司 | |||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 其他运营成本和费用—关联公司 | |||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 其他收入—附属公司 | |||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
(1)
这些安排是与间接拥有我们有限合伙人部分权益的一方进行的。由于该实体出售此类权益于2025年5月13日生效，自该日期起，该方不再被视为关联方。
(2)
表示关联公司分配给我们某些子公司的累计收入金额，我们的子公司向其预付款项，以便关联公司可以根据其运营和维护协议代表他们支付运营费用。关联公司反过来将这些资金暂时投资于赚取利息和股息的存款账户，他们从中将历史赚取的收入分配给我们的子公司，自2025年6月30日起生效。未来，关联公司将在关联公司赚取此类利息和股息收入的同一时期将此类收入分配给我们的子公司。
16
上表中提及的与关联公司和其他关联方的协议产生的资产和负债在我们的合并资产负债表中分别归类为关联公司和关联方。
附注11 —
每个普通单位的净收入
特定时期每普通单位的净收入是基于我们就报告期间的收益或亏损向普通单位持有人产生的分配加上基于合伙协议条款的未分配净收益或亏损的分配，除以未偿还的普通单位的加权平均数。我们在该期间宣布的分配在合作伙伴赤字综合报表中列报。于2025年10月28日宣布派发现金 $
0.830
将于2025年11月14日就截至2025年9月30日止三个月支付给截至2025年11月7日登记在册的单位持有人的每普通单位，以及相关的普通合伙人分配。这些分配包括一个基本数额$
0.775
每单位和可变金额$
0.055
每单位。
两级法规定，一段时期的净收入应减去将就该时期分配的可用现金数额，代表未分配净收入的任何剩余数额应分配给普通单位持有人和其他参与单位持有人，但前提是每个单位可以分享净收入，就好像该时期的所有净收入已按照合伙协议进行了分配一样。未分配收入根据合伙协议中规定的可用现金的分配瀑布分配给参与证券。未分配损失（包括因分配超过净收益而产生的损失）根据合伙协议的规定按比例分配给普通单位和其他参与证券。即使现金分配不一定来自当期收益，但在计算当期每普通单位收益时，分配被视为已分配收益。
下表提供了净收入和分配给共同单位、普通合伙人单位和IDR的净收入的对账，用于计算每单位基本和稀释的净收入（以百万计，每单位数据除外）。由于四舍五入，表格中的金额可能无法准确重新计算，因为它是根据整数计算的，而不是所提供的四舍五入数字。
17
| 合计 | 有限合伙人共同单位 | 普通合伙人单位 |
IDR
|
|||||||||||||||||||||||
| 截至2025年9月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
||||||||||||||||||||||||
| 减：申报分派（1） |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 假设分配未分配净亏损（2） | $ | (
|
(
|
|
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|||||||||||||||||||||
| 假定分配净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||
| 加权平均未偿还单位 |
|
|||||||||||||||||||||||||
| 每单位基本和摊薄净收益 | $ |
|
||||||||||||||||||||||||
| 截至2024年9月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
||||||||||||||||||||||||
| 减：申报分派（1） |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 假设分配未分配净收益（2） | $ |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
| 假定分配净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||
| 加权平均未偿还单位 |
|
|||||||||||||||||||||||||
| 每单位基本和摊薄净收益 | $ |
|
||||||||||||||||||||||||
| 截至2025年9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
||||||||||||||||||||||||
| 减：申报分派（1） |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 假设分配未分配净收益（2） | $ |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
| 假定分配净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||
| 加权平均未偿还单位 |
|
|||||||||||||||||||||||||
| 每单位基本和摊薄净收益 | $ |
|
||||||||||||||||||||||||
| 截至2024年9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
||||||||||||||||||||||||
| 减：申报分派（1） |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 假设分配未分配净收益（2） | $ |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
| 假定分配净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||
| 加权平均未偿还单位 |
|
|||||||||||||||||||||||||
| 每单位基本和摊薄净收益 | $ |
|
||||||||||||||||||||||||
(1)
表示就相应期间的收益宣布的分配。
(2)
根据我们的合伙协议，IDR仅在实际申报的现金分配金额范围内参与净收入，从而将IDR排除在参与未分配净收入（亏损）之外。
注12 —
分部信息和客户集中
我们已确定我们作为单一经营和可报告分部运营。定期向主要经营决策者提供的损益计量（“CODM”）与GAAP最一致的是净收入，如我们的合并运营报表所示。这项措施有助于首席财务官评估业绩和资源分配，其中包括监测预算与实际结果、确定薪酬和决定资本分配优先事项。定期向主要经营决策者提供并计入损益计量的重大费用是销售成本、运营和维护费用以及一般和行政费用，如我们的综合运营报表所报告。还定期向主要经营决策者提供我们的衍生工具的公允价值变动，其中包括重要的非现金项目，这些项目为$
16
百万损失和$
147
截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月的收益分别为百万美元
103
百万美元
293
截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月的收益分别为百万。利息收入，计入利息和股利收入
18
在我们的合并运营报表上，为$
5
百万美元
7
截至2025年9月30日止三个月及2024年9月30日止三个月分别录得百万元及$
11
百万 和$
25
截至二零二五年九月三十日止九个月及二零二四年九月三十日止九个月，分别为百万元。
分部资产的计量在我们的合并资产负债表中作为总资产报告。我们几乎所有有形的长期资产，包括不动产、厂房和设备，都位于美国。增加长期资产的总支出在我们的合并现金流量表中报告。
我们的客户信用风险集中度超过总收入和/或贸易及其他应收款的10%，扣除当期预期信用损失和合同资产，扣除当期预期信用损失如下：
| 占外部客户总收入的百分比 | 贸易和其他应收款、净额和合同资产、外部客户净额的百分比 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | 9月30日， | 12月31日， | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 客户A |
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|
|
|
|
|
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| 客户B |
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* | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 客户C |
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| 客户D |
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|
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| 客户e | * | * |
|
|
* | * | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 客户F | * | * | * | * |
|
* | ||||||||||||||||||||||||||||||||
*低于10%
注13 —
补充现金流动信息
下表补充披露了实质性现金流信息（百万）：
| 截至9月30日的九个月， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 期间为债务利息支付的现金，扣除资本化金额后的净额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 非现金投资活动： | |||||||||||
| 未付款购买物业、厂房及设备（1） |
|
|
|||||||||
| 以租赁负债换取的使用权资产： | |||||||||||
| 经营租赁负债（2） |
|
|
|||||||||
| 融资租赁负债（3） |
|
|
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(1)
反映截至每一期间终了时在有关期间内确认的资产和负债的未支付部分。
(2)
净额$
33
在截至2024年9月30日的九个月内，由于基础拖船租赁的修改，百万美元从经营租赁重新分类为融资租赁。
(3)
净额$
15
截至2024年9月30日的九个月内，由于基础拖船租赁的修改，百万美元从融资租赁重新分类为经营租赁。
19
项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
关于前瞻性陈述的信息
这份季度报告包含某些属于或可能被视为“前瞻性陈述”的陈述。除对历史或当前事实或条件的陈述外，此处包含或通过引用并入此处的所有陈述均为“前瞻性陈述”。除其他外，“前瞻性陈述”包括：
•关于我们向单位持有人支付分配的能力的声明；
•关于我们预期从SPLNG、SPL或CTPL收到现金分配的报表；
•我们预计将在某些日期开始或完成我们提议的液化天然气接收站、液化设施、管道设施或其他项目的建设，或其任何扩建或部分的声明，或根本没有；
•关于国内和国际天然气生产、供应或消费的未来水平或从北美和全球其他国家进口或出口的液化天然气或购买天然气的未来水平的声明，无论此类信息的来源如何，或与天然气、液化天然气或其他碳氢化合物产品相关的运输或其他基础设施或需求和价格；
•关于任何融资交易或安排的声明，或我们进行此类交易的能力；
•关于我们未来流动性来源和现金需求的报表；
•有关我们列车建造的声明，包括有关任何EPC承包商或其他承包商的聘用以及与任何EPC或其他承包商的任何协议的预期条款和规定的声明，以及与此相关的预期成本；
•关于未来将签订或实质性履行的任何SPA或其他协议的声明，包括预计将收到的任何收入及其预计时间，以及关于受合同约束或可能成为合同约束的LNG再气化、天然气液化或储存总容量的声明；
•关于我们的商业合同、建筑合同和其他合同的交易对手的声明；
•关于我们计划开发和建造更多列车的声明，包括此类列车的融资；
•声明我们的火车建成后将具有某些特征，包括液化能力的数量；
•关于我们的业务战略、我们的优势、我们的业务和运营计划或任何其他计划、预测、预测或目标的声明，包括预期收入、资本支出、维护和运营成本以及现金流，其中任何或所有可能发生变化；
•与我们在环境问题上的目标、承诺和战略有关的声明；
•关于立法、政府、监管、行政或其他公共机构行动、批准、要求、许可、申请、备案、调查、诉讼或决定的声明；和
•与非历史相关的任何其他声明l或未来信息。
除历史或当前事实或条件的陈述外，所有这些类型的陈述都是前瞻性陈述。在某些情况下，前瞻性陈述可以通过诸如“可能”、“将”、“可能”、“应该”、“实现”、“预期”、“相信”、“考虑”、“继续”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“潜力”、“预测”、“项目”、“追求”、“目标”等术语来识别，这些术语的否定或其他类似术语。本季度报告中包含的前瞻性陈述主要基于我们的预期，这些预期反映了我们管理层做出的估计和假设。这些估计和假设反映了我们基于当前已知市场状况和其他因素的最佳判断。尽管我们认为这样的估计是合理的，但它们本质上是不确定的，并且涉及我们无法控制的若干风险和不确定性。此外，假设可能被证明是不准确的。我们提醒，本季度报告中包含的前瞻性陈述并非对未来业绩的保证，此类陈述可能无法实现，或者前瞻性陈述或事件可能不会发生。实际结果可能大不相同
20
由于本季度报告和我们向SEC提交的其他报告和其他信息中描述的各种因素，包括我们在“风险因素”下讨论的那些因素，前瞻性陈述中预期或暗示的那些截至2024年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告和我们的截至2025年3月31日止季度的10-Q表格季度报告.所有可归属于我们或代表我们行事的人的前瞻性陈述都明确地完全符合这些风险因素。这些前瞻性陈述仅在作出之日发表，除法律要求外，我们不承担更新或修改任何前瞻性陈述或提供实际结果可能不同的原因的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。
简介
以下讨论和分析提出了管理层对我们的业务、财务状况和整体业绩的看法，应与我们的合并财务报表和随附的附注一起阅读。这些信息旨在让投资者了解我们过去的业绩、当前的财务状况以及对未来的展望。
我们的讨论和分析包括以下主题：
•经营成果
概述
我们是一家公开交易的特拉华州有限合伙企业，由Cheniere组建。我们向世界各地的综合能源公司、公用事业公司和能源贸易公司提供清洁、安全和负担得起的液化天然气。我们渴望以安全和负责任的方式开展我们的业务，向我们的客户提供可靠、有竞争力和一体化的液化天然气来源。
LNG是一种液态天然气（主要是甲烷），是一种更清洁的可调度发电燃料。我们生产的液化天然气被运往世界各地，转化回天然气（称为“再气化”），然后通过管道输送到家庭和企业，并用作供暖、烹饪和其他工业用途必不可少的能源。
我们拥有位于路易斯安那州卡梅伦教区萨宾山口的天然气液化和出口设施（the“Sabine Pass LNG接收站”），世界上最大的液化天然气生产设施之一，液化天然气总产能超30mtpa（the“液化项目”）截至2025年9月30日止。Sabine Pass液化天然气接收站也有 五个合计容量约为17 BCFE的LNG储罐和再气化容量约为4 BCFF/d的汽化器，以及三个海上泊位，其中两个可容纳标称容量高达26.6万立方米的船舶，第三个泊位可容纳标称容量高达20万立方米的船舶。我们还通过我们的子公司CTPL拥有并运营一条94英里的天然气供应管道，该管道将Sabine Pass LNG接收站与几条大型州际和州内管道（the“Creole Trail Pipeline”).
我们的长期交易对手安排构成了我们业务的基础，并为我们提供了大量、稳定、长期的现金流，其中包括SPA，我们的客户通常需要就合同数量支付固定费用，而无论他们选择取消或暂停交付液化天然气货物；以及IPM协议，其中天然气生产商以全球液化天然气或天然气指数价格向我们销售天然气，减去固定的液化费、运费和其他成本。这些SPA还有一个可变费用部分，主要与Henry Hub挂钩，其结构一般用于支付生产液化天然气所消耗的天然气购买、运输和液化燃料的成本。由于我们从美国采购大部分用于液化天然气生产的原料，这些合同的结构有助于限制我们对美国天然气价格波动的风险敞口。通过我们的SPA和目前有效的IPM协议，截至2025年9月30日，加权平均剩余寿命约为14年，我们已与液化项目到2030年代中期的预计总产量签订了约90%的合同，不包括合同规定的超出目前正在建设或运营的额外液化能力的数量。
21
有纪律的增生增长
我们仍然专注于安全、卓越运营和客户满意度。对液化天然气的需求不断增加，使我们能够以财务纪律的方式扩大我们的液化基础设施。资本投资参数是我们有纪律的、增值增长的基础，包括考虑：
•通过长期商业合同实现价值增值回报：我们的目标是在上述定价结构下，根据长期SPA和IPM协议，与信誉良好的交易对手签订约90%的当前和计划液化能力合同，财务参数考虑到（其中包括）目标无杠杆回报、项目杠杆和分配。
我们以期望的回报获得长期商业合同的成功受到全球液化天然气和天然气市场状况以及我们的风险因素中描述的其他不确定性的影响截至2024年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告和我们的截至2025年3月31日止季度的10-Q表格季度报告.
•实现信贷增值回报：我们的目标是通过维持我们的长期、运行率杠杆和信贷指标的融资结构，为我们的项目保守地提供资金。
由于去瓶颈和其他优化项目，我们增加了液化项目的可用液化能力。我们相信，这些因素为我们未来客户合同组合的额外增长奠定了基础。我们在Sabine Pass LNG接收站持有重要的陆地位置，这为进一步的液化产能扩张提供了机会。我们正在开发毗邻液化项目的扩建项目，预计总峰值产能高达约20公吨/年的液化天然气，包括估计的消除瓶颈机会（the“SPL扩建项目”），我们正在商业化以支持与该项目相关的额外液化能力。SPL扩建项目除其他事项外，需要获得监管部门的批准以及可接受的商业和融资安排，然后我们才能做出积极的FID。
下表总结了FID前的开发工作以及与SPL扩展项目相关的某些关键里程碑：
| SPL扩建项目 | |||||||||||
| 预计LNG峰值产能总量（一） |
高达~20mtpa
|
||||||||||
| 里程碑 | |||||||||||
| 监管（2） |
FERC授权：
|
||||||||||
| 积极环境评估 | 待定 | ||||||||||
|
NGA第3条下的命令
|
待定 | ||||||||||
| 认证开工建设（三） | |||||||||||
|
DOE出口授权：
|
|||||||||||
| 自由贸易协定国家 | ü | ||||||||||
| 非FTA国家 | 待定 | ||||||||||
| 融资 | 融资（4） | ||||||||||
| 商业化和其他承包 | 最终商业协议（5） | 进行中 | |||||||||
| 确定的全范围EPC合同 | |||||||||||
| 关键里程碑 |
目标FID（6）
|
2026/2027 | |||||||||
ü表示收到授权，但须遵守持续的条件
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(1)基于容量、规模、位置和基础设施的预期。须经监管机构审查和批准，并可能基于设计考虑、与承包商的接触和其他因素而发生变化。受计划维护、生产可靠性、潜在过度设计和消除瓶颈机会的调整。
(2)我们的活动，包括我们的扩张活动，受到高度监管，需要在各个阶段获得监管批准，包括批准FERC和美国能源部根据第3及7条NGA，以及其他几项重要的政府和监管批准和许可。我们扩张项目的进展取决于在各自阶段内获得所需的所有监管批准。见我们的财政的10-K表格年度报告截至2024年12月31日止年度和我们的q截至二零二五年三月三十一日止的季度报表10-Q 进一步讨论联邦、州和地方法规、规则、条例和法律下的条例，我们受其约束，以及与条例相关的相关风险因素。
(3)基于来自FERC同意我们的请求，开始进行场地准备工作。FERC订单要求我们遵守某些正在进行的条件，并随着建设的进展获得某些额外的FERC和其他监管机构的批准。
(4)我们预计将利用当前承诺的融资和/或产生额外债务来为建设SPL扩建项目，如果我们达成积极FID.
(5)液化产能部分收缩Cheniere营销和SPL第五阶段直通SPA或IPM协议以超出目前正在建设或运营的额外液化能力为条件。
(6)预计受制于分阶段FID.任何积极FID受制于本文所述相关里程碑和资本投资参数的实现或考虑。
重大事项概览
我们自2025年1月1日以来和截至本表10-Q提交日期的重大事件包括以下内容：
战略
•2025年6月，我们的某些子公司更新了SPL扩建项目的FERC申请，该申请最初于2024年2月提交，以反映一个分两个阶段的项目，包括三个液化火车和配套基础设施，保持预期的总峰值产能高达约20公吨/年的液化天然气，包括估计的消除瓶颈机会。
可操作
•截至2025年10月24日，液化项目累计生产、装载和出口液化天然气货物超3120批，合计约2.15亿吨。
金融
•我们宣布，截至2025年9月30日止三个月和九个月的每股普通单位分派分别为0.820美元和2.460美元。2025年10月28日，关于2025年第三季度，我们宣布向截至2025年11月7日登记在册的单位持有人每普通单位0.830美元的现金分配，以及相关的普通合伙人分配，将于2025年11月14日支付。这些分配包括每单位0.775美元的基本金额和每单位0.055美元的可变金额。
•2025年7月，我们发行并出售本金总额为10亿美元、2035年到期的5.550%优先票据，所得款项净额连同手头现金用于赎回SPL 2026年到期的5.875%优先有担保票据本金总额中的10亿美元。
•2025年3月，SPL在到期时偿还了2025年到期的5.625%优先有担保票据的剩余未偿还本金总额3亿美元。
•2025年2月，惠誉评级将发行人信用评级CQP从BBB-上调至BBB，展望稳定。2025年6月，标普全球评级同时给予2035年CQP优先票据BBB评级，并将剩余无担保CQP票据评级从BBB-上调至BBB。
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经营成果
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万，单位数据除外） | 2025 | 2024 | 方差 | 2025 | 2024 | 方差 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| LNG收入 | $ | 1,837 | $ | 1,479 | $ | 358 | $ | 5,961 | $ | 4,653 | $ | 1,308 | |||||||||||||||||||||||
| LNG收入—附属公司 | 518 | 526 | (8) | 1,738 | 1,441 | 297 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 再气化收入 | 34 | 34 | — | 102 | 102 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他收入 | 15 | 16 | (1) | 47 | 48 | (1) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 总收入 | 2,404 | 2,055 | 349 | 7,848 | 6,244 | 1,604 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 运营成本和费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 销售成本（不含以下单独列示的运营维护费用和折旧摊销费用） | 1,278 | 773 | 505 | 4,177 | 2,398 | 1,779 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 销售成本—附属公司 | — | — | — | — | 4 | (4) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 运营和维护费用 | 191 | 200 | (9) | 683 | 610 | 73 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 运营和维护费用—附属公司 | 40 | 41 | (1) | 126 | 123 | 3 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 运营维护费—关联方 | — | 15 | (15) | 28 | 44 | (16) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 | 3 | 2 | 1 | 9 | 8 | 1 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 一般和行政费用——附属公司 | 23 | 23 | — | 70 | 68 | 2 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销费用 | 173 | 171 | 2 | 515 | 509 | 6 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他经营成本和费用 | — | 2 | (2) | 2 | 10 | (8) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他运营成本和费用—关联公司 | — | 1 | (1) | 1 | 2 | (1) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 总运营成本和费用 | 1,708 | 1,228 | 480 | 5,611 | 3,776 | 1,835 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 经营收入 | 696 | 827 | (131) | 2,237 | 2,468 | (231) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他收入（费用） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出，扣除资本化利息 | (189) | (199) | 10 | (567) | (603) | 36 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 债务变更或消灭的损失 | (7) | — | (7) | (7) | (3) | (4) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 利息和股息收入 | 5 | 7 | (2) | 14 | 25 | (11) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他收入—附属公司 | 1 | — | 1 | 23 | — | 23 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他费用合计 | (190) | (192) | 2 | (537) | (581) | 44 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ | 506 | $ | 635 | $ | (129) | $ | 1,700 | $ | 1,887 | $ | (187) | |||||||||||||||||||||||
|
每普通单位基本和摊薄净收益
|
$ | 0.80 | $ | 1.08 | $ | (0.28) | $ | 2.79 | $ | 3.21 | $ | (0.42) | |||||||||||||||||||||||
从液化项目加载和识别的体积
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 方差 | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 装载量并确认为收入（TBTU） | 374 | 377 | (3) | 1,130 | 1,166 | (36) | |||||||||||||||||||||||||||||
净收入
与2024年同期相比，截至2025年9月30日的三个月和九个月的净收入分别减少了1.29亿美元和1.87亿美元，主要原因是：
•作为衍生工具核算的协议公允价值的不利变化分别为1.62亿美元和1.9亿美元，主要是由于北美天然气交付的基于市场的位置远期价差的变化，部分被我们的IPM协议的有利变化所抵消，这主要是由于
24
全球和美国国内天然气价差收窄，其影响因适用的全球和美国国内天然气价格波动性的相对变化而最小化；以及
•与可比的九个月期间相比，运营和维护费用（包括关联公司和关联方）增加了6000万美元，这主要是由于液化项目的两列火车完成了计划中的大规模维护活动。
这些不利的差异被以下因素部分抵消：
•其他收入增加2300万美元——可比的九个月期间之间的附属公司；
•扣除资本化利息后的利息支出分别减少1000万美元和3600万美元；和
•扣除销售成本和衍生品，液化天然气收入分别增加900万美元和3700万美元。
以下是按细目分列的净收入差异的重要驱动因素的扩大讨论：
收入
与2024年同期相比，截至2025年9月30日的三个月和九个月的收入分别增加3.49亿美元和16亿美元，主要是由于Henry Hub定价提高导致每MMBTU定价分别增加3.67亿美元和18亿美元，但被主要由于计划中的大规模维护活动导致的产量下降分别减少1800万美元和1.85亿美元部分抵消，如上文标题下进一步描述的那样净收入.
运营成本和费用
与2024年同期相比，截至2025年9月30日的三个月和九个月的运营成本和费用分别增加了4.8亿美元和18亿美元，主要原因是：
•天然气原料成本分别增加3.4亿美元和15亿美元，主要是由于美国天然气价格上涨，如上文标题下所述收入;
•如上文标题下所述，作为衍生工具计入销售成本的协议的公允价值分别发生1.62亿美元和1.9亿美元的不利变化净收入；和
•由于计划的大规模维护活动，可比的九个月期间的运营和维护费用（包括关联公司和关联方）增加了6000万美元。
其他收入（费用）
与2024年同期相比，截至2025年9月30日的三个月和九个月分别出现200万美元和4400万美元的有利差异，主要是由于扣除资本化利息的利息支出分别减少1000万美元和3600万美元，主要是由于可比期间之间的总债务减少。日均债务余额从截至2024年9月30日止九个月的159亿美元降至截至2025年9月30日止九个月的151亿美元，原因是作为Cheniere长期资本分配计划的一部分，债务继续得到偿还。在可比的九个月期间，造成有利差异的另一个原因是其他收入增加了2300万美元——与Cheniere的一家附属子公司的服务协议相关的附属公司，详见附注10 —关联交易.
影响我们经营业绩的重要因素
以下是影响我们运营结果的重要因素。
衍生工具损益
衍生工具，我们用来管理某些风险，在我们的合并财务报表中以公允价值报告。对于商品衍生工具，包括与我们的IPM协议相关的工具，被经济对冲的基础液化天然气销售按权责发生制会计方法入账，据此，预期来自未来液化天然气销售的收入仅在交付或实现基础交易时确认。尽管
25
随着时间的推移降低风险敞口的操作意图，以公允价值确认衍生工具具有确认与未来期间风险敞口相关的损益的效果，并且鉴于我们某些衍生合约的大量、长期和价格基础的波动性，使用衍生工具可能会导致基于市场定价变化、交易对手信用风险和我们可能无法控制的其他相关因素，我们的经营业绩持续波动。例如，如在附注6 —衍生工具在我们的合并财务报表附注中，液化供应衍生品的公允价值酌情纳入了与某些合同不确定性相关的基于市场参与者的假设，包括与交付点的市场信息可用性相关的假设，这可能需要未来发展基础设施，以及满足某些事件的时间安排或发展基础设施以支持天然气收集和运输。如果这些不确定性得到解决，我们可能会通过收益确认公允价值的变化，这可能会对我们的经营业绩产生重大影响。
业务季节性
我们的季度业绩受到生产水平、维护活动的时间安排以及由此产生的产量可用性的影响。因此，营业利润可能不会在全年平均产生。天气变化，包括温度，对我们液化项目的液化天然气产量有影响。与夏季月份相比，我们的液化项目能够在较凉爽的月份实现相对更高的生产量。我们通常在第二季度和第三季度的肩月期间在我们的站点执行我们预定的主要维护活动，以减轻对我们年度经营业绩的影响。
流动性和资本资源
以下信息描述了我们在短期和长期内产生和获得足够数量现金以满足我们要求的能力。在短期内，我们预计将使用经营现金流和可用流动性来满足我们的现金需求，这些流动性包括现金和现金等价物、限制性现金和现金等价物以及我们信贷额度下的可用承诺。此外，我们预计将通过使用经营现金流和其他未来潜在流动性来源来满足我们的长期现金需求，其中可能包括我们或我们的子公司的债务发行和我们的股权发行。
下表提供了我们可用流动性的摘要（以百万计）。下文将讨论未来流动性的重要来源。
| 2025年9月30日 | |||||
| 现金及现金等价物 | $ | 121 | |||
|
指定用于液化项目的受限制现金和现金等价物
|
43 | ||||
| 我们信贷额度下的可用承诺（1）： | |||||
|
SPL循环信贷机制
|
815 | ||||
|
CQP循环信贷工具
|
1,000 | ||||
| 我们信贷额度下的可用承诺总额 | 1,815 | ||||
| 可用流动资金总额 | $ | 1,979 | |||
我们在2025年9月30日之后的流动性头寸将受到未来流动性来源和未来现金需求的驱动。有关我们未来流动性来源和用途的讨论，请参见第7项中的流动性和资本资源披露。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析在我截至2024年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告.
尽管我们的现金来源和用途从综合角度列示如下，但我们和我们的子公司SPL以独立的资本结构运营。SPL执行的债务工具下的某些限制或要求限制了其分配现金的能力，其中包括：
•SPL被要求根据其某些债务协议将收到的所有现金存入受限制的现金和现金等价物账户。该等现金的使用或提取仅限于支付与
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液化项目及其他受限制付款。此外，SPL的运营成本由Cheniere的子公司根据关联协议进行管理，这可能需要SPL向各自的关联公司垫付现金；和
•SPL在支付某些款项（包括分配）的能力方面受到其某些债务协议中包含的肯定和否定契约的限制，除非满足特定要求。
尽管存在上述限制，我们认为存在足够的灵活性，以使每个独立的资本结构能够满足其目前预期的现金需求。SPL的流动性来源主要为SPL的现金需求提供资金，任何不受限制的剩余流动性（由SPLNG提供的流动性补充）均可用于使CQP能够满足其现金需求。
补充保证人信息
CQP的某些债务义务（第“担保义务”），包括 15亿美元于2029年到期的4.500%优先票据、15亿美元于2031年到期的4.0000%优先票据、12亿美元于2032年到期的3.25%优先票据、14亿美元于2033年到期的5.950%优先票据、12亿美元于2034年到期的5.750%优先票据和10亿美元于2035年到期的5.550%优先票据（统称“CQP优先票据”）由CQP若干子公司提供连带担保（各a“担保人”总的来说，“CQP担保人”），根据管辖该担保义务的各自债务协议的规定。
CQP担保人对此类担保义务的担保是全额无条件的，但须遵守某些解除条款，包括（如适用）（1）担保人的股本或全部或几乎全部资产的出售、处分或转让（通过合并、合并或其他方式），（2）担保人的清算或解散，（3）在担保人解除另一项担保后导致其对担保义务的担保产生，以及（4）管辖CQP优先票据的契约下的义务的合法撤销或满足和解除。在我们发生违约支付本金或利息的情况下，无论是在各自的债务到期时还是通过宣布加速、要求赎回或其他方式，都可能对CQP担保人提起法律程序以强制执行该担保。
担保义务包含相应债务工具惯常的肯定和否定契约，包括（除有限的例外情况外）对CQP和CQP担保人产生额外债务和/或留置权、订立对冲安排和/或与关联公司进行交易的能力的限制。担保义务还包括相应债务工具惯常发生的违约事件，这些事件受惯常的宽限期和重要性标准的约束。
根据美国破产法或州欺诈性转让或转易法，被担保义务持有人针对CQP担保人的权利可能会受到限制。每份担保都包含一项条款，旨在将担保人的责任限制在其可能产生的最大金额，而不会导致根据美国联邦或州法律产生其担保下的义务为欺诈性转让或转移。但是，对于法院对CQP担保人的最大责任认定将适用什么标准，则无法保证。此外，这一规定可能无法有效保护担保在欺诈性运输法下不被作废。存在全部担保被撤销的可能性，在这种情况下，全部责任可能被消灭。
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下表为CQP财务信息汇总（以“母发行人”）和CQP担保人（连同母发行人、发行人的“Obligor Group”）合并计算。对SPL收益的投资和股权，并在遵守有关其担保的某些条件的情况下，Sabine Pass LP（与SPL合称，“非担保人”），目前不是债务人集团的成员，已被排除在外。Obligor集团内实体之间的公司间余额和交易已消除。尽管Obligor Group的债权人对非担保人没有债权，但由于其对这些实体的投资，Obligor Group可能会在非担保人破产、清算或重组时获得非担保人的资产。然而，这种对非担保人资产的债权将从属于非担保人债权人包括贸易债权人的任何债权。
| 资产负债表摘要（百万） | 9月30日， | 12月31日， | ||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||
| 物业、厂房及设备 | ||||||||||||||
| 流动资产 | ||||||||||||||
| 流动资产，净额 | $ | 163 | $ | 312 | ||||||||||
| 流动资产—关联公司 | 180 | 103 | ||||||||||||
| 与非担保人的流动资产 | 40 | 53 | ||||||||||||
| 流动资产总额 | 383 | 468 | ||||||||||||
| 非流动资产，净额 | 2,986 | 3,034 | ||||||||||||
| 总资产 | $ | 3,369 | $ | 3,502 | ||||||||||
| 负债 | ||||||||||||||
| 流动负债 | ||||||||||||||
| 流动负债 | $ | 154 | $ | 148 | ||||||||||
| 流动负债—关联公司 | 33 | 57 | ||||||||||||
| 应付非担保人的流动负债 | 189 | 120 | ||||||||||||
| 流动负债合计 | 376 | 325 | ||||||||||||
| 长期债务，扣除溢价、折价和发债成本 | 7,721 | 6,731 | ||||||||||||
| 其他非流动负债 | 133 | 141 | ||||||||||||
| 非流动负债—关联公司 | 14 | 18 | ||||||||||||
| 负债总额 | $ | 8,244 | $ | 7,215 | ||||||||||
| 运营概要报表（百万） | 截至2025年9月30日止九个月 | |||||||
| 收入 | $ | 149 | ||||||
|
来自非担保人的收入
|
411 | |||||||
| 总收入 | 560 | |||||||
| 运营成本和费用 | 189 | |||||||
| 运营成本和费用——关联公司 | 154 | |||||||
|
营业成本和费用—非担保人
|
1 | |||||||
| 总运营成本和费用 | 344 | |||||||
| 经营收入 | 216 | |||||||
| 净收入 | $ | (42) | ||||||
28
现金来源和用途
下表汇总了我们的现金、现金等价物以及限制性现金和现金等价物的来源和用途（单位：百万）。该表列出了以现金为基础的资本支出；因此，这些金额与本报告其他部分提及的包括应计在内的资本支出金额不同。对这些项目的进一步讨论如下表。
| 截至9月30日的九个月， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 经营活动所产生的现金净额 | $ | 1,881 | $ | 2,092 | |||||||
| 投资活动所用现金净额 | (180) | (112) | |||||||||
| 筹资活动使用的现金净额 | (1,916) | (2,200) | |||||||||
|
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物净减少额
|
$ | (215) | $ | (220) | |||||||
经营现金流
两个期间之间减少2.11亿美元，主要是由于营运资金产生的现金流，主要是由于销售液化天然气货物的现金收款时间不同，以及支付给供应商的款项。
投资现金流
截至2025年9月30日和2024年9月的9个月，物业、厂房和设备的现金流出主要与优化和其他场地改善项目有关。
融资现金流
下表汇总了我们的融资活动（单位：百万）：
| 截至9月30日的九个月， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 发行债务及借款所得款项 | $ | 1,262 | $ | 1,228 | |||||||
| 赎回及偿还债务 | (1,617) | (1,680) | |||||||||
| 发债及其他融资成本 | (13) | (15) | |||||||||
| 分配 | (1,539) | (1,729) | |||||||||
| 其他 | (9) | (4) | |||||||||
| 筹资活动使用的现金净额 | $ | (1,916) | $ | (2,200) | |||||||
发行债务及借款所得款项
下表显示了发行债务和借款的收益，包括季度内活动（百万）：
| 截至9月30日的九个月， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 发行债务及借款所得款项 | |||||||||||
| CQP： | |||||||||||
|
2034年到期的5.750%优先票据
|
$ | — | $ | 1,198 | |||||||
|
5.550%于2035年到期的优先票据
|
997 | — | |||||||||
| SPL： | |||||||||||
| SPL循环信贷机制 | 265 | 30 | |||||||||
| 发行债务和借款所得款项总额 | $ | 1,262 | $ | 1,228 | |||||||
29
债务赎回和偿还
下表显示了债务的赎回和偿还情况，包括季度内活动（百万）：
| 截至9月30日的九个月， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 赎回及偿还债务 | |||||||||||
| SPL： | |||||||||||
|
2024年到期的5.750%优先票据
|
$ | — | $ | (300) | |||||||
|
2025年到期的5.625%优先票据
|
(300) | (1,350) | |||||||||
|
2026年到期的5.875%优先票据
|
(1,000) | — | |||||||||
|
4.746%加权平均利率2037年到期优先票据
|
(52) | — | |||||||||
| SPL循环信贷机制 | (265) | (30) | |||||||||
| 赎回和偿还债务总额 | $ | (1,617) | $ | (1,680) | |||||||
向单位持有人派发现金
我们的合伙协议要求，在每个季度结束后的45天内，我们分配所有可用现金（如我们的合伙协议中所定义）。我们的可用现金是我们在一个季度末的手头现金减去我们的普通合伙人建立的任何储备金的金额。迄今已支付的所有分配均来自累计经营盈余。
以下提供了我们在截至2025年9月30日和2024年9月的九个月内支付的分配摘要：
| 总分布（百万） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支付日期 | 分销涵盖的期间 | 每个共同单位的分配 | 共同单位 | 普通合伙人单位 | 激励分配权 | |||||||||||||||||||||||||||
| 2025年8月14日 | 2025年4月1日-6月30日 | $ | 0.820 | $ | 397 | $ | 10 | $ | 104 | |||||||||||||||||||||||
| 2025年5月15日 | 2025年1月1日-3月31日 | 0.820 | 397 | 10 | 104 | |||||||||||||||||||||||||||
| 2025年2月14日 | 2024年10月1日-12月31日 | 0.820 | 397 | 10 | 104 | |||||||||||||||||||||||||||
| 2024年8月14日 | 2024年4月1日-6月30日 | 0.810 | 392 | 10 | 99 | |||||||||||||||||||||||||||
| 2024年5月15日 | 2024年1月1日-3月31日 | 0.810 | 392 | 10 | 99 | |||||||||||||||||||||||||||
| 2024年2月14日 | 2023年10月1日-12月31日 | 1.035 | 501 | 14 | 204 | |||||||||||||||||||||||||||
此外，在截至2025年9月30日和2024年9月30日的九个月内，Tug Services分别根据其码头海运服务协议向Cheniere Terminals分配了600万美元和800万美元，这被确认为向我们的普通合伙人权益持有人分配的一部分。参考附注10 —关联交易我们的合并财务报表附注，以进一步讨论本协议。
2025年10月28日，关于2025年第三季度，我们宣布向截至2025年11月7日登记在册的单位持有人进行每普通单位0.830美元的现金分配，以及相关的普通合伙人分配，将于2025年11月14日支付。这些分配包括每单位0.775美元的基本金额和每单位0.055美元的可变金额。
关键会计估计摘要
按照公认会计原则编制合并财务报表要求管理层做出某些估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表和随附附注中报告的金额。我们的关键会计估计与我们在截至2024年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告.
最近的会计准则
30
项目3。关于市场风险的定量和定性披露
营销交易商品价格风险
我们有商品衍生品，包括液化项目运营的天然气供应合同，以及相关的经济对冲（统称为“液化供应衍生品”).为了测试液化供应衍生品的公允价值对基础商品价格变化的敏感性，管理层将每个交付地点的天然气商品价格变化10%建模如下（单位：百万）：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||||||||||||
| 公允价值 | 公允价值变动 | 公允价值 | 公允价值变动 | ||||||||||||||||||||
|
液化供应衍生品
|
$ | (1,178) | $ | 292 | $ | (1,281) | $ | 342 | |||||||||||||||
项目4。控制和程序
我们维持一套披露控制和程序，旨在确保我们根据经修订的《1934年证券交易法》第21E条提交的报告中要求我们披露的信息（the“交易法”）在SEC规则和表格规定的时间段内进行记录、处理、汇总和报告。截至本报告涵盖的期间结束时，我们在普通合伙人的管理层（包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官）的监督和参与下，根据《交易法》规则13a-15评估了我们的披露控制和程序的有效性。基于该评估，我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序是有效的。
在最近一个财政季度，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化对我们对财务报告的内部控制产生了重大影响，或者有理由可能产生重大影响。
31
第二部分。其他信息
项目1。法律程序
我们现在是，将来也可能是，作为各种法律诉讼的一方参与，这些诉讼是正常业务过程中的附带事件。我们定期分析当前信息，并在必要时就这些事项的最终处置提供可能负债的应计项目。除下文讨论的情况外，我们在本报告中披露的法律程序并无重大变化截至2024年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告.
路易斯安那州环境质量部 (“LDEQ”）事项
我们的某些子公司正在与LDEQ进行讨论，以解决Sabine Pass LNG接收站的燃机甲醛涉嫌不符合国家排放标准的问题。这些指控是在综合合规命令和潜在处罚通知中确定的，跟踪编号。AE-CN-22-00833（“2023合规令”）由LDEQ于2023年4月12日发布。2004年8月，美国环境保护署（The“环保署”）停止对Sabine Pass LNG接收站等燃机实施排放标准。2022年3月，EPA取消了中止，2022年6月，我们的子公司向EPA和LDEQ申请批准额外的操作参数，以证明符合排放限制。美国环保署于2025年7月31日批准了该请愿书，2025年10月，LDEQ确认2023年合规令下的所有剩余里程碑均已实现。我们的子公司继续与LDEQ合作解决2023年合规令。截至2024年12月，我们的子公司向LDEQ提交的测试结果表明，在2024年的测试期间，所有44台涡轮机均符合相关合规标准。截至2025年9月，在2025年测试期间，所有44台涡轮机均符合相关合规标准。我们预计，任何最终处罚都不会对我们的财务业绩产生重大不利影响。
项目1a。风险因素
项目5。其他信息
《交易法》第10b5-1条规则提供了一项肯定性抗辩，允许以避免对在可能拥有重大非公开信息的情况下在未来某个日期发起交易的担忧的方式进行预先安排的证券交易。我们的内幕交易政策允许我们的普通合伙人的董事和执行官订立旨在遵守规则10b5-1的交易计划。在截至2025年9月30日的三个月期间，我们的普通合伙人的任何执行官或董事均未采用或终止规则10b5-1交易计划或采用或终止非规则10b5-1交易安排（定义见S-K条例第408（c）项）。
32
项目6。展览
| 附件编号 | 说明 | |||||||
| 22.1 | ||||||||
| 31.1* | ||||||||
| 31.2* | ||||||||
| 32.1** | ||||||||
| 32.2** | ||||||||
| 101.INS* | XBRL实例文档 | |||||||
| 101.SCH* | XBRL分类学扩展架构文档 | |||||||
| 101.CAL* | XBRL分类学扩展计算linkbase文档 | |||||||
| 101.DEF* | XBRL分类学扩展定义linkbase文档 | |||||||
| 101.LAB* | XBRL Taxonomy Extension Labels Linkbase Document | |||||||
| 101.PRE* | XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase文档 | |||||||
| 104* | 封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中） | |||||||
| * | 随函提交。 | ||||
| ** | 特此提供。 | ||||
33
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告，并因此获得正式授权。
| Cheniere Energy Partners, L.P. | |||||||||||
| 签名： | Cheniere能源合作伙伴 GP，LLC， 其普通合伙人 |
||||||||||
| 日期： | 2025年10月29日 | 签名： | /s/扎克·戴维斯 | ||||||||
| 扎克·戴维斯 | |||||||||||
| 执行副总裁兼首席财务官 | |||||||||||
| （代表注册人及 作为首席财务官） |
|||||||||||
| 日期： | 2025年10月29日 | 签名： | /s/大卫·斯莱克 | ||||||||
| 大卫·斯莱克 | |||||||||||
| 高级副总裁兼首席财务官 | |||||||||||
| （代表注册人及 作为首席会计官） |
|||||||||||
34